RU2814313C1 - Device for preparing hydrocarbon gas for transport - Google Patents
Device for preparing hydrocarbon gas for transport Download PDFInfo
- Publication number
- RU2814313C1 RU2814313C1 RU2023118799A RU2023118799A RU2814313C1 RU 2814313 C1 RU2814313 C1 RU 2814313C1 RU 2023118799 A RU2023118799 A RU 2023118799A RU 2023118799 A RU2023118799 A RU 2023118799A RU 2814313 C1 RU2814313 C1 RU 2814313C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- unit
- hydrocarbon
- outlet
- prepared
- Prior art date
Links
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 43
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 43
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims abstract description 39
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 121
- 239000003949 liquefied natural gas Substances 0.000 claims abstract description 22
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 claims abstract description 14
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 claims abstract description 14
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 claims abstract description 13
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 13
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract description 12
- 238000001035 drying Methods 0.000 claims abstract description 10
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims abstract description 7
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims abstract description 7
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 claims abstract description 7
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims abstract description 6
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 claims description 20
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 claims description 20
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 13
- 239000003463 adsorbent Substances 0.000 claims description 6
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 5
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 claims description 2
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 claims description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000002912 waste gas Substances 0.000 abstract 1
- 238000000034 method Methods 0.000 description 12
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 4
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 4
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000005381 potential energy Methods 0.000 description 4
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 2
- 239000003507 refrigerant Substances 0.000 description 2
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 2
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 238000009776 industrial production Methods 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000005057 refrigeration Methods 0.000 description 1
Abstract
Description
Изобретение относится к устройству подготовки углеводородных газов к транспорту адсорбционным способом в нефтегазовой промышленности, включающее осушку, отбензинивание газа, а также компримирование подготовленного газа от 10 до 25 МПа.The invention relates to a device for preparing hydrocarbon gases for transport by adsorption method in the oil and gas industry, including drying, gas stripping, as well as compression of the prepared gas from 10 to 25 MPa.
На установке подготовки углеводородного газа к транспорту, где применяются адсорбционные процессы, подготовленный газ традиционно поставляется потребителю по магистральным газопроводам, без получения и использования в качестве альтернативы сжиженного природного газа (СПГ), экономически выгодного для потребительского спроса.At a hydrocarbon gas preparation plant for transport, where adsorption processes are used, the prepared gas is traditionally supplied to the consumer through main gas pipelines, without obtaining and using liquefied natural gas (LNG) as an alternative, which is economically beneficial for consumer demand.
Известна установка подготовки газа (Чуракаев, A.M. Газоперерабатывающие заводы и установки/А.М. Чуракаев. - М.: Недра, 1994 г. - с. 221. - рис. 11,2-а), которая включает приемный сепаратор с отводом углеводородного конденсата и техводы, блок адсорбционной осушки и отбензинивания газа с отводами подготовленного газа и газа после проведения регенерации адсорбента и оснащенный трубчатой печью нагрева газа регенерации, холодильник и сепаратор охлажденного газа после проведения регенерации адсорбента с отводами отработанного газа регенерации, углеводородного конденсата и техводы, отвод углеводородного конденсата с приемного сепаратора и отвод углеводородного конденсата с сепаратора охлажденного газа после проведения регенерации адсорбента соединен с колонной стабилизации углеводородов, снабженной отводами газов стабилизации и стабильного конденсата, при этом выделившиеся газы стабилизации направляют на собственные нужды, отработанный газ регенерации подается в поток газа, поступающего на адсорбционную осушку и отбензинивание газа.A gas treatment plant is known (Churakaev, A.M. Gas processing plants and installations / A.M. Churakaev. - M.: Nedra, 1994 - p. 221. - Fig. 11.2-a), which includes a receiving separator with a hydrocarbon outlet condensate and process water, adsorption drying and gas topping unit with outlets of prepared gas and gas after regeneration of the adsorbent and equipped with a tubular furnace for heating the regeneration gas, refrigerator and cooled gas separator after regeneration of the adsorbent with outlets of waste regeneration gas, hydrocarbon condensate and process water, hydrocarbon outlet condensate from the receiving separator and the removal of hydrocarbon condensate from the cooled gas separator after regeneration of the adsorbent is connected to a hydrocarbon stabilization column equipped with outlets of stabilization gases and stable condensate, while the released stabilization gases are directed to its own needs, the waste regeneration gas is supplied to the gas flow entering the adsorption drying and gas stripping.
Недостатком известного технического решения является отсутствие дожимной компрессорной станции (ДКС) на линии вывода подготовленного газа с установки, а также отсутствие производства сжиженного природного газа, что в целом ограничивает транспорт газа потребителю на дальние расстояния.The disadvantage of the known technical solution is the absence of a booster compressor station (BCS) on the line for removing prepared gas from the installation, as well as the lack of production of liquefied natural gas, which generally limits the transport of gas to the consumer over long distances.
Наиболее близкой по технической сущности и достигаемому результату является установка подготовки углеводородного газа (Патент RU 2470865, C01G 5/00, B01D 53/00, F25J 3/00 опубл. 27.12.2012), включающая блок сепарации исходного газа с отводами углеводородного конденсата и техводы, который соединен с блоком адсорбционной осушки и отбензинивания газа, оснащенный трубчатой печью нагрева газа регенерации, с отводом газа, углеводородного конденсата и техводы после проведения регенерации адсорбента, и который соединен линией отвода подготовленного газа с дожимной компрессорной станцией, а также соединен совместно с блоком сепарации исходного газа линией отвода углеводородного конденсата с блоком стабилизации углеводородов, снабженным отводами стабильного конденсата и газов стабилизации, который соединен с линией на собственные нужды и с блоком компримирования, выход из которого соединен или с потоком исходного газа, или с отводом отработанного газа регенерации, или с отводом подготовленного газа.The closest in technical essence and achieved result is a hydrocarbon gas preparation unit (Patent RU 2470865, C01G 5/00, B01D 53/00, F25J 3/00 publ. December 27, 2012), including a source gas separation unit with hydrocarbon condensate and process water outlets , which is connected to the adsorption drying and gas topping unit, equipped with a tubular furnace for heating the regeneration gas, with the removal of gas, hydrocarbon condensate and process water after regeneration of the adsorbent, and which is connected by a prepared gas removal line to the booster compressor station, and is also connected together with the separation unit source gas by a hydrocarbon condensate removal line with a hydrocarbon stabilization unit equipped with outlets of stable condensate and stabilization gases, which is connected to the line for its own needs and to a compression unit, the outlet of which is connected either to the source gas flow, or to the removal of regeneration exhaust gas, or to removal of prepared gas.
Недостатком известного технического решения является отсутствие производства СПГ, что ограничивает транспорт газа потребителю в районах, где не развита система магистрального трубопроводного транспорта, а также - в случае лимита на трубопроводный газ, вследствие чего в целом снижается экономическая эффективность.The disadvantage of the known technical solution is the lack of LNG production, which limits the transport of gas to consumers in areas where the main pipeline transport system is not developed, and also in the case of a limit on pipeline gas, as a result of which economic efficiency is generally reduced.
Задачей изобретения является усовершенствование устройства подготовки углеводородного газа к транспорту, обеспечивающее повышение эффективности ее работы за счет получения альтернативного источника энергии в виде СПГ.The objective of the invention is to improve the device for preparing hydrocarbon gas for transport, ensuring increased efficiency of its operation by obtaining an alternative energy source in the form of LNG.
Техническим результатом является расширение ассортимента продукции за счет добавочного получения СПГ, и также увеличения выхода продукции за счет выработки дополнительного количества топливного газа.The technical result is an expansion of the product range due to the additional production of LNG, and also an increase in product yield due to the production of additional amounts of fuel gas.
Указанный технический результат достигается тем, что в устройстве подготовки углеводородного газа, содержащем блок сепарации исходного газа с отводами углеводородного конденсата и воды, который соединен с блоком адсорбционной осушки и отбензинивания газа, оснащенный трубчатой печью нагрева газа регенерации, с отводом газа, углеводородного конденсата и воды после проведения регенерации адсорбента, и который соединен с дожимной компрессорной станцией через линию отвода подготовленного газа, которая через линию газа регенерации соединена с блоком адсорбционной осушки и отбензинивания газа, который также соединен совместно с блоком сепарации исходного газа линией отвода углеводородного конденсата с блоком стабилизации углеводородов, снабженным отводами стабильного конденсата и газов стабилизации, который соединен с линией на собственные нужды и с блоком компримирования, выход из которого соединен или с потоком исходного газа, или с отводом отработанного газа регенерации, или с отводом подготовленного газа, особенность заключается в том, что дожимная компрессорная станция соединена линией отвода части подготовленного газа с дополнительно установленным блоком получения СПГ, снабженным отводами СПГ и топливного газа.This technical result is achieved by the fact that in a hydrocarbon gas preparation device containing a source gas separation unit with hydrocarbon condensate and water outlets, which is connected to an adsorption drying and gas stripping unit, equipped with a tubular regeneration gas heating furnace, with gas, hydrocarbon condensate and water outlets after regeneration of the adsorbent, and which is connected to the booster compressor station through the prepared gas removal line, which is connected through the regeneration gas line to the adsorption drying and gas stripping unit, which is also connected together with the source gas separation unit by a hydrocarbon condensate removal line to the hydrocarbon stabilization unit, equipped with outlets of stable condensate and stabilization gases, which is connected to the line for its own needs and to a compression unit, the outlet of which is connected either to the flow of the source gas, or to the outlet of the regeneration exhaust gas, or to the outlet of the prepared gas, the peculiarity is that the booster The compressor station is connected by an outlet line for part of the prepared gas with an additionally installed LNG production unit equipped with LNG and fuel gas outlets.
При промышленном производстве СПГ для газа с давлением до 100 МПа наиболее эффективными являются циклы сжижения с использованием внешней холодильной установки (принципы внешнего охлаждения), работающей на углеводородах или азоте, при этом сжижается почти весь природный газ. Данные циклы являются наиболее затратными. Поэтому предлагается наиболее рациональный и доступный цикл для компримированного подготовленного газа от 10 до 25 МПа: с дросселированием и детандером.In the industrial production of LNG for gas with pressures up to 100 MPa, the most effective are liquefaction cycles using an external refrigeration unit (external cooling principles) running on hydrocarbons or nitrogen, which liquefies almost all natural gas. These cycles are the most expensive. Therefore, the most rational and affordable cycle is proposed for compressed treated gas from 10 to 25 MPa: with throttling and expander.
На данном устройстве для получения СПГ для газа с давлением от 10 до 25 МПа предлагается использовать как собственно потенциальную энергию сжатого подготовленного газа, так и естественное охлаждение подготовленного газа при снижении давления. При этом в установках сжижения в качестве холодильного агента используется часть сжижаемого подготовленного газа (технологического газа), в этом случае применяют более простые циклы: с дросселированием или детандером. Сжижение природного газа на основе внутреннего охлаждения может достигаться следующими способами:In this device, to produce LNG for gas with pressure from 10 to 25 MPa, it is proposed to use both the actual potential energy of the compressed prepared gas and the natural cooling of the prepared gas when the pressure decreases. At the same time, in liquefaction plants, part of the liquefied prepared gas (process gas) is used as a refrigerant; in this case, simpler cycles are used: with throttling or an expander. Liquefaction of natural gas based on internal cooling can be achieved in the following ways:
• изоэнтальпийным расширением сжатого газа (энтальпия i=const), т.е. дросселированием (использование эффекта Джоуля-Томсона); при дросселировании поток газа не производит какой-либо работы;• isenthalpy expansion of compressed gas (enthalpy i=const), i.e. throttling (using the Joule-Thomson effect); when throttling, the gas flow does not perform any work;
• изоэнтропийным расширением сжатого газа (энтропия S=const) с отдачей внешней работы; при этом получают дополнительное количество холода, помимо обусловленного эффектом Джоуля-Томсона, так как работа расширения газа совершается за счет его внутренней энергии.• isentropic expansion of compressed gas (entropy S=const) with the release of external work; in this case, an additional amount of cold is obtained, in addition to that due to the Joule-Thomson effect, since the work of expansion of the gas is performed due to its internal energy.
Изоэнтальпийное расширение сжатого газа предлагается использовать при высокой потенциальной энергии, а изоэнтропийное расширение сжатого газа использовать при более низкой.It is proposed to use isenthalpic expansion of compressed gas at high potential energy, and isentropic expansion of compressed gas to use at lower potential energy.
В предлагаемом устройстве часть подготовленного газа дополнительно осушают и делят в установленном блоке получения СПГ на технологический газ и продукционный газ, который охлаждают в предварительном теплообменнике, очищают от углекислого газа, затем охлаждают в основном теплообменнике, редуцируют с помощью первого дросселя или детандера (в зависимости от давления) и разделяют в сепараторе на СПГ и обратный газ, который нагревают в основном теплообменнике, при этом технологический газ редуцируют с помощью второго дросселя или детандера (в зависимости от давления) и смешивают с нагретым обратным газом, получая газ низкого давления, который выводят после нагрева в предварительном теплообменнике на собственные нужды в качестве топливного газа.In the proposed device, part of the prepared gas is additionally dried and divided in the installed LNG production unit into process gas and production gas, which is cooled in a preliminary heat exchanger, purified from carbon dioxide, then cooled in the main heat exchanger, reduced using the first throttle or expander (depending on pressure) and are separated in the separator into LNG and return gas, which is heated in the main heat exchanger, while the process gas is reduced using a second throttle or expander (depending on pressure) and mixed with the heated return gas, obtaining low pressure gas, which is removed after heating in a preliminary heat exchanger for its own needs as fuel gas.
Изоэнтальпийное и изоэнтропийное расширение сжатого подготовленного газа является одним из наиболее доступных и энергоэффективных способов повышения экономичности установки подготовки углеводородного газа в эксплуатационных условиях, когда одним из главных направлений по развития производства альтернативных видов газа в стране является разработка и использование доступных и рациональных технологий при получении СПГ.Isenthalpic and isentropic expansion of compressed treated gas is one of the most accessible and energy-efficient ways to increase the efficiency of a hydrocarbon gas treatment plant under operating conditions, when one of the main directions for the development of the production of alternative types of gas in the country is the development and use of affordable and rational technologies for the production of LNG.
Таким образом, совокупность предлагаемых признаков позволит обеспечить добавочное получение СПГ и дополнительную выработку топливного газа, вследствие использования доступной и рациональной технологии при охлаждении подготовленного газа, за счет высокой потенциальной энергии, с использованием в качестве хладагента части сжижаемого подготовленного газа (технологического газа).Thus, the combination of the proposed features will ensure additional production of LNG and additional production of fuel gas, due to the use of accessible and rational technology for cooling the prepared gas, due to high potential energy, using part of the liquefied prepared gas (process gas) as a refrigerant.
На фиг.1 представлена блок-схема устройства подготовки углеводородного газа к транспорту.Figure 1 shows a block diagram of a device for preparing hydrocarbon gas for transport.
Устройство подготовки углеводородного газа работает следующим образом. Исходный газ (I) очищают от капельной влаги, механических примесей и отделяют от взвешенной части жидких углеводородов в блоке сепарации газов 1, из которого выводят техническую воду (II) и углеводородный конденсат (III), а газ сепарации (IV) очищают от паров воды и углеводородов Cs+ в блоке адсорбционной осушки и отбензинивания газа 2 с получением отработанного газа регенерации (V), технической воды (VI), углеводородного конденсата (VII), который совместно с углеводородным конденсатом (III) подвергают гидромеханическому разделению жидкой и газовой фазы в блоке стабилизации углеводородов 3 с получением стабильного углеводородного конденсата (VIII) и газов стабилизации (IX), который отводится с установки на собственные нужды и может сжиматься в блоке компримирования 4 для отвода в поток исходного газа (I), или в поток отработанного газа регенерации (V), или в поток подготовленного газа (X) часть которого используется в качестве газа регенерации (XI), поток подготовленного газа (X) компримируют в блоке ДКС 5, оснащенном газоперекачивающим агрегатом, с отводом компримированного подготовленного газа с установки (XII) и части подготовленного газа (XIII) в блок получения СПГ 6, где дополнительно часть подготовленного газа (XIII) осушается, очищается и охлаждается с получением СПГ (XIV) и топливного газа (XV) на собственные нужды.The hydrocarbon gas preparation device operates as follows. The source gas (I) is purified from droplets of moisture and mechanical impurities and separated from the suspended part of liquid hydrocarbons in gas separation unit 1, from which process water (II) and hydrocarbon condensate (III) are removed, and the separation gas (IV) is purified from water vapor and Cs+ hydrocarbons in the adsorption dehydration and gas topping unit 2 to produce regeneration exhaust gas (V), process water (VI), hydrocarbon condensate (VII), which, together with the hydrocarbon condensate (III), is subjected to hydromechanical separation of the liquid and gas phases in the stabilization unit hydrocarbons 3 to produce stable hydrocarbon condensate (VIII) and stabilization gases (IX), which is removed from the installation for its own needs and can be compressed in the compression unit 4 for discharge into the source gas stream (I), or into the regeneration exhaust gas stream (V) , or into the prepared gas stream (X), part of which is used as regeneration gas (XI), the prepared gas stream (X) is compressed in the BCS 5 unit, equipped with a gas pumping unit, with the compressed prepared gas removed from the installation (XII) and part of the prepared gas (XIII) to the LNG production block 6, where an additional part of the prepared gas (XIII) is dried, purified and cooled to produce LNG (XIV) and fuel gas (XV) for its own needs.
Claims (1)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2814313C1 true RU2814313C1 (en) | 2024-02-28 |
Family
ID=
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU21357U1 (en) * | 2001-07-20 | 2002-01-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Оренбурггазпром" | INSTALLING DRYING AND CLEANING RAW NATURAL GAS FROM SULFUR COMPOUNDS |
| RU2470865C2 (en) * | 2011-03-30 | 2012-12-27 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский и проектный институт по переработке газа" ("ОАО "НИПИгазпереработка") | Method of preparing hydrocarbon gas and apparatus for realising said method |
| RU2757211C1 (en) * | 2020-11-27 | 2021-10-12 | Андрей Владиславович Курочкин | Integrated gas treatment plant with lng production and increased extraction of gas condensate (options) |
| RU2769867C1 (en) * | 2020-12-22 | 2022-04-07 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Газпром Трансгаз Краснодар" | Unit for preparing hydrocarbon gas for transport |
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU21357U1 (en) * | 2001-07-20 | 2002-01-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Оренбурггазпром" | INSTALLING DRYING AND CLEANING RAW NATURAL GAS FROM SULFUR COMPOUNDS |
| RU2470865C2 (en) * | 2011-03-30 | 2012-12-27 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский и проектный институт по переработке газа" ("ОАО "НИПИгазпереработка") | Method of preparing hydrocarbon gas and apparatus for realising said method |
| RU2757211C1 (en) * | 2020-11-27 | 2021-10-12 | Андрей Владиславович Курочкин | Integrated gas treatment plant with lng production and increased extraction of gas condensate (options) |
| RU2769867C1 (en) * | 2020-12-22 | 2022-04-07 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Газпром Трансгаз Краснодар" | Unit for preparing hydrocarbon gas for transport |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2541360C1 (en) | Liquefied natural gas production method and complex for its implementation | |
| RU2300061C2 (en) | Method of liquefying natural gas | |
| RU2636966C1 (en) | Method for production of liquefied natural gas | |
| RU2671665C1 (en) | Installation for natural gas liquefaction and method for operation thereof (options) | |
| US20070240449A1 (en) | Method for producing liquefied natural gas | |
| EA011198B1 (en) | Motor driven compressor system for natural gas liquefaction | |
| CA2700751C (en) | Method for producing liquefied natural gas | |
| MX2013014870A (en) | Process for liquefaction of natural gas. | |
| US20230332833A1 (en) | Process for Producing Liquefied Hydrogen | |
| CN115069057A (en) | Method for recovering carbon dioxide by low-temperature rectification purification | |
| RU2673972C1 (en) | Complex for reduction, liquidation and compression of natural gas (options) | |
| RU2814313C1 (en) | Device for preparing hydrocarbon gas for transport | |
| RU2719533C1 (en) | Method for production of liquefied natural gas and compressed natural gas at a gas distribution station and a complex (versions) for its implementation | |
| RU2640969C1 (en) | Method for extraction of liquefied hydrocarbon gases from natural gas of main gas pipelines and plant for its implementation | |
| US10393015B2 (en) | Methods and systems for treating fuel gas | |
| US20170307291A1 (en) | Low pressure ethane liquefaction and purification from a high pressure liquid ethane source | |
| RU2699911C1 (en) | Plant for producing lng | |
| RU2686655C1 (en) | Plant for production of liquefied natural gas (versions) | |
| RU2692614C1 (en) | Plant for production of liquefied natural gas | |
| RU2665088C1 (en) | Liquefied natural gas under conditions of the gas distribution station production method | |
| RU2753206C1 (en) | Method for autonomous production of liquefied natural gas and installation for its implementation | |
| RU2772632C1 (en) | Method for producing liquefied natural gas | |
| RU2745178C2 (en) | Installation for the production of natural gas motor fuels (options) | |
| RU2767848C1 (en) | Liquefied natural gas production plant | |
| RU2699872C1 (en) | Plant for production of liquefied natural gas |