+

RU2640050C1 - Method for removing heavy hydrocarbons when liquefying natural gas and device for its implementation - Google Patents

Method for removing heavy hydrocarbons when liquefying natural gas and device for its implementation Download PDF

Info

Publication number
RU2640050C1
RU2640050C1 RU2017103390A RU2017103390A RU2640050C1 RU 2640050 C1 RU2640050 C1 RU 2640050C1 RU 2017103390 A RU2017103390 A RU 2017103390A RU 2017103390 A RU2017103390 A RU 2017103390A RU 2640050 C1 RU2640050 C1 RU 2640050C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
separator
liquid
natural gas
gas
heat exchanger
Prior art date
Application number
RU2017103390A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Андрей Леонидович Довбиш
Евгений Иванович Гуров
Виктор Валерьевич Володин
Original Assignee
Публичное акционерное общество криогенного машиностроения (ПАО "Криогенмаш")
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Публичное акционерное общество криогенного машиностроения (ПАО "Криогенмаш") filed Critical Публичное акционерное общество криогенного машиностроения (ПАО "Криогенмаш")
Priority to RU2017103390A priority Critical patent/RU2640050C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2640050C1 publication Critical patent/RU2640050C1/en

Links

Images

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/0002—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the fluid to be liquefied
    • F25J1/0022—Hydrocarbons, e.g. natural gas
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
    • F25J1/0032—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration"
    • F25J1/004—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration" by flash gas recovery
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/02—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process
    • F25J1/0203—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a single-component refrigerant [SCR] fluid in a closed vapor compression cycle
    • F25J1/0208—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures requiring the use of refrigeration, e.g. of helium or hydrogen ; Details and kind of the refrigeration system used; Integration with other units or processes; Controlling aspects of the process using a single-component refrigerant [SCR] fluid in a closed vapor compression cycle in combination with an internal quasi-closed refrigeration loop, e.g. with deep flash recycle loop
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2220/00—Processes or apparatus involving steps for the removal of impurities
    • F25J2220/60—Separating impurities from natural gas, e.g. mercury, cyclic hydrocarbons
    • F25J2220/64—Separating heavy hydrocarbons, e.g. NGL, LPG, C4+ hydrocarbons or heavy condensates in general
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2230/00—Processes or apparatus involving steps for increasing the pressure of gaseous process streams
    • F25J2230/30—Compression of the feed stream
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2240/00—Processes or apparatus involving steps for expanding of process streams
    • F25J2240/60—Expansion by ejector or injector, e.g. "Gasstrahlpumpe", "venturi mixing", "jet pumps"
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J2270/00—Refrigeration techniques used
    • F25J2270/90—External refrigeration, e.g. conventional closed-loop mechanical refrigeration unit using Freon or NH3, unspecified external refrigeration

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)

Abstract

FIELD: oil and gas industry.SUBSTANCE: invention describes a method for removing heavy hydrocarbons in the liquefaction of natural gas comprising: preliminarily cleaned and dried natural gas is cooled, obtained vapour-liquid mixture is separated in a separator into liquid and vapour phases, withdrawing the liquid phase with increased content of heavy hydrocarbons for disposal, wherein cooling of natural gas is carried out in a heat exchanger, the vapour phase is directed from the separator to ejector passive flow inlet, from the natural gas liquefaction plant a portion of high pressure cold flow is withdrawn and sent to ejector active flow inlet, a flow from ejector is directed to additional separator, in which the flow is separated into gas and liquid, gas is directed to heat exchanger for recuperation of cold. After recuperation of cold, gas is directed to a compressor, after the compressor the gas is sent to the natural gas liquefaction plant. A device for removing heavy hydrocarbons is also disclosed.EFFECT: providing uninterrupted operation of natural gas liquefaction plant without increase of machine equipment fleet.7 cl, 3 dwg

Description

Группа изобретений относится к области криогенной техники, в частности к сжижению природных газов с тяжелыми углеводородами в установках с циклом высокого давления.The group of inventions relates to the field of cryogenic technology, in particular to the liquefaction of natural gases with heavy hydrocarbons in plants with a high pressure cycle.

Известен способ сжижения природного газа или метана (патент RU 2180081 C1, опубл. 27.02.2002), заключающийся в том, что природный газ сжимают в компрессоре высокого давления, затем последовательно охлаждают в первом теплообменнике, фреоновом теплообменнике, втором теплообменнике, после второго теплообменника осуществляют расширение природного газа высокого давления в эжекторе с образованием парожидкостной смеси, парожидкостную смесь направляют на первое разделение на газовую и жидкую фазы, газовую фазу после первого разделения направляют через второй и первый теплообменники на вход в компрессор высокого давления, жидкую фазу после первого разделения расширяют в дросселе, образовавшуюся парожидкостную смесь направляют на второе разделение на газовую и жидкую фазы, жидкую фазу после второго разделения направляют в хранилище, газ из хранилища объединяют с газовой фазой после второго разделения и направляют на вход пассивного потока эжектора. Недостатком данного способа является то, что при суммарном содержании в природном газе тяжелых углеводородов (углеводороды от пентана и выше, а также ароматические углеводороды) свыше 70 ppm они могут замерзать при низких температурах, достигаемых после расширения в эжекторе, в результате чего процесс сжижения природного газа прекращается.A known method of liquefying natural gas or methane (patent RU 2180081 C1, publ. 02.27.2002), which consists in the fact that natural gas is compressed in a high pressure compressor, then sequentially cooled in a first heat exchanger, a freon heat exchanger, a second heat exchanger, after the second heat exchanger is carried out expansion of high-pressure natural gas in the ejector to form a vapor-liquid mixture, the vapor-liquid mixture is sent to the first separation into gas and liquid phases, the gas phase after the first separation is sent through the second and first heat exchangers at the inlet to the high-pressure compressor, the liquid phase after the first separation is expanded in the throttle, the resulting vapor-liquid mixture is sent to the second separation into gas and liquid phases, the liquid phase after the second separation is sent to the storage, the gas from the storage is combined with the gas phase after the second separation and sent to the input of the passive flow of the ejector. The disadvantage of this method is that when the total content of heavy hydrocarbons in natural gas (hydrocarbons from pentane and above, as well as aromatic hydrocarbons) above 70 ppm, they can freeze at low temperatures achieved after expansion in the ejector, resulting in the process of liquefying natural gas ceases.

Известно устройство сжижения природного газа (патент RU 2180082 C1, опубл. 27.02.2002), содержащее подающую и возвратную магистрали, компрессор высокого давления, первый теплообменник, фреоновый теплообменник и второй теплообменник, первый и второй сепараторы, состоящие из газовой и жидкостной частей, первое расширительное устройство, расположенное между вторым теплообменником и первым сепаратором и выполненное в виде эжектора, второе расширительное устройство, расположенное между первым и вторым сепараторами, возвратная магистраль начинается на газовой части первого сепаратора, проходит через второй и первый теплообменники и соединяется с входом в компрессор высокого давления, газовая часть второго сепаратора соединена с входом пассивного потока эжектора. Недостатком данного устройства является то, что при суммарном содержании в природном газе тяжелых углеводородов (углеводороды от пентана и выше, а также ароматические углеводороды) свыше 70 ppm они могут замерзать при низких температурах, достигаемых в сепараторах, в результате чего забиваются дроссели слива жидкости из сепараторов и установка прекращает работу.A device for liquefying natural gas (patent RU 2180082 C1, publ. 02.27.2002) is known, containing a supply and return line, a high pressure compressor, a first heat exchanger, a freon heat exchanger and a second heat exchanger, the first and second separators consisting of gas and liquid parts, the first an expansion device located between the second heat exchanger and the first separator and made in the form of an ejector, a second expansion device located between the first and second separators, the return line begins a first gas part of the separator, passes through the second and first heat exchangers and is connected to the input of the high pressure compressor of the second gas separator connected to the input of a passive flow ejector. The disadvantage of this device is that with a total content of natural hydrocarbons in natural gas (hydrocarbons from pentane and higher, as well as aromatic hydrocarbons) over 70 ppm, they can freeze at low temperatures reached in the separators, as a result of which the chokes for draining the liquid from the separators become clogged and the installation stops working.

Известны способ и устройство удаления тяжелых компонентов, принятые за прототип, включающие подачу предварительно очищенного и осушенного исходного газа по входному трубопроводу, охлаждение потока исходного газа хладоагентом с образованием парожидкостной смеси, разделение парожидкостной смеси в сепараторе на паровую и жидкую фазы, отвод жидкой фазы из жидкостной полости сепаратора в жидкостной трубопровод на утилизацию, подачу холодной паровой фазы из паровой полости сепаратора в полость обратного потока теплообменника для рекуперации холода, подачу теплой паровой фазы из полости обратного потока теплообменника на вход в компрессор, сжатие паровой фазы в компрессоре, последующее охлаждение паровой фазы в полости прямого потока теплообменника и подачу паровой фазы в установку сжижения природного газа (заявка на патент US 20090064713 A1, опубл. 12.03.2009). Недостатком данных способа и устройства является то, что требуется дополнительная холодильная машина для подачи хладоагента и, соответственно, увеличивается парк машинного оборудования, возрастают затраты на его обслуживание. Кроме того, при давлении исходного газа ниже 1.5…2.5 МПа, требуемая температура охлаждения исходного газа для образования парожидкостной смеси должна быть ниже минус 50…80°C. Для получения хладоагента с такой температурой требуется многоступенчатая холодильная машина, что снижает надежность и увеличивает площадь, занимаемую оборудованием установки сжижения природного газа.A known method and device for removing heavy components, adopted as a prototype, comprising supplying a pre-purified and dried source gas through an inlet pipe, cooling the source gas stream with a refrigerant to form a vapor-liquid mixture, separating the vapor-liquid mixture in the separator into vapor and liquid phases, draining the liquid phase from the liquid the separator cavity in the liquid pipe for disposal, the supply of the cold vapor phase from the vapor cavity of the separator into the cavity of the return flow of the heat exchanger for the recuperator of cold, supplying a warm vapor phase from the return flow cavity of the heat exchanger to the compressor inlet, compressing the vapor phase in the compressor, then cooling the vapor phase in the direct flow cavity of the heat exchanger and supplying the vapor phase to the natural gas liquefaction plant (patent application US 20090064713 A1, publ. March 12, 2009). The disadvantage of the data of the method and device is that it requires an additional refrigeration machine for supplying refrigerant and, accordingly, the fleet of machinery increases, the cost of its maintenance increases. In addition, at a pressure of the source gas below 1.5 ... 2.5 MPa, the required cooling temperature of the source gas for the formation of a vapor-liquid mixture should be below minus 50 ... 80 ° C. To obtain a refrigerant with such a temperature, a multi-stage refrigeration machine is required, which reduces reliability and increases the area occupied by the equipment of the natural gas liquefaction plant.

Цель группы изобретений - удаление тяжелых углеводородов из природного газа перед его сжижением без увеличения затрат на обслуживание машинного оборудования, без увеличения площади под машинное оборудование и без снижения надежности работы установки.The purpose of the group of inventions is the removal of heavy hydrocarbons from natural gas before liquefying it without increasing the cost of servicing machinery, without increasing the area under the machinery, and without reducing the reliability of the installation.

Техническим результатом является обеспечение бесперебойной работы установки сжижения природного газа без увеличения парка машинного оборудования.The technical result is to ensure the smooth operation of the natural gas liquefaction plant without increasing the fleet of machinery.

Технический результат в способе удаления тяжелых углеводородов при сжижении природного газа достигается тем, что предварительно очищенный и осушенный исходный природный газ охлаждают, разделяют полученную парожидкостную смесь в сепараторе на жидкую и паровую фазы, отводят жидкую фазу с повышенным содержанием тяжелых углеводородов на утилизацию, при этом охлаждение исходного природного газа осуществляют в теплообменнике, паровую фазу из сепаратора направляют на вход пассивного потока эжектора, из установки сжижения природного газа выводят часть холодного потока высокого давления и направляют ее на вход активного потока эжектора, выходящий из эжектора поток направляют в дополнительный сепаратор, в котором поток разделяют на газ и жидкость, газ направляют в теплообменник для рекуперации холода, после рекуперации холода газ направляют в компрессор, газ после компрессора направляют в установку сжижения природного газа.The technical result in the method for removing heavy hydrocarbons by liquefying natural gas is achieved by pre-purifying and dried natural gas feed, cooling the resulting vapor-liquid mixture in a separator into liquid and vapor phases, removing the liquid phase with a high content of heavy hydrocarbons for disposal, while cooling the source of natural gas is carried out in a heat exchanger, the vapor phase from the separator is directed to the inlet of the passive flow of the ejector from the installation of liquefaction of natural gas Part of the cold high-pressure stream is removed and directed to the inlet of the active ejector stream, the stream leaving the ejector is directed to an additional separator, in which the stream is separated into gas and liquid, the gas is sent to a heat exchanger to recover the cold, after the recovery of the cold gas is sent to the compressor, gas after the compressor is sent to a natural gas liquefaction plant.

Давление потока на выходе из эжектора на 0…50% превышает давление паровой фазы, а расход части холодного потока высокого давления из установки сжижения природного газа равен 20…40% от расхода паровой фазы.The flow pressure at the outlet of the ejector is 0 ... 50% higher than the vapor phase pressure, and the flow rate of part of the high pressure cold stream from the natural gas liquefaction plant is 20 ... 40% of the vapor phase flow rate.

Жидкость из дополнительного сепаратора выводят на утилизацию.The liquid from the optional separator is discharged.

Жидкость из дополнительного сепаратора дросселируют и направляют в сепаратор.The fluid from the optional separator is throttled and sent to the separator.

Технический результат в устройстве для удаления тяжелых углеводородов при сжижении природного газа достигается тем, что устройство содержит входной трубопровод, теплообменник с полостями прямого и обратного потоков, сепаратор с паровой и жидкостной полостями, компрессор, вход которого соединен с теплым концом обратного потока теплообменника, а жидкостная полость сепаратора соединена с жидкостным трубопроводом, при этом входной трубопровод соединен с теплым концом полости прямого потока теплообменника, холодный конец полости прямого потока теплообменника соединен с входом в сепаратор, паровая полость сепаратора соединена с патрубком пассивного потока эжектора, патрубок активного потока эжектора соединен с выходом холодного потока высокого давления из установки сжижения природного газа, выход эжектора соединен с входом в дополнительный сепаратор, газовая полость которого соединена с холодным концом полости обратного потока теплообменника, а выход из компрессора соединен с установкой сжижения природного газа.The technical result in a device for removing heavy hydrocarbons by liquefying natural gas is achieved by the fact that the device contains an inlet pipe, a heat exchanger with cavities of direct and return flows, a separator with steam and liquid cavities, a compressor whose inlet is connected to the warm end of the return flow of the heat exchanger, and a liquid the separator cavity is connected to the liquid pipe, while the inlet pipe is connected to the warm end of the direct flow cavity of the heat exchanger, the cold end of the cavity is straight the heat exchanger flow is connected to the inlet to the separator, the steam cavity of the separator is connected to the passive ejector flow pipe, the active ejector pipe is connected to the output of the high pressure cold stream from the natural gas liquefaction plant, the ejector output is connected to the input to the additional separator, the gas cavity of which is connected to the cold the end of the cavity of the return flow of the heat exchanger, and the outlet of the compressor is connected to the installation of liquefaction of natural gas.

Жидкостная полость дополнительного сепаратора соединена с жидкостным трубопроводом.The fluid cavity of the optional separator is connected to the fluid pipe.

Жидкостная полость дополнительного сепаратора соединена через дроссель с входом в сепаратор.The liquid cavity of the additional separator is connected through the throttle to the inlet to the separator.

Изобретение поясняется чертежами.The invention is illustrated by drawings.

На фиг. 1 изображена принципиальная схема устройства для реализации данного способа удаления тяжелых углеводородов.In FIG. 1 shows a schematic diagram of a device for implementing this method of removing heavy hydrocarbons.

На фиг. 2 изображена принципиальная схема устройства для реализации дополнительного способа удаления тяжелых углеводородов.In FIG. 2 shows a schematic diagram of a device for implementing an additional method for removing heavy hydrocarbons.

На фиг. 3 изображен пример принципиальной схемы установки сжижения природного газа, работающей по дроссельно-эжекторному циклу высокого давления.In FIG. Figure 3 shows an example of a schematic diagram of a natural gas liquefaction plant operating on a high-pressure throttle-ejector cycle.

На фиг. 1 устройство содержит входной трубопровод 1, теплообменник 2 с полостью прямого потока 3 и полостью обратного потока 4, сепаратор 5, жидкостной трубопровод 6, эжектор 7, дополнительный сепаратор 8, компрессор 9, трубопровод высокого давления 10, выход холодного потока высокого давления 11 из установки сжижения природного газа 12.In FIG. 1 device comprises an inlet pipe 1, a heat exchanger 2 with a direct flow cavity 3 and a reverse flow cavity 4, a separator 5, a liquid pipe 6, an ejector 7, an additional separator 8, a compressor 9, a high pressure pipe 10, an outlet of a cold high pressure stream 11 from the installation natural gas liquefaction 12.

На фиг. 2 устройство содержит дроссель 13, соединенный с жидкостной полостью дополнительного сепаратора 8 и входом сепаратора 5.In FIG. 2, the device comprises a throttle 13 connected to the liquid cavity of the additional separator 8 and the input of the separator 5.

На фиг. 3 установка 12 содержит циркуляционный компрессор 14, первый противоточный теплообменник 15, фреоновый теплообменник 16, второй противоточный теплообменник 17, холодный эжектор 18, первый сепаратор 19, холодный дроссель 20, второй сепаратор 21 и продуктовый трубопровод 22.In FIG. 3, the installation 12 comprises a circulation compressor 14, a first counter-current heat exchanger 15, a freon heat exchanger 16, a second counter-current heat exchanger 17, a cold ejector 18, a first separator 19, a cold choke 20, a second separator 21 and a product pipe 22.

Принцип работы устройства удаления тяжелых углеводородов заключается в следующем.The principle of operation of the heavy hydrocarbon removal device is as follows.

Исходный газ после очистки от CO2 и осушки от воды с расходом 2040 нм3/ч, давлением 2.05 МПа (абс.) и составом: гелий - 0,011%, азот - 1.66%, CO2 - 0.005%, Cl - 93.894%, C2 - 3.56%, С3-0.55%, C4 - 0.195%, С5+- 0.124% мол. поступает в установку по входному трубопроводу 1 в полость прямого потока 3 теплообменника 2. После охлаждения в теплообменнике 2 газ с температурой минус 80°C направляют в сепаратор 5. Жидкую фазу из сепаратора 5 направляют по жидкостному трубопроводу 6 на утилизацию. Паровую фазу на выходе из сепаратора 5 с расходом 2010 нм3/ч и давлением 2.00 МПа направляют в патрубок пассивного потока эжектора 7. Смешанный поток из эжектора при давлении 2.10 МПа и температуре минус 89°C направляют в дополнительный сепаратор 8. Из-за небольшой доли жидкости в смешанном потоке и уноса капельной влаги в дополнительном сепараторе жидкости на выходе из дополнительного сепаратора нет и весь смешанный поток поступает в полость обратного потока 4 теплообменника 2. После рекуперации холода в теплообменнике 2 газ с температурой минус 3°C и давлением 2.05 МПа направляют в компрессор 9, в котором повышают давление газа до 20 МПа, а затем по трубопроводу высокого давления 10 подают в установку сжижения природного газа 12. При этом через выход холодного потока высокого давления 11 из установки 12 в патрубок активного потока эжектора 7 направляют газ с температурой минус 37°C, давлением 19.9 МПа и расходом 610 нм 1 ч.The source gas after purification from CO 2 and drying from water with a flow rate of 2040 nm 3 / h, pressure 2.05 MPa (abs.) And composition: helium - 0.011%, nitrogen - 1.66%, CO2 - 0.005%, Cl - 93.894%, C2 - 3.56%, С3-0.55%, C4 - 0.195%, С5 + - 0.124 mol%. enters the installation through the inlet pipe 1 into the direct flow cavity 3 of the heat exchanger 2. After cooling in the heat exchanger 2, gas with a temperature of minus 80 ° C is sent to the separator 5. The liquid phase from the separator 5 is sent through the liquid pipe 6 for disposal. The vapor phase at the outlet of the separator 5 with a flow rate of 2010 nm 3 / h and a pressure of 2.00 MPa is sent to the passive flow pipe of the ejector 7. The mixed flow from the ejector at a pressure of 2.10 MPa and a temperature of minus 89 ° C is sent to the additional separator 8. Due to the small there is no fraction of liquid in the mixed stream and entrainment of droplet moisture in the additional liquid separator at the outlet of the additional separator, and the entire mixed stream enters the cavity of the return flow 4 of the heat exchanger 2. After recovering the cold in the heat exchanger 2, the gas with a temperature of minus 3 ° C and a pressure of 2.05 MPa are sent to a compressor 9, in which the gas pressure is increased to 20 MPa, and then fed to a natural gas liquefaction unit 12 through a high pressure pipeline 10. In this case, through the outlet of a cold high pressure stream 11 from installation 12 into the active pipe the flow of the ejector 7 direct gas with a temperature of minus 37 ° C, a pressure of 19.9 MPa and a flow rate of 610 nm 1 hour

Газ высокого давления, поступивший в установку сжижения природного газа 12 по трубопроводу высокого давления 10 смешивают с газом после циркуляционного компрессора 14, образовавшийся поток высокого давления с расходом 6765 нм3/ч охлаждают в первом противоточном теплообменнике 15, во фреоновом теплообменнике 16, после фреонового теплообменника газ высокого давления с температурой минус 37°C разделяют на две части, одну часть с расходом 610 нм3/ч выводят из установки через выход холодного потока высокого давления 11, вторую часть направляют во второй противоточный теплообменник 17, в котором охлаждают поток до температуры минус 68°C. После охлаждения во втором противоточном теплообменнике поток высокого давления направляют на вход активного потока холодного эжектора 18, образовавшуюся в холодном эжекторе парожидкостную смесь направляют в первый сепаратор 19, пар из первого сепаратора направляют через второй и первый противоточные теплообменники на вход циркуляционного компрессора 14, жидкость из первого сепаратора через холодный дроссель 20 направляют во второй сепаратор 21, пар из второго сепаратора направляют на вход пассивного потока холодного эжектора 18, а жидкость из второго сепаратора через продуктовый трубопровод 22 отводят потребителю.The high-pressure gas supplied to the natural gas liquefaction plant 12 through the high-pressure pipeline 10 is mixed with gas after the circulation compressor 14, the resulting high-pressure stream with a flow rate of 6765 nm 3 / h is cooled in the first counterflow heat exchanger 15, in the freon heat exchanger 16, after the freon heat exchanger high-pressure gas with a temperature of minus 37 ° C is divided into two parts, one part with a flow rate of 610 nm 3 / h is removed from the installation through the outlet of a cold high-pressure stream 11, the second part is sent to the WTO a swarm counterflow heat exchanger 17, in which the flow is cooled to a temperature of minus 68 ° C. After cooling in the second counterflow heat exchanger, a high pressure stream is directed to the inlet of the active stream of the cold ejector 18, the vapor-liquid mixture formed in the cold ejector is sent to the first separator 19, steam from the first separator is sent through the second and first counterflow heat exchangers to the inlet of the circulation compressor 14, the liquid from the first the separator through the cold inductor 20 is sent to the second separator 21, the steam from the second separator is directed to the inlet of the passive stream of the cold ejector 18, and liquid be from the second separator via product riser 22 is withdrawn to the consumer.

Состав сжиженного природного газа (СПГ) на выходе из установки 12: азот - 0.698%, CO2 - 0.005%, Cl - 95.668%, С2 - 3.302%, С3-0.292%, С4 - 0.031%, С5+- 0.003% мол. Таким образом, содержание тяжелых углеводородов (С5+) снизилось в СПГ по сравнению с исходным газом более чем в 40 раз. Коэффициент извлечения метана из исходного газа в СПГ - 98.47%.The composition of liquefied natural gas (LNG) at the outlet of unit 12: nitrogen - 0.698%, CO2 - 0.005%, Cl - 95.668%, C2 - 3.302%, C3-0.292%, C4 - 0.031%, C5 + - 0.003% mol. Thus, the content of heavy hydrocarbons (C5 +) decreased in LNG by more than 40 times in comparison with the source gas. The methane recovery factor from the feed gas to LNG is 98.47%.

При использовании дополнительного сепаратора 8 с улучшенным разделением парожидкостной смеси и выводом жидкости из дополнительного сепаратора 8 в жидкостной трубопровод 6 при остальных параметрах потоков, приведенных в примере выше, содержание тяжелых углеводородов в СПГ равно 0.0002%, т.е. по сравнению с исходным газом содержание тяжелых углеводородов снизилось в более чем 600 раз, однако коэффициент извлечения метана из исходного газа в СПГ снизился до 98.16%.When using an additional separator 8 with improved separation of the vapor-liquid mixture and the liquid outlet from the additional separator 8 into the liquid pipe 6 with the other flow parameters shown in the example above, the content of heavy hydrocarbons in the LNG is 0.0002%, i.e. compared with the source gas, the content of heavy hydrocarbons decreased by more than 600 times, however, the methane extraction coefficient from the source gas in LNG decreased to 98.16%.

При подаче жидкости из дополнительного сепаратора 8 на вход в сепаратор 5 содержание тяжелых углеводородов в СПГ равно 0.0002% мол., но коэффициент извлечения метана из исходного газа в СПГ увеличился до 98.30%.When liquid was supplied from an additional separator 8 to the inlet of separator 5, the content of heavy hydrocarbons in LNG was 0.0002 mol%, but the methane extraction coefficient from the source gas to LNG increased to 98.30%.

Таким образом, использование предлагаемых способа удаления тяжелых углеводородов и устройства для его осуществления позволяет снизить содержание тяжелых углеводородов в сжиженном природном газе без применения дополнительного машинного оборудования.Thus, the use of the proposed method for removing heavy hydrocarbons and a device for its implementation can reduce the content of heavy hydrocarbons in liquefied natural gas without the use of additional machinery.

Claims (7)

1. Способ удаления тяжелых углеводородов при сжижении природного газа, заключающийся в том, что предварительно очищенный и осушенный исходный природный газ охлаждают, разделяют полученную парожидкостную смесь в сепараторе на жидкую и паровую фазы, отводят жидкую фазу с повышенным содержанием тяжелых углеводородов на утилизацию, отличающийся тем, что охлаждение исходного природного газа осуществляют в теплообменнике, паровую фазу из сепаратора направляют на вход пассивного потока эжектора, из установки сжижения природного газа выводят часть холодного потока высокого давления и направляют ее на вход активного потока эжектора, выходящий из эжектора поток направляют в дополнительный сепаратор, в котором поток разделяют на газ и жидкость, газ направляют в теплообменник для рекуперации холода, после рекуперации холода газ направляют в компрессор, газ после компрессора направляют в установку сжижения природного газа.1. The method of removing heavy hydrocarbons by liquefying natural gas, which consists in the fact that the pre-purified and dried natural gas feed is cooled, the resulting vapor-liquid mixture in the separator is separated into liquid and vapor phases, the liquid phase with a high content of heavy hydrocarbons is recovered for utilization, characterized in that the cooling of the source of natural gas is carried out in a heat exchanger, the vapor phase from the separator is directed to the inlet of the passive flow of the ejector from the installation of liquefying natural gas part of the cold high-pressure stream and direct it to the inlet of the active ejector stream, the stream leaving the ejector is sent to an additional separator, in which the stream is separated into gas and liquid, the gas is sent to a heat exchanger to recover cold, after the recovery of cold gas is sent to the compressor, gas after the compressor is sent to a natural gas liquefaction plant. 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что давление потока на выходе из эжектора на 0…50% превышает давление паровой фазы, а расход части холодного потока высокого давления из установки сжижения природного газа равен 20…40% от расхода паровой фазы.2. The method according to p. 1, characterized in that the flow pressure at the outlet of the ejector is 0 ... 50% higher than the vapor phase pressure, and the flow rate of part of the high pressure cold stream from the natural gas liquefaction plant is 20 ... 40% of the vapor phase flow rate. 3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что жидкость из дополнительного сепаратора выводят на утилизацию.3. The method according to p. 1, characterized in that the liquid from the additional separator is withdrawn for disposal. 4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что жидкость из дополнительного сепаратора дросселируют и направляют в сепаратор.4. The method according to p. 1, characterized in that the liquid from the additional separator is throttled and sent to the separator. 5. Устройство для удаления тяжелых углеводородов при сжижении природного газа, содержащее входной трубопровод, теплообменник с полостями прямого и обратного потоков, сепаратор с паровой и жидкостной полостями, компрессор, вход которого соединен с теплым концом полости обратного потока теплообменника, а жидкостная полость сепаратора соединена с жидкостным трубопроводом, отличающееся тем, что входной трубопровод соединен с теплым концом полости прямого потока теплообменника, холодный конец полости прямого потока теплообменника соединен с входом в сепаратор, паровая полость сепаратора соединена с патрубком пассивного потока эжектора, патрубок активного потока эжектора соединен с выходом холодного потока высокого давления из установки сжижения природного газа, выход эжектора соединен с входом в дополнительный сепаратор, газовая полость которого соединена с холодным концом полости обратного потока теплообменника, а выход из компрессора высокого давления соединен с установкой сжижения природного газа.5. A device for removing heavy hydrocarbons during liquefaction of natural gas, comprising an inlet pipe, a heat exchanger with direct and reverse flow cavities, a separator with steam and liquid cavities, a compressor whose inlet is connected to the warm end of the return flow cavity of the heat exchanger, and the liquid cavity of the separator is connected to liquid pipe, characterized in that the inlet pipe is connected to the warm end of the direct flow cavity of the heat exchanger, the cold end of the direct flow cavity of the heat exchanger is connected n with the entrance to the separator, the steam cavity of the separator is connected to the pipe of the passive flow of the ejector, the pipe of the active stream of the ejector is connected to the outlet of the cold high-pressure stream from the natural gas liquefaction plant, the outlet of the ejector is connected to the entrance to the additional separator, the gas cavity of which is connected to the cold end of the cavity the return flow of the heat exchanger, and the outlet from the high-pressure compressor is connected to a natural gas liquefaction plant. 6. Устройство по п. 5, отличающееся тем, что жидкостная полость дополнительного сепаратора соединена с жидкостным трубопроводом.6. The device according to p. 5, characterized in that the liquid cavity of the additional separator is connected to the liquid pipe. 7. Устройство по п. 5, отличающееся тем, что жидкостная полость дополнительного сепаратора соединена через дроссель с входом в сепаратор.7. The device according to p. 5, characterized in that the liquid cavity of the additional separator is connected via a throttle to the entrance to the separator.
RU2017103390A 2017-02-02 2017-02-02 Method for removing heavy hydrocarbons when liquefying natural gas and device for its implementation RU2640050C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2017103390A RU2640050C1 (en) 2017-02-02 2017-02-02 Method for removing heavy hydrocarbons when liquefying natural gas and device for its implementation

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2017103390A RU2640050C1 (en) 2017-02-02 2017-02-02 Method for removing heavy hydrocarbons when liquefying natural gas and device for its implementation

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2640050C1 true RU2640050C1 (en) 2017-12-26

Family

ID=63857386

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2017103390A RU2640050C1 (en) 2017-02-02 2017-02-02 Method for removing heavy hydrocarbons when liquefying natural gas and device for its implementation

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2640050C1 (en)

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2180082C1 (en) * 2001-06-07 2002-02-27 Государственное унитарное дочернее предприятие "Московский газоперерабатывающий завод" Methane liquefying plant primarily for gas-filling stations of vehicles
US6751984B2 (en) * 2000-02-10 2004-06-22 Sinvent As Method and device for small scale liquefaction of a product gas
WO2005042671A1 (en) * 2003-10-30 2005-05-12 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process and system for removing contaminants from a natural gas stream
US20090064713A1 (en) * 2005-04-12 2009-03-12 Cornelis Buijs Method and Apparatus for Liquefying a Natural Gas Stream
RU2599582C2 (en) * 2012-08-03 2016-10-10 Эр Продактс Энд Кемикалз, Инк. Removal of heavy hydrocarbons from natural gas flow

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6751984B2 (en) * 2000-02-10 2004-06-22 Sinvent As Method and device for small scale liquefaction of a product gas
RU2180082C1 (en) * 2001-06-07 2002-02-27 Государственное унитарное дочернее предприятие "Московский газоперерабатывающий завод" Methane liquefying plant primarily for gas-filling stations of vehicles
WO2005042671A1 (en) * 2003-10-30 2005-05-12 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Process and system for removing contaminants from a natural gas stream
US20090064713A1 (en) * 2005-04-12 2009-03-12 Cornelis Buijs Method and Apparatus for Liquefying a Natural Gas Stream
RU2599582C2 (en) * 2012-08-03 2016-10-10 Эр Продактс Энд Кемикалз, Инк. Removal of heavy hydrocarbons from natural gas flow

Similar Documents

Publication Publication Date Title
JP6608525B2 (en) Conversion of waste heat from gas processing plant to electric power and cooling based on improved Goswami cycle
CN112747563B (en) Mixed refrigerant liquefaction system and method
JP6546341B2 (en) Conversion of gas processing plant waste heat to electricity based on the Karina cycle
JP6928029B2 (en) Modular LNG separator and flash gas heat exchanger
RU2668303C1 (en) System and method for liquefying of natural gas (options)
RU2438081C2 (en) Procedure for liquefaction of natural gas (versions) and installation for its implementation (versions)
CA1097564A (en) Process for the recovery of ethane and heavier hydrocarbon components from methane-rich gases
RU2636966C1 (en) Method for production of liquefied natural gas
USRE39826E1 (en) Comprehensive natural gas processing
JP2019196900A5 (en)
CN105358926B9 (en) Method and apparatus for purifying rich carbonated mixture at low temperature
CN111656115A (en) Process integration for natural gas condensate recovery
EA012122B1 (en) Process and apparatus for the liquefaction of carbon dioxide
CN110538476B (en) Low-temperature flash evaporation light hydrocarbon recovery system and method for oilfield associated gas
JP2013529281A (en) Method and installation for liquefying flue gas from a combustion installation
CN107642949A (en) Liquefaction lean gas removes heavy hydrocarbon system
CN108641769A (en) A kind of recovery method of associated gas
AU2016324362B2 (en) A method of preparing natural gas to produce liquid natural gas (LNG)
RU2640969C1 (en) Method for extraction of liquefied hydrocarbon gases from natural gas of main gas pipelines and plant for its implementation
CN202039031U (en) Skid-mounted middle-small sized light hydrocarbon extracting system employing vortex tube for secondary refrigeration
RU2640050C1 (en) Method for removing heavy hydrocarbons when liquefying natural gas and device for its implementation
RU2775239C1 (en) Method for preparing natural gas at the final stage of development of a gas condensate field
RU2285212C2 (en) Method and device for liquefying natural gas
RU63040U1 (en) INSTALLATION OF LOW-TEMPERATURE SEPARATION OF A HYDROCARBON GAS
RU2204093C2 (en) Process of liquefaction of multicomponent gas mixture and facility for its realization
点击 这是indexloc提供的php浏览器服务，不要输入任何密码和下载