RU2497929C1 - Method of preparing mixture of gaseous hydrocarbons for transportation - Google Patents
Method of preparing mixture of gaseous hydrocarbons for transportation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2497929C1 RU2497929C1 RU2012138029/04A RU2012138029A RU2497929C1 RU 2497929 C1 RU2497929 C1 RU 2497929C1 RU 2012138029/04 A RU2012138029/04 A RU 2012138029/04A RU 2012138029 A RU2012138029 A RU 2012138029A RU 2497929 C1 RU2497929 C1 RU 2497929C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- fraction
- condensate
- temperature
- separator
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к области нефте- и газодобывающей промышленности, а также к области переработки углеводородов, и может быть использовано при подготовке газообразного углеводородного сырья для транспортировки, а также при утилизации нефтяного попутного газа.The invention relates to the field of oil and gas production, as well as to the field of hydrocarbon processing, and can be used in the preparation of gaseous hydrocarbon feedstocks for transportation, as well as in the utilization of associated petroleum gas.
Известен (Великовский А.С., Саввина Я.Д. Применение низкотемпературной сепарации при содержании в конденсате парафина. - Газовая промышленность, 1961 N 2, с.5-7) способ подготовки к транспорту парафиносодержащего газа процессом низкотемпературной сепарации. В этом способе для предотвращения отложения парафинов на поверхностях оборудования установки НТС производят отделение тяжелых парафиносодержащих фракций конденсата на установке предварительной сепарации, расположенной вблизи скважин. Для окончательной переработки отсепарированный газ подают на установку низкотемпературной сепарации, расположенную на отдельной площадке. После отделения от воды конденсат по отдельному трубопроводу подается также на ту же установку низкотемпературной сепарации.There is a known (Velikovsky AS, Savvina YD Application of low-temperature separation when containing paraffin in the condensate. - Gas industry, 1961
Недостатком этого способа является его большая металлоемкость, связанная с обработкой пластовой продукции на двух площадках и отдельным транспортированием потоков газа и конденсата на основную установку низкотемпературной сепарации для окончательной переработки. Кроме того, при уносе жидкой фазы с установки предварительной сепарации происходит выделение твердых парафинов на установке низкотемпературной сепарации и их отложение и налипание на поверхностях регулирующих устройств, трубок теплообменников, приборов и т.д.The disadvantage of this method is its large metal consumption associated with the processing of reservoir products at two sites and the separate transportation of gas and condensate streams to the main low-temperature separation unit for final processing. In addition, when the liquid phase is removed from the pre-separation unit, solid paraffins are released at the low-temperature separation unit and they are deposited and adhered to the surfaces of control devices, tubes of heat exchangers, devices, etc.
Известен (Фролова Л.Н. и др. Анализ эксплуатации технологического оборудования установок промысловой подготовки газа Валанжинской залежи Уренгойского ГКМ. Обз. информ. Сер. Подготовка и переработка газа и газового конденсата. М., ВНИИЭгазпром, 1989, с.4.2) способ подготовки газоконденсатной смеси к транспорту трехступенчатой сепарацией, включающий подачу пластовой продукции в сепаратор первой ступени, отвод из него жидкой фазы для дальнейшей переработки, подачу отсепарированного в первой ступени газа через теплообменник первой ступени охлаждения в сепаратор второй ступени, отвод из него жидкой фазы для дальнейшей переработки, подачу отсепарированного во второй ступени газа через теплообменник второй ступени охлаждения и расширительное устройство в сепаратор третьей ступени, вывод из него жидкой фазы, подачу отсепарированного в третьей ступени газа последовательно через теплообменники второй и первой ступени охлаждения потребителю. В этом способе наличие промежуточного сепаратора позволяет вывести из системы часть тяжелых фракций конденсата до поступления потока в теплообменник низкотемпературной ступени и предотвратить отложение парафинов.Known (Frolova LN and others. Analysis of the operation of technological equipment of field gas treatment plants of Valanginian deposits of the Urengoy gas condensate field. Review inform. Ser. Preparation and processing of gas and gas condensate. M., VNIIEgazprom, 1989, p.4.2) preparation method gas-condensate mixture to the transport by three-stage separation, including the supply of reservoir products to the first stage separator, the removal of the liquid phase from it for further processing, the supply of gas separated in the first stage through the heat exchanger of the first cooling stage waiting in the separator of the second stage, the removal of the liquid phase from it for further processing, the supply of gas separated in the second stage through the heat exchanger of the second cooling stage and the expansion device into the separator of the third stage, the withdrawal of the liquid phase from it, the flow of gas separated in the third stage in series through the heat exchangers of the second and the first stage of cooling to the consumer. In this method, the presence of an intermediate separator allows you to remove part of the heavy condensate fractions from the system before the flow enters the low-temperature stage heat exchanger and prevent the deposition of paraffins.
Недостатком этого способа является отложение твердых парафинов на поверхности труб теплообменника первой ступени охлаждения и, как следствие, не достигается в нем проектный режим эксплуатации. Ввиду этого снижается степень конденсации тяжелых осадкообразующих компонентов. В дальнейшем эти компоненты в составе газа поступают в теплообменник низкотемпературной ступени, в нем конденсируются и, частично осаждаясь на поверхностях труб, снижают эффективность его работы. Кроме того, известный способ не может быть реализован при значительных отрицательных температурах окружающей среды из-за усиленного отложения твердых парафинов на внутренних поверхностях оборудования.The disadvantage of this method is the deposition of solid paraffins on the surface of the pipes of the heat exchanger of the first cooling stage and, as a result, the design mode of operation is not achieved in it. In view of this, the degree of condensation of heavy sediment-forming components is reduced. Subsequently, these components in the gas composition enter the heat exchanger of the low-temperature stage, condense in it and, partially precipitating on the pipe surfaces, reduce its efficiency. In addition, the known method cannot be implemented at significant negative ambient temperatures due to the increased deposition of hard paraffins on the internal surfaces of the equipment.
Известна (RU, патент 2182035 Установка подготовки и переработки углеводородного сырья газоконденсатных залежей, включающая входной сепаратор, рекуперативный газовый теплообменник, эжектор, низкотемпературный сепаратор, трехфазные разделители первой и второй ступеней, дегазатор. Кроме того, установка дополнительно снабжена последовательно соединенными рекуперативным теплообменником, колонной деэтанизации, компрессором, аппаратом воздушного охлаждения и рекуперативным газожидкостным теплообменником, вход рекуперативного теплообменника соединен с выходом конденсата из дегазатора, вход в верхнюю часть колонны деэтанизации соединен с выходом конденсата из дегазатора, выход рекуперативного газожидкостного теплообменника соединен с входом низкотемпературного сепаратора.Known (RU, patent 2182035 Installation for the preparation and processing of hydrocarbon raw materials of gas condensate deposits, including inlet separator, recuperative gas heat exchanger, ejector, low-temperature separator, three-phase separators of the first and second stages, degasser. In addition, the installation is additionally equipped with series-connected regenerative heat exchanger, deethanization column , compressor, air-cooler and recuperative gas-liquid heat exchanger, recuperative heat exchanger inlet ka is connected to the condensate outlet from the degasser, the inlet to the top of the deethanization column is connected to the condensate outlet from the degasser, the outlet of the regenerative gas-liquid heat exchanger is connected to the inlet of the low-temperature separator.
Известная установка работает следующим образом.Known installation works as follows.
Продукция газоконденсатных скважин с давлением до 13 МПа поступает на входной сепаратор, где происходит отделение воды и конденсата. Отсепарированный газ охлаждается в рекуперативном газовом теплообменнике, дросселируется в эжекторе до давления 7.5 МПа и поступает в низкотемпературный сепаратор. Осушенный газ после сепаратора нагревается в рекуперативном газовом теплообменнике и отводится с установки в качестве товарного продукта или направляется на сжижение или переработку.Production of gas condensate wells with a pressure of up to 13 MPa is fed to the inlet separator, where water and condensate are separated. The separated gas is cooled in a recuperative gas heat exchanger, throttled in an ejector to a pressure of 7.5 MPa and enters a low-temperature separator. The dried gas after the separator is heated in a recuperative gas heat exchanger and removed from the installation as a commercial product or sent for liquefaction or processing.
Нестабильный конденсат (НК) из сепаратора дросселируется до давления не ниже 7,6 МПа и поступает в трехфазный разделитель первой ступени, из низкотемпературного сепаратора дросселируется до давления не ниже 3,9 МПа и поступает в трехфазный разделитель второй ступени. В трехфазных разделителях первой и второй ступеней происходит отделение от НК водометанольного раствора (BMP) и частичная дегазация НК (за счет дозированного сброса давления после сепараторов). Газ дегазации из трехфазных разделителей первой и второй ступеней возвращается в линию осушаемого газа: из трехфазного разделителя первой ступени подается в поток газа после эжектора перед низкотемпературным сепаратором под собственным давлением, из трехфазного разделителя второй ступени поступает на эжектор в качестве пассивного газа.Unstable condensate (NK) from the separator is throttled to a pressure of at least 7.6 MPa and enters the three-phase separator of the first stage, from the low-temperature separator is throttled to a pressure of at least 3.9 MPa and enters the three-phase separator of the second stage. In three-phase separators of the first and second stages, a water-methanol solution (BMP) is separated from the NK and the NK is partially degassed (due to the metered pressure relief after the separators). Degassing gas from the three-phase separators of the first and second stages is returned to the drained gas line: from the three-phase separator of the first stage it is supplied to the gas stream after the ejector in front of the low-temperature separator under its own pressure, from the three-phase separator of the second stage it is supplied to the ejector as passive gas.
Для предотвращения гидратообразования в системах сбора и подготовки газа применяется водометанольный раствор (BMP). Впрыск BMP осуществляется на устья скважин (в случае работы газосборных шлейфов в гидратном режиме), а также перед рекуперативным газовым теплообменником.To prevent hydrate formation in gas collection and preparation systems, a water-methanol solution (BMP) is used. BMP injection is carried out at the wellhead (in the case of gas collection plumes in hydrated mode), as well as in front of a regenerative gas heat exchanger.
НК из трехфазных разделителей первой и второй ступеней объединяется в общем коллекторе, дросселируется до давления не ниже 3,8 МПа и направляется в дегазатор. Газ дегазации из дегазатора объединяется с потоком газа дегазации из трехфазного разделителя второй ступени и подается на эжектор в качестве пассивного газа. Выветренный в дегазаторе конденсат (ВК) делится на два потока. Основной поток ВК (70-80%) нагревается деэтанизированным конденсатом в рекуперативном теплообменнике и подается в среднюю часть колонны деэтанизации. Оставшаяся холодная часть ВК (20-30%), минуя рекуперативный теплообменник, направляется в верхнюю часть колонны деэтанизации конденсата с целью поддержания температуры верха колонны. Газ деэтанизации с верха колонны деэтанизации конденсата сжимается компрессором до давления не ниже 7,6 МПа, охлаждается в аппарате воздушного охлаждения (АВО), доохлаждается в рекуперативном газожидкостном теплообменнике и подается на вход низкотемпературного сепаратора. Деэтанизированный конденсат отводится с установки в качестве товарного продукта или направляется на стабилизацию и дальнейшую переработку.NK from three-phase separators of the first and second stages is combined in a common collector, throttled to a pressure of at least 3.8 MPa and sent to a degasser. The degassing gas from the degasser is combined with the degassing gas stream from the three-phase separator of the second stage and fed to the ejector as a passive gas. The condensate weakened in the degasser (VK) is divided into two streams. The main VK stream (70-80%) is heated by deethanized condensate in a recuperative heat exchanger and fed to the middle part of the deethanization column. The remaining cold part of VK (20-30%), bypassing the regenerative heat exchanger, is sent to the upper part of the condensate deethanization column in order to maintain the temperature of the top of the column. The deethanization gas from the top of the condensate deethanization column is compressed by a compressor to a pressure of at least 7.6 MPa, cooled in an air cooling apparatus (ABO), cooled in a recuperative gas-liquid heat exchanger, and fed to the inlet of the low-temperature separator. Deethanized condensate is removed from the unit as a commercial product or is sent for stabilization and further processing.
Недостатком известного технического решения следует признать его назначение - подготовка и переработка продукции газоконденсатных залежей, но не подготовка газообразных углеводородов к транспортировке. Кроме того, в процессе подготовки продукт разработки газоконденсатных месторождений не проходит стадию каталитической переработки пропан-бутановой фракции для получения БТК фракции, что позволяет хранить на Крайнем Севере не пропан-бутановую фракцию в емкостях под давлением, а хранить стабильную БТК фракцию, которой и по объему в 2 раза меньше.A disadvantage of the known technical solution should recognize its purpose - the preparation and processing of products of gas condensate deposits, but not the preparation of gaseous hydrocarbons for transportation. In addition, in the process of preparation, the product of gas condensate field development does not go through the stage of catalytic processing of the propane-butane fraction to obtain the BTX fraction, which makes it possible to store in the Far North not the propane-butane fraction in containers under pressure, but to store a stable BTK fraction, which by
Наиболее близким аналогом разработанного способа можно признать (Бекиров Т.М., Ланчаков Г.А. Технология обработки газа и конденсата. М., «Недра», 1999, гл. 7 «Подготовка газа к транспорту с применением процесса низкотемпературной сепарации»), согласно которому проводят низкотемпературную сепарацию исходной смеси газообразных углеводородов с выделением газовой фракции и нестабильного углеводородного конденсата, с последующей стабилизацией углеводородного конденсата и выделение сжиженной пропан - бутановой фракции.The closest analogue of the developed method can be recognized (Bekirov T.M., Lanchakov G.A. Technology for processing gas and condensate. M., "Nedra", 1999, chap. 7 "Preparation of gas for transport using the low-temperature separation process"), according to which a low-temperature separation of the initial mixture of gaseous hydrocarbons is carried out with the release of the gas fraction and unstable hydrocarbon condensate, followed by stabilization of the hydrocarbon condensate and the separation of the liquefied propane-butane fraction.
Недостатком известного способа следует признать сложность его применения в сложных природно-климатических условиях вдали от систем транспортирования газа и потребителей пропан - бутановой фракции из-за нерешенности проблемы, как утилизации, так и переработки пропан - бутановой фракции.The disadvantage of this method should be recognized the complexity of its use in difficult climatic conditions away from gas transportation systems and consumers of propane - butane fraction due to the unresolved problems of both utilization and processing of propane - butane fraction.
Технический результат, получаемый при реализации разработанного способа, состоит в подготовке смеси газообразных углеводородов к транспортировке, в том числе, и в условиях Крайнего Севера.The technical result obtained by the implementation of the developed method consists in preparing a mixture of gaseous hydrocarbons for transportation, including in the Far North.
Для достижения указанного технического результата предложено использовать разработанный способ подготовки смеси газообразных углеводородов для транспортировки. Согласно разработанному способу проводят низкотемпературную сепарацию исходной смеси газообразных углеводородов с выделением газовой фракции и нестабильного углеводородного конденсата с последующей стабилизацией углеводородного конденсата и выделением сжиженной пропан - бутановой фракции, причем сжиженную пропан - бутановую фракцию подвергают каталитической дегидроциклодимеризации с получением ароматических углеводородов и фракции газообразных углеводородов, при этом фракцию газообразных углеводородов компримируют и возвращают в поток газовой фракции на стадии низкотемпературной сепарации.To achieve the specified technical result, it is proposed to use the developed method for preparing a mixture of gaseous hydrocarbons for transportation. According to the developed method, a low-temperature separation of the initial mixture of gaseous hydrocarbons is carried out with the evolution of a gas fraction and an unstable hydrocarbon condensate, followed by stabilization of the hydrocarbon condensate and the separation of a liquefied propane-butane fraction, and the liquefied propane-butane fraction is subjected to catalytic dehydrocyclodimerization to produce aromatic hydrocarbons and a fraction this fraction of gaseous hydrocarbons compress and return they are fed into the gas fraction stream at the low-temperature separation stage.
Для реализации разработанного способа может быть предложено устройство (см. чертеж), содержащее установленные последовательно магистраль подачи исходный сырьевой поток, первый сепаратор для разделения газообразной фазы и жидкой фазы, разделитель жидкой фазы на отделенный газообразный компонент, скважинную воду, направляемую на утилизацию, и нестабильный конденсат, направляемый на дальнейшую переработку. Нестабильный конденсат поступает первоначально в колонну деэтонизации, затем в колонну стабилизации. Выход по целевому продукту подключен к теплообменнику, первый выход которого подключен к первому реактору ароматизации, выход которого подключен ко второму входу первого теплообменника, второй выход первого теплообменника подключен к входам первого и второго дополнительных сепараторов, выход по стабилизированному газу первого дополнительного сепаратора выполнен с возможностью подключения к магистрали стабилизированного газа, второй выход первого стабилизатора через второй теплообменник подключен к средней части колонны катализа, первый выход колонны катализа выполнен с возможностью подключения через третий теплообменник к указанной магистрали стабилизированного газа, а также посредством магистрали рециркуляции к магистрали пропан - бутановой фракции, второй выход колонны катализа через четвертый теплообменник подключен к магистрали концентрата ароматических углеводородов, при этом первый выход второго сепаратора выполнен с возможностью подключения к магистрали газа регенерации, а второй выход второго сепаратора выполнен с возможностью сброса воды, причем к первому входу первого теплообменника подключена магистраль подачи азотно-воздушной смеси.To implement the developed method, a device can be proposed (see the drawing), containing a feed line installed in series with the feed stream, a first separator for separating the gaseous phase and the liquid phase, a liquid phase separator into the separated gaseous component, well water sent for disposal, and unstable condensate sent for further processing. Unstable condensate flows initially to the deethonization column, then to the stabilization column. The output of the target product is connected to a heat exchanger, the first output of which is connected to the first aromatization reactor, the output of which is connected to the second input of the first heat exchanger, the second output of the first heat exchanger is connected to the inputs of the first and second additional separators, the stabilized gas output of the first additional separator is configured to connect to the stabilized gas line, the second output of the first stabilizer through the second heat exchanger is connected to the middle part of the catalysis column, the first exit of the catalysis column is made with the possibility of connecting through the third heat exchanger to the specified stabilized gas line, and also through the recycle line to the propane-butane fraction line, the second exit of the catalysis column through the fourth heat exchanger is connected to the aromatic hydrocarbon concentrate line, while the first output of the second separator with the possibility of connecting to the regeneration gas line, and the second output of the second separator is configured to discharge water, to the first input of the first heat exchanger supply line is connected a nitrogen-air mixture.
В предпочтительном варианте реализации разработанный способ может быть реализован следующим образом.In a preferred embodiment, the developed method can be implemented as follows.
Сырьевой поток (продукцию газоконденсатной скважины) направляют в первый сепаратор 1, из которого жидкую фазу отводят в трехфазный разделитель 2. Из указанного разделителя 2 пластовую воду отводят на утилизацию, а нестабильный конденсат отводят в емкость выветривания 3.The feed stream (gas condensate well production) is sent to the
Углеводородный газ из первого сепаратора 1 последовательно охлаждают в рекуперативном теплообменнике 4 за счет контакта с охлажденным подготовленным газом, выходящим из второго низкотемпературный сепаратора 5, а также в эжекторе 6 за счет сброса давления на нем. После эжектора 6 в основной поток подготавливаемого газа вводят газ из трехфазного разделителя 2. Перед рекуперативном теплообменником 4 для предотвращения опасности выпадения кристаллогидратов в сырьевой газ для связывания выделяющейся при охлаждении воды впрыскивают ингибитор гидратообразования, в качестве которого используют предпочтительно 90% водный раствор метанола или 80% водный раствор этиленгликоля.Hydrocarbon gas from the
Охлажденную до температуры - 5 ÷ -40°C газожидкостную смесь подают в низкотемпературный сепаратор 5, из которого подготовленный газ после подогрева в рекуперативном теплообменнике 4 поступает в транспортный газопровод. Жидкую фазу из низкотемпературного сепаратора 5 разделяют во втором разделителе 7 на насыщенный водой ингибитор кристаллообразования и нестабильный конденсат. Ингибитор после отделения излишней воды на установке регенерации рециркулируют в поток газа после первого сепаратора 1, а нестабильный конденсат подают в емкость выветривания 3 с нестабильным конденсатом из трехфазного разделителя 2.Cooled to a temperature of -5 ÷ -40 ° C, the gas-liquid mixture is fed into a low-
Нестабильный конденсат из емкости выветривания 3 разделяют на два потока, один из которых используют для орошения колонны деэтанизации 8, а второй - как питание этой колонны деэтанизации 8 после нагрева в теплообменнике 9. Газ выветривания из емкости выветривания 3 и газ деэтанизации из колонны деэтанизации 8 утилизируют в эжекторе 6.The unstable condensate from the
Деэтанизированный (освобожденный от метана и этана) конденсат от низа колонны деэтанизации 8 отводят на ректификацию в колонну стабилизации 10. Стабильный конденсат от низа колонны стабилизации 10 охлаждают в теплообменнике 9 и отводят на склад. Пары верха колонны стабилизации 10 конденсируют в холодильнике 11 и собирают в емкости 12, откуда насосом часть полученной пропан - бутановой фракции направляют в виде орошения на верх колонны стабилизации 10, а балансовую часть пропан - бутановой фракции направляют на переработку.The deethanized (freed from methane and ethane) condensate from the bottom of the
Для поддержания температурного режима низа колонн деэтанизации 8 и стабилизации 10 в их кубовые части подводят тепловую энергию - соответственно Q1 и Q2.To maintain the temperature regime of the bottom of the columns of
Пропан - бутановую фракцию после предварительного нагрева в теплообменнике 13 для осуществления процесса дегидроциклодимеризации вводят последовательно в два реактора, снабженный катализатором и тепловыми трубами для поддержания адиабатического режима работы: сначала в 14 для преобразования бутана в соединения ароматического ряда при температуре от 470 до 500°C, а затем в 15 для превращения пропана в соединения ароматического ряда при температуре от 510 до 540°C.Propane - butane fraction after preliminary heating in the
Для поддержания соответствующего режима в реакторы 14 и 15 дополнительно подводят тепловую энергию - соответственно Q3 и Q4.To maintain the appropriate regime, thermal energy is additionally supplied to
Полученные продукты реакции (катализат) охлаждают в теплообменнике 13 и первом воздушном холодильнике 16, после чего жидкую фазу отделяют от неконденсирующихся газов в третьем сепараторе 17. Газы отводят на утилизацию в эжектор 6, а жидкую фазу подают на ректификацию в колонну 18 после предварительного нагрева в теплообменнике 19. Температуру низа колонны 18 обеспечивают подачей дополнительной тепловой энергии Q5, а температуру верхней части колонны 18 регулируют подачей орошающей жидкой фазы из емкости 20 насосом. Жидкость для орошения получают путем конденсации во втором воздушном холодильнике 21 паров верха колонны 18 (в основном, непрореагировавшей части пропан - бутановой фракции). Избыток пропан - бутановой фракции возвращают в сырьевой поток перед реакторами. Готовый продукт - концентрат углеводородов ароматического ряда - после охлаждения в теплообменнике 19 и третьем воздушном холодильнике 22 направляют на склад.The resulting reaction products (catalysis) are cooled in the
Регенерацию катализатора в реакторах 14 и 15 осуществляют при температуре 500-550°C подачей азото - воздушной смеси после предварительного ее нагрева в теплообменнике 13 отработанными продуктами регенерации. Выходящие газы регенерации охлаждают в теплообменнике 13 и четвертом воздушном холодильнике 23, а затем разделяют в сепараторе 24: сконденсировавшуюся жидкость (в основном, воду) сбрасывают на утилизацию, а газовую фазу отводят на рассеивание в атмосфере.The catalyst regeneration in
В дальнейшем сущность разработанного технического решения будет раскрыта с использованием примера реализации способа.In the future, the essence of the developed technical solution will be disclosed using an example implementation of the method.
Продукция газоконденсатных скважин в количестве 150000 кг/ч поступает в сепаратор 1 с давлением 11 МПа и температурой 5°C. В разделителе 2 смесь разделяется на пластовую воду (примерно 100 кг/ч) и нестабильный конденсат (примерно 27500 кг/ч). Из сепаратора 1 отсепарированный газ в количестве примерно 120900 кг/ч поступает в теплообменник 4, в котором поступивший газ охлаждается до температуры -10°C. Для предотвращения гидратообразования в газе в него перед теплообменником 4 подают ингибитор гидратообразования (водометанольный раствор с содержанием метанола 90%) в количестве 350 кг/ч. Из теплообменника 4 газ поступает в качестве активного потока в эжектор 6, на котором давление газа падает до 6 МПа, а температура - до -40°C.The production of gas condensate wells in the amount of 150,000 kg / h enters the
В низкотемпературном сепараторе 5, совмещенном с разделителем 7, газожидкостной поток разделяется на подготовленный газ (примерно 112000 кг/ч), насыщенный 50% раствор метанола (примерно 630 кг/ч) и нестабильный конденсат. Подготовленный газ направляют после нагрева в теплообменнике 4 до температуры - 15°С в транспортный газопровод, а раствор метанола -на установку регенерации. Нестабильный конденсат из разделителя 7объединяют с нестабильным конденсатом из разделителя 2 и с давлением 2,5 МПа при температуре - 15°C собирают в количестве примерно 36120 кг/ч в выветривателе 3. Газы выветривания в количестве примерно 3800 кг/ч отводят на эжектор 6, а нестабильный конденсат поступает в колонну деэтонизации 8 двумя потоками: в качестве питания в среднюю часть после нагрева в теплообменнике 9 до температуры 60°C (примерно 19390 кг/ч) и в качестве орошения на верх колонны(примерно 12930 кг/ч). Давление в колонне деэтонизации 8 поддерживают на уровне2,3 МПа при температуре верха 0°C, а низа 90°C.In the low-
С верха колонны деэтонизации 8 отбирают легкий газ деэтонизации (примерно 5740 кг/ч), который вместе с газами выветривания из выветривателя 3 подают на эжектор 6. Деэтанизированный нестабильный конденсат с низа колонны деэтонизации 8 (примерно 26580 кг/ч) направляют в колонну стабилизации 10, работающую при рабочих параметрах: давление 1,7 МПа, температура верха - +65°C, температура низа - +200°C. Пары верха полностью конденсируются в охладителе 11 и собираются в емкости 12, откуда насосом часть пропан - бутановой фракции с температурой 45°C подают в качестве орошения, а балансовую часть (примерно 13200 кг/ч) откачивают на узел ароматизации. Стабильный конденсат (примерно 13380 кг/ч) охлаждают в теплообменнике 9 до 40°C и отводят в товарный парк.A light deethonization gas (approximately 5740 kg / h) is taken from the top of the
Пропан-бутановую фракцию перед реакторным узлом предварительно подогревают горячими продуктами реакции в теплообменнике 13 до 250°C. В реакторе 14 при давлении 2-3 МПа и температуре 470-500°C на цеолитсодержащем катализаторе в ароматические соединения превращается, в основном, бутан. Превращение пропана происходит в следующем реакторе 15 после подъема температуры до 510-540°C. Нагрев сырья до необходимой температуры в реакторах 14 и 15 производят с использованием промежуточного теплоносителя, циркулирующего в тепловых трубах.The propane-butane fraction in front of the reactor unit is preheated with hot reaction products in a
Продукты реакции (катализат) на выходе из реактора 15 охлаждают в теплообменнике 13 и холодильнике 16 до 40°C, конденсирующуюся жидкую фазу отделяют от газа в сепараторе 17 и направляют на ректификацию в количестве примерно 7260 кг/ч. После нагрева в теплообменнике 19 до 150°C катализат поступает в среднюю часть колонны 18. Режим работы колонны 18 - давление 2,5÷3,0 МПа, температура верха 65-75°C, низа 260-270°C. Обогрев кубовой части колонны 18 осуществляют либо с использованием дополнительного нагревателя (печи, испарителя), либо с использованием горячих продуктов реакции из реактора 15. Поддержание температуры верха колонны 18 обеспечивают подачей холодного орошения (40°C) после конденсации паров в холодильнике 21 и сбора жидкости в емкости 20. Часть непрореагировавшей бутан-пропановой фракции (примерно 130 кг/ч) возвращают на циркуляцию в сырьевой поток перед реакторным узлом.The reaction products (catalysis) at the outlet of the
Газы стабилизации из емкости 20 (примерно 930 кг/ч) объединяют с газом сепарации из сепаратора 17 (примерно 6330 кг/ч) и направляют с температурой 40°C и давлением 2,5-3,0 МПа на эжектор 6 для утилизации. Стабильная фракция ароматических углеводородов с низа колонны 18 последовательно охлаждают на теплообменнике 19 и холодильнике 22 до температуры 40°C и в количестве примерно 6330 кг/я отводят в товарный парк.The stabilization gases from the tank 20 (about 930 kg / h) are combined with the separation gas from the separator 17 (about 6330 kg / h) and sent with a temperature of 40 ° C and a pressure of 2.5-3.0 MPa to the
Регенерацию цеолитсодержащего катализатора в реакторах 14 и 15 осуществляют через 250-300 часов работы примерно в течение 100 часов. При этом давление в реакторах составляет 0,6 МПа, а температура - до 550°C. Используют азото-воздушную регенерации при расходе азота до 1300 м3/ч и воздуха до 1300 м3/ч.The zeolite-containing catalyst is regenerated in
Применение разработанного способа позволяет:Application of the developed method allows you to:
- отказаться от использования дорогостоящих и занимающих большую площадь товарных парков и устройств налива сжиженной пропан - бутановой фракции на давление 2,0 МПа за счет переработки ее в стабильную жидкость - концентрат ароматических углеводородов - и углеводородный газ;- abandon the use of expensive and large-area freight fleets and devices for loading liquefied propane - butane fraction at a pressure of 2.0 MPa due to its processing into a stable liquid - aromatic hydrocarbon concentrate - and hydrocarbon gas;
- полученный углеводородный газ вернуть в основной поток газа.- the resulting hydrocarbon gas is returned to the main gas stream.
Разработанный способ наиболее целесообразно использовать на отдаленных газоконденсатных и нефтегазовых месторождениях при сложных аспектах обустройства этих месторождений: суровых природно-климатических условиях, наличие вечной мерзлоты, полное отсутствие инфраструктуры, отдаленности от систем транспорта и потребителей пропан - бутановой фракции.The developed method is most appropriate to use in remote gas condensate and oil and gas fields under difficult aspects of arranging these fields: harsh climatic conditions, the presence of permafrost, a complete lack of infrastructure, remoteness from transport systems and consumers of propane - butane fraction.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012138029/04A RU2497929C1 (en) | 2012-09-06 | 2012-09-06 | Method of preparing mixture of gaseous hydrocarbons for transportation |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012138029/04A RU2497929C1 (en) | 2012-09-06 | 2012-09-06 | Method of preparing mixture of gaseous hydrocarbons for transportation |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2497929C1 true RU2497929C1 (en) | 2013-11-10 |
Family
ID=49683134
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2012138029/04A RU2497929C1 (en) | 2012-09-06 | 2012-09-06 | Method of preparing mixture of gaseous hydrocarbons for transportation |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2497929C1 (en) |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2565240C1 (en) * | 2014-10-27 | 2015-10-20 | Андрей Владиславович Курочкин | Non-waste treatment method for products of gas condensate fields |
| RU2580136C1 (en) * | 2014-12-11 | 2016-04-10 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт катализа им. Г.К. Борескова Сибирского отделения Российской академии наук (ИК СО РАН) | Method for preparation of well product of gas condensate deposit |
| US9327278B1 (en) | 2014-12-17 | 2016-05-03 | Uop Llc | Process for catalyst regeneration |
| RU2588912C1 (en) * | 2015-04-21 | 2016-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Method of preparation for transportation of natural gas |
| US9790442B2 (en) | 2014-12-17 | 2017-10-17 | Uop Llc | Selective hydrogenation method |
| RU2647301C1 (en) * | 2017-05-25 | 2018-03-15 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Gas-chemical cluster |
| RU2689376C1 (en) * | 2018-11-30 | 2019-05-28 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Method for preparing natural ethane-containing gas for transport in northern latitudes |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4528412A (en) * | 1984-10-11 | 1985-07-09 | Uop Inc. | Dehydrocyclodimerization process |
| RU2139844C1 (en) * | 1998-03-13 | 1999-10-20 | Фалькевич Генрих Семенович | Method of preparing aromatic hydrocarbons from casting-head gas |
| RU2182035C1 (en) * | 2000-12-01 | 2002-05-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Plant for preparation and processing of hydrocarbon materials of gas-condensate pools |
| RU57278U1 (en) * | 2005-11-02 | 2006-10-10 | Генрих Семенович Фалькевич | PLANT FOR PRODUCING A CONCENTRATE OF AROMATIC HYDROCARBONS FROM HYDROCARBONS C3 and C4 |
-
2012
- 2012-09-06 RU RU2012138029/04A patent/RU2497929C1/en active IP Right Revival
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4528412A (en) * | 1984-10-11 | 1985-07-09 | Uop Inc. | Dehydrocyclodimerization process |
| RU2139844C1 (en) * | 1998-03-13 | 1999-10-20 | Фалькевич Генрих Семенович | Method of preparing aromatic hydrocarbons from casting-head gas |
| RU2182035C1 (en) * | 2000-12-01 | 2002-05-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Plant for preparation and processing of hydrocarbon materials of gas-condensate pools |
| RU57278U1 (en) * | 2005-11-02 | 2006-10-10 | Генрих Семенович Фалькевич | PLANT FOR PRODUCING A CONCENTRATE OF AROMATIC HYDROCARBONS FROM HYDROCARBONS C3 and C4 |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| U 2192448 C1, 10.11.2002. * |
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2565240C1 (en) * | 2014-10-27 | 2015-10-20 | Андрей Владиславович Курочкин | Non-waste treatment method for products of gas condensate fields |
| RU2580136C1 (en) * | 2014-12-11 | 2016-04-10 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт катализа им. Г.К. Борескова Сибирского отделения Российской академии наук (ИК СО РАН) | Method for preparation of well product of gas condensate deposit |
| US9327278B1 (en) | 2014-12-17 | 2016-05-03 | Uop Llc | Process for catalyst regeneration |
| US9790442B2 (en) | 2014-12-17 | 2017-10-17 | Uop Llc | Selective hydrogenation method |
| RU2588912C1 (en) * | 2015-04-21 | 2016-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Method of preparation for transportation of natural gas |
| RU2647301C1 (en) * | 2017-05-25 | 2018-03-15 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Gas-chemical cluster |
| RU2647301C9 (en) * | 2017-05-25 | 2018-07-04 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Gas-chemical cluster |
| RU2689376C1 (en) * | 2018-11-30 | 2019-05-28 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Method for preparing natural ethane-containing gas for transport in northern latitudes |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2497929C1 (en) | Method of preparing mixture of gaseous hydrocarbons for transportation | |
| US4579565A (en) | Methods and apparatus for separating gases and liquids from natural gas wellhead effluent | |
| CN103880577B (en) | For the reaction product separation system of preparing propylene from methanol and methanol-to-olefins | |
| EA018269B1 (en) | Liquefied natural gas production | |
| WO2012127295A1 (en) | A process for the recovery of crude | |
| RU2544648C1 (en) | Method of low temperature gas separation | |
| CN101559311B (en) | Step recovery method for centralizing refinery gas | |
| CN104263443B (en) | A kind of method and system of the separation of nitrogen from liquefied natural gas | |
| CN110591751A (en) | Improved process of light hydrocarbon recovery technology | |
| CN102168905B (en) | Feed gas processing device for natural gas | |
| CN212833550U (en) | Propane dehydrogenation product separation device | |
| CN101244970B (en) | Apparatus and technique for producing ethylene with ethyl alcohol | |
| RU2668245C2 (en) | Separation processing method for product stream of dimethyl ether reactor | |
| RU2182035C1 (en) | Plant for preparation and processing of hydrocarbon materials of gas-condensate pools | |
| RU2493898C1 (en) | Method of field processing of gas condensate deposit products using unstable gas condensate as coolant and plant to this end | |
| CN105062545A (en) | Light hydrocarbon recovery method | |
| CN104606911A (en) | Device and method for coupled separation of propylene and propane by extractive distillation and flash evaporation | |
| CN204447370U (en) | The device of a kind of extracting rectifying and flash distillation integrated separation propylene and propane | |
| RU2497928C1 (en) | Device for preparing mixture of gaseous hydrocarbons for transportation purpose | |
| RU2541016C2 (en) | Black oil delayed coking method and unit | |
| CN204111708U (en) | A kind of system of separation of nitrogen from natural gas liquids | |
| RU2546677C1 (en) | Method and installation of hydrocracking with obtaining motor fuels | |
| RU2338734C1 (en) | Method of hydrocarbons c3+ separation from associated oil gases | |
| US4213302A (en) | Process and system for recovery of energy from geothermal brines and other water containing sources | |
| CN203474726U (en) | Device for separating catalytic cracking dry gas |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20170907 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20190710 |
|
| PD4A | Correction of name of patent owner | ||
| PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20191029 |