RU2676829C1 - Установка для отбензинивания попутного нефтяного газа - Google Patents
Установка для отбензинивания попутного нефтяного газа Download PDFInfo
- Publication number
- RU2676829C1 RU2676829C1 RU2017137722A RU2017137722A RU2676829C1 RU 2676829 C1 RU2676829 C1 RU 2676829C1 RU 2017137722 A RU2017137722 A RU 2017137722A RU 2017137722 A RU2017137722 A RU 2017137722A RU 2676829 C1 RU2676829 C1 RU 2676829C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- heat exchanger
- stream
- associated petroleum
- petroleum gas
- Prior art date
Links
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 title claims abstract description 25
- 238000005057 refrigeration Methods 0.000 claims abstract description 31
- 238000004821 distillation Methods 0.000 claims abstract description 26
- 238000001035 drying Methods 0.000 claims abstract description 9
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 claims abstract description 9
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 30
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 18
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 14
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 13
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 230000002265 prevention Effects 0.000 claims description 9
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 7
- 230000001172 regenerating effect Effects 0.000 claims description 6
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims description 6
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 claims description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 abstract description 43
- 239000003921 oil Substances 0.000 abstract description 18
- 239000003507 refrigerant Substances 0.000 abstract description 18
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 abstract description 14
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 abstract description 14
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 abstract description 7
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 5
- 238000002347 injection Methods 0.000 abstract description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 abstract description 3
- 239000002480 mineral oil Substances 0.000 abstract description 2
- 235000010446 mineral oil Nutrition 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 19
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 9
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 7
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 5
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 5
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 5
- 239000002912 waste gas Substances 0.000 description 5
- 238000013329 compounding Methods 0.000 description 4
- 238000000034 method Methods 0.000 description 4
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 4
- 239000003463 adsorbent Substances 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 3
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 3
- RRZVGDGTWNQAPW-UHFFFAOYSA-N 4-[5-(1-methylpyrazol-4-yl)-3-[2-(1-methylpyrazol-4-yl)ethyl]imidazol-4-yl]benzonitrile Chemical compound C1=NN(C)C=C1CCN1C(C=2C=CC(=CC=2)C#N)=C(C2=CN(C)N=C2)N=C1 RRZVGDGTWNQAPW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000001335 aliphatic alkanes Chemical class 0.000 description 2
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 2
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 2
- 239000012263 liquid product Substances 0.000 description 2
- 239000000047 product Substances 0.000 description 2
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 1
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 description 1
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 description 1
- 238000006477 desulfuration reaction Methods 0.000 description 1
- 230000023556 desulfurization Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 239000003657 drainage water Substances 0.000 description 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000010795 gaseous waste Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 230000002631 hypothermal effect Effects 0.000 description 1
- 239000003915 liquefied petroleum gas Substances 0.000 description 1
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 1
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 1
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 1
- 238000004781 supercooling Methods 0.000 description 1
- 238000010977 unit operation Methods 0.000 description 1
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
- F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
- F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
- F25J3/0204—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the feed stream
- F25J3/0209—Natural gas or substitute natural gas
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Thermal Sciences (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Vaporization, Distillation, Condensation, Sublimation, And Cold Traps (AREA)
Abstract
Изобретение относится к холодильной технике, а именно к устройствам для разделения газов с помощью обработки холодом, и может быть использовано на нефтяных месторождениях для создания мобильных модульных комплексов для разделения попутного нефтяного газа на газовый конденсат, который может быть компаундирован с минеральной нефтью, и на сухой газ, который может быть транспортирован в магистральный газопровод, либо полезно использован для собственных нужд, либо сожжен на факельной установке. Установка для отбензинивания попутного нефтяного газа включает в себя холодильную машину, ректификационную колонну, трехфазный сепаратор, многопоточный теплообменный аппарат, сепаратор, систему ввода ингибитора гидратообразования либо систему адсорбционной осушки. Холодильная машина работает по однокаскадному циклу на смесевом хладагенте, компонентами которого являются углеводороды. Техническим результатом изобретения является улучшение массогабаритных характеристик, упрощение конструкции, снижение энергопотребления и повышение термодинамической эффективности. 3 з.п. ф-лы, 1 ил.
Description
Изобретение относится к холодильной технике, а именно к устройствам для разделения газов с использованием холода и может быть использовано на нефтяных месторождениях для создания мобильных модульных комплексов для разделения попутного нефтяного газа (ПНГ) на газовый конденсат, который может быть компаундирован с минеральной нефтью, и на сухой газ, который может быть транспортирован в магистральный газопровод, либо полезно использован для собственных нужд, либо сожжен на факельной установке.
Из технического уровня известны множество технических решений с применением холодильных установок различного принципа действия с различным количеством ступеней охлаждения для промышленного разделения газов. Например, установка для переработки попутного нефтяного газа низкого давления [патент RU 118408, 20.07.2012] решает проблему переработки ПНГ низкого давления на месторождениях. Установка для переработки попутного нефтяного газа низкого давления преимущественно от 0,02 МПа, содержит устройство эжекции газа в жидкость, напорный насос, сепаратор «газ-жидкость», устройство абсорбционной сероочистки, теплообменник «жидкость-жидкость», теплообменник «газ-жидкость», теплообменник «газ-газ», устройство регенерации и подачи ингибитора гидратообразования, генераторов холода: воду, атмосферный воздух, вихревую трубу и холодильную машину, разделитель «газ-углеводородный конденсат-жидкость», сепаратор «углеводородный конденсат-газ», емкость сбора углеводородного конденсата. К недостаткам данного технического решения относится применение двух ступеней охлаждения: вихревая труба и холодильная установка, применяемые в совокупности, имеют низкую эффективность по сравнению с холодильными установками на смесевом хладагенте. Данная установка не позволит добиться высокой степени и точности извлечения газового конденсата.
Также из технического уровня известна система и способ разделения алкановых газов для применения на объектах переработки природного газа и для полезного использования газа, сжигаемого на факелах (Systems and methods for separating alkane gases with applications to raw natural Gas processing and flare gas capture) [публикация WO 2014204817, 24.12.2014]. В данном источнике описывается решение проблемы разделения природного газа на три потока: поток метана (содержащий не менее 70% метана); поток, обогащенный этаном; и поток сжиженных углеводородных газов. Для этого используется мобильный комплекс переработки реализованный на одной шасси фуры, включающий блок компримирования, двухкаскадную холодильную машину, работающую на углеводородном хладагенте, содержащую компрессор для входного потока газа, аппарат воздушного охлаждения, дроссель, ректификационную колонну, теплообменный аппарат, сепараторы, систему ввода ингибитора и/или адсорберы, обеспечивающие предотвращение гидратообразования.
Описываемое техническое решение предполагает производительность по сырьевому газу до 5663 нм3/сут. и предназначено для выделения из природного газа широкой фракции легкокипящих углеводородов (ШФЛУ) с давлением насыщенных паров (ДНП) при температуре 38°С до 17 бар. Полученная ШФЛУ загружается в транспортные емкости и вывозится для продажи или дальнейшей переработки. Данное техническое решение является прототипом заявляемого изобретения.
Однако, система и способ согласно по прототипу имеют также существенные недостатки: применение двухкаскадной холодильной машины для охлаждения основного потока до температур от минус 80°С до минус 40°С снижает надежность холодильной установки, увеличивает ее массогабаритные характеристики и стоимость; применение блока компримирования для сжатия сырьевого потока до давления от 6 до 35 бар, делает холодильную установку более сложной и также увеличивает ее массогабаритные характеристики и стоимость. Исходя из описания и иллюстраций прототипа, для сжатия применяется двухступенчатый безмасляный компрессор. Такие компрессоры либо обладают коротким (раз в несколько месяцев) межремонтным интервалом (в случае, если это компрессоры объемного действия), либо очень дороги и сложны в управлении (в случае, если это центробежные компрессоры на магнитных опорах). Также в качестве недостатка можно отметить применение адсорбционной осушки. В данной системе требуется осушка до температуры точки росы минус 80°С. Но адсорбционная осушка удобна для применения при небольших расходах сырьевого газа, что значительно сужает область применения. При более значительных расходах сырьевого газа размеры адсорберов увеличиваются. При этом, адсорбенты, применяемые в подобных системах осушки, имеют ограниченный срок службы (около года). Таким образом, применение адсорбционной осушки не только значительно увеличивает массогабаритные характеристики, но и увеличивает эксплуатационные затраты, связанные с необходимостью регулярной замены адсорбента.
Рассмотренные недостатки предшествующего уровня техники решаются предлагаемой установкой для отбензинивания попутного нефтяного газа.
Техническим результатом изобретения является снижение массогабаритных характеристик, упрощение конструкции, снижение энергопотребления, повышение термодинамической эффективности, расширение области применения и повышения точности получения целевых компонентов продукции.
Для достижения данного результата решается задача эффективного отбензинивания ПНГ и получения ликвидного продукта (газового конденсата), который может быть компаундирован с товарной нефтью (ДНП которого позволяет компаундировать его с товарной нефтью) с одновременной оптимизацией применяемого холодильного цикла и холодильной установки за счет применения одного контура охлаждения и использования в качестве рабочего вещества холодильной машины смесевого многокомпонентного хладагента.
В одном из вариантов реализации изобретения для достижения технического результата изобретения применяется установка для отбензинивания попутного нефтяного газа, которая включает в себя холодильную машину с компрессором, аппаратом воздушного охлаждения, дросселем, а также ректификационную колонну, теплообменный аппарат, сепараторы, систему предотвращения гидратообразования, при этом в составе установки реализовано последовательное соединение сепаратора для отделения жидкости от газа, системы предотвращения гидратообразования, витого четырехпоточного теплообменного аппарата, конденсатора-испарителя, трехфазного сепаратора, насоса, обеспечивающего повышение давления жидкостного потока перед ректификационной колонной, рекуперативного теплообменного аппарата, ректификационной колонны, а также установка включает параллельно подключенную смесевую однокоскадную холодильную машину, соединенную с конденсатором-испарителем и предназначенную для работы с использованием смеси углеводородов и/или хладонов в качестве рабочего вещества, кроме этого установка содержит систему автоматического регулирования режима работы в зависимости от давления насыщенных паров нефти на узле смешения продукционного потока с товарной нефтью, причем для работы четырехпоточного теплообменного аппарата используется холод сбросных потоков газа и конденсата из трехфазного сепаратора, рекуперативного теплообменного аппарата и ректификационной колонны.
В другом варианте реализации изобретения для достижения технического результата изобретения применяется установка для отбензинивания попутного нефтяного газа, которая включает в себя холодильную машину с компрессором, аппаратом воздушного охлаждения, дросселем, а также ректификационную колонну, теплообменный аппарат, сепараторы, систему предотвращения гидратообразования, при этом в составе установки реализовано последовательное соединение сепаратора для отделения жидкости от газа, системы предотвращения гидратообразования, витого четырехпоточного теплообменного аппарата, конденсатора-испарителя, рекуперативного теплообменного аппарата, ректификационной колонны, комбинированной с трехфазным сепаратором, а также установка включает параллельно подключенную смесевую однокаскадную холодильную машину, соединенную с конденсатором-испарителем и предназначенную для работы с использованием смеси углеводородов и/или хладонов в качестве рабочего вещества, кроме этого установка содержит систему автоматического регулирования режима работы в зависимости от давления насыщенных паров нефти на узле смешения продукционного потока с товарной нефтью, причем для работы четырехпоточного теплообменного аппарата используется холод сбросных потоков газа и конденсата рекуперативного теплообменного аппарата и комбинированной с трехфазным сепаратором ректификационной колонны.
В частном случае реализации установки система предотвращения гидратообразования может быть выполнена в виде регулируемого устройства подачи метанола в поток попутного нефтяного газа, либо в виде системы адсорбционной осушки газа.
В частном случае реализации установки ее компоненты могут быть выполнены в виде отдельных модулей с массо-габаритными параметрами, обеспечивающими возможность их транспортировки грузовым транспортом, как габаритного груза, и выполненных с возможностью реализации технологии отбензинивания попутного нефтяного газа при их соединении между собой и подключении к площадным нефте-газопромысловым объектам месторождений.
Далее описана работа установки.
Поток ПНГ поступает во входной сепаратор, где отделяется капельная жидкость, а газ поступает на охлаждение в многопоточный теплообменный аппарат за счет использования холода сбросного потока газа и конденсата. Затем сырьевой поток ПНГ поступает в конденсатор-испаритель на переохлаждение, осуществляемое за счет холода холодильной машины.
В одном варианте реализации изобретения после переохлаждения происходит разделение ПНГ в трехфазном сепараторе, где поток ПНГ разделяется на газообразный сбросной поток и поток сжиженных углеводородов, который направляется на дальнейшее разделение. После трехфазного сепаратора давление потока сжиженных углеводородов повышается с помощью насоса, поток подогревается в рекуперативном теплообменнике и направляется в ректификационную колонну, где происходит конечное разделение.
В другом варианте реализации изобретения поток подогревается в рекуперативном теплообменнике, направляется на разделение в комбинированную с трехфазным сепаратором ректификационную колонну.
В обоих вариантах реализации изобретения жидкость из куба ректификационной колонны является продукционным потоком, который направляется на компаундирование с товарной нефтью через узел смешения.
Система предотвращения гидратообразования позволяет избежать гидратообразования при охлаждении ПНГ.
Снижение энергоемкости и массо-габаритных характеристик установки достигается за счет применения многопоточного теплообменного аппарата и однокаскадной смесевой холодильной машины и, во втором варианте реализации установки, дополнительно, - за счет использования комбинированной ректификационной колонны, объединенной с трехфазным сепаратором.
Повышение термодинамической эффективности достигается за счет использования могопоточного теплообменного аппарата, а использование смесевого многокомпонентного хладагента увеличивает холодопроизводительность однокаскадной холодильной машины.
Точность получения целевых компонентов продукции достигается за счет использования автоматической системы регулирования режимов работы установки в зависимости от давления насыщенных паров товарной нефти.
Область применения установки ограничивается автоматической системой регулирования режима работы установки, но, при этом позволяет изменять параметры продукционного и сбросных потоков газа, например, для получения как стабильного газового конденсата, так и для получения широких фракций легких углеводородов (ШФЛУ).
Сущность изобретения поясняется принципиальной схемой одного из вариантов реализации установки для отбензинивания попутного нефтяного газа, изображенной на рисунке - Фиг. 1, со следующими обозначениями:
1 - сепаратор (входной отделитель жидкости);
2 - четырехпоточный теплообменный аппарат;
3 - конденсатор-испаритель;
4 - дроссель;
5 - трехфазный сепаратор;
6 - аппарат воздушного охлаждения;
7 - компрессор;
8 - насос;
9 - рекуперативный теплообменный аппарат;
10 - ректификационная колонна;
11 - регулирующий вентиль;
12 - рекуперативный теплообменный аппарат холодильной установки;
13 - система ввода ингибитора.
Устройство установки отбензинивания описано ниже.
Мобильный модульный комплекс по получению товарного ликвидного продукта из ПНГ включает в себя отделитель жидкости 1, который соединен с трубопроводом подачи ПНГ, а также с трубой отвода дренажной воды.
Отделитель жидкости 1, выполняющий функцию входного сепаратора, соединен с четырехпоточным теплообменным аппаратом 2. На участке трубопровода между отделителем жидкости 1 и четырехпоточным теплообменным аппаратом 2 установлена система ввода ингибитора гидратообразования (метанола) 13, представляющая собой устройство регулируемой подачи ингибитора в поток ПНГ, либо система адсорбционной осушки газа. Четырехпоточный теплообменный аппарат 2 соединен с конденсатором-испарителем 3 трубопроводом движения ПНГ. Трубопровод подачи газообразного смесевого хладагента соединяет конденсатор смесевой холодильной машины с входом рекуперативного теплообменного аппарата холодильной установки 12. Дроссель 4 соединяется с рекуперативным теплообменным аппаратом холодильной установки 12 трубопроводом высокого давления и с конденсатором-испарителем 3 через трубопровод низкого давления. Выход хладагента низкого давления из конденсатора-испарителя 3 соединен с входом в рекуперативный теплообменный аппарат холодильной установки 12. Выход потока низкого давления из рекуперативного теплообменного аппарата холодильной установки 12 соединен с входом всасывания компрессора 7. Выход потока ПНГ из конденсатора-испарителя 3 соединен с трехфазным отделителем 5. Трубопровод подачи сконденсировавшейся части потока ПНГ соединяет трехфазный сепаратор 5 и насос 8. Трехфазный сепаратор 5 также соединен с трубопроводом отвода воды и трубопроводом отбросного газа четырехпоточного теплообменного аппарата 2. Выход насоса 8 соединен с входом подачи конденсата ПНГ в рекуперативный теплообменный аппарат 9. Выход конденсата ПНГ из рекуперативного теплообменного аппарата 9 соединен с ректификационной колонной 10. Трубопровод отбросного газа соединен с верхней частью ректификационной колонны 10 и входом в четырехпоточный теплообменный аппарат 2. Выходы отбросного газа из четырехпоточного теплообменного аппарата 2 соединены трубопроводом с факелом утилизации. Трубопровод продукционного потока соединяет испаритель ректификационной колонны 10 и вход в рекуперативный теплообменный аппарат 9. Выход продукционного потока из рекуперативного теплообменного аппарата 9 соединен с четырехпоточным теплообменным аппаратом 2. Выход продукционного потока из теплообменного аппарата 2 соединен с регулирующим вентилем 11. Трубопровод от регулирующего вентиля 11 ведет к трубе товарной нефти. Смешение объема продукционного потока с товарной нефтью осуществляется под управлением автоматической системой регулирования режима работы установки для отбензинивания на узле смешения в зависимости от давления насыщенных паров товарной нефти.
Установка для отбензинивания попутного нефтяного газа работает следующим образом:
Сырьевой поток ПНГ с давлением около 4 бар попадает сначала в сепаратор (отделитель жидкости) 1, предназначенный для отделения жидкой воды от сырьевого потока, который соединен с помощью трубопроводов с дренажной системой и четырехпоточным рекуперативным теплообменным аппаратом 2. При наличии в составе установки системы предотвращения гидратообразования в виде системы ввода ингибитора гидратообразования 13, перед теплообменным аппаратом 2 в поток ПНГ впрыскивается ингибитор гидратообразования (метанол). При наличии в составе установки, вместо системы ввода ингибитора 13, системы адсорбционной осушки газа (на рисунке не показано) сырьевой поток после отделителя жидкости 1 поступает в адсорбционные аппараты, где по средствам адсорбента из потока газа извлекаются пары воды, и поток становится осушенным. После чего поток газа охлаждается в теплообменном аппарате 2 до температуры минус 30°С за счет холода, отбираемого от сбросных потоков.
После этого ПНГ попадает в конденсатор-испаритель 3 где переохлаждается за счет кипения смесевого хладагента до температуры минус 57°С. Выход потока ПНГ из конденсатора-испарителя 3 соединен с трехфазным сепаратором 5, осуществляющим сепарацию. Поток воды из данного трехфазного сепаратора 5 поступает в дренажную систему, газообразный холодный поток направляется в четырехпоточный теплообменный аппарат 2, а поток сжиженных углеводородных газов поступает в насос 8, где его давление повышается до 16 бар. После насоса 8 поток подогревается в рекуперативном теплообменном аппарате 9 за счет тепла продукционного потока, и направляется в ректификационную колонну 10, где происходит конечное разделение при тепломассообменном процессе за счет разницы температур по высоте колонны. К испарителю ректификационной колонны 10 тепло подводится из стороннего источника. Продукционный поток (конденсат) выводится из испарителя ректификационной колонны 10 в подогретом состоянии, проходит через рекуперативный теплообменный аппарат 9, где охлаждается до температуры около минус 50°С и при этом подогревает поток сжиженных углеводородных газов идущий от насоса 8 в колонну 10, после чего проходит через четырехпоточный теплообменный аппарат 2, где подогревается до температуры, близкой к температуре окружающей среды и направляется, проходя через регулирующий вентиль 11, на компаундирование с товарной нефтью. При компаундировании с товарной нефтью за счет системы автоматического регулирования режима работы установки (на рисунке не показано) обеспечивается условие, что поток товарной нефти после компаундирования должен иметь ДНП не выше 66,7 КПа при температуре 37,8°С.
Газообразные холодные потоки из трехфазного сепаратора 5 и верхней части ректификационной колонны 10 - потоки сухого отбензиненного газа, направляются в четырехпоточный теплообменный аппарат 2, где подогреваются до температуры, близкой к температуре окружающей среды. Холод данных потоков используется для охлаждения сырьевого потока ПНГ. После четырехпоточного теплообменного аппарата 2 сбросные потоки могут быть направлены на факел для сжигания, либо полезно использованы (например, направлены в магистральный газопровод, либо использованы для генерации электроэнергии для собственных нужд).
Смесевой хладагент, циркулирующий в холодильной машине, состоит из углеводородов, например, компонентами смеси могут быть этилен, пропан, бутан, пентан и другие газообразные углеводороды. Смесевой хладагент сжимается в компрессоре 7, тепло сжатия сбрасывается в окружающую среду в аппарате воздушного охлаждения 6, после которого смесевой хладагент частично конденсируется. После аппарата воздушного охлаждения 6 прямой поток смесевого хладагента направляется в рекуперативный теплообменный аппарат холодильной установки 12, где охлаждается за счет обратного потока смесевого хладагента и полностью конденсируется. Жидкий смесевой хладагент расширяется в дросселе 4, после чего его температура падает до температуры минус 62°С. После дросселя 4 двухфазный смесевой хладагент поступает в конденсатор-испаритель 3, в котором он кипит при переменной температуре и охлаждает поток ПНГ. После конденсатора-испарителя 3 обратный поток смесевого хладагента сначала проходит через теплообменный аппарат 12, где нагревается, после чего поступает на вход всасывания компрессора 7, на чем цикл холодильной машины замыкается.
Охлаждение как потока ПНГ, так и конденсатора колонны обеспечивается за счет одной холодильной машины. Таким образом, обеспечивается улучшение массогабаритных параметров оборудования, простота и надежность. Наличие одной холодильной машины также снижает стоимость установки по сравнению с известными аналогами, использующими каскадную схему охлаждения.
Сепарация производится за счет охлаждения. Для обеспечения более эффективного процесса разделения в ректификационной колонне, уменьшения энергозатрат на подогрев испарителя и охлаждение конденсатора данной колонны давление в колонне повышено до 16 бар за счет применения насоса. Таким образом, сжатие не всего потока ПНГ на входе в установку, а использование насоса для повышения давления только жидкости, поступающей в ректификационную колонну, позволяет значительно упростить установку для отбензинивания попутного нефтяного газа.
Промышленное воспроизведение установки для отбензинивания попутного нефтяного газа осуществляется путем сбора из типовых машин и аппаратов, с применением типовых технологических трубопроводов, устойчивых к воздействию хладагентов и ПНГ. Количество машин и аппаратов в составе установки для отбензинивания попутного нефтяного газа размещенных в объеме габаритных транспортных контейнеров позволяет осуществлять сборку установки для отбензинивания попутного нефтяного газа непосредственно на месте последующей эксплуатации. Применение в составе установки ректификационной колонны с совмещенным трехфазным сепаратором улучшает массо-габаритные характеристики, в том числе обеспечивая компактное исполнение и перемещение установки в собранном виде и готовой к эксплуатации.
Применение изобретения на объектах добычи нефти позволит снизить затраты на выплату штрафов за выбросы вредных веществ в атмосферу, получить дополнительный доход от увеличения количества товарной нефти, и в целом повысить уровень полезного использования ПНГ.
Claims (4)
1. Установка для отбензинивания попутного нефтяного газа, содержащая ректификационную колонну, теплообменный аппарат, сепараторы, систему предотвращения гидратообразования и параллельно подключенную к конденсатору-испарителю холодильную машину с компрессором, аппаратом воздушного охлаждения, дросселем и рекуперативным теплообменным аппаратом, отличающаяся тем, что в ней последовательно установлены по ходу сырьевого потока попутного нефтяного газа компоненты в виде сепаратора, системы предотвращения гидратообразования, витого четырехпоточного теплообменного аппарата, конденсатора-испарителя и трехфазного сепаратора, соединенного с трубопроводом отвода воды, трубопроводом отброса газа и трубопроводом сконденсировавшейся части потока попутного нефтяного газа, который подключен к насосу, а выход последнего соединен со входом подачи сконденсировавшейся части потока попутного нефтяного газа в рекуперативный теплообменный аппарат, выход которого соединен с ректификационной колонной, верхняя часть которой трубопроводом отброса газа через четырехпоточный теплообменный аппарат соединена с факелом утилизации, к которому также через четырехпоточный теплообменный аппарат подсоединен трубопровод отброса газа из трехфазного сепаратора, испаритель ректификационной колонны трубопроводом теплого продукционного потока соединен с другим входом в рекуперативный теплообменный аппарат, а выход продукционного потока из последнего через четырехпоточный теплообменный аппарат и регулирующий вентиль подключен к узлу смешения с товарной нефтью, имеющему систему автоматического регулирования режима работы в зависимости от давления насыщенных паров нефти на узле смешения.
2. Установка по п. 1, отличающаяся тем, что система предотвращения гидратообразования выполнена в виде регулируемого устройства подачи метанола в поток попутного нефтяного газа.
3. Установка по п. 1, отличающаяся тем, что система предотвращения гидратообразования выполнена в виде системы адсорбционной осушки газа.
4. Установка по п. 1, отличающаяся тем, что ее компоненты выполнены в виде отдельных модулей с массогабаритными параметрами, обеспечивающими возможность их транспортировки грузовым транспортом как габаритного груза, выполненных с возможностью реализации технологии отбензинивания попутного нефтяного газа при их соединении между собой и подключении к площадным нефтегазопромысловым объектам месторождений.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017137722A RU2676829C1 (ru) | 2017-10-27 | 2017-10-27 | Установка для отбензинивания попутного нефтяного газа |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017137722A RU2676829C1 (ru) | 2017-10-27 | 2017-10-27 | Установка для отбензинивания попутного нефтяного газа |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2676829C1 true RU2676829C1 (ru) | 2019-01-11 |
Family
ID=65025043
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017137722A RU2676829C1 (ru) | 2017-10-27 | 2017-10-27 | Установка для отбензинивания попутного нефтяного газа |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2676829C1 (ru) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2705160C1 (ru) * | 2018-12-24 | 2019-11-05 | Андрей Владиславович Курочкин | Установка низкотемпературной дефлегмации с ректификацией нтдр для комплексной подготовки газа с выработкой спг |
| RU2722679C1 (ru) * | 2019-09-09 | 2020-06-03 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") | Установка (варианты) и система (варианты) для отбензинивания попутного нефтяного газа, способ отбензинивания попутного нефтяного газа |
| RU2748142C1 (ru) * | 2020-01-09 | 2021-05-19 | Андрей Владиславович Курочкин | Установка подготовки попутного нефтяного газа с получением широкой фракции легких углеводородов (варианты) |
| RU213282U1 (ru) * | 2022-03-09 | 2022-09-05 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") | Установка отбензинивания углеводородного газа |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU66491U1 (ru) * | 2007-06-14 | 2007-09-10 | Открытое акционерное общество "НОВАТЭК" | Установка для переработки попутного нефтяного газа |
| RU104860U1 (ru) * | 2010-09-13 | 2011-05-27 | Георгий Константинович Манастырлы | Технологический комплекс для переработки попутного нефтяного газа |
| RU118408U1 (ru) * | 2011-04-21 | 2012-07-20 | Илья Иванович Рыбаков | Установка для переработки попутного нефтяного газа низкого давления |
| WO2013126624A1 (en) * | 2012-02-22 | 2013-08-29 | Posa Richard Paul | Method and system for separating and destroying sour and acid gas |
| WO2014204817A3 (en) * | 2013-06-18 | 2015-02-19 | Pioneer Energy, Inc. | Systems and methods for separating alkane gases with applications to raw natural gas processing |
-
2017
- 2017-10-27 RU RU2017137722A patent/RU2676829C1/ru active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU66491U1 (ru) * | 2007-06-14 | 2007-09-10 | Открытое акционерное общество "НОВАТЭК" | Установка для переработки попутного нефтяного газа |
| RU104860U1 (ru) * | 2010-09-13 | 2011-05-27 | Георгий Константинович Манастырлы | Технологический комплекс для переработки попутного нефтяного газа |
| RU118408U1 (ru) * | 2011-04-21 | 2012-07-20 | Илья Иванович Рыбаков | Установка для переработки попутного нефтяного газа низкого давления |
| WO2013126624A1 (en) * | 2012-02-22 | 2013-08-29 | Posa Richard Paul | Method and system for separating and destroying sour and acid gas |
| WO2014204817A3 (en) * | 2013-06-18 | 2015-02-19 | Pioneer Energy, Inc. | Systems and methods for separating alkane gases with applications to raw natural gas processing |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2705160C1 (ru) * | 2018-12-24 | 2019-11-05 | Андрей Владиславович Курочкин | Установка низкотемпературной дефлегмации с ректификацией нтдр для комплексной подготовки газа с выработкой спг |
| RU2722679C1 (ru) * | 2019-09-09 | 2020-06-03 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") | Установка (варианты) и система (варианты) для отбензинивания попутного нефтяного газа, способ отбензинивания попутного нефтяного газа |
| WO2021049977A1 (ru) * | 2019-09-09 | 2021-03-18 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" | Установка, система и способ отбензинивания попутного нефтяного газа |
| RU2748142C1 (ru) * | 2020-01-09 | 2021-05-19 | Андрей Владиславович Курочкин | Установка подготовки попутного нефтяного газа с получением широкой фракции легких углеводородов (варианты) |
| RU213282U1 (ru) * | 2022-03-09 | 2022-09-05 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") | Установка отбензинивания углеводородного газа |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| JP6629431B2 (ja) | 有機ランキンサイクルに基づく、ガス処理プラント廃熱の電力への変換 | |
| RU2272228C1 (ru) | Универсальный способ разделения и сжижения газа (варианты) и устройство для его осуществления | |
| CN101743430B (zh) | 蒸发气体处理方法及处理*** | |
| USRE39826E1 (en) | Comprehensive natural gas processing | |
| RU2668303C1 (ru) | Система и способ для сжижения природного газа (варианты) | |
| CN101104825B (zh) | 一种矿井瓦斯气的液化天然气生成设备及方法 | |
| CN102940974B (zh) | 一种利用混和制冷剂循环的油气冷凝回收方法 | |
| RU2676829C1 (ru) | Установка для отбензинивания попутного нефтяного газа | |
| RU2010150141A (ru) | Улучшенное удаление азота в установке для получения сжиженного природного газа | |
| CN102538398A (zh) | 一种含氮氧煤矿瓦斯提纯分离液化工艺及提纯分离液化*** | |
| CN106461320A (zh) | 使用优化的混合制冷剂***的液化天然气设施 | |
| US8528361B2 (en) | Method for enhanced recovery of ethane, olefins, and heavier hydrocarbons from low pressure gas | |
| RU2684621C2 (ru) | Способ и система для получения сжатой и, по меньшей мере, частично сконденсированной смеси углеводородов | |
| WO2021049977A1 (ru) | Установка, система и способ отбензинивания попутного нефтяного газа | |
| CN105865145B (zh) | 一种煤层气液化工艺 | |
| CN103267402A (zh) | 提取低浓度含氧煤层气中甲烷的方法 | |
| RU2525759C2 (ru) | Способ частичного сжижения природного газа (варианты) | |
| RU2665088C1 (ru) | Способ получения сжиженного природного газа в условиях газораспределительной станции | |
| CN205223141U (zh) | 利用高压冷剂冷量的天然气脱重烃装置 | |
| CN108955085A (zh) | 一种小型撬装式煤层气液化***和方法 | |
| RU2525764C2 (ru) | Установка подготовки и переработки газовых углеводородных смесей (варианты) | |
| CN104412055B (zh) | 控制温度以液化气体的方法及使用该方法的制备设备 | |
| RU2745176C2 (ru) | Установка получения газомоторных топлив из природного газа (варианты) | |
| RU213282U1 (ru) | Установка отбензинивания углеводородного газа | |
| US11892235B2 (en) | Method and system for processing natural gas |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20191220 Effective date: 20191220 |
|
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20210325 Effective date: 20210325 |