CN1034852C - 油气田天然气冷冻法脱水预处理方法 - Google Patents
油气田天然气冷冻法脱水预处理方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN1034852C CN1034852C CN91110570A CN91110570A CN1034852C CN 1034852 C CN1034852 C CN 1034852C CN 91110570 A CN91110570 A CN 91110570A CN 91110570 A CN91110570 A CN 91110570A CN 1034852 C CN1034852 C CN 1034852C
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- gas
- condensation
- cold
- oil
- moisture
- Prior art date
- Legal status (The legal status 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 status listed.)
- Expired - Fee Related
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 40
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 title claims abstract description 36
- 239000007789 gas Substances 0.000 title claims abstract description 31
- 238000007710 freezing Methods 0.000 title claims abstract description 11
- 230000008014 freezing Effects 0.000 title claims abstract description 11
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims description 62
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 14
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 14
- 238000005057 refrigeration Methods 0.000 claims abstract description 13
- 239000003507 refrigerant Substances 0.000 claims abstract description 11
- 238000009833 condensation Methods 0.000 claims abstract description 10
- 230000005494 condensation Effects 0.000 claims abstract description 10
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 8
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 19
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 11
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 8
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 claims 1
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 4
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 4
- 230000008901 benefit Effects 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 abstract description 2
- 239000001294 propane Substances 0.000 abstract description 2
- 230000006835 compression Effects 0.000 abstract 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 abstract 1
- 238000002203 pretreatment Methods 0.000 abstract 1
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 description 15
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 description 15
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 10
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 description 3
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 description 3
- MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N diethylene glycol Chemical compound OCCOCCO MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 3
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 3
- 239000006096 absorbing agent Substances 0.000 description 2
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 2
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003463 adsorbent Substances 0.000 description 1
- AZDRQVAHHNSJOQ-UHFFFAOYSA-N alumane Chemical class [AlH3] AZDRQVAHHNSJOQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 1
- 235000019628 coolness Nutrition 0.000 description 1
- 230000006837 decompression Effects 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 1
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 1
- 238000004108 freeze drying Methods 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 230000008676 import Effects 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 239000002808 molecular sieve Substances 0.000 description 1
- 238000011017 operating method Methods 0.000 description 1
- TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Al]O[Al]=O TWNQGVIAIRXVLR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000000741 silica gel Substances 0.000 description 1
- 229910002027 silica gel Inorganic materials 0.000 description 1
- URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N sodium aluminosilicate Chemical compound [Na+].[Al+3].[O-][Si]([O-])=O.[O-][Si]([O-])=O URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- ZIBGPFATKBEMQZ-UHFFFAOYSA-N triethylene glycol Chemical compound OCCOCCOCCO ZIBGPFATKBEMQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
- Y02P70/00—Climate change mitigation technologies in the production process for final industrial or consumer products
- Y02P70/10—Greenhouse gas [GHG] capture, material saving, heat recovery or other energy efficient measures, e.g. motor control, characterised by manufacturing processes, e.g. for rolling metal or metal working
Landscapes
- Drying Of Gases (AREA)
Abstract
本发明公开了一种油气田天然气冷冻法脱水预处理方法,它是采用周期切换冷冻方式,将油气田天然气中的水分和烃类水化物冻结在冷凝-蒸发器中,然后用制冷剂释放的冷凝热,将其解冻脱除水分的预处理方法。一般采用压缩式制冷循环,制冷剂采用氨、氟利昂和丙烷,本发明与其它脱水方法相比具有工艺流程简单合理,设备投资费用与运行费用省,脱水程度可根据地区不同而方便调整,脱水效果明显,保证油气田天然气在冬季不冻结安全输送。
Description
本发明涉及气体的脱水方法,尤其是涉及油气田天然气冷冻法脱水预处理方法。
天然气中水蒸汽的含量,一般要求,每百万立方米中不超过1.0~1.2公斤,以确保天然气输气管的顺利操作。特别是对于寒冷地区的冬季长距离输送,要求每百万立方米天然气中的含水量应不高于0.6公斤。
天然气中水分的主要来源是贮存于汽田或油田地层,开采时又加入了大量的水蒸汽或热水,在地层中的温度与压力下天然气中水分呈饱和状态。天然气引到地面后,温度与压力略降,部分水分凝结经预分离器分出,但残余的水分仍会在输送过程中因温度或压强降低而形成水化物或冰块阻碍操作以至堵塞管道。特别是在寒冷地区冬季气温低于-20℃之后,输送管道可能由于水化物或冰块的形成而无法操作甚至导致管道的破裂。故从气田或油田来的天然气或油田伴生气应将其中水分脱除到一定的程度。天然气脱水的方法很多,有吸附法、吸收法、冷却、加压冷却法、化学处理法等。但常用的脱水法是吸收法与吸附法。
吸收法脱水是采用二乙二醇及三乙二醇等为吸收剂。在吸收塔内将天然气中的水分吸收。吸水后乙二醇稀溶液须经加热减压脱水增浓再生,然后浓乙二醇溶液循环使用。用此法脱水前,需先将天然气中含有的游离油先除净,以免乙二醇发生起泡现象造成吸收操作的困难。吸收法脱水的缺点是设备复杂、造价高,操作条件控制不易、脱水程度不高,且吸收剂损耗大,操作成本较高。
吸附法脱水比吸收法可脱除更多水分。该脱水方法是用活性铝、硅胶、铝氧土及分子筛等固体吸附剂在吸附塔中吸附天然气中水分,吸附剂饱和后停止操作,进行加热再生。再启用另一只吸附器继续脱水。二只吸附器交替使用。但此法脱水需先将天然气加压冷却,然后减压加热再生。所以,它脱水效果虽好但设备与操作费用昂贵,适合于天然气加工时所需的深度脱水。至于传统的冷却法脱水是将天然气冷却到一定温度,凝析出水分后分离之。但由于脱水程度低,达不到天然气在寒冷地区冬季的长距离输送的要求。采用加压冷却法,虽可以提高脱水程度,但设备与操作费用甚高,且操作工艺问题较多,难以应用。
本发明的目的是提供一种油气田天然气冷冻法脱水预处理方法,以确保油气田天然气输气管的顺利输送。
为了达到上述目的本发明采取下列方法,它是采用周期切换冷冻方式,将油气田天然气中的水分和烃类水化物冻结在冷凝-蒸发器中,然后用制冷剂释放的冷凝热将其解冻脱除水分的预处理方法。
下面结合附图作详细说明。
附图是油气田天然气冷冻法脱水预处理方法流程示意图。
油气田天然气处理流程为:油气田天然气(简称NG)由输送总管送入换热器1与冷干气换热而冷却,经气液分离器2除去冷凝的水分与重烃液后,通过NG换向阀4,再经冷凝-蒸发器6,在此,它与管内沸腾的液体制冷剂进行换热,将其水分和烃类水化物冻结在冷凝-蒸发器中。制冷剂与制冷温度由脱水深度(露点)来确定。然后经NG换向阀5,气液分离器3,返回换热器1,复热后输入输气总管。
制冷剂流程为:由制冷压缩机13出来的高温高压制冷剂气体,经水冷却器11冷却,通过制冷剂换向阀8,再经冷凝-蒸发器7冷凝成制冷剂液体,然后通过节流器10在冷凝-蒸发器6内降压节流制冷,放出冷量后自身汽化再通过制冷剂换向阀9返回制冷压缩机低压吸入口。
由于冷凝-蒸发器6在冷凝NG时其管外冻结了一定量的冰(霜)而导致换热性能恶化。所以需周期切换四个换向阀4、5、8、9,进入另一个流程。切换周期一般为8-12小时。
其后,油气田天然气流程为:油气田天然气送入换热器1冷却,经气液分离器2除去冷凝的水分与重烃液后,通过NG换向阀4,再经冷凝蒸发器7将其水分和烃类水化物冻结,然后经NG换向阀5,气液分离器3返回换热器1。
制冷剂流程为:由压缩机13出来的高温高压制冷剂气体经水冷却器11冷却,通过制冷剂换向阀9,再经冷凝-蒸发器6冷凝成制冷剂液体,然后通过节流器10在冷凝-蒸发器7内降压节流制冷,放出冷量后自身气化,再通过制冷剂换向阀9,返回制冷压缩机低压入口。就这样周而复始,达到冷冻脱水的目的。
气液分离器2、3和冷凝-蒸发器6、7分离和解冻的水分及混烃排入贮液罐14。一般采用压缩式制冷循环,制冷剂采用氨,氟利昂和丙烷。为了控制冷凝-蒸发器冷凝放热量。采用压力或温度调节阀12来控制水冷却器的进水量。冷量与热量的平衡需经过精确的热平衡计算。
本发明与其它脱水方法相比,具有工艺流程简单合理、设备投资费与运行费用均省,脱水程度可根据地区不同而方便调整,脱水效果明显,保证天然气或油田伴生气在冬季不冻结安全输送。而且,在脱水的同时,可附产一定数量的混烃,特别是对富NG,其经济效益更为可观。
Claims (1)
1.一种油气田天然气冷冻法脱水预处理方法,其特征在于,它是采用周期切换冷冻方式,将油气田天然气中的水分和烃类水化物冻结在冷凝-蒸发器中,然后用制冷剂释放的冷凝热,将其解冻脱除水分的预处理方法,其中:
a.油气田天然气处理流程为:
油气田天然气送入换热器〔1〕冷却,经气液分离器〔2〕除去冷凝的水分与重烃液后通过NG换向阀〔4〕,再经冷凝-蒸发器〔6〕将其水分和烃类水化物冻结,然后经NG换向阀〔5〕,气液分离器〔3〕返回换热器〔1〕;
b.制冷剂流程为:
由制冷压缩机〔13〕出来的高温高压制冷剂气体经水冷却器〔11〕冷却,通过制冷剂换向阀〔8〕,再经冷凝蒸发器〔7〕冷凝成制冷剂液体,然后通过节流器〔10〕在冷凝-蒸发器〔6〕内降压节流制冷,放出冷量后自身汽化再通过制冷剂换向阀〔9〕返回制冷压缩机低压吸入口;
将四个换向阀〔4〕、〔5〕、〔8〕、〔9〕周期换向,其后,
c.油气田天然气处理流程为:
油气田天然气送入换热器〔1〕冷却,经气液分离器〔2〕除去冷凝的水分与重烃液后,通过NG换向阀〔4〕,再经冷凝-蒸发器〔7〕,将其水分和烃类水化物冻结,然后经换向阀〔5〕,气液分离器〔3〕返回换热器〔1〕;
d.制冷剂流程为:
由制冷压缩机〔13〕出来的高温高压制冷剂气体经水冷却器〔11〕冷却,通过制冷剂换向阀〔9〕,再经冷凝-蒸发器〔6〕冷凝成制冷剂液体,然后通过节流器〔10〕在冷凝-蒸发器〔7〕内降压节流制冷,放出冷量后自身汽化再通过制冷剂换向阀〔9〕返回制冷压缩机低压吸入口;
气液分离器〔2〕、〔3〕和冷凝-蒸发器〔6〕、〔7〕分离和解冻的水分及混烃排入贮液罐〔14〕,采用压力或温度调节阀〔12〕来控制水冷却器〔11〕的进水量。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN91110570A CN1034852C (zh) | 1991-11-05 | 1991-11-05 | 油气田天然气冷冻法脱水预处理方法 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN91110570A CN1034852C (zh) | 1991-11-05 | 1991-11-05 | 油气田天然气冷冻法脱水预处理方法 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN1072106A CN1072106A (zh) | 1993-05-19 |
CN1034852C true CN1034852C (zh) | 1997-05-14 |
Family
ID=4910157
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN91110570A Expired - Fee Related CN1034852C (zh) | 1991-11-05 | 1991-11-05 | 油气田天然气冷冻法脱水预处理方法 |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
CN (1) | CN1034852C (zh) |
Families Citing this family (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN100420732C (zh) * | 2006-03-31 | 2008-09-24 | 辽河石油勘探局 | 石油天然气冷冻脱水脱重烃方法 |
CN101108978B (zh) * | 2006-07-19 | 2011-04-20 | 吕应中 | 碳氢化合物气体处理方法与装置 |
CN104266213A (zh) * | 2014-09-04 | 2015-01-07 | 程洪亮 | 燃天然气增、节机 |
AU2016317385B2 (en) * | 2015-09-02 | 2019-11-21 | Exxonmobil Upsteam Research Company | Process and system for swing adsorption using an overhead stream of a demethanizer as purge gas |
CN105316054B (zh) * | 2015-10-28 | 2019-04-09 | 贵惠莱新能源科技股份(上海)有限公司 | 一种天然气冷冻脱水脱烃系统 |
CN106321058B (zh) * | 2016-08-30 | 2019-07-30 | 金妙英 | 油气冷处理方法 |
CN109097122A (zh) * | 2018-09-21 | 2018-12-28 | 四川贵源石油化工工程有限公司 | 湿气直吹天然气低温脱水脱烃工艺 |
-
1991
- 1991-11-05 CN CN91110570A patent/CN1034852C/zh not_active Expired - Fee Related
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CN1072106A (zh) | 1993-05-19 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN103394267B (zh) | 一种结合冷凝和吸附的油气回收装置 | |
CN203893475U (zh) | 单压缩机两级自复叠制冷系统 | |
CN208975200U (zh) | 一种多级冷凝油气回收装置 | |
CN111536726A (zh) | 一种不停机自除霜双通道油气回收冷凝机组 | |
CN101776353A (zh) | 基于冷却塔的溶液型冷热水机组 | |
CN112815596B (zh) | 一种混合制冷系统及其速冻方法 | |
CN208920650U (zh) | 一种制冷系统 | |
CN103512257A (zh) | 用于双温电冰箱的非共沸碳氢混合物自复叠制冷循环系统 | |
CN102914047B (zh) | 空气源热泵热水器 | |
CN102901259A (zh) | 双机双级压缩冷冻机组 | |
CN201417041Y (zh) | 一种节能型压缩空气预冷装置 | |
CN1034852C (zh) | 油气田天然气冷冻法脱水预处理方法 | |
CN101871702B (zh) | 双热源高效吸收式制冷装置 | |
CN209392767U (zh) | 具有自除霜功能的间接冷凝式油气回收机组 | |
CN202885326U (zh) | 双机双级压缩冷冻机组 | |
CN106705494A (zh) | 一种具有防止风侧换热器结冰功能的空气源热泵节能系统 | |
CN106669355B (zh) | 基于影像识别除霜技术一体化油气回收装置 | |
CN209279430U (zh) | 一种生产液化天然气的制冷设备 | |
US5566555A (en) | Vapor recovery system with refrigeration and regeneration cycles | |
CN103691145B (zh) | 双通道冷凝法油气回收装置 | |
CN107736435A (zh) | 一种利用空气进行海鲜深冷速冻的工艺系统及工艺方法 | |
CN219231933U (zh) | 基于压缩增焓与级间能源利用的二氧化碳捕集与存储系统 | |
CN1380525A (zh) | 深度冷冻吸收制冷装置 | |
CN203750203U (zh) | 双通道冷凝法油气回收装置 | |
CN109097122A (zh) | 湿气直吹天然气低温脱水脱烃工艺 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
C10 | Entry into substantive examination | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
C06 | Publication | ||
PB01 | Publication | ||
C14 | Grant of patent or utility model | ||
GR01 | Patent grant | ||
C19 | Lapse of patent right due to non-payment of the annual fee | ||
CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee |