RU136140U1

RU136140U1 - INSTALLATION FOR PREPARATION OF ASSOCIATED OIL GAS OF LOW PRESSURE (OPTIONS)

Info

Publication number: RU136140U1
Application number: RU2013129383/06U
Authority: RU
Inventors: Денис Тарасович Высочан; Сергей Александрович Решетов
Original assignee: Общество с ограниченной ответственностью НПП "ВелесГаз"
Priority date: 2013-06-26
Filing date: 2013-06-26
Publication date: 2013-12-27

Abstract

1. Установка для переработки попутного нефтяного газа низкого давления, содержащая эжектор 1, первый вход которого соединен с трубопроводом N подачи попутного нефтяного газа, второй вход соединен с трубопроводом подачи рабочей жидкости, а выход соединен с сепаратором 2 "газ-жидкость", упомянутый сепаратор 2 "газ-жидкость" снабжен двумя выходами, первый из которых, предназначенный для рабочей жидкости, соединен с входом в теплообменник 3 охлаждения жидкости, выход которого соединен с входом напорного насоса 4, а выход напорного насоса 4 соединен с первым входом эжектора 1, теплообменник 8 конденсации углеводородов, разделитель 9 "газ - углеводородный конденсат - жидкость", снабженный тремя выходами, первый из которых соединен с входом устройства 7 регенерации и подачи ингибитора гидратообразования, а второй выход соединен с входом в сепаратор 10 "углеводородный конденсат - газ", емкость 11 сбора углеводородного конденсата, отличающаяся тем, что снабжена устройством 5 ввода ингибитора гидратообразования, содержащим два входа, первый из которых соединен со вторым выходом сепаратора 2 "газ-жидкость" или выходом устройства очистки 12 газа, а второй вход соединен с устройством 7 регенерации и подачи ингибитора гидратообразования, при этом выход упомянутого устройства 5 ввода ингибитора гидратообразования соединен с входом теплообменника 8 конденсации углеводородов; третий выход разделителя 9 "газ - углеводородный конденсат - жидкость" соединен с трубопроводом L выхода подготовленного газа.2. Установка для переработки попутного нефтяного газа низкого давления, содержащая эжектор 1, первый вход которого соединен с трубопрово�1. Installation for processing associated petroleum gas of low pressure, containing an ejector 1, the first inlet of which is connected to the N supply pipe of associated petroleum gas, the second inlet is connected to the working fluid supply pipe, and the output is connected to the gas-liquid separator 2, said separator 2 "gas-liquid" is equipped with two outlets, the first of which is intended for the working fluid, connected to the inlet to the heat exchanger 3 of cooling the liquid, the outlet of which is connected to the inlet of the pressure pump 4, and the output of the pressure pump 4 n with the first inlet of the ejector 1, a hydrocarbon condensation heat exchanger 8, a gas-hydrocarbon condensate-liquid separator 9, provided with three outlets, the first of which is connected to the input of the regeneration and supply unit of the hydrate formation inhibitor, and the second output is connected to the entrance to the separator 10 "hydrocarbon condensate - gas", a hydrocarbon condensate collection tank 11, characterized in that it is equipped with a hydrate inhibitor input device 5 containing two inlets, the first of which is connected to the second output of the separator 2 " az-liquid "or outlet 12 of gas purification device and the second input is connected to the regeneration device 7 and supplying hydrate inhibitor, wherein the output of said input device 5 hydrate inhibitor connected to the inlet of the heat exchanger 8 hydrocarbon condensation; the third outlet of the gas-hydrocarbon condensate-liquid separator 9 is connected to the prepared gas outlet pipe L. 2. Installation for processing associated petroleum gas of low pressure, containing an ejector 1, the first inlet of which is connected to the pipeline�

Description

Область техникиTechnical field

Полезная модель относится к нефтегазовой промышленности и может быть использована на узлах промысловой подготовки нефти для подготовки попутного нефтяного газа (далее - ПНГ) или иных углеводородных газов низкого давления, с целью получения углеводородного конденсата (ШФЛУ - широкой фракции легких углеводородов, СПБТ - смеси пропана и бутана технических) и подготовленного газа, который может быть использован для выработки тепла или электроэнергии.The utility model relates to the oil and gas industry and can be used at oil field treatment facilities for the preparation of associated petroleum gas (hereinafter - APG) or other low-pressure hydrocarbon gases in order to produce hydrocarbon condensate (BFLH - a wide fraction of light hydrocarbons, SPBT - a mixture of propane and technical butane) and prepared gas, which can be used to generate heat or electricity.

Предшествующий уровень техникиState of the art

Из уровня техники известна установка для подготовки попутного нефтяного газа преимущественно от 0,02 до 0,2 МПа (см. аналог - RU 99347, МПК B01D 53/26 (2006.01), публ. 20.11.2010), содержащая сепаратор, конденсатор, холодильную установку и емкость приема конденсата, с которой соединены выход конденсата из сепаратора и конденсатора. При этом конденсатор соединен с холодильной установкой, которая снабжена сепаратором предварительной очистки газа, узлом ввода ингибитора предупреждения образования газогидратов. В упомянутую холодильную установку веден блок абсорбционной сероочистки, вход в который соединен с выходом сепаратора предварительной очистки, а выход - соединен с входом в узел ввода ингибитора гидратообразования. Применение известной установки позволяет при прохождении газа по технологической цепи провести предварительную очистку входящего ПНГ от капель углеводородного и водяного конденсата в сепараторе первичной очистки, предотвратить образование газогидратов путем ввода ингибиторов гидратообразования, провести охлаждение входящего ПНГ, конденсацию и сепарацию основного количества углеводородного конденсата в теплообменниках-конденсаторах холодным потоком от холодильной установки.The prior art installation for the preparation of associated petroleum gas mainly from 0.02 to 0.2 MPa (see analogue - RU 99347, IPC B01D 53/26 (2006.01), publ. 20.11.2010), containing a separator, condenser, refrigeration the condensate receiving unit and capacity, with which the condensate outlet from the separator and the condenser is connected. In this case, the condenser is connected to a refrigeration unit, which is equipped with a gas pre-separator, an inlet unit for preventing the formation of gas hydrates. An absorption desulfurization unit is led into the said refrigeration unit, the inlet of which is connected to the outlet of the preliminary separator, and the outlet is connected to the inlet to the input unit of the hydrate formation inhibitor. The use of the known installation allows, when passing gas through the technological chain, to carry out a preliminary purification of the incoming APG from drops of hydrocarbon and water condensate in the primary purifier, to prevent the formation of gas hydrates by introducing hydration inhibitors, to cool the incoming APG, to condense and separate the bulk of the hydrocarbon condensate in the heat exchangers-condensers cold stream from the refrigeration unit.

Однако, данная установка имеет следующие недостатки: высокое энергопотребление холодильной установки; неэффективное разделение газожидкостной углеводородной смеси в теплообменниках-конденсаторах; большие потери ингибитора гидратообразования; получение углеводородного конденсата нестабильного состава.However, this installation has the following disadvantages: high energy consumption of the refrigeration unit; inefficient separation of a gas-liquid hydrocarbon mixture in heat exchangers-condensers; large losses of hydrate inhibitor; production of hydrocarbon condensate of an unstable composition.

Из уровня техники известна установка для переработки попутного нефтяного газа низкого давления (см. ближайший аналог - RU 118408, публ. 20.04.2012, МПК F25J 3/08), в которой объединены в технологическую линию: устройство эжекции газа в жидкость для подъема давления, устройство разделения различных сред, устройство генерации холода. Организована сероочистка, предотвращение гидратообразования и возврат ингибитора. Это осуществляется следующим образом: исходный ПНГ смешивается в эжекторе с жидкостью высокого давления, после этого образовавшаяся газожидкостная смесь направляется в двухфазный сепаратор, где происходит разделение на углеводородный газ и рабочую жидкость. Жидкость охлаждается в теплообменнике и насосом подается в эжектор для повторного использования, а углеводородный газ под давлением подается, на абсорбционную сероочистку или напрямую для охлаждения в теплообменник (жидкостной или воздушный), далее в теплообменник вихревой трубы, далее в теплообменник холодильной машины. Для предотвращения образования газогидратов, в поток газа перед входом в теплообменник (жидкостной или воздушный) вводится ингибитор гидратообразования. Охлажденный газ, после холодильной машины направляется в трехфазный разделитель, где из него выделяются топливный газ, который подается в вихревую трубу для охлаждения и подачи в теплообменник вихревой трубы в качестве хладагента и последующей отправки потребителю. Насыщенная ингибитором гидратообразования жидкая фракция из разделителя подается в устройство регенерации ингибитора и затем ингибитор насосом подается на вход теплообменника (жидкостного или воздушного). Углеводородный конденсат из разделителя подается в двухфазный сепаратор для сброса избыточного давления насыщенных паров, а затем отводится в накопительную емкость. Применение предложенной полезной модели обеспечивает получение углеводородного конденсата (ШФЛУ, СПБТ) и топливного газа непосредственно в местах его получения.The prior art installation for the processing of associated petroleum gas of low pressure (see the closest analogue - RU 118408, publ. 04/20/2012, IPC F25J 3/08), which are combined in a production line: a device for ejecting gas into a liquid to raise pressure, a device for separating various media, a device for generating cold. Desulfurization, prevention of hydrate formation and inhibitor return are organized. This is carried out as follows: the initial APG is mixed in an ejector with a high-pressure liquid, after which the resulting gas-liquid mixture is sent to a two-phase separator, where the separation into hydrocarbon gas and working fluid takes place. The liquid is cooled in the heat exchanger and pumped to the ejector for reuse, and the hydrocarbon gas is supplied under pressure to absorption desulfurization or directly for cooling to the heat exchanger (liquid or air), then to the vortex tube heat exchanger, and then to the heat exchanger of the refrigeration machine. To prevent the formation of gas hydrates, a hydrate inhibitor is introduced into the gas stream before entering the heat exchanger (liquid or air). The chilled gas, after the chiller, is sent to a three-phase separator, where fuel gas is released from it, which is fed into the vortex tube for cooling and supplying the vortex tube to the heat exchanger as a refrigerant and then sent to the consumer. The liquid fraction saturated with the hydrate inhibitor is fed from the separator to the inhibitor regeneration device and then the inhibitor is pumped to the inlet of the heat exchanger (liquid or air). Hydrocarbon condensate from the separator is fed to a two-phase separator to relieve the saturated vapor overpressure, and then it is discharged into the storage tank. The application of the proposed utility model provides the production of hydrocarbon condensate (BFLH, SPBT) and fuel gas directly in the places of its receipt.

Однако, вышеописанная установка обладает следующими недостатками. При жидкостном теплообменнике требуется жидкость, температура которой ниже температуры охлаждаемого газа. Как правило, к такой жидкости относится вода, однако, на местах добычи нефти воду найти проблематично, что ограничивает применение данного типа теплообменника. Использование воздушного теплообменника в летний, осенний и весенний периоды является неэффективным, так как температура окружающего воздуха выше 0°C. Упомянутые в установке вихревая труба и теплообменник вихревой трубы имеют ограниченное применение, усложняют и удорожают установку при большом содержании конденсирующихся углеводородов и малом содержании несконденсированного газа используемого в вихревой трубе. А абсорбционная сероочистка имеет ограниченное применение - позволяет очищать попутный газ от сероводорода, однако не очищает попутный газ от меркаптанов, которые наряду с сероводородом разрушают оборудование.However, the above installation has the following disadvantages. A liquid heat exchanger requires a liquid whose temperature is lower than the temperature of the gas to be cooled. As a rule, water refers to such a liquid, however, it is problematic to find water at oil production sites, which limits the use of this type of heat exchanger. The use of an air heat exchanger in the summer, autumn and spring is inefficient, as the ambient temperature is above 0 ° C. The vortex tube mentioned in the installation and the vortex tube heat exchanger have limited application, complicate and increase the cost of the installation with a high content of condensing hydrocarbons and a low content of non-condensed gas used in the vortex tube. And absorption desulfurization has a limited use - it allows you to clean associated gas from hydrogen sulfide, but does not purify associated gas from mercaptans, which along with hydrogen sulfide destroy equipment.

Раскрытие полезной моделиUtility Model Disclosure

Задача полезной модели направлена на разработку надежной и эффективной установки для подготовки попутного нефтяного газа низкого давления.The objective of the utility model is to develop a reliable and efficient installation for the preparation of associated petroleum gas of low pressure.

Технический результат, получаемый при реализации разработанной установки для подготовки попутного нефтяного газа низкого давления заключается: в упрощении установки, осуществляющей подготовку попутного нефтяного газа низкого давления, который может быть загрязнен серосодержащими соединениями, с получением товарных продуктов (жидких углеводородов и подготовленного газа); в повышении степени очистки газа; в снижении энергозатрат на выработку холода.The technical result obtained by the implementation of the developed installation for the preparation of associated low-pressure petroleum gas is: to simplify the installation for the preparation of associated low-pressure petroleum gas, which may be contaminated with sulfur-containing compounds, to obtain marketable products (liquid hydrocarbons and prepared gas); in increasing the degree of gas purification; in reducing energy costs for the production of cold.

Совокупность признаков полезной модели, представленная в независимом пункте формулы, находится в причинно-следственной взаимосвязи с достигаемым техническим результатом.The set of features of a utility model presented in an independent claim is in a causal relationship with the technical result achieved.

Согласно первому варианту сущность полезной модели заключается в том, что установка для переработки попутного нефтяного газа низкого давления содержит эжектор, первый вход которого соединен с трубопроводом N подачи попутного нефтяного газа, второй вход соединен с трубопроводом подачи рабочей жидкости, а выход соединен с сепаратором «газ-жидкость», упомянутый сепаратор «газ-жидкость» снабжен двумя выходами, первый из которых, предназначенный для рабочей жидкости, соединен с входом в теплообменник охлаждения жидкости, выход которого соединен с входом напорного насоса, а выход напорного насоса соединен с первым входом эжектора, теплообменник конденсации углеводородов, разделитель «газ - углеводородный конденсат - жидкость», снабженный тремя выходами, первый из которых соединен с входом устройства регенерации и подачи ингибитора гидратообразования, а второй выход соединен с входом в сепаратор «углеводородный конденсат - газ», емкость сбора углеводородного конденсата, установка снабжена устройством ввода ингибитора гидратообразования, содержащим два входа, первый из которых соединен со вторым выходом сепаратора «газ-жидкость» или выходом устройства очистки газа, а второй вход соединен с устройством регенерации и подачи ингибитора гидратообразования, при этом выход упомянутого устройства ввода ингибитора гидратообразования соединен с входом теплообменника конденсации углеводородов; третий выход разделителя «газ - углеводородный конденсат - жидкость» соединен с трубопроводом L выхода подготовленного газа.According to the first option, the essence of the utility model is that the low pressure associated petroleum gas processing plant contains an ejector, the first input of which is connected to the associated petroleum gas supply pipe N, the second input is connected to the working fluid supply pipe, and the output is connected to the gas separator -liquid ”, the said gas-liquid separator is equipped with two outlets, the first of which, designed for the working fluid, is connected to the inlet to the liquid cooling heat exchanger, the outlet of which is dined with the inlet of the pressure pump, and the outlet of the pressure pump is connected to the first input of the ejector, a hydrocarbon condensation heat exchanger, a gas-hydrocarbon condensate-liquid separator equipped with three outputs, the first of which is connected to the input of the regeneration and supply unit of the hydrate formation inhibitor, and the second output connected to the entrance to the separator "hydrocarbon condensate - gas", the capacity for collecting hydrocarbon condensate, the installation is equipped with a device for the input of a hydrate inhibitor containing two inlets, the first of which which is connected to the second output of the gas-liquid separator or the output of the gas purification device, and the second input is connected to the regeneration and supply device of the hydrate formation inhibitor, wherein the output of said input device of the hydrate formation inhibitor is connected to the input of the hydrocarbon condensation heat exchanger; the third outlet of the gas-hydrocarbon condensate-liquid separator is connected to the prepared gas outlet line L.

Согласно второму варианту сущность полезной модели заключается в том, что установка для переработки попутного нефтяного газа низкого давления содержит эжектор, первый вход которого соединен с трубопроводом N подачи попутного нефтяного газа, второй вход соединен с трубопроводом подачи рабочей жидкости, а выход соединен с сепаратором «газ-жидкость», упомянутый сепаратор «газ-жидкость» снабжен двумя выходами, первый из которых, предназначенный для рабочей жидкости, соединен с входом в теплообменник охлаждения жидкости, выход которого соединен с входом напорного насоса, а выход напорного насоса соединен с первым входом эжектора, теплообменник конденсации углеводородов, разделитель «газ - углеводородный конденсат - жидкость», снабженный тремя выходами, первый из которых соединен с входом устройства регенерации и подачи ингибитора гидратообразования, а второй выход соединен с входом в сепаратор «углеводородный конденсат - газ», емкость сбора углеводородного конденсата, установка снабжена устройством ввода ингибитора гидратообразования и теплообменником рекуперации холода, причем устройство ввода ингибитора гидратообразования снабжено двумя входами, первый из которых соединен с выходом сепаратора «газ-жидкость» или выходом устройства очистки газа, а второй вход соединен с устройством регенерации и подачи ингибитора гидратообразования, выход упомянутого устройства ввода ингибитора гидратообразования соединен с входом теплообменника рекуперации холода, упомянутый теплообменник рекуперации холода снабжен двумя входами и двумя выходами, при этом первый вход соединен с выходом устройства ввода ингибитора гидратообразования, а второй вход соединен со вторым выходом сепаратора «углеводородный конденсат - газ», первый выход соединен с первым входом в теплообменник конденсации углеводородов, а второй выход соединен с входом в емкость сбора углеводородного конденсата; третий выход разделителя «газ - углеводородный конденсат - жидкость» соединен с трубопроводом L выхода подготовленного газа.According to the second embodiment, the essence of the utility model is that the low pressure associated petroleum gas processing plant comprises an ejector, the first inlet of which is connected to the associated petroleum gas supply pipe N, the second inlet is connected to the working fluid supply pipe, and the outlet is connected to the gas separator -liquid ”, the said gas-liquid separator is equipped with two outlets, the first of which, designed for the working fluid, is connected to the inlet to the liquid cooling heat exchanger, the outlet of which is dined with the inlet of the pressure pump, and the outlet of the pressure pump is connected to the first input of the ejector, a hydrocarbon condensation heat exchanger, a gas-hydrocarbon condensate-liquid separator equipped with three outputs, the first of which is connected to the input of the regeneration and supply unit of the hydrate formation inhibitor, and the second output connected to the entrance to the separator "hydrocarbon condensate - gas", the capacity for collecting hydrocarbon condensate, the installation is equipped with a device for introducing a hydrate inhibitor and a heat recovery heat exchanger Loda, and the input device of the hydrate inhibitor is provided with two inputs, the first of which is connected to the output of the gas-liquid separator or the output of the gas purification device, and the second input is connected to the regeneration and supply device of the hydrate inhibitor, the output of the input device of the hydrate inhibitor is connected to the input cold recovery heat exchanger, said cold recovery heat exchanger is provided with two inputs and two outputs, the first input being connected to the output of an ing input device hydrate inhibitors and a second input coupled to the second output of the separator "hydrocarbon condensate - gas", a first output connected to a first input of a hydrocarbon condensation heat exchanger, and a second output connected to an input of a hydrocarbon condensate collecting container; the third outlet of the gas-hydrocarbon condensate-liquid separator is connected to the prepared gas outlet line L.

Сравнение заявленного технического решения с уровнем техники по научно-технической и патентной документации на дату приоритета в основной и смежной рубриках показывает, что совокупность существенных признаков заявленного решения не была известна, следовательно, оно соответствует условию патентоспособности “новизна”.Comparison of the claimed technical solution with the prior art in scientific, technical and patent documentation as of the priority date in the main and related sections shows that the set of essential features of the claimed solution was not known, therefore, it meets the patentability condition of “novelty”.

Предложенное техническое решение может быть изготовлено промышленным способом, работоспособно, осуществимо, воспроизводимо, следовательно, соответствует условию патентоспособности “промышленная применимость”.The proposed technical solution can be manufactured industrially, efficiently, feasibly, reproducibly, therefore, meets the patentability condition “industrial applicability”.

Следует понимать, что специалисты в данной области техники смогут предложить другие варианты осуществления полезной модели и что некоторые его детали можно изменять в различных других аспектах, не выходя за рамки сущности и объема настоящей полезной модели. Соответственно, схема и подробное описание установки носят иллюстративный, но не ограничительный характер.It should be understood that specialists in the art will be able to offer other options for implementing the utility model and that some of its details can be changed in various other aspects, without going beyond the essence and scope of the present utility model. Accordingly, the diagram and detailed description of the installation are illustrative, but not restrictive.

Сущность технического решения поясняется схемой, на которой представлены:The essence of the technical solution is illustrated by the scheme, which presents:

1 - эжектор;1 - ejector;

2 - сепаратор «газ-жидкость»;2 - gas-liquid separator;

3 - теплообменник охлаждения жидкости;3 - liquid cooling heat exchanger;

4 - напорный насос;4 - pressure pump;

5 - устройство ввода ингибитора гидратообразования;5 - input device of the hydrate inhibitor;

6 - машина холодильная;6 - refrigeration machine;

7 - устройство регенерации и подачи ингибитора гидратообразования;7 - a device for the regeneration and supply of a hydrate inhibitor;

8 - теплообменник конденсации углеводородов;8 - hydrocarbon condensation heat exchanger;

9 - разделитель «газ - углеводородный конденсат - жидкость»;9 - separator "gas - hydrocarbon condensate - liquid";

10 - сепаратор «углеводородный конденсат - газ»;10 - separator "hydrocarbon condensate - gas";

11 - емкость сбора углеводородного конденсата;11 - the capacity of the collection of hydrocarbon condensate;

12 - устройство очистки;12 - cleaning device;

13 - устройство регенерации жидкости;13 - a device for the regeneration of liquid;

14 - теплообменник рекуперации холода;14 - heat recovery heat exchanger;

N - трубопровод подачи попутного нефтяного газа;N - associated petroleum gas supply pipeline;

L - трубопровод выхода подготовленного газа.L is the prepared gas outlet pipe.

Установка для подготовки попутного нефтяного газа низкого давления (далее - установка) снабжена устройством подъема давления газа, содержащим эжектор 1, имеющий два входа, первый из которых соединен с трубопроводом N подачи попутного нефтяного газа (далее -ПНГ), а второй вход соединен с трубопроводом подачи рабочей жидкости Эжектор 1 соединен своим выходом с входом в сепаратор 2 «газ-жидкость», в котором происходит разделение газа и жидкости. Первый выход сепаратора 2 «газ-жидкость», предназначенный для рабочей жидкости, соединен с первым входом в теплообменник 3 охлаждения жидкости. Первый выход теплообменника 3 охлаждения жидкости, предназначенный для рабочей жидкости, соединен с входом напорного насоса 4, выход которого соединен с входом рабочей жидкости в эжектор 1.Installation for the preparation of associated petroleum gas of low pressure (hereinafter referred to as the installation) is equipped with a gas pressure boosting device containing an ejector 1 having two inlets, the first of which is connected to the N gas supply pipe (hereinafter - APG), and the second input is connected to the pipeline working fluid supply The ejector 1 is connected by its outlet to the inlet of the gas-liquid separator 2, in which gas and liquid are separated. The first outlet of the gas-liquid separator 2, intended for the working fluid, is connected to the first inlet to the fluid cooling heat exchanger 3. The first output of the fluid cooling heat exchanger 3 for the working fluid is connected to the inlet of the pressure pump 4, the output of which is connected to the inlet of the working fluid in the ejector 1.

Установка снабжена устройством 5 ввода ингибитора гидратообразования, а также теплообменником 14 рекуперации холода.The installation is equipped with a device 5 for entering a hydrate inhibitor, as well as a heat recovery heat exchanger 14.

Устройством 5 ввода ингибитора гидратообразования содержит два входа и один выход. Второй выход сепаратора 2 «газ-жидкость», предназначенный для углеводородного газа, соединен с первым входом устройства 5 ввода ингибитора гидратообразования.The hydrate inhibitor input device 5 comprises two inputs and one output. The second output of the gas-liquid separator 2, intended for hydrocarbon gas, is connected to the first input of the hydrate inhibitor input device 5.

Если же установка снабжена устройством очистки 12 газа от серосодержащих соединений, то второй выход сепаратора 2 «газ-жидкость» через байпас будет соединен с входом упомянутого устройства очистки 12 газа, при этом выход устройства очистки 12 газа будет соединен с первым входом устройства 5 ввода ингибитора гидратообразования.If the installation is equipped with a device for cleaning gas 12 from sulfur-containing compounds, then the second output of the gas-liquid separator 2 through bypass will be connected to the input of the said gas cleaning device 12, while the output of the gas cleaning device 12 will be connected to the first input of the inhibitor input device 5 hydrate formation.

Второй вход устройства 5 ввода ингибитора гидратообразования соединен с выходом устройства 7 регенерации и подачи ингибитора гидратообразования.The second input of the hydrate inhibitor input device 5 is connected to the output of the hydrate inhibitor regeneration and supply device 7.

Выход устройства 5 ввода ингибитора гидратообразования может быть соединен с первым входом в теплообменник 8 конденсации углеводородов, если теплообменник 14 рекуперации холода отсутствует в установке.The output of the hydrate inhibitor input device 5 can be connected to the first inlet to the hydrocarbon condensation heat exchanger 8 if the cold recovery heat exchanger 14 is absent in the installation.

Теплообменник 14 рекуперации холода содержит два входа и два выхода: первый вход соединен с выходом устройства 5 ввода ингибитора гидратообразования, а второй вход может быть соединен со вторым выходом сепаратора 10 «углеводородный конденсат - газ», в котором происходит разделение конденсата углеводородов и газа; первый выход соединен с первым входом в теплообменник 8 конденсации углеводородов, а второй выход соединен с входом в емкость 11 сбора углеводородного конденсата.The heat recovery heat exchanger 14 contains two inputs and two outputs: the first input is connected to the output of the hydrate inhibitor input device 5, and the second input can be connected to the second output of the hydrocarbon condensate-gas separator 10, in which hydrocarbon and gas condensate are separated; the first outlet is connected to the first inlet to the hydrocarbon condensation heat exchanger 8, and the second outlet is connected to the inlet to the hydrocarbon condensate collection tank 11.

Теплообменник 8 конденсации углеводородов имеет два выхода, первый из которых соединен с входом в разделитель 9 «газ -углеводородный конденсат - жидкость», а второй выход (с хладагентом) соединен с входом холодильной машины 6.The hydrocarbon condensation heat exchanger 8 has two exits, the first of which is connected to the inlet to the gas-hydrocarbon condensate-liquid separator 9, and the second outlet (with refrigerant) is connected to the inlet of the refrigeration machine 6.

Разделитель 9 «газ - углеводородный конденсат - жидкость» имеет три выхода, первый из которых соединен с входом устройства 7 регенерации и подачи ингибитора гидратообразования, второй выход, по которому перемещается ШФЛУ или СПБТ, соединен с входом сепаратора 10 «углеводородный конденсат - газ» или емкостью 11 сбора углеводородного конденсата, а третий выход соединен с трубопроводом L выхода подготовленного газа.The separator 9 "gas - hydrocarbon condensate - liquid" has three outputs, the first of which is connected to the input of the device 7 for regeneration and supply of a hydrate inhibitor, the second output, along which BFLH or SPBT moves, is connected to the input of the separator 10 "hydrocarbon condensate - gas" or a capacity of 11 hydrocarbon condensate collection, and the third outlet is connected to the prepared gas outlet line L.

Сепаратор 10 «углеводородный конденсат - газ» содержит два выхода, первый из которых соединен с трубопроводом N подачи ПНГ или с трубопроводом L выхода подготовленного газа, а второй выход может быть соединен с емкостью 11 сбора углеводородного конденсата.The hydrocarbon condensate-gas separator 10 contains two outlets, the first of which is connected to the APG supply pipe N or the prepared gas outlet pipe L, and the second outlet can be connected to the hydrocarbon condensate collection tank 11.

Установка работает следующим образом.Installation works as follows.

Влажный ПНГ низкого давления поступает в качестве пассивного потока в эжектор 1. Активным потоком является циркулирующая жидкость, которая подается в эжектор 1 напорным насосом 4 под давлением от 3 до 8 МПа. В результате эжектирования выходящее давление газожидкостной смеси поднимается и может регулироваться в широком диапазоне от 0,5 до 1,5 МПа.Wet low-pressure APG enters the ejector 1 as a passive stream. The active stream is a circulating liquid, which is supplied to the ejector 1 by a pressure pump 4 under pressure from 3 to 8 MPa. As a result of ejection, the outlet pressure of the gas-liquid mixture rises and can be regulated in a wide range from 0.5 to 1.5 MPa.

Далее газожидкостная смесь поступает в сепаратор 2 «газ-жидкость», где происходит отделение углеводородного газа от жидкой водной фазы.Next, the gas-liquid mixture enters the separator 2 "gas-liquid", where there is a separation of hydrocarbon gas from the liquid aqueous phase.

Выходящая из сепаратора 2 «газ-жидкость» жидкость охлаждается в теплообменнике 3 технической водой или атмосферным воздухом в случае применения аппарата воздушного охлаждения для поддержания постоянной температуры активной жидкости, т.к. в результате эжектирования выходящая газожидкостная смесь нагревается от 3 до 5°C, поэтому необходим постоянный отвод полученного тепла для стабилизации процесса переработки газа. Затем жидкость поступает на всас напорного насоса 4 и далее подается на вход в эжектор 1.The liquid exiting the gas-liquid separator 2 is cooled in the heat exchanger 3 with industrial water or atmospheric air if an air cooling apparatus is used to maintain a constant temperature of the active liquid, because as a result of ejection, the outgoing gas-liquid mixture is heated from 3 to 5 ° C; therefore, a constant removal of the obtained heat is necessary to stabilize the gas processing process. Then the liquid enters the inlet of the pressure pump 4 and then is fed to the inlet of the ejector 1.

Если в газе содержится сероводород, то он будет поглощаться жидкостью, представляющей собой раствор амина в воде. Для удаления вышеупомянутого сероводорода из жидкости предусмотрено устройство регенерации 13 жидкости, в которое жидкость подается из сепаратора 2 «газ-жидкость». Далее регенерированная жидкость подается в теплообменник 3 охлаждения жидкости. Регенерированная жидкость - это жидкость, из которой удален сероводород.If the gas contains hydrogen sulfide, then it will be absorbed by a liquid, which is a solution of the amine in water. To remove the aforementioned hydrogen sulfide from the liquid, a liquid regeneration device 13 is provided in which liquid is supplied from the gas-liquid separator 2. Next, the regenerated liquid is supplied to the heat exchanger 3 of the liquid cooling. A regenerated liquid is a liquid from which hydrogen sulfide has been removed.

Газ избыточным давлением от 0,5 до 1,5 МПа из сепаратора 2 «газ-жидкость» направляется в устройство 5 ввода ингибитора гидратообразования, в котором смешивается с регенерированным ингибитором гидратообразования, поступающим из устройства 7 регенерации и подачи ингибитора гидратообразования. Затем газ охлаждается в теплообменнике 8 конденсации углеводородов холодильной машины 6 до расчетной температуры, в зависимости от требований к объему и компонентному составу получаемого конденсата, и далее направляется в разделитель 9 «газ - углеводородный конденсат -жидкость».The gas is pressurized from 0.5 to 1.5 MPa from the gas-liquid separator 2 to a hydrate formation inhibitor inlet device 5, in which it is mixed with a regenerated hydrate formation inhibitor coming from the hydrate formation inhibitor regeneration and supply device 7. Then the gas is cooled in the heat exchanger 8 of the condensation of hydrocarbons of the refrigeration machine 6 to the calculated temperature, depending on the requirements for the volume and component composition of the resulting condensate, and then sent to the separator 9 "gas - hydrocarbon condensate-liquid".

Если газ в своем составе содержит серосодержащие вещества, то установку снабжают устройством очистки 12 газа от серосодержащих соединений. Таким образом, газ, поступивший из сепаратора 2 «газ-жидкость» в устройство очистки 12, очищается посредством удаления из него серосодержащих соединений. Далее газ направляется в устройство 5 ввода ингибитора гидратообразования.If the gas in its composition contains sulfur-containing substances, then the installation is equipped with a device for cleaning 12 gas from sulfur-containing compounds. Thus, the gas supplied from the gas-liquid separator 2 to the purification device 12 is purified by removing sulfur-containing compounds from it. Next, the gas is sent to the device 5 input of the hydrate inhibitor.

С целью уменьшения энергопотребления установка снабжена теплообменником 14 рекуперации холода, который охлаждает газ перед теплообменником 8 конденсации углеводородов за счет нагрева углеводородного конденсата, поступающего из сепаратора 10 «углеводородный конденсат - газ» и далее направляемого в емкость 11 сбора углеводородного конденсата,.In order to reduce energy consumption, the installation is equipped with a cold recovery heat exchanger 14, which cools the gas before the hydrocarbon condensation heat exchanger 8 by heating the hydrocarbon condensate coming from the hydrocarbon condensate-gas separator 10 and then sent to the hydrocarbon condensate collecting tank 11.

В разделителе 9 «газ - углеводородный конденсат - жидкость» происходит выделение из газа углеводородного конденсата (СПБТ или ШФЛУ), далее отделение его от насыщенного раствора ингибитора гидратообразования с последующим отводом в сепаратор 10 «углеводородный конденсат - газ» или в емкость 11 сбора углеводородного конденсата. Подготовленный газ из разделителя 9 «газ - углеводородный конденсат - жидкость» направляется в трубопровод L подготовленного газа потребителю. Насыщенный раствор ингибитора гидратообразования из разделителя 9 «газ - углеводородный конденсат - жидкость» направляется в устройство 7 регенерации и подачи ингибитора гидратообразования, где из упомянутого насыщенного раствора выпариваются излишки воды. После этого регенерированный ингибитор гидратообразования подается в устройство 5 ввода ингибитора гидратообразования. В случае необходимости доведения давления насыщенных паров полученного углеводородного конденсата до определенных требований по давлению насыщенных паров не превышающих 1,6 МПа при 45°C, конденсат из разделителя 9 «газ - углеводородный конденсат - жидкость» направляется в сепаратор 10 «углеводородный конденсат - газ» для выветривания испарившихся легких углеводородов. В упомянутом сепараторе 10 «углеводородный конденсат - газ» сбрасывается давление и происходит выделение легких этан-пропан-бутановой фракций. Выделенный в сепараторе 10 «углеводородный конденсат - газ» газ направляется на смешение с потоком газа из разделителя 9 «газ - углеводородный конденсат - жидкость» в трубопровод L подготовленного газа для потребителя или через байпас на смешение с ПНГ и далее поступает на вход в эжектор 1, а жидкий конденсат в виде СПБТ или ШФЛУ отводится в емкость 11 сбора углеводородного конденсата.In the separator 9 "gas - hydrocarbon condensate - liquid", hydrocarbon condensate (SPBT or BFLH) is released from the gas, then it is separated from the saturated solution of the hydrate inhibitor with subsequent discharge to the separator 10 "hydrocarbon condensate - gas" or to the tank 11 for collecting hydrocarbon condensate . The prepared gas from the separator 9 "gas - hydrocarbon condensate - liquid" is sent to the pipeline L of the prepared gas to the consumer. The saturated solution of the hydrate inhibitor from the gas-hydrocarbon condensate-liquid separator 9 is sent to the regeneration and supply unit 7 of the hydrate inhibitor, where excess water is evaporated from the saturated solution. After that, the regenerated hydrate inhibitor is supplied to the hydrate inhibitor input device 5. If it is necessary to bring the saturated vapor pressure of the obtained hydrocarbon condensate to certain requirements for the saturated vapor pressure not exceeding 1.6 MPa at 45 ° C, the condensate from the separator 9 "gas - hydrocarbon condensate - liquid" is sent to the separator 10 "hydrocarbon condensate - gas" for weathering evaporated light hydrocarbons. In the said hydrocarbon condensate-gas separator 10, pressure is released and light ethane-propane-butane fractions are released. The gas released in the separator 10 "hydrocarbon condensate - gas" is sent to the gas stream from the separator 9 "gas - hydrocarbon condensate - liquid" to the pipeline L of the prepared gas for the consumer or through the bypass to mix with the APG and then goes to the entrance to the ejector 1 and the liquid condensate in the form of SPBT or NGL is discharged into the hydrocarbon condensate collection tank 11.

Переработанный в вышеописанной установке ПНГ может подаваться в магистральный газопровод, в поршневые энергетические установки, в технологические установки и котельные. Полученный конденсат в виде СПБТ или ШФЛУ направляется потребителю.APG processed in the above-described installation can be supplied to the main gas pipeline, to reciprocating power plants, to technological plants and boiler houses. The condensate obtained in the form of SPBT or BFLH is sent to the consumer.

Промышленная применимостьIndustrial applicability

Полезная модель относится к нефтегазовой промышленности и может быть использована на узлах промысловой подготовки нефти для подготовки попутного нефтяного газа (далее - ПНГ) или иных углеводородных газов низкого давления, с целью получения углеводородного конденсата (ШФЛУ - широкой фракции легких углеводородов, СПБТ - смеси пропана и бутана технических) и подготовленного газа, который может быть использован для выработки тепла или электроэнергии. Технический результат, получаемый при реализации разработанной установки для подготовки попутного нефтяного газа низкого давления заключается: в упрощении установки, осуществляющей подготовку попутного нефтяного газа низкого давления, который может быть загрязнен серосодержащими соединениями, с получением товарных продуктов (жидких углеводородов и подготовленного газа); в повышении степени очистки газа; в снижении энергозатрат на выработку холода.The utility model relates to the oil and gas industry and can be used at oil field treatment facilities for the preparation of associated petroleum gas (hereinafter - APG) or other low-pressure hydrocarbon gases in order to produce hydrocarbon condensate (BFLH - a wide fraction of light hydrocarbons, SPBT - a mixture of propane and technical butane) and prepared gas, which can be used to generate heat or electricity. The technical result obtained by the implementation of the developed installation for the preparation of associated low-pressure petroleum gas is: to simplify the installation for the preparation of associated low-pressure petroleum gas, which may be contaminated with sulfur-containing compounds, to obtain marketable products (liquid hydrocarbons and prepared gas); in increasing the degree of gas purification; in reducing energy costs for the production of cold.

Claims

1. Installation for processing associated petroleum gas of low pressure, containing an ejector 1, the first inlet of which is connected to the N supply pipe of associated petroleum gas, the second inlet is connected to the working fluid supply pipe, and the output is connected to the gas-liquid separator 2, said separator 2 "gas-liquid" is equipped with two outlets, the first of which is intended for the working fluid, connected to the inlet to the heat exchanger 3 of cooling the liquid, the outlet of which is connected to the inlet of the pressure pump 4, and the output of the pressure pump 4 n with the first inlet of the ejector 1, a hydrocarbon condensation heat exchanger 8, a gas-hydrocarbon condensate-liquid separator 9, provided with three outlets, the first of which is connected to the input of the regeneration and supply unit of the hydrate formation inhibitor, and the second output is connected to the entrance to the separator 10 "hydrocarbon condensate - gas", a hydrocarbon condensate collection tank 11, characterized in that it is equipped with a hydrate inhibitor input device 5 containing two inlets, the first of which is connected to the second output of the separator 2 " az-liquid "or outlet 12 of gas purification device and the second input is connected to the regeneration device 7 and supplying hydrate inhibitor, wherein the output of said input device 5 hydrate inhibitor connected to the inlet of the heat exchanger 8 hydrocarbon condensation; the third outlet of the gas-hydrocarbon condensate-liquid separator 9 is connected to the prepared gas outlet pipe L.

2. Installation for processing associated petroleum gas of low pressure, containing an ejector 1, the first inlet of which is connected to the N supply pipe of associated petroleum gas, the second inlet is connected to the working fluid supply pipe, and the output is connected to the gas-liquid separator 2, said separator 2 "gas-liquid" is equipped with two outputs, the first of which is intended for the working fluid, connected to the inlet to the heat exchanger 3 of cooling the liquid, the outlet of which is connected to the inlet of the pressure pump 4, and the output of the pressure pump 4 n with the first inlet of the ejector 1, a hydrocarbon condensation heat exchanger 8, a gas-hydrocarbon condensate-liquid separator 9, provided with three outlets, the first of which is connected to the input of the regeneration and supply unit of the hydrate inhibitor, and the second outlet is connected to the entrance to the separator 10 "hydrocarbon condensate - gas", a hydrocarbon condensate collection tank 11, characterized in that it is equipped with a hydrate inhibitor inlet device 5 and a cold recovery heat exchanger 14, wherein the hydrous inhibitor input device 5 Atomic formation is provided with two inputs, the first of which is connected to the output of the gas-liquid separator 2 or the output of the gas purification device 12, and the second input is connected to the regeneration and supply unit of the hydrate inhibitor 7, and the output of the hydrate inhibitor input device 5 is connected to the input of the heat exchanger 14 cold recovery, said heat recovery heat exchanger 14 is provided with two inputs and two outputs, the first input being connected to the output of the hydrate inhibitor input device 5 and the second the inlet is connected to the second outlet of the hydrocarbon condensate-gas separator 10, the first outlet is connected to the first inlet to the hydrocarbon condensation heat exchanger 8, and the second outlet is connected to the inlet to the hydrocarbon condensate collection tank 11; the third outlet of the gas-hydrocarbon condensate-liquid separator 9 is connected to the prepared gas outlet pipe L.