RU2133931C1 - Способ извлечения стабильного конденсата из природного газа - Google Patents
Способ извлечения стабильного конденсата из природного газа Download PDFInfo
- Publication number
- RU2133931C1 RU2133931C1 RU97105054A RU97105054A RU2133931C1 RU 2133931 C1 RU2133931 C1 RU 2133931C1 RU 97105054 A RU97105054 A RU 97105054A RU 97105054 A RU97105054 A RU 97105054A RU 2133931 C1 RU2133931 C1 RU 2133931C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- separation
- condensate
- pressure
- cooled
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
В способе извлечения стабильного конденсата из природного газа разделение проводят при давлении не менее чем на 0,4 МПа ниже критического. Газ стабилизации охлаждают с последующим отделением образовавшейся жидкой фазы. Жидкую фазу охлаждают и объединяют с газожидкостной смесью, поступающей в концевую ступень сепарации. Использование изобретения позволит увеличить степень извлечения целевых углеводородов при получении стабильного конденсата. 1 ил., 1 табл.
Description
Изобретение относится к газовой и нефтяной промышленности и предназначено для использования на промысловых установках получения стабильного конденсата с целью транспортирования по трубопроводу или для переработки на месте.
Имеются сведения о технологическом процессе извлечения стабильного конденсата из природного газа, включающем ступенчатое охлаждение и сепарацию исходной газожидкостной смеси, дегазацию выделенных при ступенчатой сепарации конденсатных потоков и их разделение ректификацией с получением продуктового стабильного конденсата и газа стабилизации /Подготовка природного газа к дальнему транспорту. ВНИИЭгазпром. Обзорная информация. Серия "Подготовка и переработка газа и газового конденсата". М., 1981, вып. 1, стр. 13/. Согласно известному способу пластовую смесь направляют в первичный сепаратор, газ из которого поступает в блок охлаждения. Блок охлаждения может содержать любые способы охлаждения: внешний холод, дросселирование, детандирование и др. Жидкость из первичного сепаратора дросселируют и направляют в дегазатор, газ из которого подают в блок охлаждения. Из блока охлаждения газожидкостная смесь поступает в концевой сепаратор, газ из которого возвращают в блок охлаждения для рекуперации холода, а жидкость дросселируют и подают в ректификационную колонну в качестве орошения. Жидкость из дегазатора нагревают в подогревателе, дросселируют, и полученную газожидкостную смесь подают в среднюю часть колонны в качестве питания. В колонне осуществляют стабилизацию выделенных конденсатных потоков. Кубовый продукт колонны - стабильный конденсат - охлаждают потоком товарного газа из блока охлаждения.
Газ стабилизации с верха колонны дожимают до давления товарного газа или подают местному потребителю.
Стабильный конденсат, выделенный известным способом, предназначен для перевозки транспортом или переработки на месте. В этом случае при относительно низких давлениях (0,7 - 1,1 МПа) в колонне потери целевых углеводородов с верха колонны незначительны, и газ стабилизации можно использовать в качестве топливного. Для обеспечения трубопроводного транспорта продуктового конденсата на большие расстояния его давление необходимо поднять насосом. Для обеспечения безнасосного транспорта конденсата необходимо соответственно повысить давление в колонне, что приведет к более высоким потерям целевых углеводородов и, как следствие, уменьшению выхода продуктового конденсата.
Настоящее изобретение направлено на увеличение степени извлечения целевых углеводородов при получении стабильного конденсата.
Это достигается тем, что в способе извлечения стабильного конденсата из природного газа, включающем ступенчатое охлаждение и сепарацию исходной газожидкостной смеси, дегазацию выделенных при ступенчатой сепарации конденсатных потоков и их разделение ректификацией с получением продуктового стабильного конденсата и газа стабилизации, разделение осуществляют при давлении не менее чем на 0,4 МПа ниже критического, газ стабилизации охлаждают с последующим отделением образовавшейся жидкой фазы, которую охлаждают и объединяют с газожидкостной смесью, поступающей в концевую ступень сепарации.
Ограничение максимального давления стабилизации значением на 0,4 МПа ниже критического давления объясняется нерациональностью проведения разделения при более высоких давлениях: дальнейшее приближение давления стабилизации к критическому давлению приводит к резкому увеличению потребной тепловой нагрузки на кипятильник колонны при резком (асимптотическом) снижении степени извлечения целевых углеводородов C5+в. При достижении критического давления процесс газоразделения принципиально неосуществим, т.к. в кубовой части колонны исключается сосуществование двух фаз (жидкой и газообразной).
Охлаждение газа стабилизации позволяет сконденсировать неизвлеченные углеводороды C5+в.
Охлаждение образовавшейся жидкой фазы позволяет приблизить ее температуру к температуре в концевой ступени сепарации.
Объединение охлажденной жидкой фазы с газожидкостной смесью, поступающей в концевую ступень сепарации, позволяет не только снизить потери углеводородов C5+в с газами стабилизации, но увеличить итоговую степень извлечения целевой фракции вследствие абсорбционной активности охлажденной жидкой фазы.
Принципиальная технологическая схема предлагаемого способа показана на чертеже. Согласно схеме пластовую смесь направляют в первичный сепаратор 1, газ из которого поступает в блок охлаждения 2, который может содержать любые способы охлаждения. Жидкость из первичного сепаратора 1 дросселируют и направляют в дегазатор 3, газ из которого подают в блок охлаждения 2. Из блока охлаждения 2 газожидкостная смесь поступает в концевой сепаратор 4, газ из которого возвращают в блок охлаждения 2 для рекуперации холода, а жидкость нагревают в теплообменнике 5 и дросселируют. Полученную газожидкостную смесь разделяют в дегазаторе 6, жидкость из которого подают в отпарную ректификационную колонну 7 в качестве орошения. Жидкость из дегазатора 3 нагревают в теплообменнике 8 за счет рекуперации тепла кубового продукта колонны 7 или теплоносителя, дросселируют и подают в среднюю часть колонны 7 в качестве питания. В колонне 7 осуществляют стабилизацию конденсатных потоков. Кубовый продукт колонны 7 подают на дальнейшее фракционирование или охлаждают и направляют в конденсатопровод. Газ с верха колонны 7 охлаждают в аппарате воздушного охлаждения 9, образовавшуюся жидкую фазу отделяют в сепараторе 10, повышают ее давление насосом 11, охлаждают в теплообменнике 5 и объединяют с газожидкостной смесью, поступающей в сепаратор 4.
Использование предлагаемого способа для получения и подготовки к транспорту стабильного конденсата дано на примере Лаявожского нефтегазоконденсатного месторождения (Архангельская область, Россия).
Особенностью осуществления способа на указанном месторождении является необходимость транспортирования газов стабилизации и дегазации в составе товарного газа, а также трубопроводный транспорт товарного стабильного конденсата на расстояние около 100 км.
Пластовый газ подлежит первичной сепарации в сепараторе 1 при давлении 11 МПа и температуре 22oC. Газ первичной сепарации направляют в блок охлаждения 2, включающий рекуперативные теплообменники, промежуточную сепарацию и детандер-компрессорный агрегат. Конденсат первичной сепарации подлежит дегазации в дегазаторе 3 при давлении 8,0 МПа и температуре 20,7oC, при этом газ дегазации поступает в блок охлаждения 2. Охлажденный и расширенный газ после блока охлаждения поступает в концевой сепаратор 4, работающий под давлением 6,0 МПа при температуре минус 34oC. Газ сепарации нагревают и компримируют в детандер-компрессорном агрегате блока 2, а конденсат нагревают в теплообменнике 5 до температуры 5oC, после чего его дросселируют, дегазируют в дегазаторе 6 при давлении 2,7 МПа и температуре минус 8oC и подают в колонну 7 в качестве холодного орошения.
Дегазированный в дегазаторе 3 конденсат нагревают в теплообменнике 8 до температуры 203oC, дросселируют и с давлением 2,7 МПа и температурой 190oC подают в среднюю часть колонны 7 в качестве питания.
Давление в колонне 7, равное 2,7 МПа, определено исходя из стремления осуществить безнасосное транспортирование товарного стабильного конденсата. При этом оно оказалось на 0,7 МПа ниже критического. Максимальное давление стабилизации, допустимое с точки зрения извлечения целевых углеводородов С5+в и тепловой нагрузки на кипятильник, составило 3,0 МПа, т.е. на 0,4 МПа ниже критического (3,4 МПа). В данном примере степень извлечения углеводородов C5+в в колонне составляет 91,9 мас.%. Дальнейшее превышение давления 3,0 МПа и приближение к критическому давлению приведет к резкому снижению степени извлечения целевых углеводородов и резкому увеличению требуемой тепловой нагрузки на кипятильник.
Газ стабилизации, имеющий температуру 95oC и содержащий значительное количество целевых углеводородов C5+в, охлаждают в аппарате воздушного охлаждения 9 до температуры 35oC, сепарируют от сконденсировавшейся жидкой фазы в сепараторе 10, дожимают совместно с газом дегазации в компрессоре (на фиг. 1 не показан) до давления 7,5 МПа и подают в газопровод в составе товарного газа. Выделенная в сепараторе 10 жидкая фаза, более чем на 20 мас.% состоящая из углеводородов C5+в, подлежит дожатию насосом 11 до давления концевой ступени сепарации (6 МПа), охлаждению в теплообменнике 5 до температуры минус 32oC и объединению с потоком, поступающим в концевую ступень сепарации.
Охлажденная жидкая фаза обладает избирательной абсорбционной способностью по отношению к тяжелым углеводородам, содержащимся в газе, поступающем в концевую ступень сепарации, поэтому рециркуляция этого потока значительно повышает итоговое извлечение целевых углеводородов C5+в.
Извлечение стабильного конденсата в соответствии с известным способом предусматривает проведение стабилизации под давление 1,0 МПа, использование дожимного компрессора на всем потоке газа стабилизации и использование насоса для дожатия продуктового стабильного конденсата до давления 2,7 МПа.
Результаты проведенных расчетов схем в соответствии с предлагаемым и известным способами при сопоставимых условиях проведения процессов приведены в таблице.
Из сравнения показателей видно, что предлагаемый способ обеспечивает более высокий выход продуктового конденсата при пониженном энергопотреблении на привод компрессора и насоса, компрессор имеет одну ступень сжатия вместо двух, насос имеет меньший расход. Вместе с тем дополнительным оборудованием является сепаратор 10 на линии газа стабилизации и теплообменник 5, а повышение тепловой нагрузки кубового кипятильника ведет к увеличению расхода топливного газа. Понижение эффективности колонны не ведет к прямым потерям целевых углеводородов, так как значительная их часть возвращается в основной поток через контур рециркуляции, что в итоге приводит к повышению степени извлечения углеводородов C5+в по схеме в целом.
По совокупности параметров предлагаемый способ извлечения конденсата из природного газа имеет технологические преимущества перед известным способом при трубопроводном транспорте продуктового конденсата на большие расстояния и утилизации низконапорных газов путем их компримирования и подачи в товарный газ.
Claims (1)
- Способ извлечения стабильного конденсата из природного газа, включающий ступенчатое охлаждение и сепарацию исходной газожидкостной смеси, дегазацию выделенных при ступенчатой сепарации конденсатных потоков и их разделение ректификацией с получением продуктового стабильного конденсата и газа стабилизации, отличающийся тем, что разделение осуществляют при давлении не менее чем на 0,4 МПа ниже критического, газ стабилизации охлаждают с последующим отделением образовавшейся жидкой фазы, которую охлаждают и объединяют с газожидкостной смесью, поступающей в концевую ступень сепарации.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU97105054A RU2133931C1 (ru) | 1997-04-02 | 1997-04-02 | Способ извлечения стабильного конденсата из природного газа |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU97105054A RU2133931C1 (ru) | 1997-04-02 | 1997-04-02 | Способ извлечения стабильного конденсата из природного газа |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU97105054A RU97105054A (ru) | 1999-03-27 |
RU2133931C1 true RU2133931C1 (ru) | 1999-07-27 |
Family
ID=20191413
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU97105054A RU2133931C1 (ru) | 1997-04-02 | 1997-04-02 | Способ извлечения стабильного конденсата из природного газа |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2133931C1 (ru) |
Cited By (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2488759C2 (ru) * | 2008-02-20 | 2013-07-27 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Способ и устройство для охлаждения и разделения углеводородного потока |
RU2491487C2 (ru) * | 2007-10-26 | 2013-08-27 | Ифп | Способ сжижения природного газа с улучшенным извлечением пропана |
RU2576297C1 (ru) * | 2015-02-24 | 2016-02-27 | Андрей Владиславович Курочкин | Способ низкотемпературной сепарации газа |
RU2576313C1 (ru) * | 2015-05-05 | 2016-02-27 | Андрей Владиславович Курочкин | Способ подготовки топливного газа |
RU2576097C1 (ru) * | 2015-05-05 | 2016-02-27 | Андрей Владиславович Курочкин | Установка подготовки топливного газа |
RU2622212C2 (ru) * | 2011-12-12 | 2017-06-13 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Способ и устройство для удаления азота из криогенной углеводородной композиции |
RU2624656C1 (ru) * | 2016-11-10 | 2017-07-05 | Андрей Владиславович Курочкин | Способ безотходной подготовки скважинной продукции (варианты) |
RU2775613C1 (ru) * | 2021-11-23 | 2022-07-05 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Способ низкотемпературной подготовки природного газа с генерацией электроэнергии |
-
1997
- 1997-04-02 RU RU97105054A patent/RU2133931C1/ru not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Подготовка природного газа к дальнему транспорту. Обзорная информация, серия "Подготовка и переработка газа и газового конденсата". - М.: ВНИИЭгазпром, 1981, вып.1, с.13. * |
Cited By (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2491487C2 (ru) * | 2007-10-26 | 2013-08-27 | Ифп | Способ сжижения природного газа с улучшенным извлечением пропана |
RU2488759C2 (ru) * | 2008-02-20 | 2013-07-27 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Способ и устройство для охлаждения и разделения углеводородного потока |
RU2622212C2 (ru) * | 2011-12-12 | 2017-06-13 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Способ и устройство для удаления азота из криогенной углеводородной композиции |
RU2576297C1 (ru) * | 2015-02-24 | 2016-02-27 | Андрей Владиславович Курочкин | Способ низкотемпературной сепарации газа |
RU2576313C1 (ru) * | 2015-05-05 | 2016-02-27 | Андрей Владиславович Курочкин | Способ подготовки топливного газа |
RU2576097C1 (ru) * | 2015-05-05 | 2016-02-27 | Андрей Владиславович Курочкин | Установка подготовки топливного газа |
RU2624656C1 (ru) * | 2016-11-10 | 2017-07-05 | Андрей Владиславович Курочкин | Способ безотходной подготовки скважинной продукции (варианты) |
RU2775613C1 (ru) * | 2021-11-23 | 2022-07-05 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Способ низкотемпературной подготовки природного газа с генерацией электроэнергии |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US3205669A (en) | Recovery of natural gas liquids, helium concentrate, and pure nitrogen | |
US4851020A (en) | Ethane recovery system | |
US4203741A (en) | Separate feed entry to separator-contactor in gas separation | |
JP4452239B2 (ja) | 炭化水素の分離方法および分離装置 | |
CA1250220A (en) | Process for the separation of a c in2 xx hydrocarbon fraction from natural gas | |
US5600969A (en) | Process and apparatus to produce a small scale LNG stream from an existing NGL expander plant demethanizer | |
US7069743B2 (en) | System and method for recovery of C2+ hydrocarbons contained in liquefied natural gas | |
US5414188A (en) | Method and apparatus for the separation of C4 hydrocarbons from gaseous mixtures containing the same | |
CA1297913C (en) | Hydrocarbon gas processing to recover propane and heavier hydrocarbons | |
US4718927A (en) | Process for the separation of C2+ hydrocarbons from natural gas | |
SA110310707B1 (ar) | معالجة غاز هيدروكربونى | |
EP0137744B2 (en) | Separation of hydrocarbon mixtures | |
JPS6346366A (ja) | 供給原料ガスの低温分離方法 | |
SA92130161B1 (ar) | طريقة لإسالة الغاز الطبيعي | |
US6333445B1 (en) | Cryogenic separation process for the recovery of components from the products of a dehydrogenation reactor | |
AU701090B2 (en) | Method and installation for the liquefaction of natural gas | |
US4155729A (en) | Liquid flash between expanders in gas separation | |
CA1101787A (en) | Separation of multicomponent mixtures | |
US20030221447A1 (en) | System and method for liquefied petroleum gas recovery | |
US4274850A (en) | Rectification of natural gas | |
KR960003938B1 (ko) | C2+탄화수소또는c3+탄화수소를회수하는방법 | |
RU2133931C1 (ru) | Способ извлечения стабильного конденсата из природного газа | |
US4460396A (en) | Method for producing purified ethylene through thermo-coupled distillation and ethylene-producing apparatus using the said method | |
US20200386090A1 (en) | Method to recover and process methane and condensates from flare gas systems | |
RU2640969C1 (ru) | Способ извлечения сжиженных углеводородных газов из природного газа магистральных газопроводов и установка для его осуществления |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20080403 |