RU2196891C2 - Gas treatment plant - Google Patents
Gas treatment plant Download PDFInfo
- Publication number
- RU2196891C2 RU2196891C2 RU2000127271A RU2000127271A RU2196891C2 RU 2196891 C2 RU2196891 C2 RU 2196891C2 RU 2000127271 A RU2000127271 A RU 2000127271A RU 2000127271 A RU2000127271 A RU 2000127271A RU 2196891 C2 RU2196891 C2 RU 2196891C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- separator
- inlet
- low
- recuperative
- Prior art date
Links
Landscapes
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области газовой промышленности и может быть использовано для подготовки газа, газовых и газоконденсатных залежей. The invention relates to the field of gas industry and can be used for the preparation of gas, gas and gas condensate deposits.
Известна установка для подготовки газа ("Сбор и промысловая подготовка газа на северных месторождениях России," А.И. Гриценко, В.А. Истомин и др., Москва, Недра, 1999 г., стр. 372-373), включающая сепараторы, теплообменник и трехфазный разделитель. A known installation for gas treatment ("Collection and field gas preparation in the northern fields of Russia," A.I. Gritsenko, V.A. Istomin et al., Moscow, Nedra, 1999, pp. 372-373), including separators , heat exchanger and three-phase separator.
Недостатком данной установки является невозможность одновременной подготовки газа двух различных горизонтов со значительно отличающимися пластовыми давлениями и составами. The disadvantage of this installation is the inability to simultaneously prepare gas of two different horizons with significantly different reservoir pressures and compositions.
Известна также установка для подготовки газа (там же, стр. 378-379), включающая входной сепаратор, рекуперативный теплообменник, эжектор, низкотемпературный сепаратор, трехфазные разделители первой и второй ступени и дегазатор. A gas treatment plant is also known (ibid., Pp. 378-379), including an inlet separator, a recuperative heat exchanger, an ejector, a low-temperature separator, three-phase separators of the first and second stages and a degasser.
Недостатком данной установки является невозможность одновременной подготовки газа двух различных горизонтов со значительно отличающимися пластовыми давлениями и составами. The disadvantage of this installation is the inability to simultaneously prepare gas of two different horizons with significantly different reservoir pressures and compositions.
Задачей, стоящей при создании изобретения, является получение газа высокого качества, добываемого из различных горизонтов при минимальных капитальных и эксплуатационных затратах. The challenge facing the creation of the invention is to obtain high-quality gas produced from various horizons with minimal capital and operating costs.
Технический результат, на решение которого направлено изобретение - подготовка газа двух различных горизонтов со значительно отличающимися пластовыми давлениями и составами на одной установке при повышении качества подготовки газа. The technical result, the solution of which the invention is directed, is the preparation of gas of two different horizons with significantly different reservoir pressures and compositions in one installation while improving the quality of gas preparation.
Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что в известной установке подготовки газа, включающей входной сепаратор для продукции газоконденсатных скважин, рекуперативный теплообменник, эжектор, низкотемпературный сепаратор, трехфазные разделители первой и второй ступени и дегазатор, в отличие от прототипа, установка дополнительно снабжена последовательно соединенными входным сепаратором для продукции газовых скважин, рекуперативным газожидкостным теплообменником, дросселем, выход которого соединен с входом низкотемпературного сепаратора и клапаном-регулятором, через который нижняя часть низкотемпературного сепаратора связана с входом в межтрубное пространство рекуперативного газожидкостного теплообменника, при этом выход межтрубного пространства связан с трехфазным разделителем второй ступени. The task and the technical result are achieved by the fact that in the known installation of gas treatment, including an inlet separator for the production of gas condensate wells, a regenerative heat exchanger, an ejector, a low temperature separator, three-phase separators of the first and second stages and a degasser, in contrast to the prototype, the installation is additionally equipped with series-connected an inlet separator for the production of gas wells, a regenerative gas-liquid heat exchanger, a choke, the output of which is connected to the input low a temperature separator and a control valve through which the lower part of the low-temperature separator is connected to the inlet to the annulus of the recuperative gas-liquid heat exchanger, while the outlet of the annulus is connected to a three-phase separator of the second stage.
На чертеже представлена установка подготовки газа. The drawing shows the installation of gas treatment.
Она включает в себя входной сепаратор для продукции газоконденсатных скважин 1, последовательно соединенный с рекуперативным теплообменником 2, эжектор 3, низкотемпературный сепаратор 4. Установка снабжена трехфазным разделителем первой ступени 5, трехфазным разделителем второй ступени 6, дегазатором 7. Кроме того, устройство содержит входной сепаратор для продукции газовых скважин 8, рекуперативный газожидкостной теплообменник 9, дроссель 10 и клапан - регулятор 11. It includes an inlet separator for the production of gas condensate wells 1, connected in series with a recuperative heat exchanger 2, an ejector 3, a low-temperature separator 4. The installation is equipped with a three-phase separator of the first stage 5, a three-phase separator of the second stage 6, a degasser 7. In addition, the device contains an inlet separator for the production of gas wells 8, a regenerative gas-liquid heat exchanger 9, a throttle 10 and a valve - regulator 11.
Установка работает следующим образом. Продукция газоконденсатных скважин с давлением до 13 МПа поступает на входной сепаратор для продукции газоконденсатных скважин 1, где происходит отделение воды и конденсата. Затем газ поступает в рекуперативный теплообменник 2 и далее на эжектор 3, и после снижения на нем давления до 7.5 МПа поступает в низкотемпературный сепаратор 4. Сюда же, после прохождения входного сепаратора продукции газовых скважин 8, рекуперативного газожидкостного теплообменника 9 и снижения давления на дросселе 10 до 7.5 МПа подается продукция газовых скважин. Смешение в низкотемпературном сепараторе газов газовых и газоконденсатных скважин позволяет повысить калорийность товарного газа за счет его насыщения этаном (и другими легкими углеводородами) при сохранении низкой точки росы по углеводородам, а также позволяет снизить содержание легких газообразных углеводородов в нестабильном конденсате (НК), в результате чего сокращаются потери жидких углеводородов (С5+) при деэтанизации и стабилизации конденсата. В низкотемпературном сепараторе 4 от смеси газов отделяется вода и углеводородный конденсат. Для предупреждения гидратообразования в поток газа на вход рекуперативного теплообменника 2 и рекуперативного газожидкостного теплообменника 9 вводится метанол. Из низкотемпературного сепаратора 4 осушенный газ направляется в рекуперативный теплообменник 2, где охлаждает сырой газ газоконденсатных скважин и далее поступает в газопровод.Installation works as follows. Production of gas condensate wells with a pressure of up to 13 MPa is fed to an inlet separator for the production of gas condensate wells 1, where water and condensate are separated. Then the gas enters the recuperative heat exchanger 2 and then to the ejector 3, and after the pressure on it drops to 7.5 MPa, it enters the low-temperature separator 4. Here, after passing the inlet separator for the production of gas wells 8, recuperative gas-liquid heat exchanger 9 and reducing the pressure on the throttle 10 up to 7.5 MPa, gas well products are supplied. Mixing gas and gas condensate wells in a low-temperature gas separator can increase the calorific value of marketable gas due to its saturation with ethane (and other light hydrocarbons) while maintaining a low hydrocarbon dew point, and also reduces the content of light gaseous hydrocarbons in unstable condensate (NK), as a result which reduces the loss of liquid hydrocarbons (C 5+ ) during deethanization and condensate stabilization. In the low temperature separator 4, water and hydrocarbon condensate are separated from the gas mixture. To prevent hydrate formation, methanol is introduced into the gas stream at the inlet of the regenerative heat exchanger 2 and the regenerative gas-liquid heat exchanger 9. From the low-temperature separator 4, the dried gas is directed to a recuperative heat exchanger 2, where it cools the raw gas of gas condensate wells and then enters the gas pipeline.
Температура в низкотемпературном сепараторе 4 составляет минус 30oС, при этом качество газа, поступающего в газопровод, будет соответствовать требованиям ОСТ 51.40-93.The temperature in the low-temperature separator 4 is minus 30 o C, while the quality of the gas entering the pipeline will meet the requirements of OST 51.40-93.
Жидкость из входного сепаратора для продукции газоконденсатных скважин 1 через клапан-регулятор 12 поступает в трехфазный разделитель первой ступени 5, в котором давление поддерживается равным 7.5 МПа. Газ из разделителя первой ступени 5 поступает на вход низкотемпературного сепаратора, вода, совместно с водой из входного сепаратора для продукции газовых скважин 8, выводится на утилизацию, а конденсат через клапан-регулятор 13 поступает в дегазатор 7. The liquid from the inlet separator for the production of gas condensate wells 1 through the control valve 12 enters the three-phase separator of the first stage 5, in which the pressure is maintained equal to 7.5 MPa. Gas from the separator of the first stage 5 enters the inlet of the low-temperature separator, water, together with water from the inlet separator for the production of gas wells 8, is discharged, and condensate through the control valve 13 enters the degasser 7.
Жидкость из нижней части низкотемпературного сепаратора 4 через клапан-регулятор 11 поступает в межтрубное пространство рекуперативного газожидкостного теплообменника 9, где охлаждает продукцию газовых скважин, и далее подается в трехфазный разделитель второй ступени 6. The liquid from the lower part of the low-temperature separator 4 through the valve-regulator 11 enters the annulus of the recuperative gas-liquid heat exchanger 9, where it cools the production of gas wells, and then is fed into a three-phase separator of the second stage 6.
Рекуперативный газожидкостной теплообменник 9 позволяет использовать избыточную пластовую энергию продукции газоконденсатных залежей, преобразованную при дросселировании потока в избыточный холод, аккумулируемый в конденсате, для охлаждения продукции газовых скважин, обладающих недостаточной пластовой энергией, до требуемой температуры низкотемпературной ступени сепарации. Дросселирование конденсата на клапане-регуляторе 11 после низкотемпературного сепаратора 4 позволяет получить дополнительное снижение температуры газа в рекуперативном газожидкостном теплообменнике 9 и повысить эффективность дегазации конденсата в трехфазном разделителе второй ступени 6. Водометанольный раствор (BMP) из трехфазного разделителя второй ступени 6 подается насосом 14 на вход входного сепаратора для продукции газоконденсатных скважин 1, а конденсат с давлением 4.0 МПа поступает в дегазатор 7. Возвращение BMP на вход входного сепаратора для продукции газоконденсатных скважин 1, где температура потока составляет около 30oС, позволяет резко сократить расход метанола на осуществление технологии, поскольку при повышенной температуре большая часть метанола из BMP из низкотемпературного сепаратора 4 переходит в газовую фазу и поступает на вход рекуперативного теплообменника 2 для его защиты от гидратов. Газ из разделителя второй ступени 6 и дегазатора 7 поступает на низконапорный вход эжектора 3, а нестабильный конденсат из дегазатора 7 подается в конденсатопровод или на установку стабилизации конденсата.Recuperative gas-liquid heat exchanger 9 allows the use of excess reservoir energy of gas condensate reservoir products converted by throttling the flow to excess cold accumulated in condensate to cool the production of gas wells with insufficient reservoir energy to the required temperature of the low-temperature separation stage. Throttling of condensate on the control valve 11 after the low-temperature separator 4 allows to obtain an additional decrease in the gas temperature in the recuperative gas-liquid heat exchanger 9 and to increase the degassing efficiency of the condensate in the three-phase separator of the second stage 6. Water-methanol solution (BMP) from the three-phase separator of the second stage 6 is supplied by the pump 14 to the input inlet separator for the production of gas condensate wells 1, and condensate with a pressure of 4.0 MPa enters the degasser 7. Return BMP to the input of the input sep an arator for the production of gas condensate wells 1, where the flow temperature is about 30 o C, can dramatically reduce the methanol consumption for the implementation of the technology, since at elevated temperatures most of the methanol from BMP from the low-temperature separator 4 passes into the gas phase and enters the input of the regenerative heat exchanger 2 for its protection against hydrates. Gas from the separator of the second stage 6 and the degasser 7 is fed to the low-pressure inlet of the ejector 3, and unstable condensate from the degasser 7 is fed into the condensate line or to the condensate stabilization unit.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2000127271A RU2196891C2 (en) | 2000-10-30 | 2000-10-30 | Gas treatment plant |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2000127271A RU2196891C2 (en) | 2000-10-30 | 2000-10-30 | Gas treatment plant |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2000127271A RU2000127271A (en) | 2002-09-27 |
| RU2196891C2 true RU2196891C2 (en) | 2003-01-20 |
Family
ID=20241579
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2000127271A RU2196891C2 (en) | 2000-10-30 | 2000-10-30 | Gas treatment plant |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2196891C2 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2496002C2 (en) * | 2008-08-15 | 2013-10-20 | Акер Сабси АС | Device for separation and collection of fluid medium entrapped in gas from reservoir |
| RU2591957C1 (en) * | 2015-06-09 | 2016-07-20 | Общество С Ограниченной Ответственностью Научно-Производственное Предприятие "Томская Электронная Компания" | Device and method for low-temperature gas preparation |
| RU2775682C1 (en) * | 2021-07-06 | 2022-07-06 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Method for low-temperature preparation of natural gas and extraction of hydrocarbon condensate |
-
2000
- 2000-10-30 RU RU2000127271A patent/RU2196891C2/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ГРИЦЕНКО А.И. и др. Сбор и промысловая подготовка газа на северных месторождениях России. - М.: Недра, 1999, с. 378-379. * |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2496002C2 (en) * | 2008-08-15 | 2013-10-20 | Акер Сабси АС | Device for separation and collection of fluid medium entrapped in gas from reservoir |
| RU2591957C1 (en) * | 2015-06-09 | 2016-07-20 | Общество С Ограниченной Ответственностью Научно-Производственное Предприятие "Томская Электронная Компания" | Device and method for low-temperature gas preparation |
| RU2775682C1 (en) * | 2021-07-06 | 2022-07-06 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Method for low-temperature preparation of natural gas and extraction of hydrocarbon condensate |
| RU2775682C9 (en) * | 2021-07-06 | 2022-09-01 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Method for low-temperature preparation of natural gas and extraction of hydrocarbon condensate |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| USRE39826E1 (en) | Comprehensive natural gas processing | |
| CA1097564A (en) | Process for the recovery of ethane and heavier hydrocarbon components from methane-rich gases | |
| AU779505B2 (en) | Process for pretreating a natural gas containing acid gases | |
| FR2808460A1 (en) | Separation of carbon dioxide and hydrogen sulfide from mixture containing lighter gas, comprises use of vertical heat exchange zone for simultaneous rectification and refrigeration | |
| CN107108233B (en) | Production of low pressure liquid carbon dioxide from power generation systems and methods | |
| US4124496A (en) | Separation of multi-component mixtures | |
| US6694768B2 (en) | Non-frost deep-freezing gas dehydrator | |
| RU2614947C1 (en) | Method for natural gas processing with c2+ recovery and plant for its implementation | |
| RU2182035C1 (en) | Plant for preparation and processing of hydrocarbon materials of gas-condensate pools | |
| RU2196891C2 (en) | Gas treatment plant | |
| CN104804760B (en) | Mixed hydrocarbon from oil associated gas recovery system and method | |
| US2134700A (en) | Separation of hydrocarbons | |
| CN1515651A (en) | Small type skid-mounted natural gas light hydrocarbon recovering method | |
| US3354663A (en) | Hydrate removal from wet natural gas | |
| RU2640969C1 (en) | Method for extraction of liquefied hydrocarbon gases from natural gas of main gas pipelines and plant for its implementation | |
| RU2507459C1 (en) | Separation method from liquefaction of associated petroleum gas with its isothermal storage | |
| RU2725320C1 (en) | Method of hydrocarbon gas preparation for transport | |
| RU2509271C2 (en) | Method for obtaining gasolines and liquefied gas from associated gas | |
| CN204589083U (en) | Mixed hydrocarbon from oil associated gas recovery system | |
| RU2714486C1 (en) | Method of reconstructing a lts plant in order to avoid the formation of flare gases (versions) | |
| RU2272972C2 (en) | Method of the low-temperature separation of the associated petroleum gases (versions) | |
| RU2412227C1 (en) | Ejector, device and procedure for preparing gaseous mixture of light hydrocarbons to processing | |
| RU2202079C2 (en) | Method of preparation of hydrocarbon gas | |
| WO2022108485A1 (en) | Method for injecting gas into a formation (embodiments) | |
| RU2133385C1 (en) | Pump-ejector plant |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20091031 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20110220 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20151031 |