RU2297573C1 - Способ подготовки к транспортированию смеси углеводородов - Google Patents
Способ подготовки к транспортированию смеси углеводородов Download PDFInfo
- Publication number
- RU2297573C1 RU2297573C1 RU2005128413/06A RU2005128413A RU2297573C1 RU 2297573 C1 RU2297573 C1 RU 2297573C1 RU 2005128413/06 A RU2005128413/06 A RU 2005128413/06A RU 2005128413 A RU2005128413 A RU 2005128413A RU 2297573 C1 RU2297573 C1 RU 2297573C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pipeline
- fraction
- gas
- mixture
- pressure
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
Abstract
Изобретение относится к способам подготовки к транспортированию смеси углеводородов и может быть использовано на предприятиях газовой промышленности. В способе подготовки к транспортированию смеси углеводородов смесь предварительно разделяют на метановую фракцию C1 с последующей подачей ее в газопровод и фракцию углеводородов С2+, которую перед подачей в трубопровод стабилизируют путем перевода в жидкое состояние посредством предварительного охлаждения до температуры не выше 16°С и подают в продуктопровод, поддерживая давление в начале трубопровода не ниже 3,2 МПа. Получаемый при этом технический результат состоит в создании оптимальных условий - максимальной температуры и минимального начального давления подготовленной жидкой смеси углеводородов, при которых исключается образование двухфазной смеси в трубопроводе при ее дальнейшей транспортировке. 2 ил.
Description
Изобретение относится к способам подготовки к транспортированию смеси углеводородов и может быть использовано на предприятиях газовой промышленности.
Общеизвестно, что продукция газоконденсатных месторождений представляет собой сложную смесь углеводородов - метана и более тяжелых углеводородов. Кроме углеводородов в газах могут содержаться различные примеси: сероводород, меркаптаны, диоксид углерода, азот, гелий и т.п. Одно из важнейших условий успешной эксплуатации газотранспортных систем - это качественная подготовка газа. В процессе подготовки газ подвергается предварительной обработке на промысловых установках комплексной подготовки газа (УКПГ) с целью извлечения из него углеводородного конденсата и окончательно (до товарных кондиций) - на газоперерабатывающих предприятиях. В заводских условиях из газа и газового конденсата могут быть получены следующие ценные продукты: углеводородные фракции (метановая, этановая, пропановая, бутановая и др.), конденсат, ШФЛУ и т.д. Требования к качеству получаемых продуктов определяются исходя из условий обеспечения их надежной транспортировки, хранения и использования. Например, основное требование к качеству ШФЛУ - свести к минимуму содержание метана и этана в целях уменьшения упругости паров ШФЛУ. Это позволяет обеспечить ее транспортирование практически в однофазном (жидком) состоянии [Вяхирев Р.И., Гриценко А.И., Тер-Саркисов P.M. Разработка и эксплуатация газовых месторождений. - М.: OOO «Недра-Бизнесцентр», 2002. - стр.673-689].
Однако есть заинтересованность иных потребителей в получении такого ценного сырья, как смесь углеводородов С2+ с высоким содержанием этановой фракции (до 40 мас.%). Проблему транспортирования такой крайне нестабильной газонасыщенной жидкости целесообразно решать путем перекачки ее в однофазном состоянии - жидком.
Транспортировка данной смеси углеводородов в жидком виде связана с большими трудностями, так как при определенных температуре и давлении она может частично или полностью переходить в газообразное состояние; при этом газ заполняет часть живого сечения трубопровода, что приводит к резкому увеличению гидравлического сопротивления и снижению пропускной способности трубопровода.
Из известных источников патентной и научно-технической информации сведений о транспортировании аналогичных смесей углеводородов C2+ с высоким содержанием этановой фракции (до 40 мас.%) не обнаружено.
Наиболее близким к заявляемому по совокупности существенных признаков является способ подготовки к транспортированию смеси углеводородов в процессе освоения газоконденсатнонефтяного месторождения в регионе с неразвитой транспортной инфраструктурой, заключающийся в том, что смесь предварительно разделяют на жидкую фазу С5+ и газовую фазу C1-C4. Жидкую фазу стабилизируют путем разгазирования и закачивают в нефтепровод. Газовую фазу разделяют на метан C1 и фракцию С2-С4. Метан закачивают в магистральный газопровод, а фракцию С2-С4 стабилизируют путем дросселирования в вихревой трубе и также подают в магистральный газопровод для совместной транспортировки потребителю. При поступлении потребителю данную смесь при необходимости разделяют на фракции и компоненты [Патент РФ №2171953, МПК7 F17D 1/02, опубл. 10.08.2001].
Недостатком данного способа является то, что фракцию С2-С4 транспортируют совместно с метановой фракцией C1 в виде двухфазного потока, что обуславливает ограниченность области применения способа.
Задачей заявляемого изобретения является обеспечение возможности транспортирования фракции углеводородов С2+ с высоким содержанием этановой фракции (до 40 мас.%) в однофазном (жидком) состоянии.
Поставленная задача решается заявляемым способом подготовки к транспортированию смеси углеводородов, при котором смесь предварительно разделяют на метановую фракцию C1 с последующей подачей его в газопровод и фракцию углеводородов С2+, которую перед подачей в трубопровод стабилизируют путем перевода в жидкое состояние посредством предварительного охлаждения до температуры не выше 16°С и подают в продуктопровод, поддерживая давление в начале трубопровода не ниже 3,2 МПа.
Получаемый при этом технический результат состоит в создании оптимальных условий - максимальной температуры и минимального начального давления подготовленной жидкой смеси углеводородов, при которых исключается образование двухфазной смеси в продуктопроводе при ее дальнейшей транспортировке.
На фиг.1 представлена схема установки низкотемпературного разделения углеводородного газа, иллюстрирующая предлагаемый способ.
Установка содержит теплообменник 1, пропановый холодильник 2, сепараторы 3-6, теплообменники доохлаждения и конденсации газа 7-10, отпарную колонну 11, деметанизатор 12, состоящий из двух секций - укрепляющей и отгонной, турбодетандерный агрегат 13, воздушный холодильник 14, пропановый испаритель 15.
Способ осуществляется следующим образом.
На установку поступает сырьевой газ, предварительно осушенный и очищенный от сернистых соединений и углекислоты на предыдущих установках. Поток углеводородного газа охлаждается, проходя последовательно теплообменник 1, пропановый холодильник 2, где происходит его предварительное охлаждение и частичная конденсация за счет холода обратного потока метановой фракции и пропана, затем попадает в сепаратор 3 для отделения жидкой фазы. Отделившиеся в сепараторе жидкие углеводороды подаются на питание в деметанизатор 12. Газовый поток из сепаратора 3 после охлаждения и частичной конденсации в теплообменнике 7 поступает в сепаратор 4, в котором поток газа обогащается гелием, а жидкость - этаном. Паровая фаза из этого сепаратора направляется на полную конденсацию в теплообменник 8, после чего поток переохлажденной жидкости поступает в отпарную колонну 11. Обогащенная этаном жидкость из сепаратора 4 попадает в сепаратор 5. Паровая фаза из него подается в отпарную колонну 11 в качестве стриппинг-газа, а жидкость разделяется на два потока и направляется в деметанизатор 12, при этом основной поток после нагрева в теплообменнике 9 подается на питание колонны, а другой - на орошение.
Из отпарной колонны 11 отпаренный газ направляется на дальнейшее обогащение гелием с целью получения гелиевого концентрата в соответствующих гелиевых колоннах (на чертеже не показаны).
С куба первой отпарной колонны 11 выводится метановая фракция высокого давления, часть которой через теплообменник 10 поступает на разделение в сепаратор 6. Газовая фаза из сепаратора 6, объединившись с верхним продуктом деметанизатора 12, направляется на расширение в детандер турбодетандерного агрегата 13 с целью получения холода и выводится с установки в виде товарного продукта - метановой фракции Ci. Жидкость из сепаратора 6 подается на орошение деметанизатора 12.
В деметанизаторе 12 осуществляется ректификация поступающей жидкости с получением метановой фракции C1 в качестве верхнего продукта и фракции углеводородов С2+ в качестве кубового остатка.
Фракцию углеводородов С2+, выводимую с куба деметанизатора 12 с температурой 50°С, перед транспортировкой потребителю стабилизируют путем охлаждения до температуры не выше 16°С, например, сначала в воздушном холодильнике 14, а затем в пропановом испарителе 15, что гарантирует ее жидкое состояние по всей длине продуктопровода в любое время года при давлении в начале продуктопровода не ниже 3,2 МПа и 1,8 МПа на конце. Охлаждение можно осуществлять на любой обычной холодильной установке, которая обеспечивает охлаждение фракции до температуры не выше 16°С для тех случаев применения, при которых трубопровод закопан в грунт. Однако предпочтительно, чтобы концевой холодильник содержал комбинацию теплообменников с воздушным или с водяным охлаждением и обычной холодильной установки с замкнутым циклом и пропаном в качестве холодильного агента.
Пример.
Рассмотрим осуществление данного способа на примере безнасосного транспортирования потребителю смеси углеводородов С2+ Оренбургского месторождения. На гелиевом заводе на установке низкотемпературного разделения углеводородного газа в деметанизаторе осуществляется разделение смеси углеводородов на метановую фракцию C1 с верха колонны и фракцию С2+ в качестве кубовой жидкости.
Кубовая жидкость отгонной секции деметанизатора 12 представляет собой фракцию углеводородов С2+ с высоким содержанием этана следующего состава, мас.%:
Метан | 0,784 |
Углекислота | 0,002 |
Этан | 38,629 |
Пропан | 34,383 |
Изобутан | 6,644 |
Н.бутан | 11,671 |
Изопентан | 3,749 |
Н.пентан | 2,707 |
Гексан + высшие | 1,431 |
Присутствующие в кубовой жидкости в малых количествах метан и углекислота полностью в ней растворены и не оказывают практического влияния на физические свойства фракции С2+.
Для обеспечения однофазного (жидкого) состояния фракции С2+ по всей трассе продуктопровода и в любой период года экспериментально определены оптимальная температура и давление в начале трубопровода с учетом особенностей трассы трубопровода и температуры грунта при условии безнасосной подачи смеси. Исходные данные для расчетов: температура кубовой жидкости на выходе с деметанизатора - 50°C, давление процесса деметанизации - 3,2-3,6 МПа, протяженность продуктопровода 214 км, давление на входе завода-потребителя после узла разгазирования составляет 1,2-1,6 МПа, средняя температура грунта на глубине залегания трубопровода в летнее время составляет 16°C, а в зимнее - минус 3°C.
Предварительно было исследовано агрегатное состояние фракции C2+ с получением кривых фазовых переходов, построенных в координатах "давление - температура". Суть исследований заключается в том, что для данного состава смеси при заданных значениях температуры (T) и давления (p) определяют ее фазовое состояние, изменяя тем самым значения T и p, и интерпретируют кривую фазовых переходов. Кривая фазовых переходов данной смеси углеводородов представлена на фиг.2.
В результате изучения кривой фазовых переходов с учетом технологии выделения фракции C2+ из углеводородного газа определены минимальное начальное давление 3,2 МПа и максимальная температура 16°C фракции C2+ на входе в продуктопровод, обеспечивающие ее однофазное транспортирование на максимально возможные расстояния (до 300 км).
Ограничение по начальному давлению транспортируемой смеси объясняется условиями проведения ректификации в деметанизаторе 12 с давлением не менее 3,2 МПа. При более низких давлениях получение необходимого холода на турбодетандре для работы установки невозможно. Вместе с тем давление в колонне должно обеспечивать "покрытие" гидравлических потерь давления как при прохождении кубового продукта через холодильные аппараты перед подачей в продуктопровод, так и при транспортировании смеси по продуктопроводу до завода на расстояние 214 км (по условиям работы потребителя давление поступающего сырья в конечной точке продуктопровода на узле разгазирования не должно быть ниже 1,8 МПа с учетом дальнейшего снижения давления до заданных входных значений на заводе-потребителе, а по условиям прокладки трубопроводов температура смеси приобретает температуру грунта и не может быть выше 16°C, что соответствует средней температуре грунта в летнее время).
Из графика фазовых переходов видно, что даже при самых неблагоприятных условиях, которые могут быть на конечном участке продуктопровода в летнее время, а именно при давлении на выходе из продуктопровода 18 МПа и температуре 16°C данная смесь углеводородов C2+ будет находиться в равновесном состоянии (точка на кривой). Однако на практике из-за пониженной скорости потока по сравнению с максимально расчетной давление на выходе из продуктопровода значительно превышает это значение (до 2,5 МПа). Кроме того, рабочий диапазон деметанизатора 3,2-3,6 МПа позволяет дополнительно обеспечить жидкое состояние C2+ по всей длине продуктопровода.
Следовательно, начальные давление и температура, как видно из графиков фазового перехода, даже в летнее время обеспечивают однофазное (жидкое) транспортирование данной смеси до потребителя.
Claims (1)
- Способ подготовки к транспортированию смеси углеводородов, при котором смесь предварительно разделяют на метановую фракцию C1 с последующей подачей ее в газопровод и фракцию углеводородов С2+, которую перед подачей в трубопровод стабилизируют, отличающийся тем, что фракцию углеводородов С2+ стабилизируют путем перевода в жидкое состояние посредством предварительного охлаждения до температуры не выше 16°С и подают в продуктопровод, поддерживая давление в начале трубопровода не ниже 3,2 МПа.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2005128413/06A RU2297573C1 (ru) | 2005-09-12 | 2005-09-12 | Способ подготовки к транспортированию смеси углеводородов |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2005128413/06A RU2297573C1 (ru) | 2005-09-12 | 2005-09-12 | Способ подготовки к транспортированию смеси углеводородов |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2297573C1 true RU2297573C1 (ru) | 2007-04-20 |
Family
ID=38036906
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2005128413/06A RU2297573C1 (ru) | 2005-09-12 | 2005-09-12 | Способ подготовки к транспортированию смеси углеводородов |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2297573C1 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2630202C1 (ru) * | 2016-09-30 | 2017-09-05 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Способ извлечения фракции С2+ из сырого газа и установка для его осуществления |
-
2005
- 2005-09-12 RU RU2005128413/06A patent/RU2297573C1/ru not_active IP Right Cessation
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2630202C1 (ru) * | 2016-09-30 | 2017-09-05 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Способ извлечения фракции С2+ из сырого газа и установка для его осуществления |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2641778C2 (ru) | Комплексный способ извлечения газоконденсатных жидкостей и сжижения природного газа | |
KR101568763B1 (ko) | Lng를 생산하는 방법 및 시스템 | |
AU2010200707B2 (en) | Nitrogen removal with iso-pressure open refrigeration natural gas liquids recovery | |
RU2430316C2 (ru) | Способ для сжижения углеводородного потока и устройство для его осуществления | |
US6223557B1 (en) | Process for removing a volatile component from natural gas | |
US9759481B2 (en) | Method for producing a flow which is rich in methane and a cut which is rich in C2+ hydrocarbons from a flow of feed natural gas and an associated installation | |
US6125653A (en) | LNG with ethane enrichment and reinjection gas as refrigerant | |
RU2499209C2 (ru) | Способ и установка для сжижения потока углеводородов | |
JP2002527714A (ja) | 蒸留法を用いた多成分加圧供給流を分別するための方法 | |
US8522574B2 (en) | Method for nitrogen rejection and or helium recovery in an LNG liquefaction plant | |
JP2002508055A (ja) | 天然ガス液化のための改良された多成分冷凍方法 | |
US20080148770A1 (en) | Process to obtain liquefied natural gas | |
NO320741B1 (no) | Avkjolingsprosess for flytendegjoring av naturgass | |
AU2016273821C1 (en) | Single-unit gas separation process having expanded, post-separation vent stream | |
WO2009101127A2 (en) | Method and apparatus for cooling a hydrocarbon stream | |
US8080701B2 (en) | Method and apparatus for treating a hydrocarbon stream | |
RU2580453C1 (ru) | Способ переработки природного углеводородного газа | |
CN202924980U (zh) | 天然气液化与重烃处理装置 | |
WO2010040735A2 (en) | Methods of treating a hydrocarbon stream and apparatus therefor | |
RU2297573C1 (ru) | Способ подготовки к транспортированию смеси углеводородов | |
RU2720732C1 (ru) | Способ и система охлаждения и разделения потока углеводородов | |
NO146554B (no) | Fremgangsmaate og apparat for separering av en tilfoerselsgass under trykk | |
AU2016273826C1 (en) | Single-unit gas separation process having expanded, post-separation vent stream | |
US20200378682A1 (en) | Use of dense fluid expanders in cryogenic natural gas liquids recovery |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PD4A | Correction of name of patent owner | ||
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20160913 |