RU2553922C2 - Complex drying and cleaning of associate oil gas by centrifugal separation and membrane filtration followed by vortex combustion - Google Patents
Complex drying and cleaning of associate oil gas by centrifugal separation and membrane filtration followed by vortex combustion Download PDFInfo
- Publication number
- RU2553922C2 RU2553922C2 RU2013135594/06A RU2013135594A RU2553922C2 RU 2553922 C2 RU2553922 C2 RU 2553922C2 RU 2013135594/06 A RU2013135594/06 A RU 2013135594/06A RU 2013135594 A RU2013135594 A RU 2013135594A RU 2553922 C2 RU2553922 C2 RU 2553922C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- fraction
- gas
- separation
- stream
- cleaning
- Prior art date
Links
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Separation Using Semi-Permeable Membranes (AREA)
Abstract
Description
Предлагаемое изобретение относится к криогенной технологии газоразделения попутных нефтяных газов (ПНГ), включая комплексную осушку от водных и углеводородных компонентов C5 и выше, а также кислых соединений СО2, H2S, N2 и других.The present invention relates to cryogenic gas separation technology of associated petroleum gases (APG), including complex dehydration from water and hydrocarbon components C 5 and above, as well as acidic compounds CO 2 , H 2 S, N 2 and others.
Из всего многообразия природных газов, добываемых на различных месторождениях, наиболее сложными, как по составу, так и по параметрам, являются попутные нефтяные газы, относящиеся к наиболее загрязненным, поэтому не могут перерабатываться в товарные продукты без соответствующей очистки.Of the variety of natural gases produced at various fields, the most complex, both in composition and in parameters, are associated petroleum gases, which are among the most polluted, and therefore cannot be processed into commercial products without proper treatment.
Существует несколько известных технологий подготовки, включающей очистку ПНГ, однако нет универсальной технологии очистки одновременно от всех нежелательных кислых примесей (СО2, H2S) и водно-углеводородного конденсата, содержащего, наряду с загрязненной влагой, широкую гамму углеводородных компонентов от легких до тяжелых углеводородов.There are several well-known preparation technologies, including APG purification, however, there is no universal technology for purifying simultaneously all undesirable acidic impurities (СО 2 , H 2 S) and water-hydrocarbon condensate containing, along with contaminated moisture, a wide range of light to heavy hydrocarbon components hydrocarbons.
Наибольшую сложность вызывает очистка ПНГ от кислых соединений, которые иногда называют «вредными», из которых наиболее нежелателен H2S, так как он является чрезвычайно ядовитым газом, а, главное, сильно коррелирующим веществом, приводящим к коррозии оборудования и выходу его из строя. Кроме сероводорода в некоторых газах присутствует двуокись углерода, также являющаяся коррозионным агентом.The greatest difficulty is cleaning APG from acidic compounds, which are sometimes called "harmful", of which H 2 S is most undesirable, since it is an extremely toxic gas, and, most importantly, a highly correlating substance, leading to equipment corrosion and its failure. In addition to hydrogen sulfide, carbon dioxide is also present in some gases, which is also a corrosive agent.
Сероводород и двуокись углерода выделяют из газа на специальных установках. Известные способы очистки требуют капиталоемкого оборудования (ректификационные колонны, теплообменная и емкостная аппаратура и др.).Hydrogen sulfide and carbon dioxide are extracted from gas in special plants. Known cleaning methods require capital-intensive equipment (distillation columns, heat exchange and capacitive equipment, etc.).
В данном способе предлагается двухступенчатая очистка от двух групп одноименных примесей, в частности: от водно-углеводородного (включая тяжелые фракции углеводородов C5 и выше) конденсата и кислых соединений. Используемое оборудование и аппаратура в установке отличается компактностью и высокой эффективностью работы.This method proposes a two-stage purification from two groups of the same impurities, in particular: from water-hydrocarbon (including heavy hydrocarbon fractions of C 5 and higher) condensate and acidic compounds. The equipment and apparatus used in the installation are compact and highly efficient.
На первой ступени предусматривается очистка от наиболее тяжелых компонентов, представляющих собой водный и тяжелый (фр. C5 и выше) конденсат, составляющий значительное количество (до 30% вес. и более), с выводом его из дальнейшей переработки и отделения легкой углеводородной фракции для дальнейшего разделения, с целью получения товарных продуктов (метана и сжиженных газов).At the first stage, it is planned to clean the heaviest components, which are water and heavy (fr. C 5 and higher) condensate, which is a significant amount (up to 30% by weight or more), with its removal from further processing and separation of the light hydrocarbon fraction for further separation, in order to obtain marketable products (methane and liquefied gases).
Это позволит разгрузить последующие аппараты и оборудование от значительной нагрузки, а следовательно, уменьшить геометрические размеры аппаратуры, что целесообразно по технико-экономическим соображениям. Удаление значительной части водного и углеводородного конденсата позволит увеличить ресурс работы аппаратов для тонкой очистки и повысит их эффективность.This will allow unloading subsequent apparatuses and equipment from a significant load, and therefore, reduce the geometric dimensions of the equipment, which is advisable for technical and economic reasons. Removing a significant part of the water and hydrocarbon condensate will increase the life of the apparatus for fine cleaning and increase their efficiency.
На второй ступени, после удаления водно-углеводородного конденсата, оставшуюся углеводородную фракцию компремируют и осуществляют удаление кислых соединений из нее методом мембранной технологии (фильтрации). После чего легкую углеводородную фракцию подвергают вихревому сжижению и разделению на товарные продукты: метановую фракцию и сжиженные газы.At the second stage, after removal of the water-hydrocarbon condensate, the remaining hydrocarbon fraction is compressed and the acid compounds are removed from it by the membrane technology (filtration) method. After that, the light hydrocarbon fraction is subjected to vortex liquefaction and separation into commercial products: methane fraction and liquefied gases.
Аналогом предлагаемого изобретения является способ газодинамической сепарации по патенту РФ: RU 2291736, B01D 45/12, B01D 53/26, 2006 г. - [1].An analogue of the invention is a gas-dynamic separation method according to the patent of the Russian Federation: RU 2291736, B01D 45/12, B01D 53/26, 2006 - [1].
Способ включает закрученную подачу исходного потока высоконапорного многокомпонентного углеводородного газа в сопло, дросселирование его с охлаждением при истечении со звуковой скоростью, конденсацию компонентов в расширенном и охлажденном вращающемся потоке газа, выделение конденсата и его сбор в зоне с пониженным давлением, созданной путем эжектирования из нее газовой фазы, повышение давления очищенного газового потока путем его торможения в диффузоре и удаление очищенного газа и конденсата.The method includes swirling the initial flow of a high-pressure multicomponent hydrocarbon gas into the nozzle, throttling it with cooling when it expires at a sound speed, condensing the components in an expanded and cooled rotating gas stream, separating condensate and collecting it in the zone with reduced pressure created by ejecting gas from it phase, increasing the pressure of the purified gas stream by braking it in the diffuser and removing the purified gas and condensate.
Для усиления конденсационного процесса и сепарации из вращающегося потока сконденсированных и несконденсированных тяжелых компонентов из периферийной области дополнительно вводят конденсируемые углеводородные компоненты в жидкой и паровой фазах, а затем производят однократную и многократную газодинамическую сепарацию.To enhance the condensation process and the separation of condensed and non-condensed heavy components from the peripheral region from the peripheral region, condensed hydrocarbon components are additionally introduced in the liquid and vapor phases, and then a single and multiple gas-dynamic separation is carried out.
В данном способе ввод конденсируемых компонентов осуществляют из зоны повышенного давления, которую создают путем эжектирования и торможения газового потока в диффузоре. Однако указанный процесс не позволит создать достаточного давления для подачи и переработки низконапорного газа, к которому относится попутный нефтяной газ. Это является недостатком данного способа.In this method, the introduction of condensable components is carried out from the zone of high pressure, which is created by ejection and braking of the gas stream in the diffuser. However, this process will not allow creating sufficient pressure for the supply and processing of low-pressure gas, which includes associated petroleum gas. This is a disadvantage of this method.
Кроме того, этим способом не предусматривается очистка от примесей двуокиси углерода, сероводорода, азота и других примесей.In addition, this method does not provide for the cleaning of impurities of carbon dioxide, hydrogen sulfide, nitrogen and other impurities.
Прототипом предлагаемого изобретения принят способ очистки попутного нефтяного газа с использованием мембранной технологии (Булавинов С.Л. Мембранная технология для переработки и утилизации ПНГ. Экологический вестник, №12, 2009, с.11-14) - [2], согласно которой попутный нефтяной газ может быть очищен от содержащихся в нем примесей СО2, H2S, азот и др. Данная технология предусматривает одновременно с удалением кислых соединений также удаление влаги и тяжелых углеводородов, однако такой очистке может быть подвержен газ предварительно подготовленный, т.е. предварительно очищенный от тяжелых компонентов водных, механических и других примесей (нефтяных остатков). Рабочие параметры очистки: давление 0,5…10,0 МПа, температура (+3…+45°С) температура окружающей среды (-45…+45°С).The prototype of the invention adopted a method of purification of associated petroleum gas using membrane technology (Bulavinov SL Membrane technology for processing and utilization of associated gas. Ecological Bulletin, No. 12, 2009, pp. 11-14) - [2], according to which associated petroleum gas can be cleaned of impurities contained in it of CO 2, H 2 S, nitrogen and others. This technology provides simultaneously with removing the acidic compounds as removal of moisture and heavier hydrocarbons, but such purification may be subjected to gas preconditioned ny, ie previously purified from heavy components of water, mechanical and other impurities (oil residues). Operating cleaning parameters: pressure 0.5 ... 10.0 MPa, temperature (+ 3 ... + 45 ° С) ambient temperature (-45 ... + 45 ° С).
Несмотря на имеющиеся преимущества предлагаемой мембранной технологии она не позволяет решить комплексную очистку от нежелательных примесей при значительных объемах содержания конденсата - более 30 вес.%, включая воду, нефтяные остатки и др. Объясняется это критическим порогом работоспособности мембран, что согласно [2], требуется предварительная дорогостоящая подготовка газа. Указанные ограничения области применения мембран при переработке ПНГ приводит к их функциональной усложненности и повышает эксплуатационные расходы.Despite the existing advantages of the proposed membrane technology, it does not allow comprehensive cleaning of unwanted impurities with significant volumes of condensate content — more than 30 wt.%, Including water, oil residues, etc. This is explained by the critical threshold of membrane operability, which, according to [2], requires preliminary expensive gas treatment. The indicated limitations on the range of application of membranes in the processing of associated gas leads to their functional complexity and increases operating costs.
Предлагаемый способ комплексной очистки устраняет изложенные недостатки известных способов переработки попутного нефтяного газа. Это достигается наличием комплексной подготовки, включающей двухступенчатую очистку, промежуточную компрессию с мембранной фильтрацией, сепарацией выделенных водного конденсата, тяжелых углеводородов и кислых соединений, с последующим вихревым сжижением газа. Способ позволяет оптимально выбрать режимы разделения и последовательность осушки и очистки от нежелательных примесей с использованием центробежной сепарации, мембранной фильтрации и вихревого энергоразделения.The proposed method of integrated cleaning eliminates the above disadvantages of the known methods of processing associated petroleum gas. This is achieved by the presence of a comprehensive preparation, including two-stage purification, intermediate compression with membrane filtration, separation of the separated aqueous condensate, heavy hydrocarbons and acidic compounds, followed by vortex gas liquefaction. The method allows you to optimally select the separation modes and the sequence of drying and purification of unwanted impurities using centrifugal separation, membrane filtration and vortex energy separation.
Основные преимущества:Main advantages:
- предусматривается двухступенчатая очистка, включающая на первой ступени охлаждение/нагрев до температуры максимальной конденсации из углеводородной смеси водно-углеводородного конденсата, включая фракции С5 и выше и другие тяжелые примеси, и сепарацию сконденсированной жидкой фазы в центробежном многоступенчатом сепараторе, причем центробежный сепаратор выполняет одновременно, кроме основного назначения -выполнения сепарационного процесса, роль буфера для стабилизации давления на вход в компрессор. Это важно и для стабильной работы сепаратора, поскольку установившийся режим поддерживает его эффективную работу;- a two-stage purification is foreseen, which includes cooling / heating to the maximum condensation temperature from a hydrocarbon mixture of water-hydrocarbon condensate, including fractions of C 5 and higher and other heavy impurities in the first stage, and separating the condensed liquid phase in a centrifugal multistage separator, the centrifugal separator simultaneously In addition to the main purpose of the separation process, the role of the buffer is to stabilize the pressure at the compressor inlet. This is important for the stable operation of the separator, since the steady state supports its effective operation;
- после отделения тяжелых фракций и примесей от легких углеводородных фракций, ее компримируют и направляют в дополнительный центробежный сепаратор, для отделения образовавшегося конденсата, а затем в мембранный блок, в котором осуществляют тонкую очистку от кислых соединений СО2, H2S;- after separation of the heavy fractions and impurities from the light hydrocarbon fractions, it is compressed and sent to an additional centrifugal separator to separate the condensate formed, and then to the membrane unit, in which they are finely cleaned from acidic compounds CO 2 , H 2 S;
- компримированная и очищенная от нежелательных примесей газовая смесь легких углеводородов поступает на вход в вихревой энергоразделитель для сжижения и разделения на составляющие сжиженный газ и метановую фракцию, являющиеся товарными продуктами.- a compressed and purified from undesirable impurities gas mixture of light hydrocarbons enters the entrance to the vortex energy separator for liquefaction and separation into components of the liquefied gas and methane fraction, which are commercial products.
Таким образом (сущность предлагаемого изобретения) предложенный «Способ комплексной осушки и очистки попутного нефтяного газа (ПНГ) центробежной сепарацией и мембранной фильтрацией с последующим вихревым сжижением», включающий удаление водно-углеводородного конденсата, в том числе фракций С5 и выше, кислых соединений H2S и СО2, включает газодинамическую сепарацию, при закрученной подаче исходного потока газа, мембранную технологию удаления кислых соединений, заключается в следующем. Поступающий попутный нефтяной газ подвергают двухступенчатой осушке и очистке, причем первоначально производят удаление от основного количества воды и тяжелых углеводородных фракций С5 и выше в многоступенчатом основном центробежном сепараторе при низком давлении 0,3…0,5 МПа, затем очищенную легкую углеводородную фракцию компримируют до давления 3,0…6,0 МПа, доочищают в дополнительном центробежном сепараторе, а затем подвергают очистке методом мембранной технологии от кислых соединений H2S и CO2, после которой очищенную фракцию легких углеводородов подвергают вихревому энергоразделению в трехпоточной вихревой трубе, из которой образующийся холодный поток направляют на рекуперацию холода для охлаждения исходного потока ПНГ, а затем выводят в качестве товарной сжиженной фракции С3-С4, а отсепарированную фракцию горячего потока вихревой трубы направляют на рецикл на компрессию, в смеси с предварительно отсепарированной легкой углеводородной фракцией, а горячий поток вихревой трубы выводят в качестве товарного топливного газа.Thus (the essence of the invention), the proposed "Method of comprehensive drying and purification of associated petroleum gas (APG) by centrifugal separation and membrane filtration followed by vortex liquefaction", including the removal of water-hydrocarbon condensate, including fractions of C 5 and above, acid compounds H 2 S and CO 2 , includes gas-dynamic separation, with a swirling feed of the initial gas flow, the membrane technology for removing acidic compounds is as follows. The incoming associated petroleum gas is subjected to two-stage drying and purification, whereby initially the main amount of water and heavy hydrocarbon fractions With 5 and higher are removed from the multistage main centrifugal separator at a low pressure of 0.3 ... 0.5 MPa, then the purified light hydrocarbon fraction is compressed to pressure 3.0 ... 6.0 MPa, they are purified in an additional centrifugal separator, and then they are purified by membrane technology from acid compounds H 2 S and CO 2 , after which the purified lung fraction is of hydrocarbons is subjected to vortex energy separation in a three-stream vortex tube, from which the resulting cold stream is sent to cold recovery to cool the initial APG stream, and then removed as a commodity liquefied fraction C 3 -C 4 , and the separated fraction of the hot vortex tube stream is sent for compression recycling in a mixture with a pre-separated light hydrocarbon fraction, and the hot stream of the vortex tube is discharged as commercial fuel gas.
При более низком давлении чем 3,0 МПа после дополнительной сепарации давления не хватит для осуществления последующей мембранной очистки газа, а при более высоком давлении чем 6,0 МПа неоправданно возрастают энергетические затраты на сжатие газа.At a lower pressure than 3.0 MPa after additional separation of the pressure is not enough to carry out the subsequent membrane gas purification, and at a higher pressure than 6.0 MPa, the energy costs of gas compression unnecessarily increase.
Значения давления газа после дополнительной сепарации следующие. При входном давлении не менее 3,0 МПа давление на выходе сепаратора снизится до значения не менее 1,0 МПа, а при входном давлении не более 6,0 МПа давление на выходе сепаратора может снижаться до значения около 3,0 МПа. Если входное давление газа менее 1,0 МПа на входе очистки методом мембранной технологии, то производительность очистки существенно снижается.The gas pressure values after additional separation are as follows. With an inlet pressure of at least 3.0 MPa, the pressure at the outlet of the separator will decrease to a value of at least 1.0 MPa, and at an inlet pressure of not more than 6.0 MPa, the pressure at the outlet of the separator may decrease to a value of about 3.0 MPa. If the inlet gas pressure is less than 1.0 MPa at the inlet of the cleaning by the membrane technology method, then the cleaning performance is significantly reduced.
Указанный диапазон низких давлений (0,3…0,5 МПа) после основного центробежного сепаратора обусловлен необходимостью перепада давлений в самом сепараторе. При этом, если давление на будет менее 0,3 МПа, то для его последующего сжатия необходимо применение многоступенчатого компрессора, что усложняет устройства для реализации способа. Повышение давления более чем 0,5 МПа будет снижать качество очистки.The indicated range of low pressures (0.3 ... 0.5 MPa) after the main centrifugal separator is due to the need for a differential pressure in the separator itself. Moreover, if the pressure is less than 0.3 MPa, then for its subsequent compression it is necessary to use a multi-stage compressor, which complicates the device for implementing the method. An increase in pressure of more than 0.5 MPa will reduce the quality of cleaning.
Сущность предлагаемого способа комплексной очистки и разделения попутного нефтяного газа поясняется фигурой 1.The essence of the proposed method of integrated purification and separation of associated petroleum gas is illustrated in figure 1.
На фиг. 1 изображена принципиальная технологическая схема для реализации заявляемого способа.In FIG. 1 shows a schematic flow chart for implementing the proposed method.
На технологической схеме (фиг. 1) представлены блоки: блок А - подготовки и очистки газа сепарацией от водно-углеводородного конденсата; В - блок компрессии и дополнительной сепарации; С - блок мембранной очистки от кислых соединений (CO2, H2S) и других; D - блок вихревого сжижения газа.The technological scheme (Fig. 1) shows the blocks: block A — gas preparation and purification by separation from water-hydrocarbon condensate; In - block compression and additional separation; C - block membrane cleaning from acidic compounds (CO 2 , H 2 S) and others; D - block vortex gas liquefaction.
Потоки: I - исходный поток попутного нефтяного газа; II - исходный поток газа после нагрева/охлаждения; III - водно-углеводородный конденсат и примеси; IV - легкая углеводородная фракция; V - метановая фракция; VI - сжиженная фракция газа (фр. С3-С4); VII - скомпремированный поток газа, поступающий на вход дополнительного сепаратора; VIII - отсепарированный углеводородный конденсат в дополнительном сепараторе; IX - отсепарированный газовый поток, поступающий на вход в мембранное устройство; Х - вывод кислых соединений (СО2, H2S и др.); XI - легкая углеводородная фракция после очистки от кислых соединений в мембранном устройстве; XII - рецикл части легкой углеводородной фракции после мембранного устройства; XIII - холодный поток вихревой трубы.Streams: I - initial flow of associated petroleum gas; II - initial gas flow after heating / cooling; III - water-hydrocarbon condensate and impurities; IV - light hydrocarbon fraction; V is the methane fraction; VI - liquefied gas fraction (FR. C 3 -C 4 ); VII - a compressed gas flow entering the input of an additional separator; VIII - separated hydrocarbon condensate in an additional separator; IX is a separated gas stream entering the membrane device; X is the conclusion of acidic compounds (CO 2 , H 2 S, etc.); XI - light hydrocarbon fraction after purification from acidic compounds in a membrane device; XII - recycling part of the light hydrocarbon fraction after the membrane device; XIII - cold stream of a vortex tube.
На технологической схеме (фиг.1) также представлена основная аппаратура и арматура (другая арматура, в том числе КИП и А, системы управления и датчики исключены для упрощения и наглядности), а именно: 1, 2 - рекуперативные теплообменники; 3 - основной центробежный сепаратор; 4 - компрессор; 5 - дополнительный центробежный сепаратор; 6 - мембранное устройство (модуль); 7 - горизонтальный вихревой энергоразделитель; 8 - вихревая труба; 9 - регулирующее устройство; 10 - змеевик на горячем конце вихревой трубы 8; 11 - змеевик на входе исходного потока в нижней части вихревого энергоразделителя 7; 12 - вертикальная перегородка, размещенная на горячем конце вихревой трубы вихревого энергоразделителя 7; 13…26 - запорно-регулирующие вентили.The technological scheme (figure 1) also presents the main equipment and fittings (other fittings, including instrumentation and A, control systems and sensors are excluded for simplification and clarity), namely: 1, 2 - recuperative heat exchangers; 3 - main centrifugal separator; 4 - compressor; 5 - additional centrifugal separator; 6 - membrane device (module); 7 - horizontal vortex energy separator; 8 - vortex tube; 9 - regulating device; 10 - coil at the hot end of the vortex tube 8; 11 - coil at the input of the initial flow in the lower part of the vortex energy separator 7; 12 - a vertical partition located on the hot end of the vortex tube of the vortex energy separator 7; 13 ... 26 - shut-off and control valves.
При этом вентили 13 и 14 - размещены на линии исходного попутного нефтяного газа (поток I) - при входе на установку; 15 - на линии отвода водно-углеводородного конденсата и примесей (поток II); 16 - на линии подвода легкой углеводородной фракции на компрессию (поток IV); 17 - на линии отвода из дополнительного центробежного сепаратора отсепарированного углеводородного конденсата (поток VI); 18 - на линии рецикла части легкой углеводородной фракции после мембранного устройства (поток X); 19 - на входе в змеевик 11 - линии ввода в вихревую трубу 7 (поток XI); 20 - на линии отвода отсепарированной части горячего потока вихревой трубы (поток V); 21 - на линии отвода части горячего потока V (метан) из теплообменника 1; 22 - на линии вывода метановой фракции (поток V); 23 - на линии вывода сжиженной фракции газа (поток VI); 24 - на выходе теплообменника 1 и на входе в основной центробежный сепаратор 3 (поток II); 25 - на выходе теплообменника 2 и на входе в основной центробежный сепаратор 3 (поток II); 26 - на трубопроводе сброса примесей после мембранного устройства 6 (поток X).In this case, valves 13 and 14 are placed on the line of the associated petroleum gas (stream I) - at the entrance to the installation; 15 - on the drainage line of water-hydrocarbon condensate and impurities (stream II); 16 - on the line for supplying a light hydrocarbon fraction to compression (stream IV); 17 - on the discharge line from the additional centrifugal separator of the separated hydrocarbon condensate (stream VI); 18 - on the recycling line of the portion of the light hydrocarbon fraction after the membrane device (stream X); 19 - at the entrance to the coil 11 - input line into the vortex tube 7 (stream XI); 20 - on the discharge line of the separated part of the hot stream of the vortex tube (stream V); 21 - on the exhaust line part of the hot stream V (methane) from the heat exchanger 1; 22 - on the methane fraction withdrawal line (stream V); 23 - on the output line of the liquefied gas fraction (stream VI); 24 - at the outlet of the heat exchanger 1 and at the entrance to the main centrifugal separator 3 (stream II); 25 - at the outlet of the heat exchanger 2 and at the entrance to the main centrifugal separator 3 (stream II); 26 - in the pipeline discharge impurities after the membrane device 6 (stream X).
Описание принципиальной технологической схемы (см. фиг.1):Description of the process flow diagram (see figure 1):
Исходный поток попутного нефтяного газа I, выходящий из скважины или из промыслового сепаратора (на схеме не показан), после нагрева/охлаждения в рекуперативных теплообменниках 1, 2 поступает тангенциально в многоступенчатый основной центробежный сепаратор 3 для отделения основного количества водно-углеводородного конденсата и примесей, которые выводят из нижней части сепаратора посредством вентиля 15 (поток III).The initial flow of associated petroleum gas I, leaving the well or from the field separator (not shown in the diagram), after heating / cooling in recuperative heat exchangers 1, 2, flows tangentially into a multi-stage main centrifugal separator 3 to separate the main amount of water-hydrocarbon condensate and impurities, which are removed from the bottom of the separator by means of a valve 15 (stream III).
Отсепарированная легкая углеводородная фракция IV поступает посредством вентиля 16 с давлением порядка 0,3 МПа на сжатие в компрессор 4, где сжимается до 3,0 МПа. После компрессора 4 потоком VII поступает в дополнительный центробежный сепаратор 5, в котором выделяют и отводят остаточное количество водно-углеводородного конденсата посредством вентиля 17 (поток VIII).The separated light hydrocarbon fraction IV is supplied via valve 16 with a pressure of the order of 0.3 MPa for compression to compressor 4, where it is compressed to 3.0 MPa. After compressor 4, stream VII enters an additional centrifugal separator 5, in which the residual amount of water-hydrocarbon condensate is isolated and discharged through valve 17 (stream VIII).
Сверху сепаратора 5 отводят отсепарированную легкую газовую фракцию, которая потоком IX поступает на очистку в мембранное устройство 6, в котором отделяют кислые соединения (CO2, H2S), которые отводят посредством вентиля 26 (поток X) за пределы установки.Separated light gas fraction is discharged from the top of separator 5, which is fed by purification stream IX to membrane device 6, in which acidic compounds (CO 2 , H 2 S) are separated, which are removed by valve 26 (stream X) outside the unit.
Выходящий из мембранного устройства 6 очищенный поток газа поступает через вентиль 19 в змеевик 11, а затем на вход вихревой трубы 8, в которой происходит вихревое энергетическое сжижение и разделение газа на два потока: горячий и холодный. Горячий поток V, представляющий собой метановую фракцию, выходит с установки посредством вентиля 22 (поток XV), частично эта фракция отбирается посредством вентиля 20 в рекуперативный теплообменник 1, из которого выходит через вентиль 21, соединяясь к основному потоку V. Холодный поток VI поступает в рекуперативный теплообменник 2 для охлаждения исходного потока газа I, после которого выходит посредством вентиля 23 в качестве готового товарного продукта - сжиженной фракции С3-С4. Третий поток VI вихревой трубы 8, представляющий собой жидкую отсепарированную часть горячего потока, близкий по составу к фракции С3-С4, соединяется с потоком VI вне вихревого энергоразделителя 7 и после теплообменника 2 выводится как товарные сжиженные газы.The cleaned gas stream leaving the membrane device 6 enters through the valve 19 into the coil 11, and then to the inlet of the vortex tube 8, in which there is a vortex energy liquefaction and gas separation into two streams: hot and cold. The hot stream V, which is a methane fraction, leaves the unit through valve 22 (stream XV), partially this fraction is taken through valve 20 to a recuperative heat exchanger 1, from which it leaves through valve 21, connecting to main stream V. Cold stream VI enters recuperative heat exchanger 2 for cooling the initial gas stream I, after which it leaves through valve 23 as a finished commercial product - a liquefied fraction of C 3 -C 4 . The third stream VI of the vortex tube 8, which is a liquid separated part of the hot stream, close in composition to the C 3 -C 4 fraction, is connected to stream VI outside the vortex energy separator 7 and, after heat exchanger 2, is discharged as commodity liquefied gases.
В данном способе предлагаемого изобретения на первой стадии очистки исходного ПНГ предлагается использование многоступенчатого основного центробежного сепаратора, позволяющего отделить и вывести из состава попутного нефтяного газа значительное количество тяжелой фазы водно-углеводородного конденсата, включая тяжелые углеводородные фракции С5 и выше, а также механические примеси.In this method of the invention, at the first stage of purification of the initial APG, it is proposed to use a multi-stage main centrifugal separator, which allows to separate and remove from the associated petroleum gas a significant amount of the heavy phase of water-hydrocarbon condensate, including heavy hydrocarbon fractions of C 5 and higher, as well as mechanical impurities.
Затем отсепарированную от тяжелой жидкой фазы легкую углеводородную газовую фракцию подвергают компремированию и дополнительной сепарации ее от остаточного количества влажной взвеси после компремирования, мембранной очистки от кислых соединений методом мембранной технологии «Грасис» (см. Булавинов СЛ. CarboPEEK - мембранная технология ГРАСИС для переработки и утилизации попутного нефтяного газа, Химическая технология, №8, 2008, с.34-36. - [3]) и непосредственно вихревое сжижение и разделение узкой углеводородной фракции с получением товарной сжиженной фракции C3-C4.Then, the light hydrocarbon gas fraction separated from the heavy liquid phase is subjected to compression and its additional separation from the residual amount of wet suspension after compression, membrane purification of acid compounds by the Grasys membrane technology (see Bulavin SL. CarboPEEK - GRASYS membrane technology for processing and disposal associated petroleum gas, Chemical technology, No. 8, 2008, p. 34-36. - [3]) and directly vortex liquefaction and separation of a narrow hydrocarbon fraction to obtain commodity compress the lowered fraction of C 3 -C 4 .
Использование мембранной технологии «Грасис» позволит перерабатывать газы с содержанием сероводорода 7…10% об. СО2 до 30…35%. и очищать газ до требований ОСТ 51.40-93 по остаточному содержанию сероводорода (при исходном содержании H2S до 0,2% об.). Главным преимуществом данной технологии является использование оборудования с минимальными объемами инвестиций и эксплуатационных затрат по сравнению существующими технологиями. Ее отличает простота монтажа, эксплуатации и обслуживания.The use of Grasys membrane technology will allow the processing of gases with a hydrogen sulfide content of 7 ... 10% vol. СО 2 up to 30 ... 35%. and purify the gas to the requirements of OST 51.40-93 on the residual content of hydrogen sulfide (with the initial content of H 2 S up to 0.2% vol.). The main advantage of this technology is the use of equipment with minimal investment and operating costs compared to existing technologies. It is distinguished by ease of installation, operation and maintenance.
Таким образом, предлагаемую комплексную очистку и разделение ПНГ осуществляют последовательно по схеме:Thus, the proposed comprehensive cleaning and separation of APG is carried out sequentially according to the scheme:
- очистку от основного содержания наиболее тяжелой части водно-углеводородного конденсата и, частично, примесей в многоступенчатом основном центробежном сепараторе;- cleaning from the main content of the heaviest part of the water-hydrocarbon condensate and, in part, impurities in a multi-stage main centrifugal separator;
- компремирование очищенной легкой углеводородной фракции;- compression of the purified light hydrocarbon fraction;
- удаление образовавшихся после компремирования взвесей и остаточного конденсата в дополнительном центробежном сепараторе;- removal of suspensions and residual condensate formed after compression in an additional centrifugal separator;
- удаление кислых соединений в мембранном устройстве при высоком давлении:- removal of acidic compounds in the membrane device at high pressure:
- дроссельное вихревое энергоразделение в трехпоточной вихревой трубе с выводом остаточного содержания сконденсированной фр. C3-C4 и получение товарных продуктов: метановой фракции и сжиженного газа.- throttle vortex energy separation in a three-stream vortex tube with the conclusion of the residual content of the condensed FR. C 3 -C 4 and production of marketable products: methane fraction and liquefied gas.
Именно такая технологическая последовательность процессов позволяет переработать низконапорный попутный нефтяной газ, содержащий водный и углеводородный конденсат тяжелых фр. С5 и выше, загрязненный кислыми соединениями CO2, H2S и другими, в товарные продукты кондиционного качества.It is such a technological sequence of processes that allows the processing of low-pressure associated petroleum gas containing water and hydrocarbon condensate heavy FR. C 5 and above, contaminated with acidic compounds CO 2 , H 2 S and others, into marketable quality products.
В качестве многоступенчатых центробежных сепараторов 3 и 5 может быть использована конструкция по А.С. SU 837370 A, B01D 45/12, от 25.06.1981 г. - [4], которая содержит корпус с тангенциальным входным патрубком, центральную трубу с укрепленным на ее нижнем конце коническим отражателем, образующим со стенками корпуса кольцевой канал для отвода тяжелой фазы, и размещенную в верхней части корпуса перегородку, выполненную в виде обратного конуса с осевым отверстием. При этом центробежный сепаратор снабжен патрубками, прикрепленными к краям отверстия обратного конуса и размещенными снаружи центральной трубы, образуя с ее стенками кольцевой канал для отвода легкой фазы. Центробежный сепаратор может быть снабжен воронкой с удлиненным сливным патрубком, размещенным концентрично в центральной трубе. Применение такого центробежного сепаратора позволит повысить эффективность сепарации за счет предотвращения уноса частиц из периферийной зоны, что улучшит степень очистки.As multi-stage centrifugal separators 3 and 5, the design according to A.S. SU 837370 A, B01D 45/12, dated 06/25/1981 - [4], which contains a housing with a tangential inlet pipe, a central pipe with a conical reflector fixed at its lower end, forming an annular channel with the walls of the housing for the removal of the heavy phase, and a partition placed in the upper part of the housing, made in the form of a return cone with an axial hole. In this case, the centrifugal separator is equipped with nozzles attached to the edges of the inlet of the inverse cone and placed outside the central pipe, forming an annular channel with its walls for the removal of the light phase. The centrifugal separator can be equipped with a funnel with an elongated drain pipe placed concentrically in the central tube. The use of such a centrifugal separator will increase the separation efficiency by preventing the entrainment of particles from the peripheral zone, which will improve the degree of purification.
Таким образом, применение заявляемого способа позволяет:Thus, the application of the proposed method allows you to:
- первоначально осуществлять осушку и очистку от основного количества наиболее тяжелой фазы водного и углеводородного (фр. С5 и выше), что достигается созданием благоприятного температурного режима за счет использования рекуперативных теплообменников, использующих температуры холодного и горячего потоков вихревой трубы, с целью создания температуры максимальной конденсации тяжелой фазы;- initially carry out the drying and cleaning of the bulk of the most severe phase of the aqueous and hydrocarbon phases (FR 5 and higher), which is achieved by creating a favorable temperature regime through the use of recuperative heat exchangers using the temperature of the cold and hot vortex tube flows in order to create the maximum temperature heavy phase condensation;
- далее осуществить компремирование и удаление остаточной тяжелой фазы в дополнительном центробежном сепараторе с выделением легкой углеводородной фракции, так как образование остаточной тяжелой фазы (конденсата) возможно при новых параметрах температуры и давлении, вследствие изменения фазового состояния;- further, to carry out the compression and removal of the residual heavy phase in an additional centrifugal separator with the release of a light hydrocarbon fraction, since the formation of the residual heavy phase (condensate) is possible with new temperature and pressure parameters due to a change in the phase state;
- после чего осушенную и очищенную легкую углеводородную фракцию направляют на мембранную очистку от химически связанных кислых соединений H2S, CO2 и других, а затем на вихревое энергосжижение и разделение на целевые компоненты метановую фракцию и сжиженные газы.- after which the dried and purified light hydrocarbon fraction is sent to membrane purification from chemically bound acid compounds H 2 S, CO 2 and others, and then to vortex energy liquefaction and separation of the methane fraction and liquefied gases into target components.
Выполнение предлагаемого способа комплексной очистки и разделения попутного нефтяного газа с вышеизложенными признаками формулы изобретения является новым для получения из загрязненного газа кондиционных товарных продуктов и ценного углеводородного сырья для различных отраслей промышленности, а следовательно, соответствует критерию «новизна».The implementation of the proposed method for the comprehensive purification and separation of associated petroleum gas with the foregoing features of the claims is new for producing conditioned commercial products and valuable hydrocarbon feeds from various polluted gases for various industries, and therefore, meets the criterion of “novelty”.
Вышеприведенная совокупность отличительных признаков не известна на данном уровне развития техники и не следует из общеизвестных правил проектирования технологических установок газоразделения по получению сжиженных газов из попутных нефтяных газов, что соответствует критерию «изобретательский уровень».The above set of distinctive features is not known at this level of technological development and does not follow from the well-known rules for the design of gas separation technological systems for producing liquefied gases from associated petroleum gases, which meets the criterion of "inventive step".
Конструктивная реализация заявленного изобретения с указанной совокупностью признаков не представляет никаких конструктивно-технических и технологических трудностей и соответствует критерию «промышленная применимость».The constructive implementation of the claimed invention with the specified set of features does not represent any structural, technical and technological difficulties and meets the criterion of "industrial applicability".
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013135594/06A RU2553922C2 (en) | 2013-07-29 | 2013-07-29 | Complex drying and cleaning of associate oil gas by centrifugal separation and membrane filtration followed by vortex combustion |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013135594/06A RU2553922C2 (en) | 2013-07-29 | 2013-07-29 | Complex drying and cleaning of associate oil gas by centrifugal separation and membrane filtration followed by vortex combustion |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2013135594A RU2013135594A (en) | 2015-02-10 |
| RU2553922C2 true RU2553922C2 (en) | 2015-06-20 |
Family
ID=53281506
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2013135594/06A RU2553922C2 (en) | 2013-07-29 | 2013-07-29 | Complex drying and cleaning of associate oil gas by centrifugal separation and membrane filtration followed by vortex combustion |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2553922C2 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2634653C1 (en) * | 2016-12-28 | 2017-11-02 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Екатеринбург" | Method of purifying natural gas from heavy hydrocarbons |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1011964A1 (en) * | 1981-01-04 | 1983-04-15 | Предприятие П/Я В-2930 | Method of recovering ethane fraction from petroleum gases at gas-lift oil production |
| US5860296A (en) * | 1998-06-30 | 1999-01-19 | The Boc Group, Inc. | Method and apparatus for separating air |
| RU2291736C2 (en) * | 2004-09-13 | 2007-01-20 | Евгений Петрович Запорожец | Method of the gas-dynamic separation |
| RU99600U1 (en) * | 2010-05-26 | 2010-11-20 | Иван Иванович Рыбаков | INSTALLATION FOR PREPARATION OF LOW PRESSURE ASSOCIATED OIL GAS |
-
2013
- 2013-07-29 RU RU2013135594/06A patent/RU2553922C2/en active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1011964A1 (en) * | 1981-01-04 | 1983-04-15 | Предприятие П/Я В-2930 | Method of recovering ethane fraction from petroleum gases at gas-lift oil production |
| US5860296A (en) * | 1998-06-30 | 1999-01-19 | The Boc Group, Inc. | Method and apparatus for separating air |
| RU2291736C2 (en) * | 2004-09-13 | 2007-01-20 | Евгений Петрович Запорожец | Method of the gas-dynamic separation |
| RU99600U1 (en) * | 2010-05-26 | 2010-11-20 | Иван Иванович Рыбаков | INSTALLATION FOR PREPARATION OF LOW PRESSURE ASSOCIATED OIL GAS |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2634653C1 (en) * | 2016-12-28 | 2017-11-02 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Екатеринбург" | Method of purifying natural gas from heavy hydrocarbons |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2013135594A (en) | 2015-02-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US5082481A (en) | Membrane separation process for cracked gases | |
| WO2012067545A1 (en) | Membrane gas separation plant and method for operating same | |
| RU2381822C1 (en) | Hydrocarbon gas treatment plant | |
| RU2714807C1 (en) | Gas treatment plant for transportation | |
| WO2021224774A1 (en) | Tubular filter and system for splitting a gas flow and extracting liquids from a gas flow | |
| RU2553922C2 (en) | Complex drying and cleaning of associate oil gas by centrifugal separation and membrane filtration followed by vortex combustion | |
| RU2439452C1 (en) | Method of low temperature treatment of hydrocarbon gas | |
| RU2496068C1 (en) | Method of drying and cleaning of natural gas with further liquefaction and device for its implementation | |
| RU2640969C1 (en) | Method for extraction of liquefied hydrocarbon gases from natural gas of main gas pipelines and plant for its implementation | |
| RU2296793C2 (en) | Unit for preparation of hydrocarbon gas for transportation | |
| RU2528460C2 (en) | Liquefying of high-pressure natural gas or low-pressure associated oil gas | |
| RU2509271C2 (en) | Method for obtaining gasolines and liquefied gas from associated gas | |
| RU2612235C1 (en) | Method and plant for deethanization gas conditioning for transportation in gas pipeline | |
| CN101935019B (en) | Cyclone-filtering-membrane combined recycle hydrogen purifying method and device | |
| RU2750696C1 (en) | Adsorption unit for preparation of natural gas | |
| CN210915968U (en) | Well head gas purification system | |
| RU136140U1 (en) | INSTALLATION FOR PREPARATION OF ASSOCIATED OIL GAS OF LOW PRESSURE (OPTIONS) | |
| CN111117713A (en) | Recovery method of associated gas of offshore oil production platform | |
| RU2271497C1 (en) | Plant for preparing oil or natural gas for transporting in pipeline | |
| RU2259511C2 (en) | Method of preparing and utilizing low-pressure gas | |
| RU2312279C2 (en) | Method and device for low-temperature separation of gas into fractions | |
| RU149634U1 (en) | SYSTEM OF ADDITIONAL DRYING AND PURIFICATION OF ASSOCIATED OIL GAS WITH HYDROGEN HYDROGEN FOR ITS FURTHER USE AS FUEL IN GAS-GENERATING INSTALLATIONS | |
| WO2021097791A1 (en) | Wellhead gas purification system | |
| RU2750699C1 (en) | Adsorption unit for preparing natural gas for transport | |
| CN220116467U (en) | Coking large-blowing gas recovery system |