RU2571127C1 - Associated gas conditioning station (versions) - Google Patents

Associated gas conditioning station (versions) Download PDF

Info

Publication number
RU2571127C1
RU2571127C1 RU2014143371/05A RU2014143371A RU2571127C1 RU 2571127 C1 RU2571127 C1 RU 2571127C1 RU 2014143371/05 A RU2014143371/05 A RU 2014143371/05A RU 2014143371 A RU2014143371 A RU 2014143371A RU 2571127 C1 RU2571127 C1 RU 2571127C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
gas
unit
water
condensate
station
Prior art date
Application number
RU2014143371/05A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Андрей Владиславович Курочкин
Original Assignee
Андрей Владиславович Курочкин
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Андрей Владиславович Курочкин filed Critical Андрей Владиславович Курочкин
Priority to RU2014143371/05A priority Critical patent/RU2571127C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2571127C1 publication Critical patent/RU2571127C1/en

Links

Images

Landscapes

  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)

Abstract

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: according to version 1 the conditioning station consists of at least single-stage compressor, methanation unit, drying unit and, eventually, gas purifying unit. When the station is operated associated petroleum gas purified from condensed moisture and mechanical impurities is mixed up with recycle gas, compressed and delivered to the methanation unit, whereat in presence of water and water condensate it is subjected to mild catalytic steam reforming. The obtained catalyzate is dried with obtainment of dry stripped gas, water steam condensate and recycle gas. According to the version 2 the station includes additionally a device for cooling and refluxing of liquid hydrocarbons released during gas compression and unit for purification from heavy hydrocarbons. When the station is operated associated petroleum gas purified from condensed moisture and mechanical impurities is mixed up with recycle gas containing vapours of heavy hydrocarbons, compressed and subjected to cooling and refluxing with obtainment of stabilised condensate, purified from heavy hydrocarbons with production of gas, and at the methanation unit in presence of water and water condensate subjected to mild catalytic steam reforming. The obtained catalyzate is dried with obtainment of dry stripped gas, water steam condensate and recycle gas. When required catalyzate is purified additionally and the obtained concentrate is used for auxiliaries.
EFFECT: simplified design of the station, reduced specific amount of metal per unit and reduced power consumption, decreased quantity of commercial products.
4 cl, 2 dwg

Description

Изобретение относится к устройствам подготовки попутного нефтяного газа и может быть использовано в нефтегазовой промышленности.The invention relates to a device for the preparation of associated petroleum gas and can be used in the oil and gas industry.

Известна установка подготовки углеводородного газа [RU 2381822, опубл. 20.02.2010, МПК B01D 53/04], которая включает узел компримирования газа с линиями вывода углеводородного конденсата и воды, соединенный с блоком адсорбционной осушки газа, оснащенный линиями подвода и отвода газа охлаждения, газа регенерации и осушенного газа, узлы регенерации и подготовки отработанного газа регенерации, блок низкотемпературной обработки газа и дожимной компрессор.A known installation for the preparation of hydrocarbon gas [RU 2381822, publ. 02.20.2010, IPC B01D 53/04], which includes a gas compression unit with hydrocarbon condensate and water outlet lines connected to a gas adsorption drying unit, equipped with lines for supplying and discharging cooling gas, regeneration gas and dried gas, and regeneration and preparation units for waste gas regeneration, low-temperature gas processing unit and booster compressor.

Недостатками известной установки является сложность, высокая металлоемкость и энергоемкость, большие потери углеводородов C4+ с углеводородным конденсатом узла компримирования газа.The disadvantages of the known installation is the complexity, high metal and energy consumption, large losses of C 4+ hydrocarbons with hydrocarbon condensate of the gas compression unit.

Наиболее близкой по технической сущности к предложенному изобретению является полезная модель установки комплексной подготовки газа и углеводородного конденсата [RU 137211, опубл. 10.02.2014, МПК B01D 53/00], включающая последовательно установленные, по меньшей мере, один узел компримирования, охлаждения и сепарации с отводами (линиями) сжатого газа, углеводородного конденсата и воды, оснащенный колонной фракционирования углеводородного конденсата (блоком стабилизации конденсата), блок осушки газа с отводом осушенного газа и газа регенерации, и блок низкотемпературной переработки газа с отводами осушенного отбензиненного газа и широкой фракции легких углеводородов.Closest to the technical nature of the proposed invention is a useful model of a complex preparation of gas and hydrocarbon condensate [RU 137211, publ. 02/10/2014, IPC B01D 53/00], which includes at least one compression, cooling and separation unit with taps (lines) of compressed gas, hydrocarbon condensate and water sequentially installed, equipped with a hydrocarbon condensate fractionation column (condensate stabilization unit), a gas dehydration unit with a drain of dried gas and regeneration gas, and a low-temperature gas processing unit with drains of a dried topped gas and a wide fraction of light hydrocarbons.

Недостатками данной установки являются сложность, высокая металлоемкость и энергопотребление из-за включения в состав установки блока низкотемпературной переработки газа, который предполагает обязательную дополнительную комплектацию дожимной компрессорной станцией или холодильной установкой, потребляющими большое количество энергии, а также наличие блока стабилизации конденсата и получение в качестве побочного товарного продукта широкой фракции легких углеводородов, для которой зачастую не имеется экономически обоснованного решения по транспортировке потребителю.The disadvantages of this installation are the complexity, high metal consumption and energy consumption due to the inclusion of a low-temperature gas processing unit, which requires mandatory additional equipment with a booster compressor station or a refrigeration unit that consume a large amount of energy, as well as the presence of a condensate stabilization unit and production as a by-product commercial product of a wide fraction of light hydrocarbons, for which there is often no economically feasible sheniya transportation to the consumer.

Задачей предлагаемого изобретения является упрощение установки, снижение металлоемкости и энергопотребления, уменьшение количества товарных продуктов.The task of the invention is to simplify installation, reduce metal consumption and energy consumption, reduce the number of commercial products.

В качестве технического результата достигается упрощение установки, снижение металлоемкости и энергопотребления, а также уменьшение количества товарных продуктов за счет исключения из состава установки оборудования для низкотемпературной переработки газа и стабилизации конденсата путем оснащения установки блоком метанирования.As a technical result, simplification of the installation, reduction of metal consumption and energy consumption, as well as reduction of the number of commercial products due to the exclusion from the installation of equipment for low-temperature gas processing and stabilization of condensate by equipping the installation with a methanation unit are achieved.

Изобретение включает два варианта: вариант 1 - станция подготовки "тощего" суммарного попутного нефтяного газа подготовки тяжелой нефти или газа начальных ступеней сепарации, вариант 2 - станция подготовки "жирного" суммарного газа подготовки легкой и средней нефти или газа последних ступеней сепарации.The invention includes two options: option 1 - a preparation station for lean lean associated petroleum gas for preparing heavy oil or gas of the initial stages of separation, option 2 - a treating station for “fat” total gas for preparing light and medium oil or gas of the last separation stages.

По первому варианту заявленный технический результат достигается тем, что в известной установке, включающей последовательно установленные, по меньшей мере, один узел компримирования и блок осушки газа, связанный линией подачи газа регенерации со входом одной из ступеней компрессора, особенностью является то, что перед блоком осушки газа установлен блок метанирования, который оснащен линией подачи воды и связан с блоком осушки линией подачи водного конденсата.According to the first embodiment, the claimed technical result is achieved in that in a known installation comprising at least one compression unit and a gas dehydration unit connected in series by a regeneration gas supply line to the inlet of one of the compressor stages, a feature is that in front of the dehydration unit gas, a methanation unit is installed, which is equipped with a water supply line and connected to the drying unit with a water condensate supply line.

В первом варианте станции установка блока метанирования перед блоком осушки газа, оснащенного линией подачи воды и связанного с блоком осушки линией подачи водного конденсата, позволяет конвертировать тяжелые углеводороды в компоненты товарного газа. Метанирование может быть осуществлено, например, по технологии мягкого каталитического парового риформинга, при котором тяжелые углеводороды по реакции: CnH2n+2+(0.5n-0.5)H2O=(0.75n+0.25)CH4+(0.25n-0.25)CO2 превращаются в метан и углекислый газ.In the first version of the station, installing a methanation unit in front of a gas dehydration unit equipped with a water supply line and connected to a dehydration unit with a water condensate supply line allows you to convert heavy hydrocarbons into commercial gas components. Methane can be carried out, for example, using the technology of soft catalytic steam reforming, in which heavy hydrocarbons by the reaction: C n H 2n + 2 + (0.5n-0.5) H 2 O = (0.75n + 0.25) CH 4 + (0.25n -0.25) CO 2 is converted to methane and carbon dioxide.

По второму варианту заявленный технический результат достигается тем, что в известной установке, включающей последовательно установленные, по меньшей мере, один узел компримирования и охлаждения с линиями отвода сжатого газа и углеводородного конденсата, блок осушки с линиями отвода осушенного газа и газа регенерации, особенностью является то, что перед блоком осушки газа установлен блок метанирования, который оснащен линией подачи воды и связан с блоком осушки линией подачи водного конденсата, а перед блоком метанирования установлен блок очистки от тяжелых углеводородов, связанный линией подачи газа, содержащего пары тяжелых углеводородов, со входом на первую ступень компримирования, дополнительно оснащенную узлом дефлегмации компрессата.According to the second embodiment, the claimed technical result is achieved by the fact that in a known installation comprising at least one compression and cooling unit with compressed gas and hydrocarbon condensate discharge lines, a drying unit with drained gas and regeneration gas removal lines, a feature is that a methanation unit is installed in front of the gas dehydration unit, which is equipped with a water supply line and connected to the dehydration unit with a water condensate supply line, and in front of the methanation unit a heavy hydrocarbon purification unit connected by a gas supply line containing heavy hydrocarbon vapors to the first compression stage, additionally equipped with a compressor reflux unit.

При необходимости увеличения концентрации углеводородов в подготовленном газе между блоками осушки и метанирования устанавливают блок адсорбционной, абсорбционной или мембранной доочистки газа от примесей (углекислого газа, водорода и пр.).If it is necessary to increase the concentration of hydrocarbons in the prepared gas between the drying and methanation units, a block of adsorption, absorption or membrane gas after-treatment from impurities (carbon dioxide, hydrogen, etc.) is installed.

Во втором варианте станции установка перед блоком метанирования блока очистки газа от тяжелых углеводородов, связанного линией подачи паров тяжелых углеводородов со входом на первую ступень компримирования, позволяет возвратить углеводороды C5+, содержащиеся в попутном нефтяном газе, в технологический цикл, например на стадию подготовки нефти, и за счет этого увеличить ее выход. Дополнительное оснащение первой ступени компримирования узлом дефлегмации компрессата позволяет получить стабилизированный углеводородный конденсат, который может быть использован в качестве компонента нефти.In the second version of the station, the installation of a heavy hydrocarbon gas purification unit in front of the methanation unit, connected by a heavy hydrocarbon vapor supply line to the first compression stage, allows the C 5+ hydrocarbons contained in associated petroleum gas to be returned to the process cycle, for example, to the oil preparation stage , and due to this increase its output. Additional equipment of the first stage of compression with a compressor reflux unit allows obtaining stabilized hydrocarbon condensate, which can be used as an oil component.

Станция по варианту 1 (фиг. 1) включает компрессор 1, например, с приводом от двигателя внутреннего или внешнего сгорания (условно показана одна ступень компрессора), блок метанирования 2, блок осушки 3 и, возможно, блок доочистки газа 4.The station according to option 1 (Fig. 1) includes a compressor 1, for example, driven by an internal or external combustion engine (one compressor stage is conventionally shown), a methanation unit 2, a drying unit 3, and, possibly, a gas after-treatment unit 4.

При работе станции попутный нефтяной газ (I), очищенный от капельной влаги и механических примесей, смешивают с газом регенерации (II), сжимают компрессором 1 и подают на блок метанирования 2, где в присутствии воды (III) и водного конденсата (IV) подвергают мягкому каталитическому паровому риформингу. Полученный катализат (V) осушают на блоке 3 с получением сухого отбензиненного газа (VI), конденсата водяного пара (IV) и газа регенерации (II).During operation of the station, associated petroleum gas (I), purified from drip moisture and mechanical impurities, is mixed with regeneration gas (II), compressed by compressor 1 and fed to methanation unit 2, where it is subjected to water (III) and water condensate (IV) mild catalytic steam reforming. The resulting catalyzate (V) is dried on block 3 to obtain dry stripped gas (VI), condensate of water vapor (IV) and regeneration gas (II).

При необходимости катализат (V) дополнительно очищают на блоке 4, например, от углекислого газа, а концентрат примесей (VII), например отходящий газ, используют на собственные нужды, например в качестве компонента топлива для привода компрессора.If necessary, the catalyzate (V) is further purified at block 4, for example, of carbon dioxide, and the impurity concentrate (VII), for example, exhaust gas, is used for own needs, for example, as a fuel component for driving a compressor.

Станция по варианту 2 (фиг. 2) включает компрессор 1, например, с приводом от двигателя внутреннего или внешнего сгорания (условно показана одна ступень компрессора) с устройством для охлаждения и дефлегмации компрессата 5, блок очистки от тяжелых углеводородов 6, блок метанирования 2, блок осушки 3 и, возможно, блок доочистки газа 4.The station according to option 2 (Fig. 2) includes a compressor 1, for example, driven by an internal or external combustion engine (one compressor stage is conventionally shown) with a device for cooling and refluxing the compressor 5, a heavy hydrocarbon purification unit 6, a methanation unit 2, a drying unit 3 and, possibly, a gas after-treatment unit 4.

При работе станции попутный нефтяной газ (I), очищенный от капельной влаги и механических примесей, смешивают с газом регенерации (II) и газом, содержащим пары тяжелых углеводородов (VIII), сжимают компрессором 1, подвергают охлаждению и дефлегмации в устройстве 5, из которого выводят стабилизированный конденсат тяжелых углеводородов (IX), очищают от тяжелых углеводородов на блоке 6 с получением газа, содержащего пары тяжелых углеводородов (VIII), и подают на блок метанирования 2, где в присутствии воды (III) и водного конденсата (IV) подвергают мягкому каталитическому паровому риформингу. Полученный катализат (V) осушают на блоке 3 с получением сухого отбензиненного газа (VI), конденсата водяного пара (IV) и газа регенерации (II).During operation of the station, associated petroleum gas (I), purified from drip moisture and mechanical impurities, is mixed with regeneration gas (II) and a gas containing vapors of heavy hydrocarbons (VIII), compressed by compressor 1, subjected to cooling and reflux in device 5, of which the stabilized condensate of heavy hydrocarbons (IX) is removed, purified from heavy hydrocarbons on block 6 to produce a gas containing pairs of heavy hydrocarbons (VIII), and fed to methanation block 2, where in the presence of water (III) and aqueous condensate (IV), they are soft to steam reforming. The resulting catalyzate (V) is dried on block 3 to obtain dry stripped gas (VI), condensate of water vapor (IV) and regeneration gas (II).

При необходимости катализат (V) дополнительно очищают на блоке 4, например, от углекислого газа, а концентрат примесей (VII), например отходящий газ, используют на собственные нужды, например в качестве компонента топлива для привода компрессора.If necessary, the catalyzate (V) is further purified at block 4, for example, of carbon dioxide, and the impurity concentrate (VII), for example, exhaust gas, is used for own needs, for example, as a fuel component for driving a compressor.

Таким образом, предлагаемые варианты изобретения позволяют упростить установку, снизить металлоемкость и энергопотребление, уменьшить количество товарных продуктов и могут быть использованы в нефтегазовой промышленности.Thus, the proposed variants of the invention can simplify the installation, reduce metal consumption and energy consumption, reduce the number of commercial products and can be used in the oil and gas industry.

Claims (4)

1. Станция подготовки попутного нефтяного газа, включающая последовательно установленные, по меньшей мере, один узел компримирования и блок осушки газа, связанный линией подачи газа регенерации со входом одной из ступеней компрессора, отличающаяся тем, что перед блоком осушки газа установлен блок метанирования, который оснащен линией подачи воды и связан с блоком осушки линией подачи водного конденсата.1. A petroleum gas preparation station, comprising at least one compression unit and a gas dehydration unit connected in series by a regeneration gas supply line to the inlet of one of the compressor stages, characterized in that a methanation unit is installed in front of the gas dehydration unit, which is equipped with a water supply line and connected to the drying unit with a water condensate supply line. 2. Станция подготовки попутного нефтяного газа по п. 1, отличающаяся тем, что между блоками осушки и метанирования установлен блок доочистки газа.2. The associated petroleum gas preparation station according to claim 1, characterized in that a gas after-treatment unit is installed between the drying and methanation units. 3. Станция подготовки попутного нефтяного газа, включающая последовательно установленные, по меньшей мере, один узел компримирования и охлаждения с линиями отвода сжатого газа и углеводородного конденсата, блок осушки с линиями отвода осушенного газа и газа регенерации, отличающаяся тем, что перед блоком осушки газа установлен блок метанирования, который оснащен линией подачи воды и связан с блоком осушки линией подачи водного конденсата, а перед блоком метанирования установлен блок очистки от тяжелых углеводородов, связанный линией подачи газа, содержащего пары тяжелых углеводородов, со входом на первую ступень компримирования, дополнительно оснащенную узлом дефлегмации компрессата.3. The associated petroleum gas preparation station, comprising at least one compression and cooling unit in series with exhaust lines for compressed gas and hydrocarbon condensate, a drying unit with exhaust lines for dried gas and regeneration gas, characterized in that it is installed in front of the gas drying unit a methanation unit, which is equipped with a water supply line and connected to the drying unit with a water condensate supply line, and in front of the methanation unit, a heavy hydrocarbon purification unit is connected, connected by a line supplying gas containing vapors of heavy hydrocarbons, with an entrance to the first stage of compression, additionally equipped with a compressor reflux unit. 4. Станция подготовки попутного нефтяного газа по п. 3, отличающаяся тем, что между блоками осушки и метанирования установлен блок доочистки газа. 4. The associated petroleum gas preparation station according to claim 3, characterized in that a gas after-treatment unit is installed between the drying and methanation units.
RU2014143371/05A 2014-10-27 2014-10-27 Associated gas conditioning station (versions) RU2571127C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2014143371/05A RU2571127C1 (en) 2014-10-27 2014-10-27 Associated gas conditioning station (versions)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2014143371/05A RU2571127C1 (en) 2014-10-27 2014-10-27 Associated gas conditioning station (versions)

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2571127C1 true RU2571127C1 (en) 2015-12-20

Family

ID=54871260

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2014143371/05A RU2571127C1 (en) 2014-10-27 2014-10-27 Associated gas conditioning station (versions)

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2571127C1 (en)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2641283C1 (en) * 2017-02-21 2018-01-17 Андрей Владиславович Курочкин Energy center (versions)

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU1770277A1 (en) * 1989-10-30 1992-10-23 Gni Pi Azotnoj Promy Produktov Method of ammonia production
US5980609A (en) * 1997-01-24 1999-11-09 Membrane Technology And Research, Inc. Hydrogen recovery process
RU137211U1 (en) * 2013-07-16 2014-02-10 Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский и проектный институт по переработке газа" (ОАО "НИПИгазпереработка") INSTALLATION OF COMPREHENSIVE PREPARATION OF GAS AND HYDROCARBON CONDENSATE (OPTIONS)

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU1770277A1 (en) * 1989-10-30 1992-10-23 Gni Pi Azotnoj Promy Produktov Method of ammonia production
US5980609A (en) * 1997-01-24 1999-11-09 Membrane Technology And Research, Inc. Hydrogen recovery process
RU137211U1 (en) * 2013-07-16 2014-02-10 Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский и проектный институт по переработке газа" (ОАО "НИПИгазпереработка") INSTALLATION OF COMPREHENSIVE PREPARATION OF GAS AND HYDROCARBON CONDENSATE (OPTIONS)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2641283C1 (en) * 2017-02-21 2018-01-17 Андрей Владиславович Курочкин Energy center (versions)

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2668896C1 (en) Plant for the deethanization of natural gas (options)
CN107438475B (en) Method for energy-efficient recovery of carbon dioxide from an absorbent and apparatus suitable for operating the method
EA014746B1 (en) Configurations and methods for gas condensate separation from high-pressure hydrocarbon mixtures
RU2381822C1 (en) Hydrocarbon gas treatment plant
CN102168905B (en) Feed gas processing device for natural gas
CN102112391A (en) Process and apparatus for generating and purifying syngas
RU2571127C1 (en) Associated gas conditioning station (versions)
EP3065848A1 (en) Apparatus and method for compressing and/or cooling and purifying a carbon dioxide rich gas containing water
RU2564255C1 (en) Associated gas processing facility
RU2565240C1 (en) Non-waste treatment method for products of gas condensate fields
RU93801U1 (en) INSTALLATION OF PREPARATION OF ASSOCIATED OIL GAS
RU2367494C1 (en) Technological scheme of hydrocarbon collecting at their loading to cisterns
RU92421U1 (en) PLANT FOR DESORPTION OF HYDROGEN SULFUR FROM HIGH-BOILING OIL PRODUCTS
RU2542264C2 (en) Hydrocarbon gas purification method from h2s and co2
RU136140U1 (en) INSTALLATION FOR PREPARATION OF ASSOCIATED OIL GAS OF LOW PRESSURE (OPTIONS)
CN210495822U (en) Light hydrocarbon recovery system
RU2572894C1 (en) Sulphurous associated gas conditioning station (versions)
RU2501594C1 (en) Method of hydrogen sulphide- and mercaptan-bearing oil preparation
RU2472564C1 (en) Plant to extract carbon dioxide from light hydrocarbon ethane-bearing long distillate
RU2696983C2 (en) Unit for complex preparation of hydrocarbon condensate
RU2578281C1 (en) Method for preparation of associated petroleum gas
RU71410U1 (en) INSTALLATION OF ADSORPTION DRYING, CLEANING AND LOW-TEMPERATURE SEPARATION OF NATURAL GAS
RU2541313C1 (en) Hydrocarbon condensate treatment unit (versions)
RU2573868C1 (en) Method of associated petroleum gas treatment
CN203976746U (en) Bio-natural gas preparation facilities

Legal Events

Date Code Title Description
PC41 Official registration of the transfer of exclusive right

Effective date: 20210709