RU2571127C1 - Associated gas conditioning station (versions) - Google Patents
Associated gas conditioning station (versions) Download PDFInfo
- 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
Links
Images
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
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
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
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
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
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
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
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)
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)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2641283C1 (en) * | 2017-02-21 | 2018-01-17 | Андрей Владиславович Курочкин | Energy center (versions) |
Citations (3)
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) |
-
2014
- 2014-10-27 RU RU2014143371/05A patent/RU2571127C1/en active
Patent Citations (3)
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)
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 |