RU2584628C2 - Method of preparation for transportation of liquefied hydrocarbon mixture via main pipelines under cool conditions - Google Patents
Method of preparation for transportation of liquefied hydrocarbon mixture via main pipelines under cool conditions Download PDFInfo
- Publication number
- RU2584628C2 RU2584628C2 RU2014116532/02A RU2014116532A RU2584628C2 RU 2584628 C2 RU2584628 C2 RU 2584628C2 RU 2014116532/02 A RU2014116532/02 A RU 2014116532/02A RU 2014116532 A RU2014116532 A RU 2014116532A RU 2584628 C2 RU2584628 C2 RU 2584628C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- condensate
- temperature
- mixture
- transportation
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области подготовки смеси газа и газового конденсата газоконденсатных месторождений Севера к однофазному трубопроводному транспорту и может найти применение в нефтегазовой промышленности.The invention relates to the field of preparation of a mixture of gas and gas condensate of gas condensate fields of the North for single-phase pipeline transport and can find application in the oil and gas industry.
Известен способ перекачки криогенной жидкости самотечным способом по трубопроводу из хранилища в цистерну (патент RU №2006116911/22, опубл. 27.11.2006 г.) без потерь газовой фазы путем ее удаления из стояка трубопровода и возврата ее в хранилище.A known method of pumping cryogenic liquid by gravity through a pipeline from the storage to the tank (patent RU No. 2006116911/22, publ. 11/27/2006) without loss of gas phase by removing it from the riser pipe and returning it to the storage.
Недостатком данного способа является то, что трубопровод предназначен для транспортировки криогенной жидкости, например сжиженного природного газа (СПГ), азота, кислорода, водорода (с температурой ниже 120 K). Поэтому для перекачки придется использовать дорогостоящие низкотемпературные никелевые нержавеющие стали. Кроме того, авторы предлагают перекачивать СПГ по низконапорным трубопроводам, что скажется на его производительности.The disadvantage of this method is that the pipeline is designed to transport cryogenic liquids, such as liquefied natural gas (LNG), nitrogen, oxygen, hydrogen (with a temperature below 120 K). Therefore, you will have to use expensive low-temperature nickel stainless steels for pumping. In addition, the authors propose pumping LNG through low-pressure pipelines, which will affect its productivity.
Известен также способ перекачки СПГ по магистральным криогенным трубопроводам при температуре 153-173 K (минус 120 - минус 100°C) (Магистральные трубопроводы охлажденного и сжиженного природного газа. Ответственный редактор А.Е. Полозов / Н.П. Акульшина, В.А. Андрианов, В.И. Зоркальцев и др. УРО РАН, Коми НЦ. СЫКТЫВКАР, 1988, с. 158). В этом случае предлагается использовать специально разработанные экономно-легированные стали (например, 10ХГНМАЮ) или криогенные никелевые нержавеющие стали. Согласно А.Е. Полозову (Полозов А.Е. Повышение прочности низкотемпературных теплоизолированных трубопроводов: Дис. д-ра техн. наук: 25.00.19: Курск, 2004. 348 с. ) переход на СПГ-проводы дает большой экономический и экологический эффект. Удельный вес трубной стали в затратах на строительство газопровода составляет 80%, а переход на перекачку СПГ по трубопроводам, по его мнению, позволяет перейти с 4 ниток газопровода на 1 нитку криогенного трубопровода, что дает экономию затрат по металлу 75%. С учетом затрат на теплоизоляцию СПГ-провода и повышенную стоимость ЭЛ-стали получаем экономию средств, равную 37%.There is also a known method of pumping LNG through main cryogenic pipelines at a temperature of 153-173 K (minus 120 -
Недостатком этого способа является необходимость использования дорогих хладостойких никелевых сталей (не менее 8% никеля) и дорогостоящей криогенной вакуумной изоляции, а также необходимость поддержания низкой температуры (минус 161°С) при атмосферном давлении. Кроме того, СПГ придется перекачивать по низконапорным трубопроводам, что скажется на его производительности.The disadvantage of this method is the need to use expensive cold-resistant nickel steels (at least 8% nickel) and expensive cryogenic vacuum insulation, as well as the need to maintain a low temperature (minus 161 ° C) at atmospheric pressure. In addition, LNG will have to be pumped through low-pressure pipelines, which will affect its productivity.
Известна система для хранения газа на основе метана (патент RU №2224171, опубл. 20.02.2004 г.). Она состоит из контейнера для хранения углеводородного растворителя и растворенного газа, образующего жидкую и паровую фазы и средство регулирования композиции для поддержания заранее определенного соотношения фаз. Настоящее изобретение касается улучшенной системы для сжижения и хранения газа и особенно системы для хранения газа, основным компонентом которого является метан, посредством смешивания с другим углеводородом (органическим растворителем) для хранения.A known system for storing gas based on methane (patent RU No. 2224171, publ. 02.20.2004). It consists of a container for storing hydrocarbon solvent and dissolved gas, forming liquid and vapor phases and means for regulating the composition to maintain a predetermined phase ratio. The present invention relates to an improved system for liquefying and storing gas, and especially a system for storing gas, the main component of which is methane, by mixing with another hydrocarbon (organic solvent) for storage.
Недостатком является то, что данная система для хранения газа на основе метана имеет ограниченное применение (только на моторном транспортном средстве) и не может быть применена при транспортировании сжиженных углеводородов по трубопроводам.The disadvantage is that this methane-based gas storage system has limited use (only on a motor vehicle) and cannot be used when transporting liquefied hydrocarbons through pipelines.
Известен «Метод бестарной транспортировки и хранения газа в жидкой среде» («Method of bulk transport and storage of gas in a liquid medium») (патент US 8257475 B2, опубл. 04.09.2012 г.). Интегрированная система с установленным судном для загрузки газового потока предназначена для отделения тяжелых углеводородов, сжатия газа, его дальнейшего охлаждения, смешивания газа с осушителем, смешивания его с жидкостным носителем или растворителем, и затем охлаждения смеси до условий обработки, хранения и транспортирования. После транспортирования продукта к месту его предназначения, технологическая линия подготовки углеводородов и метод жидкостного перемещения обеспечивают разгрузку жидкости в систему хранения, отделение жидкостного носителя, и перемещение газового потока к системе хранения или транспортирования. Рассматриваются только способы смешивания и сорбции природного газа в легком углеводородном растворителе (в основном, пропане) и устройства для хранения и транспортировки судами - газовозами сжиженных углеводородных газов.The well-known "Method of bulk transportation and storage of gas in a liquid medium" ("Method of bulk transport and storage of gas in a liquid medium") (patent US 8257475 B2, publ. 04.09.2012). An integrated system with an installed vessel for loading a gas stream is intended for separating heavy hydrocarbons, compressing the gas, further cooling it, mixing the gas with a desiccant, mixing it with a liquid carrier or solvent, and then cooling the mixture to the conditions of processing, storage and transportation. After transporting the product to its destination, the hydrocarbon preparation line and the liquid transfer method provide for unloading the liquid into the storage system, separating the liquid carrier, and moving the gas stream to the storage or transportation system. Only methods for mixing and sorption of natural gas in a light hydrocarbon solvent (mainly propane) and devices for storage and transportation of liquefied petroleum gas carriers by gas carriers are considered.
Недостатком является то, что необходимого количества легкого углеводородного растворителя (в основном, пропана) в смеси практически невозможно получить непосредственно на месторождении.The disadvantage is that the required amount of a light hydrocarbon solvent (mainly propane) in the mixture is practically impossible to obtain directly at the field.
В качестве ближайшего аналога принят способ подготовки к транспортированию смеси углеводородов, содержащей природный газ и конденсат, известный из патента RU 2476789 С1, приоритет 27.02.2013 г.As the closest analogue, the method of preparation for transportation of a mixture of hydrocarbons containing natural gas and condensate, known from patent RU 2476789 C1, priority 02/27/2013, was adopted.
При реализации способа по первому варианту осуществляют первичную сепарацию жидкости из входного потока, в газ первичной сепарации добавляется метанол, охлаждение полученного потока происходит в аппарате воздушного охлаждения, в параллельно расположенных первом и втором рекуперативных теплообменниках, и газа в узле редуцирования и рекуперации холода, сепарация - в низкотемпературном сепараторе. Газ низкотемпературной сепарации нагревают в теплообменнике и в узле редуцирования и рекуперации холода, после чего направляют в трубопровод продуктового газа. Конденсат первичной сепарации направляют на дегазацию и отделение водной или водно-метанольной фазы в первый трехфазный разделитель, из которого выделившийся газ подают на вход в низкотемпературный сепаратор, а конденсат нагревают в третьем рекуперативном теплообменнике и кубовом подогревателе, после чего направляют в нижнюю сепарационную часть ректификационной колонны. Конденсат низкотемпературной сепарации нагревают в теплообменнике и подвергают дегазации и отделению водно-метанольной фазы во втором трехфазном разделителе, после чего конденсат подают в ректификационную колонну в качестве орошения. Газ из ректификационной колонны и газ дегазации из второго трехфазного разделителя компримируют в узле компримирования и смешивают с газом низкотемпературной сепарации. Конденсат из ректификационной колонны охлаждают в третьем рекуперативном теплообменнике и втором аппарате воздушного охлаждения и направляют на отделение водно-метанольной фазы в третий трехфазный разделитель, дожимают и подают в трубопровод продуктового конденсата.When implementing the method according to the first embodiment, primary liquid is separated from the inlet stream, methanol is added to the primary separation gas, the resulting stream is cooled in an air cooling apparatus, in the first and second recuperative heat exchangers located in parallel, and gas in the cold reduction and recovery unit, separation is in a low temperature separator. The low-temperature separation gas is heated in the heat exchanger and in the unit for the reduction and recovery of cold, and then sent to the product gas pipeline. The primary separation condensate is directed to the degassing and separation of the aqueous or water-methanol phase into the first three-phase separator, from which the released gas is fed to the inlet to the low-temperature separator, and the condensate is heated in the third recuperative heat exchanger and still bottoms heater, and then sent to the lower separation part of the distillation column . The low-temperature separation condensate is heated in a heat exchanger and subjected to degassing and separation of the water-methanol phase in a second three-phase separator, after which the condensate is fed to the distillation column as irrigation. The gas from the distillation column and the degassing gas from the second three-phase separator are compressed in a compression unit and mixed with low-temperature separation gas. The condensate from the distillation column is cooled in the third recuperative heat exchanger and the second air cooling apparatus and sent to the separation of the water-methanol phase in the third three-phase separator, squeezed and fed into the product condensate pipeline.
Недостатком данного технического решения является то, что задачей данного способа низкотемпературной подготовки природного газа и извлечения нестабильного конденсата из пластового газа является разделение природного газа и газового конденсата (его извлечение из пластового газа) и дальнейшая транспортировка по отдельным трубопроводам. Задача нашего технического решения состоит в смешении природного газа и газового конденсата и совместная транспортировка углеводородной смеси по низкотемпературному трубопроводу потребителю.The disadvantage of this technical solution is that the objective of this method of low-temperature preparation of natural gas and extraction of unstable condensate from the formation gas is the separation of natural gas and gas condensate (its extraction from the formation gas) and further transportation through separate pipelines. The objective of our technical solution is to mix natural gas and gas condensate and joint transportation of the hydrocarbon mixture through a low-temperature pipeline to the consumer.
Заявленное изобретение отличается тем, что осуществляют очистку природного газа, многоступенчатое его охлаждение его до температуры от -30 до -50°С с добавлением охлажденного до температуры от -20 до -50°С конденсата в количестве 3-10 вес. %, охлаждение полученной углеводородной смеси до температуры от -40 до -50°С при давлении от 10 до 12 МПа до получения однофазного жидкого состояния.The claimed invention is characterized in that it purifies natural gas, its multi-stage cooling it to a temperature of from -30 to -50 ° C with the addition of condensate cooled to a temperature of from -20 to -50 ° C in an amount of 3-10 weight. %, cooling the resulting hydrocarbon mixture to a temperature of from -40 to -50 ° C at a pressure of 10 to 12 MPa to obtain a single-phase liquid state.
Техническим результатом является обеспечение возможности транспортирования смеси сжиженных углеводородных газов, состоящей из природного газа и газового конденсата, по магистральным трубопроводам при температуре от -40 до -50°С и давлении от 10 до 12 МПа.The technical result is the possibility of transporting a mixture of liquefied petroleum gases, consisting of natural gas and gas condensate, through pipelines at a temperature of from -40 to -50 ° C and a pressure of from 10 to 12 MPa.
Технический результат достигается тем, что с целью обеспечения транспортирования смеси в однофазном жидком состоянии по магистральным трубопроводам с газоконденсатных месторождений природный газ охлаждают до температуры от -0 до -50°С с добавлением охлажденного до температуры от -20 до -50°С конденсата в количестве от 3 до 10 вес. %, охлаждение полученной углеводородной смеси до температуры от -40 до -50°С при давлении от 10 до 12 МПа до получения однофазного жидкого состояния.The technical result is achieved in that in order to ensure the transportation of the mixture in a single-phase liquid state through main pipelines from gas condensate fields, natural gas is cooled to a temperature of from -0 to -50 ° C with the addition of condensate cooled to a temperature of from -20 to -50 ° C in an amount from 3 to 10 weight. %, cooling the resulting hydrocarbon mixture to a temperature of from -40 to -50 ° C at a pressure of 10 to 12 MPa to obtain a single-phase liquid state.
Способ поясняется следующими фигурами: Фиг. 1 - схема технологии получения смеси сжиженных углеводородов; Фиг. 2 - Р-Т-диаграмма (давление - температура) различных индивидуальных веществ и смесей (в массовых процентах):The method is illustrated by the following figures: FIG. 1 is a diagram of a technology for producing a mixture of liquefied hydrocarbons; FIG. 2 - Р-Т-diagram (pressure - temperature) of various individual substances and mixtures (in mass percent):
1 - метан Ткр=-82,4°С, Ркр=4,6 МПа,1 - methane Tkr = -82.4 ° C, Pkr = 4.6 MPa,
2 - типичный природный газ Ткр=-73°С, Ркр=5,4 МПа,2 - typical natural gas Tkr = -73 ° C, Pkr = 5.4 MPa,
3 - пластовый газ Ткр=-50,8°С, Ркр=8,7 МПа,3 - reservoir gas Tkr = -50.8 ° C, Pkr = 8.7 MPa,
4 - смесь газа и газового конденсата в соотношении 97:3 Ткр=-39,6°С, Ркр=10,03 МПа,4 - a mixture of gas and gas condensate in a ratio of 97: 3 Tkr = -39.6 ° C, Pkr = 10.03 MPa,
5 - смесь газа и газового конденсата в соотношении 95:5 Ткр=-37,1°С, Ркр=10,45 МПа,5 - a mixture of gas and gas condensate in a ratio of 95: 5 Tkr = -37.1 ° C, Pkr = 10.45 MPa,
6 - смесь газа и газового конденсата в соотношении 93:7 Ткр=-34,96°С, Ркр=10,81 МПа,6 - a mixture of gas and gas condensate in a ratio of 93: 7 Tkr = -34.96 ° C, Pkr = 10.81 MPa,
7 - смесь газа и газового конденсата в соотношении 90:10 Ткр=-28,9°С, Ркр=11,72 МПа;7 - a mixture of gas and gas condensate in a ratio of 90:10 Tkr = -28.9 ° C, Pkr = 11.72 MPa;
Фиг. 3 - компонентный состав пластового газа Южно-Тамбейского газоконденсатного месторождения (% объемные) и типичного природного газа (% массовые);FIG. 3 - component composition of formation gas of the South Tambey gas condensate field (% by volume) and typical natural gas (% by mass);
Фиг. 4 - принципиальная схема трубопроводного транспорта сжиженных углеводородных газов:FIG. 4 is a schematic diagram of a pipeline transport of liquefied petroleum gases:
1 - установка комплексной подготовки газа,1 - installation of integrated gas treatment,
2 - установка получения углеводородной смеси,2 - installation for producing a hydrocarbon mixture,
3 - трубопровод,3 - pipeline
4 - головная насосная станция,4 - head pumping station,
5 - промежуточные станции охлаждения,5 - intermediate cooling stations,
6 - промежуточные насосные станции,6 - intermediate pumping stations,
7 - низкотемпературное хранилище,7 - low temperature storage,
8 - установка регазификации,8 - installation regasification,
9 - подача газа потребителям.9 - gas supply to consumers.
Способ осуществляется следующим образом. Природный газ непосредственно с газоконденсатного месторождения поступает в блок осушки, где из него извлекаются частицы воды, проходит через фильтр (очистка от кислых компонентов, тонкая очистка от ртути и удаление азота) (фиг. 1). После этого газ проходит многоступенчатый этап охлаждения и повышения давления с добавлением на каждой ступени газового конденсата и высокомолекулярных соединений. Полученная смесь сжиженных углеводородов при температуре от -40 до -50°С и давлении не более 12 МПа приводится в жидкое состояние. После сжижения она поступает непосредственно в трубопровод.The method is as follows. Natural gas directly from the gas condensate field enters the drying unit, where water particles are extracted from it, passes through a filter (purification from acidic components, fine purification from mercury and nitrogen removal) (Fig. 1). After that, the gas goes through a multistage stage of cooling and pressure increase with the addition of gas condensate and high molecular weight compounds at each stage. The resulting mixture of liquefied hydrocarbons at a temperature of from -40 to -50 ° C and a pressure of not more than 12 MPa is brought into a liquid state. After liquefaction, it enters directly into the pipeline.
С учетом необходимого запаса по давлению и температуре для предотвращения газообразования при обосновании и разработке технологии предварительно приняты начальная температура минус 40 - минус 50°С и давление 10-12 МПа. Более высокое давление и низкая температура смеси приведет к удорожанию строительства из-за необходимости использовать дорогие никелевые стали и увеличения толщины стенки трубы. Существующие сорта сталей марки Х70 и Х80 работоспособны при вышеуказанных давлениях и температурах.Taking into account the necessary margin of pressure and temperature to prevent gas formation during the justification and development of the technology, an initial temperature of minus 40 - minus 50 ° C and a pressure of 10-12 MPa are preliminarily taken. Higher pressure and lower temperature of the mixture will lead to higher construction costs due to the need to use expensive nickel steels and increase the thickness of the pipe wall. Existing grades of steel grade X70 and X80 are operational at the above pressures and temperatures.
Особенности получения смеси сжиженного метана и газового конденсата обусловлены необходимостью получения сравнительно высокой температуры сжижения при сравнительно низком давлении. Поэтому стандартная схема производства сжиженного природного газа (СПГ) может быть существенно удешевлена за счет использования только первой части схемы производства СПГ (отказа от блока получения температуры -160°С).The features of obtaining a mixture of liquefied methane and gas condensate are due to the need to obtain a relatively high liquefaction temperature at a relatively low pressure. Therefore, the standard scheme for the production of liquefied natural gas (LNG) can be significantly reduced by using only the first part of the scheme for the production of LNG (refusal from the unit to obtain a temperature of -160 ° C).
Благоприятным фактором для получения смеси природного газа, конденсата и нефти в однофазном состоянии является то, что большинство месторождений п. о. Ямал являются газоконденсатными. Массовое содержание нефти и газового конденсата достигает от 3 до 10%. Исследования проводились на примере Южно-Тамбейского газоконденсатного месторождения. Суммарные запасы углеводородов Южно-Тамбейского ГКМ по данным Государственного баланса от 01.01.2008 г. составляют: газа по категории С1 - 1003,92 млрд м3; С2 - 252,186 млрд м3; конденсата по категории С1 - 47,48 млн т; С2 - 18,78 млн т. Суммарные запасы газа (С1+С2) составляют 1256,1 млрд м. Суммарные запасы конденсата (С1+С2) составляют 66,26 млн т.A favorable factor for obtaining a mixture of natural gas, condensate and oil in a single-phase state is that most of the fields Yamal are gas condensate. The mass content of oil and gas condensate reaches from 3 to 10%. Research was conducted on the example of the South Tambey gas condensate field. The total hydrocarbon reserves of the South Tambeyskoye gas condensate field according to the State Balance of 01.01.2008 are: gas of category C1 - 1,003.92 billion m 3 ; C2 - 252.186 billion m 3 ; condensate in category C1 - 47.48 million tons; C2 - 18.78 million tons. The total gas reserves (C1 + C2) are 1256.1 billion m. The total reserves of condensate (C1 + C2) are 66.26 million tons.
На фиг. 2 представлена фазовая диаграмма Р-Т (давление - температура) смеси природного газа и газового конденсата. Она показывает, что добавление 3% газового конденсата по массе к добываемому природному газу приводит к тому, что критическая температура смеси повышается с минус 73°С для типичного природного газа и с минус 50,8°С для пластового газа Южно-Тамбейского месторождения до минус 39,6°С (критическое давление составляет 10,03 МПа). Состав типичного природного газа и пластового газа Южно-Тамбейского месторождения представлен на фиг. 3. При добавлении 5% критическая температура смещается до минус 37,1°С при критическом давлении 10,45 МПа. При содержании газового конденсата 7 и 10% критическая температура составляет минус 34,96 и минус 28,9°С, а критическое давление 10,81 и 11,72 МПа соответственно. Фазовые диаграммы Р-Т (давление - температура) и критические параметры смеси при различном содержании газового конденсата представлены на фиг. 2.In FIG. 2 shows a phase diagram of a PT (pressure-temperature) mixture of natural gas and gas condensate. It shows that adding 3% by weight gas condensate to the produced natural gas leads to a critical mixture temperature increase from minus 73 ° С for typical natural gas and from minus 50.8 ° С for reservoir gas of the South Tambeyskoye field to minus 39.6 ° C (critical pressure is 10.03 MPa). The composition of a typical natural gas and formation gas of the South Tambeyskoye field is shown in FIG. 3. With the addition of 5%, the critical temperature shifts to minus 37.1 ° C at a critical pressure of 10.45 MPa. With a gas condensate content of 7 and 10%, the critical temperature is minus 34.96 and minus 28.9 ° C, and the critical pressure is 10.81 and 11.72 MPa, respectively. The phase diagrams PT (pressure-temperature) and critical parameters of the mixture at different gas condensate contents are shown in FIG. 2.
Таким образом, добавление в природный газ газового конденсата позволит транспортировать эту смесь в жидком однофазном состоянии при температуре минус 40 - минус 50°С и давлении 10-12 МПа (с учетом необходимого запаса по давлению). Так как состав газового конденсата, добываемого из различных скважин газоконденсатного месторождения, различен, управление температурой и давлением сжижения планируется добавлением небольшого количества специальных добавок высокомолекулярных соединений, получаемых на разрабатываемом месторождении.Thus, the addition of gas condensate to natural gas will allow transporting this mixture in a liquid single-phase state at a temperature of minus 40 - minus 50 ° C and a pressure of 10-12 MPa (taking into account the required pressure margin). Since the composition of the gas condensate produced from different wells of the gas condensate field is different, it is planned to control the temperature and pressure of the liquefaction by adding a small amount of special additives of high molecular weight compounds obtained in the developed field.
На фиг. 4 изображена принципиальная схема трубопроводного транспорта смеси сжиженных углеводородов.In FIG. 4 is a schematic diagram of pipeline transport of a mixture of liquefied hydrocarbons.
Природный газ с газоконденсатного месторождения Севера поступает на установку комплексной подготовки газа (УКПГ) 1, где производится его очистка, осушка и отделение от примесей.Natural gas from the gas condensate field of the North goes to the complex gas treatment unit (UKPG) 1, where it is purified, dried and separated from impurities.
Затем очищенный и охлажденный природный газ и охлажденный газовый конденсат подается на установку получения углеводородной смеси (УПУС) 2, где происходят следующие процессы: повышение давления одновременно с охлаждением газа и впрыскиванием газового конденсата под высоким давлением в нижнюю часть установкичерез специальную форсунку до достижения необходимых параметров смеси сжиженных углеводородов (давление не более 12 МПа и температура от -40 до -50°С). Часть газа, которая не успевает перейти в сжиженное состояние, поступает обратно в нижнюю часть установки смешивания. Процесс подготовки смеси повторяется до тех пор, пока вся смесь не перейдет в однофазное жидкое состояние при вышеуказанных температуре и давлении. Полученная смесь под давлением подается в предварительно охлажденный трубопровод 3.Then, purified and cooled natural gas and cooled gas condensate are fed to the hydrocarbon mixture production unit (UPUS) 2, where the following processes occur: pressure increase simultaneously with gas cooling and high-pressure gas condensate injection into the lower part of the unit through a special nozzle until the necessary mixture parameters are reached liquefied hydrocarbons (pressure not more than 12 MPa and temperature from -40 to -50 ° C). Part of the gas, which does not have time to go into a liquefied state, flows back to the lower part of the mixing plant. The process of preparing the mixture is repeated until the entire mixture passes into a single-phase liquid state at the above temperature and pressure. The resulting mixture under pressure is fed into a
Принципиальным отличием установки комплексной подготовки сжиженных углеводородов от установки подготовки СПГ является то, что мы отказываемся от цикла сжижения смеси углеводородов от -50°С до -160°С, что значительно снижает затраты.The fundamental difference between the complex liquefied hydrocarbon preparation unit and the LNG preparation unit is that we refuse the cycle of liquefying a hydrocarbon mixture from -50 ° C to -160 ° C, which significantly reduces costs.
Дальше полученная смесь поступает на головную насосную станцию (ГНС) 4, на которой поддерживаются необходимые условия перекачки. В состав ГНС входят: приемные емкости, подпорная и основная насосные и узел учета. Они служат для приема сжиженных углеводородных газов и для хранения некоторого его запаса с целью обеспечения бесперебойности работы трубопровода.Further, the resulting mixture enters the head pumping station (HPS) 4, which supports the necessary pumping conditions. The composition of the STS includes: receiving tanks, retaining and main pumping and metering unit. They serve to receive liquefied hydrocarbon gases and to store some of its reserves in order to ensure uninterrupted operation of the pipeline.
Чтобы предотвратить нагрев газа за счет теплопритока от окружающей среды, трубопроводы покрывают тепловой изоляцией (например, из пенополиуретана толщиной 50-70 мм), а вдоль трассы размещают промежуточные станции охлаждения (ПСО) 5.To prevent gas heating due to heat influx from the environment, pipelines are covered with thermal insulation (for example, from polyurethane foam with a thickness of 50-70 mm), and intermediate cooling stations (PSO) 5 are placed along the route.
Промежуточные насосные станции (ПНС) 6 располагаются на расстояниях, определяемых на основании гидравлического и теплового расчета. По расчетам, перекачивающие и охлаждающие станции нужно устанавливать на расстоянии около 100 км.Intermediate pumping stations (PNS) 6 are located at distances determined on the basis of hydraulic and thermal calculations. According to calculations, pumping and cooling stations should be installed at a distance of about 100 km.
В конце трубопровода размещаются низкотемпературное хранилище (НХ) 7 и установка регазификации (УР) 8 сжиженной углеводородной смеси. На установке регазификации смесь разделяется на составляющие: газ, газовый конденсат, высокомолекулярные соединения. Газ подается в магистральный газопровод, а газовый конденсат транспортируется по трубопроводам или железнодорожным или автомобильным транспортом.At the end of the pipeline, a low-temperature storage (HX) 7 and a regasification unit (UR) 8 of the liquefied hydrocarbon mixture are placed. At the regasification unit, the mixture is divided into components: gas, gas condensate, high molecular weight compounds. Gas is supplied to the main gas pipeline, and gas condensate is transported through pipelines or by rail or road.
Предлагаемый способ подготовки позволяет осуществить перекачку смеси природного газа и нестабильного газового конденсата по магистральным трубопроводам с газоконденсатных месторождений Севера. Из проведенного исследования следует, что предложенный способ комбинированной транспортировки СПГ по Северному морскому пути и смеси сжиженных углеводородов по подземным магистральным трубопроводам позволит существенно сократить затраты на транспорт газа и газового конденсата, сократить количество ледоколов и танкеров.The proposed preparation method allows pumping a mixture of natural gas and unstable gas condensate through pipelines from gas condensate fields of the North. It follows from the study that the proposed method for the combined transportation of LNG along the Northern Sea Route and a mixture of liquefied hydrocarbons through underground pipelines will significantly reduce the cost of transporting gas and gas condensate, and reduce the number of icebreakers and tankers.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2014116532/02A RU2584628C2 (en) | 2014-04-23 | 2014-04-23 | Method of preparation for transportation of liquefied hydrocarbon mixture via main pipelines under cool conditions |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2014116532/02A RU2584628C2 (en) | 2014-04-23 | 2014-04-23 | Method of preparation for transportation of liquefied hydrocarbon mixture via main pipelines under cool conditions |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2014116532A RU2014116532A (en) | 2015-10-27 |
RU2584628C2 true RU2584628C2 (en) | 2016-05-20 |
Family
ID=54362696
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2014116532/02A RU2584628C2 (en) | 2014-04-23 | 2014-04-23 | Method of preparation for transportation of liquefied hydrocarbon mixture via main pipelines under cool conditions |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2584628C2 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2639441C1 (en) * | 2017-05-10 | 2017-12-21 | Владимир Иванович Савичев | Method for transporting hydrocarbon gas in supercritical state |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2205337C2 (en) * | 1997-06-20 | 2003-05-27 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Updated method of liquefaction of natural gas |
RU2224192C2 (en) * | 1999-01-15 | 2004-02-20 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Method of production of methane-rich liquid |
EA200801445A1 (en) * | 2005-12-06 | 2008-12-30 | Бп Эксплорейшн Оперейтинг Компани Лимитед | METHOD FOR REGASIFICATION OF SUSPENSION OF GAS HYDRATE |
US8257475B2 (en) * | 2005-07-08 | 2012-09-04 | Seaone Maritime Corp. | Method of bulk transport and storage of gas in a liquid medium |
RU2476789C1 (en) * | 2011-08-24 | 2013-02-27 | Открытое акционерное общество "ВНИПИгаздобыча" | Method for low-temperature preparation of natural gas and extraction of unstable hydrocarbon condensate from native gas (versions) and plant for its realisation |
-
2014
- 2014-04-23 RU RU2014116532/02A patent/RU2584628C2/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2205337C2 (en) * | 1997-06-20 | 2003-05-27 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Updated method of liquefaction of natural gas |
RU2224192C2 (en) * | 1999-01-15 | 2004-02-20 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Method of production of methane-rich liquid |
US8257475B2 (en) * | 2005-07-08 | 2012-09-04 | Seaone Maritime Corp. | Method of bulk transport and storage of gas in a liquid medium |
EA200801445A1 (en) * | 2005-12-06 | 2008-12-30 | Бп Эксплорейшн Оперейтинг Компани Лимитед | METHOD FOR REGASIFICATION OF SUSPENSION OF GAS HYDRATE |
RU2476789C1 (en) * | 2011-08-24 | 2013-02-27 | Открытое акционерное общество "ВНИПИгаздобыча" | Method for low-temperature preparation of natural gas and extraction of unstable hydrocarbon condensate from native gas (versions) and plant for its realisation |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2639441C1 (en) * | 2017-05-10 | 2017-12-21 | Владимир Иванович Савичев | Method for transporting hydrocarbon gas in supercritical state |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2014116532A (en) | 2015-10-27 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
KR102137940B1 (en) | Method and system for separating nitrogen from liquefied natural gas using liquid nitrogen | |
KR100338879B1 (en) | Improved process for liquefaction of natural gas | |
US7322387B2 (en) | Reception, processing, handling and distribution of hydrocarbons and other fluids | |
CN102272544B (en) | Method for nitrogen rejection and or helium recovery in an liquefaction plant | |
US20200056111A1 (en) | Hydrocarbon processing | |
KR20030074756A (en) | Process of manufacturing pressurized liquid natural gas containing heavy hydrocarbons | |
AU2015231891B2 (en) | Liquefied natural gas facility employing an optimized mixed refrigerant system | |
AU2013370173A1 (en) | Integrated process for NGL (natural gas liquids recovery) and LNG (liquefaction of natural gas) | |
PL189284B1 (en) | Improved method of liquefying earth gas using a refrigerative cascade | |
WO2011150486A1 (en) | Methods of fracturing with and processing lpg based treatment fluids | |
AU2013332024A1 (en) | Method for separating heavy hydrocarbons from a hydrocarbon-rich fraction | |
RU2629047C1 (en) | Complex for liquefaction, storage and offloading of natural gas | |
CN101652618A (en) | Reduce the method and apparatus of heating value of liquefied natural gas | |
EA018269B1 (en) | Liquefied natural gas production | |
RU2731351C2 (en) | Method and system for production of lean methane-containing gas flow | |
CN102803651A (en) | Method of producing a combined gaseous hydrocarbon component stream and liquid hydrocarbon component streams, and an apparatus therefor | |
US9612050B2 (en) | Simplified LNG process | |
Dawe | Hydrate technology for transporting natural gas | |
RU2584628C2 (en) | Method of preparation for transportation of liquefied hydrocarbon mixture via main pipelines under cool conditions | |
RU2647301C9 (en) | Gas-chemical cluster | |
CN102620522B (en) | Process and device for producing liquefied natural gas (LNG) and removing hydrogen and nitrogen through throttling flash evaporation | |
RU2423653C2 (en) | Method to liquefy flow of hydrocarbons and plant for its realisation | |
CA2764162C (en) | Simplified lng process | |
KR20100068089A (en) | Process for co2 storage in marine geological structure | |
US10577552B2 (en) | In-line L-grade recovery systems and methods |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
FA92 | Acknowledgement of application withdrawn (lack of supplementary materials submitted) |
Effective date: 20151020 |
|
FZ9A | Application not withdrawn (correction of the notice of withdrawal) |
Effective date: 20160128 |
|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20190424 |