RU2629845C2 - Способ подготовки углеводородного газа к транспорту - Google Patents
Способ подготовки углеводородного газа к транспорту Download PDFInfo
- Publication number
- RU2629845C2 RU2629845C2 RU2012131694A RU2012131694A RU2629845C2 RU 2629845 C2 RU2629845 C2 RU 2629845C2 RU 2012131694 A RU2012131694 A RU 2012131694A RU 2012131694 A RU2012131694 A RU 2012131694A RU 2629845 C2 RU2629845 C2 RU 2629845C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- hydrocarbon
- water
- gas stream
- separation
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
Landscapes
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Gas Separation By Absorption (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающему сектору производства для использования при промысловой подготовке углеводородного газа, включая сопутствующий нефтяной и природный газ, к транспорту. Сущность изобретения заключается в предупреждении гидратообразования на молекулярном уровне при транспортировании по трубопроводу (шлейфам) и снижении фактической концентрации влаги в потоке углеводородного газа. Подготовка (переработка) исходного углеводородного газа включает прямое воздействие на присутствующие в нем водосодержащие молекулы введением в поток газа предлагаемого углеводородного фракционного состава (УФС), выкипающего в интервале 25-360°С, с потенциалом водонерастворимого ингибитора гидратообразования, в пределах 2-90/98-10 по массе к присутствующим водосодержащим молекулам в потоке углеводородного газа и выведение из него жидкости для разделения на углеводородную и водную фазы, с направлением последней в промстоки, а углеводородной фазы на вторичное использование. Изобретение позволяет снизить расход используемого водорастворимого летучего органического ингибитора гидратообразования. 2 з.п. ф-лы, 1 ил., 1 табл.
Description
Изобретение относится к процессам подготовки углеводородного газа к транспорту, включая попутный нефтяной и природный газ, и может найти применение в нефтегазовом секторе производства.
Область изобретения
Данное изобретение связано со способом ингибирования гидратообразований в газовом потоке. Более конкретно, данное изобретение относится к способу ингибирования образования гидратов газа и его составляющих в газовом потоке при подготовке его к транспорту, включая процесс сбора газа из скважин по шлейфам и коллектору на сепарацию.
Основание изобретения
В углеводородном газе присутствуют двуокись углерода, сероводород и разнообразные углеводороды, такие как метан, этан, пропан, нормальный бутан и изобутан. Кроме того, с такими углеводородами водосодержащие молекулы обычно образуют смеси разнообразных составов. В условиях повышенного давления и/или пониженной температуры, в смеси таких составов могут образовываться клатрат-гидраты или другие гидраты, которые представляют собой водные кристаллы, образующие клетеобразную структуру вокруг способных ее образовать молекул, таких как гидратообразующие углеводороды или газы. Примеры некоторых гидратообразующих углеводородов включают, не в порядке ограничения метан, этан, пропан, изобутан, бутан, неопентан, этилен, пропилен, изобутилен, циклопропан, циклобутан, циклопентан, циклогексан и бензол. Примеры некоторых гидратообразующих газов включают, не ограничиваясь ими, кислород, азот, сероводород, двуокись углерода и хлор, например, известен способ ингибирования гидратообразования в газовом потоке содержащем водорастворимый ингибитор (метанол) (см. патент RU №2175882 кл. C2F 17, D 1/05 от 20.11.2001).
Кристаллы гидратов газов или гидраты газа составляют класс клатрат-гидратов, представляющих особый интерес для нефтегазодобывающей промышленности вследствие вызываемого ими закупоривания трубопровода при транспортировании углеводородного газа и других жидких углеводородов с газовой фазой. Например, при давлении около 1 МПа этан образует гидраты газа при температуре ниже 4°С, а при давлении 3 МПа этан образует гидраты газа при температуре ниже 14°С. Такие температуры и давления являются обычными условиями эксплуатации, используемыми при транспортировании углеводородного газа, включая попутный нефтяной и природный газ.
В виде агломератов гидратов газа они могут образовывать гидратные пробки в трубопроводе, используемом для получения и/или транспортирования углеводородного газа. Образование таких гидратных пробок может привести к остановке производства и значительным финансовым потерям. Кроме того, повторный запуск закупоренного оборудования, в частности, оборудования для отвода и транспортирования продукции, может быть трудным по причине значительных временных, энергетических и материальных затрат, а также разнообразные технические регулировки часто требуют надежного удаления гидратной пробки.
Известен способ подготовки углеводородного газа к транспорту методом низкотемпературной сепарации (НТС) газа (см. Балыбердина И.Т. Физические методы переработки и использования газа. – М.: Недра, 1988, с. 153-154). Этот способ осуществляется путем охлаждения газа в теплообменниках и редуцирующих устройствах (дросселях, детандерах и/или эжекторах) с последующим отделением конденсирующихся фаз в сепараторах. При температуре в концевом низкотемпературном сепараторе ниже минус 25°С обеспечивается высокая степень извлечения жидких углеводородов (С5 Н12+высшие) из природного газа газоконденсатных месторождений (выше 95%). Для предупреждения гидратообразования в поток газа перед теплообменниками и расширительными устройствами подается водорастворимый летучий ингибитор гидратообразования. Отработанный ингибитор (насыщенный раствор) регенерируется методом ректификации на отдельной установке регенерации. Для предупреждения гидратообразования в газовый поток подается ингибитор (обычно метанол).
Недостатком указанного способа является повышенный расход вводимого в газовый поток водорастворимого летучего ингибитора гидратообразования - метанола и энергетические затраты на его регенерацию из водометанольной фазы (насыщенного раствора). Регенерация метанола методом ректификации неэффективна при низких его концентрациях в насыщенном растворе (ниже 10-15 мас. %). В связи с этим жидкий метанольный состав низких концентраций утилизируют методом сжигания и закачкой через специальные скважины в пласт (горизонт) с помощью дожимной компрессорной станции (ДКС). Поскольку метанол является токсичным веществом с предельной допустимой концентрацией (ПДК), это отрицательно сказывается на экологии окружающей среды (воздушного бассейна и экологической среды).
Наиболее близким аналогом по сути к предлагаемому техническому решению является способ подготовки природного газа (см. патент RU №2124930, кл. B01D 53/00, 53/26, от 23.06.1998), включающий подачу газа из скважин на сепарацию, введение в поток газа водорастворимого летучего ингибитора гидратообразования - метанола, ступенчатую сепарацию с охлаждением газового потока между ступенями сепарации, выведение из сепараторов жидкости, разделение ее на углеводородную и водометанольную фазы, подачу жидких углеводородов с первой ступени сепарации на противоточное контактирование с отсепарированным газом на последнюю ступень сепарации, объединение жидких фаз с последней и промежуточных ступеней сепарации, выведение из полученной смеси водометанольной фазы и подачу ее на контактирование с газом на первую ступень сепарации, выведение с этой ступени водометанольной фазы на установку регенерации метанола, направляют в виде бокового погона оставшуюся после стадии контактирования с продувочным газом с концентрацией метанола не менее 10 мас. %.
При обработке углеводородного газа (исходный пластовый газ состава, мол. % N2 0,51, СН4 89,98, CO2 0,21, С2Н6 4,44, С3Н8 1,91, С4Н10 1,01, С5Н12 +высш. 1,94 в количестве 400 тыс. нм3/ч поступает на установку НТС) устанавливают следующие параметры: в сепараторах первой ступени 1, 2 давление 10 МПа и температура 25°С, в сепараторе 7 давление 9,8 МПа и температура минус 13°С, на входе в сепаратор-абсорбер 12 давление 5,5 МПа и температура минус 30°С. В разделительной емкости 6 давление 5,7 МПа и температура 20°С, в разделительной емкости 12 давление 3 МПа и температура минус 4°С.
Указанный способ подготовки углеводородного газа показал работоспособность и эффективность в начальный период эксплуатации газоконденсатных месторождений, когда газосборные сети (система внутрипромысловых газопроводов, связывающих кусты газоконденсатных скважин с установкой комплексной подготовки газа) функционировали практически в “безгидратном” режиме. Рассматриваемый способ и ему подобные с использованием водорастворимого летучего ингибитора гидратообразования метанола в сжатом природном газе имеет место реализация на установках комплексной подготовки газа (УКПГ) в Западной Сибири РФ. Однако, в процессе падения пластового давления и снижения дебита скважин, определенного технологическим регламентом, изменяется термодинамический режим газового потока в закрытой системе, включая внутрипромысловые трубопроводы (шлейфы и коллектор, соединяющие скважины с установкой НТС на УКПГ). При этом снижается температура на устьях скважин, поэтому промысловая трубопроводная система все в большей степени начинает работать в гидратном режиме.
К основным недостаткам способа относится необходимость насыщения поступающего на обработку углеводородного газа водорастворимым ингибитором гидратообразования - метанолом, несмотря на наличие у первой ступени сепарации отдувки, который начинают подавать на кусты скважин с целью ингибирования образования гидратов газа в газовом потоке при его транспортировании по шлейфам и низкотемпературной сепарации первой ступени перед отдувкой. Это приводит к тому, что в жидкой водометанольной фазе, отделяемой в сепараторе первой ступени установки НТС, концентрация отработанного метанола достигает 20% и более, а наличие метанола в утилизируемой водной фазе увеличивает прессинг на окружающую среду. Тем самым снижается эффективность процесса подготовки углеводородного газа к транспорту, происходит ухудшение условий для испарения на первой ступени сепарации подаваемого с предыдущей ступени сепарации отработанного метанола (из-за понижения температуры и присутствия паров метанола в газе, поступающем на первую ступень сепарации). Кроме того, отделяемая в сепараторе водометанольная фаза с относительно низкой концентрацией метанола не подлежит регенерации и утилизируется, что дополнительно увеличивает его расход и ухудшает экологические показатели установки НТС.
Следовательно существует необходимость в более эффективных ингибиторах гидратообразования в газовом потоке или смесях на их основе, которые было бы удобно примешивать в низких концентрациях к углеводородному газу перед его транспортировкой. Такой ингибитор должен понижать скорость образования зародышей, роста и/или агломерации кристаллов гидратов газа в углеводородном газе и таким образом предупреждать гидратные образования в потоке углеводородного газа и/или углеводородного сырья с газовой фазой при подготовке его к транспорту. Цель предлагаемого изобретения - повышение эффективности за счет снижения расхода водорастворимого летучего ингибитора гидратообразования - метанола и прессинга на окружающую среду.
Заявителю не известно из существующего уровня техники способа подготовки углеводородного газа к транспорту, в котором снижение расхода водорастворимого летучего ингибитора гидратообразования - метанола и прессинга на окружающую среду достигалось бы подобным образом.
Данное техническое решение иллюстрируется чертежом, на котором представлена технологическая схема подготовки углеводородного газа к транспорту по предлагаемому изобретению.
Способ осуществляется следующим образом.
В поток углеводородного газа транспортируемый по шлейфу из скважины на сепарацию при подаче на предварительную сепарацию в сепараторе первой ступени 1 вводят предлагаемый углеводородный фракционный состав (УФС), а из газового потока выделяют жидкость для последующего разделения на углеводородную и водосодержащую фазы. Отсепарированный газ проходит очистку в нижней зоне второго сепаратора первой ступени и поступает в верхнюю зону сепаратора 2 на стадию очередного контактирования с вводимым в него предлагаемым УФС. Оставшуюся после стадии контактирования жидкость выводят из сепаратора 2. Выделенные при сепарации на первой ступени в сепараторах 1 и 2 жидкости объединяют и направляют в емкость 6. В емкости 6 поступающую смесь разделяют на водную фазу, жидкие углеводороды и газ. Водную фазу направляют в промстоки, а газовую - в куб сепаратора-абсорбера 10. Углеводородную жидкость из емкости 6 охлаждают в рекуперативном теплообменнике 11 и подают на противоточное контактирование с газом в сепаратор-абсорбер 10. В поток газа из сепаратора 2 дополнительно закачивают предлагаемый УФС, после чего газ охлаждают в воздушном холодильнике 3, рекуперативном теплообменнике 4 и направляют в сепаратор 7. В сепараторе 7 газ отделяют от сконденсировавшейся жидкости и через эжектор 8, и расширительное устройство 9 подают в сепаратор 10 на противоточное контактирование с углеводородной жидкостью из емкости 6. Обработанный в сепараторе-абсорбере 10 газ нагревают в теплообменнике 4 и направляют потребителям, а выделенную жидкость объединяют с жидкостью из сепаратора 7. Образовавшуюся смесь нагревают в рекуперативном теплообменнике 11 и подают в емкость 12 для разделения на газовую, водную и жидкую углеводородную фазы. Жидкие углеводороды из емкости 12 направляют на вторичное использование, а газы дегазации через эжектор 8 - в абсорбер-сепаратор 10. Водную фазу, с наличием остаточных следов предлагаемого УФС, подают на стадию контактирования с газом в сепаратор первой ступени 2.
По сравнению с аналогом расход водорастворимого летучего ингибитора метанола, используемого в процессе подготовки углеводородного газа к транспорту, уменьшается на 2930 г/ 1000 м3 газа, в том числе при утилизации водометанольной жидкости на 380 г/1000 м3.
Данные по примеру осуществления предлагаемого способа приведены в таблице 1.
Краткое описание изобретения
Согласно изобретению процесс подготовки углеводородного газа к транспорту предлагается осуществлять по представленному способу, который включает подачу газа из скважин на сепарацию, ступенчатую сепарацию с охлаждением газового потока между ступенями сепарации, с целью повышения эффективности за счет снижения расхода водорастворимого летучего ингибитора гидратообразования в поток углеводородного газа, транспортируемого по шлейфу из скважин на сепарацию, и десорбера-сепаратора, до подачи на отдувку первой ступени сепарации, вводят углеводородный фракционный состав (УФС), выкипающий в интервале 25-360°С, в пределах 2-90/98-10 по массе к присутствующим водосодержащим молекулам в газовом потоке.
Воплощение изобретения предусматривает варианты повышения качества УФС за счет использования свойств дополнительных ингредиентов в его составе, углеводородной фракции, выкипающей в интервале 25-210°С, в пределах 0,1-99,55 мас. % и/или метил-трет-бутилового эфира в пределах 0,1-55,1 мас. %.
Представленный способ не требует применения новых дорогостоящих реагентов, снижает расход обычно используемого ингибитора гидратообразования - метанола в процессе переработки исходного газа и традиционной его регенерации из водометанольной фазы с низкой концентрацией, что позволяет исключить из технологического процесса энергоемкую установку по регенерации (восстановлению) отработанного метанола методом ректификации (см. установка регенерации патент №1350447, кл. F17D 1/05, 1987).
Подробное описание изобретения
Изобретение основано на ингибировании газового потока, содержащего гидратообразующие составляющие, прямым воздействием на присутствующие водосодержащие молекулы, что обеспечивает влияние на термодинамическое равновесие между водосодержащими молекулами и молекулами газа, изменяя сложившиеся условия гидратообразования в газовом потоке за счет использования имеющихся свойств у предлагаемого углеводородного фракционного состава (УФС), которые влияют на понижение скорости гидратообразования в углеводородном газе.
Изобретение направлено на предупреждение гидратообразования в газовом потоке. Формирование гидратообразования подразумевает образование зародышей, рост и агломерацию клатрат-гидратов. Такие клатрат-гидраты могут образовываться либо в текучем, либо практически в неподвижном потоке углеводородного газа, но часто наиболее проблематично их образование в текучем потоке, транспортируемом по трубопроводу. Например, могут возникать ограничения потока в результате частичного или полного задерживания (загидрачивания) газового потока по мере того, как клатрат-гидраты прилипают или скапливаются на внутренних стенках трубопровода, используемого для транспортирования углеводородного газа. Тем не менее изобретение может быть применено для предупреждения гидратообразования в газовом потоке, ингибируя формирование гидратообразующих и их составляющих на молекулярном уровне.
Сущность изобретения состоит в том, что предлагаемый углеводородный фракционный состав (УФС) из углеводородных фракций, выкипающих в интервале 25-360°C, включая смесь на их основе, а их количество в составе обеспечивает его качество см. Приложение 1.1. (Фракционный состав УФС "газоконденсатной смеси"), которые индифферентны к углеводородным соединениям газа, при контактировании (смешении) с гидратообразующими в газовом потоке, в частности с водосодержащими молекулами, нейтрализует (изолирует) их на стадии конденсации, что предотвращает образование гидратов при снижении температуры в шлейфе и при последующем охлаждении газового потока на ступенях сепарации, которые затем выводят жидкостью для последующего разделения на углеводородную и водную фазы, с направлением последней в промышленные стоки, а углеводородной фазы на повторное использование в закрытой системе.
Химический потенциал присутствующих водосодержащих молекул в газовом потоке при этом понижается настолько, что они не могут вступать в соединение с молекулами газа и образовывать гидратообразования.
Физическая сущность изобретения заключается в создании системы внутри газового потока, состоящей из двух жидких фаз, которая влияет на снижение имеющихся условий гидратообразования в газовом потоке на протяжении всего процесса подготовки углеводородного газа к транспорту в технологической цепочке, включая важнейшие процессы по выделению жидкости из газового потока с последующим разделением на углеводородную и водную фазы.
Изобретение относится к нефтегазодобывающему сектору производства, в частности, к обработке углеводородного сырья с газовой фазой и может быть использовано в процессе подготовки углеводородного газа к транспорту.
В поток углеводородного газа, транспортируемого по шлейфу от скважин на сепарацию, ступенчатую сепарацию с охлаждением газового потока и десорбера-сепаратора, до подачи на отдувку первой ступени сепарации, вводят углеводородный фракционный состав, выкипающий в интервале 25-360°C, в пределах 2-90/98-10 мас. % к массе присутствующих водосодержащих молекул в газовом потоке.
При необходимости повышения качества у предлагаемого состава УФС имеются варианты, которые предлагают дополнительно вводить в УФС углеводородную фракцию, выкипающую в интервале 25-210°C, в пределах 0,1-99,55 мас. % и/или метил-трет-бутилового эфира в пределах 0,1-55 мас. %.
Предлагаемый углеводородный фракционный состав УФС не содержит молекулы воды и кислородные соединения, но имеет в своем составе углеводородные фракции, которые при введении в газовый поток изменяют термодинамическое равновесие между молекулами воды и газа.
Во взаимодействии между молекулами воды и газа проводится коррекция, что снижает условия возникновения гидратообразования в закрытой системе. Необходимо руководствоваться тем, что вводить состав УФС в газовый поток необходимо до начала гидратообразования, в начале каждого технологического процесса подготовки углеводородного газа к транспорту, в целях его подготовки к транспорту или профилактических мер.
В отличие от используемого растворимого летучего ингибитора гидратообразования - метанола, предлагаемый состав УФС имеет варианты и дополнительно вводимые в его состав ингредиенты (УФ и МТБЭ), которые менее токсичны и полностью выводятся из газового потока в процессе сепарации в составе выводимой жидкости на установке НТС (низкотемпературной сепарации).
Необходимо руководствоваться тем, что эффективность предлагаемого способа возрастает при использовании энергии потока в закрытой системе и резко снижается при повышении температуры, что может являться регулирующим фактором в технологическом процессе подготовки используемого при подготовке углеводородного газа к транспорту. Эффективность данного приема тем выше, чем в большей степени поступающий на обработку газ выполняет функцию продувочного газа, а количество нейтрализованных водосодержащих молекул, сконденсированных в выводимую жидкость из потока углеводородного газа, возрастает.
Например, могут возникать ограничения газового потока по мере того, как гидратообразования прилипают на внутренних стенках трубопровода, используемого при его транспортировке от скважин до установки НТС (низкотемпературной сепарации). Тем не менее, изобретение может быть применено в промышленности для недопущения загидрачивания в закрытой (трубопроводной) системе.
Предлагаемый способ имеет следующие преимущества:
- осуществлять подготовку углеводородного газа к транспорту за счет нейтрализации (изоляции) водосодержащих молекул, присутствующих в газовом потоке, без использования в процессах растворимого ингибитора - метанола, где его концентрация в отдельных процессах иногда может достигать 50 мас. % к массе присутствующих водосодержащих молекул в газовом потоке;
- расход летучего токсичного метанола ингибитора гидратообразования в газовом потоке уменьшается до 100%. По известному способу расход метанола составляет 346 кг/ч;
одновременно сокращаются потери метанола с промышленными стоками;
- снижаются энергозатраты по эксплуатации установки регенерации метанола;
- снижается прессинг на окружающую среду.
Согласно изобретению предлагается способ предупреждения гидратообразования в газовом потоке. Поскольку предлагаемый состав УФС, диспергируясь в газовом потоке, раскрывает свои свойства по нейтрализации (изоляции) присутствующих водосодержащих молекул, снижается вероятность ограничения газового потока.
Необходимая потребность в составе УФС, для ввода в поток углеводородного газа по отношению к присутствующим водосодержащим молекулам в газовом потоке определяется их наличием, которое характеризуется показателем равновесной влагоемкости газового потока и определяется по уравнению Букачека.
Чтобы обеспечить эффективную и квалифицированную нейтрализацию водосодержащих молекул в газовом потоке, следует учесть два момента:
- во-первых, предпочтительно, чтобы отсутствовала водная фаза в газовом потоке в соответствии с технологическим регламентом эксплуатации оборудования, так в системах природного газа, водная фаза не появляется до тех пор, пока газ не охладится в достаточной степени для конденсации водосодержащих молекул;
- во-вторых, поскольку состав УФС прежде всего служит для ингибирования гидратообразования, важно обработать водосодержащие молекулы еще в мелкодисперсном состоянии, до их образования в газовом потоке закрытой системы.
Согласно изобретению жидкость, полученную после стадии воздействия вводимого состава УФС на водосодержащие молекулы в газовом потоке на первой ступени сепарации, разделяют на углеводородную и водную фазы, с направлением последней в промышленные стоки, а углеводородной фазы на повторное использование. Это обеспечивает отсутствие в промышленных стоках содержания летучего метанола и отпадает надобность в его регенерации.
Для оценки эффективности предлагаемого способа, по сравнению с аналогом, где раскрывается потенциал ингибирующих свойств предлагаемого состава УФС из углеводородных фракций, которые характеризуют свои физические воздействия на присутствующие водосодержащие молекулы в газовом потоке, что может быть использовано в процессе подготовки углеводородного газа к транспорту с высокой степенью извлечения жидкой фазы из потока углеводородного газа.
Таким образом, для использования изобретения в промышленности, предлагаемый состав УФС обладает необходимыми свойствами по созданию условий для нейтрализации водосодержащих молекул в газовом потоке, снижению скорости кристаллизации и гидратообразования в газовом потоке с помощью известных технологических приемов, например, непрерывной подачей его в газовый поток с помощью насосов или иного введения в закрытую систему, особенно перед остановкой и запуском задействованного технологического оборудования.
Технический результат предлагаемого способа состоит в том, что сокращается расход используемого растворимого летучего ингибитора гидратообразования метанола на предупреждение образования гидратов при подготовке углеводородного газа к транспорту, снижаются энергозатраты, связанные с его регенерацией, содержание токсичного ингибитора в промышленных стоках и прессинг на окружающую среду.
Состав УФС вводят в поток углеводородного газа, используя такие механические приспособления, как химические топливные насосы, тройники для присоединения отводного трубопровода к главной магистрали, фитинги для впрыскивания и другие устройства, хорошо известные специалистам в соответствующей области.
В качестве основного отличия от аналога (патент RU №2124930) для промышленной применимости предлагаемый способ подготовки углеводородного газа к транспорту характеризуется доступностью необходимых технических средств достижения и упрощенностью всех методов, на основе использования имеющихся технологических процессов и задействованного оборудования в промышленности РФ, без существенных затрат на переоборудование, с использованием в составе УФС углеводородных фракций, выкипающих в интервале 25-360°C, включая смесь на их основе (см. Приложение 1.1.), которая является побочным продуктом производства и используется в производстве различного моторного топлива для двигателей внутреннего сгорания (ДВС) или его компонентов в виде отдельных углеводородных фракций.
Способ повысит эффективность производства на 15%.
Приложение 1.1.
Фракционный состав УФС (газоконденсатная смесь)
Claims (3)
1. Способ подготовки углеводородного газа к транспорту, включающий подачу газа из скважин на сепарацию, ступенчатую сепарацию с охлаждением газового потока между ступенями сепарации, введение в поток газа водорастворимого летучего органического ингибитора гидратообразования, выведение из сепараторов жидкой фазы, разделение ее на углеводородную и водометанольную фазы, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности за счет снижения расхода водорастворимого летучего ингибитора гидратообразования в поток углеводородного газа, транспортируемого по шлейфу из скважин на сепарацию, и десорбера-сепаратора, до подачи на отдувку первой ступени сепарации, вводят углеводородный фракционный состав, выкипающий в интервале 25-360°C, в пределах 2-90/98-10 по массе к присутствующим водосодержащим молекулам в газовом потоке.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что углеводородный фракционный состав дополнительно содержит углеводородную фракцию, выкипающую в интервале 25-210°C, в пределах 0,1-99,55 мас.%.
3. Способ по пп.1 и 2, отличающийся тем, что углеводородный фракционный состав дополнительно содержит метил-трет-бутиловый эфир в пределах 0,1-55,1 мас.%.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012131694A RU2629845C2 (ru) | 2012-07-25 | 2012-07-25 | Способ подготовки углеводородного газа к транспорту |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012131694A RU2629845C2 (ru) | 2012-07-25 | 2012-07-25 | Способ подготовки углеводородного газа к транспорту |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2012131694A RU2012131694A (ru) | 2014-01-27 |
| RU2629845C2 true RU2629845C2 (ru) | 2017-09-04 |
Family
ID=49957037
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2012131694A RU2629845C2 (ru) | 2012-07-25 | 2012-07-25 | Способ подготовки углеводородного газа к транспорту |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2629845C2 (ru) |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1162467A1 (ru) * | 1984-02-06 | 1985-06-23 | Центральная Научно-Исследовательская Лаборатория Всесоюзного Производственного Объединения "Союзузбекгазпром" | Состав дл предотвращени гидратообразовани природного газа |
| RU2124930C1 (ru) * | 1998-06-23 | 1999-01-20 | Бурмистров Александр Георгиевич | Способ подготовки природного газа |
| RU2266773C1 (ru) * | 2004-06-04 | 2005-12-27 | Зиберт Генрих Карлович | Способ подготовки углеводородного газа |
| RU2319684C9 (ru) * | 2002-07-24 | 2008-08-20 | Басф Акциенгезелльшафт | Способ непрерывного разделения c4-фракции |
-
2012
- 2012-07-25 RU RU2012131694A patent/RU2629845C2/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1162467A1 (ru) * | 1984-02-06 | 1985-06-23 | Центральная Научно-Исследовательская Лаборатория Всесоюзного Производственного Объединения "Союзузбекгазпром" | Состав дл предотвращени гидратообразовани природного газа |
| RU2124930C1 (ru) * | 1998-06-23 | 1999-01-20 | Бурмистров Александр Георгиевич | Способ подготовки природного газа |
| RU2319684C9 (ru) * | 2002-07-24 | 2008-08-20 | Басф Акциенгезелльшафт | Способ непрерывного разделения c4-фракции |
| RU2266773C1 (ru) * | 2004-06-04 | 2005-12-27 | Зиберт Генрих Карлович | Способ подготовки углеводородного газа |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2012131694A (ru) | 2014-01-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| AU779505B2 (en) | Process for pretreating a natural gas containing acid gases | |
| AU2013203259B2 (en) | Inline Non-targeted Component Removal | |
| RU2533260C2 (ru) | Способ для очистки от кислых соединений и сжижения газообразного потока и устройство для его осуществления | |
| JP3074394B2 (ja) | 天然ガスの輸送および処理のための方法および装置 | |
| Anyadiegwu et al. | NATURAL GAS DEHYDRATION USING TRIETHYLENE GLYCOL (TEG). | |
| CA2840842C (en) | A method and system for lowering the water dew point of a hydrocarbon fluid stream subsea | |
| EA008970B1 (ru) | Регенерация текучих сред для обработки, содержащих кислый газ | |
| AU2015397171B2 (en) | Method and apparatus for dehydration of a hydrocarbon gas | |
| CA2736440A1 (en) | Natural gas dehydration unit with continuously fired reboiler | |
| US9399908B2 (en) | Systems and method for separating dimethyl ether from oil and water | |
| EA016012B1 (ru) | Способ и устройство для уменьшения содержания добавок в углеводородном потоке | |
| US10233738B2 (en) | System and method for processing natural gas produced from a subsea well | |
| US20160102262A1 (en) | System and method for subsea cooling a wellhead gas to produce a single phase dew-pointed gas | |
| RU2629845C2 (ru) | Способ подготовки углеводородного газа к транспорту | |
| RU2385180C1 (ru) | Способ очистки углеводородных газов | |
| RU2175882C2 (ru) | Способ подготовки углеводородного газа к транспорту "оптимет" | |
| US20150128802A1 (en) | System and method for natural gas dehydration | |
| US20150376040A1 (en) | ADDITIVES FOR OLEFIN PLANT QUENCHING FLUID pH CONTROL | |
| RU2725320C1 (ru) | Способ подготовки углеводородного газа к транспорту | |
| RU2599157C1 (ru) | Способ подготовки углеводородного газа к транспорту | |
| RU2557002C1 (ru) | Способ подготовки нефти | |
| CA2845574C (en) | Oil-soluble triazine sulfide scavenger | |
| WO2016054695A1 (en) | System and method for subsea cooling a wellhead gas to produce a single phase dew-pointed gas | |
| RU2569348C1 (ru) | Способ подготовки углеводородного сырья с газовой фазой к транспорту | |
| RU2124930C1 (ru) | Способ подготовки природного газа |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20200726 |