RU2645124C1 - Natural gas absorption preparation method - Google Patents

Natural gas absorption preparation method Download PDF

Info

Publication number
RU2645124C1
RU2645124C1 RU2016134340A RU2016134340A RU2645124C1 RU 2645124 C1 RU2645124 C1 RU 2645124C1 RU 2016134340 A RU2016134340 A RU 2016134340A RU 2016134340 A RU2016134340 A RU 2016134340A RU 2645124 C1 RU2645124 C1 RU 2645124C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
gas
phase
separation
liquid hydrocarbon
absorber
Prior art date
Application number
RU2016134340A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Владимир Александрович Истомин
Андрей Васильевич Прокопов
Дмитрий Михайлович Федулов
Original Assignee
Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ"
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 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" filed Critical Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ"
Priority to RU2016134340A priority Critical patent/RU2645124C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2645124C1 publication Critical patent/RU2645124C1/en

Links

Images

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream

Abstract

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: method for absorption preparation of natural gas, natural gas is subjected to primary separation, after which it is cooled and fed to secondary separation. The gas separated during the secondary separation is cooled and supplied to the absorber inlet, in which gas is subjected to absorption with liquid hydrocarbon absorbent. It is produced from liquid hydrocarbon flow separated from the primary separator by its sequential three-stage three-phase separation, and then separated from residual gases and cooled. After the second and third stages of three-phase separation, liquid hydrocarbon flow is heated. The gas withdrawn from the absorber is heated and supplied to the consumer. Gas withdrawn from the absorber is heated and supplied to the consumer. Liquid hydrocarbon flow after the secondary separation, a portion of liquid hydrocarbon phase flow after the first stage of three-phase separation, a flow of liquid hydrocarbons withdrawn from the absorber, and a gas flow consisting of mixed flows of gas phase after the second and third stages of three-phase separation and a flow of gases after separation from residual gases are mixed, methane-ethane fraction is separated from produced mixture and supplied in the form of liquid hydrocarbon product to the consumer.
EFFECT: improvement of natural gas preparation quality.
7 cl, 2 dwg

Description

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано на газоконденсатных месторождениях, расположенных в зоне многолетнемерзлых грунтов для подготовки природного газа и извлечения нестабильного углеводородного конденсата из пластового газа.The invention relates to the gas industry and can be used in gas condensate fields located in the permafrost zone for the preparation of natural gas and extraction of unstable hydrocarbon condensate from reservoir gas.

Наиболее близким аналогом заявленного изобретения является способ абсорбционной подготовки природного газа, в который включает три ступени сепарации с подводом метанола на второй ступени и абсорбцию с получением углеводородного газа, подготовленного для последующей транспортировки потребителю. Смесь жидких сред с первой и второй ступени сепарации подают в первый разделитель, где из нее выделяют углеводородный газ, который подают в абсорбер. Оставшуюся смесь жидких сред разделяют на водо-метанольный раствор, который подают на регенерацию, и жидкую смесь, которую охлаждают в первом теплообменнике-охладителе и смешивают с жидкой средой после третьей ступени сепарации. Часть полученной жидкой смеси подают во второй разделитель, а оставшуюся часть подают в качестве углеводородного абсорбента в абсорбер. Жидкую смесь из абсорбера разделяют во втором разделителе на водо-метанольный раствор, который подают на регенерацию (см. RU 2283690, B01D 53/00, B01D 19/00, F25J 3/00, опубл. 20.06.2006).The closest analogue of the claimed invention is a method of absorption preparation of natural gas, which includes three stages of separation with the supply of methanol in the second stage and absorption to produce hydrocarbon gas prepared for subsequent transportation to the consumer. The mixture of liquid media from the first and second stages of separation is fed into the first separator, where hydrocarbon gas is released from it, which is fed to the absorber. The remaining mixture of liquid media is separated into a water-methanol solution, which is supplied for regeneration, and a liquid mixture, which is cooled in the first heat exchanger-cooler and mixed with the liquid medium after the third separation stage. A portion of the resulting liquid mixture is fed to a second separator, and the remainder is fed as a hydrocarbon absorbent to the absorber. The liquid mixture from the absorber is separated in the second separator into a water-methanol solution, which is fed for regeneration (see RU 2283690, B01D 53/00, B01D 19/00, F25J 3/00, publ. 06/20/2006).

Недостатком указанного выше технического решения является низкая эффективность способа подготовки природного газа, связанная с высокими потерями метанола при получении товарного газа, с высоким содержанием углеводородов С5+ в товарном газе и недостаточно высокой степенью осушки природного газа.The disadvantage of the above technical solution is the low efficiency of the method of preparing natural gas associated with high methanol losses in the production of commercial gas, with a high content of C 5+ hydrocarbons in the commercial gas and insufficiently high degree of drying of natural gas.

Техническим результатом заявленного способа подготовки природного газа является повышение качества подготовки природного газа за счет снижения содержания углеводородов С5+ в товарном газе, снижения потерь метанола в составе товарного газа, а также повышение степени осушки товарного газа.The technical result of the claimed method for the preparation of natural gas is to improve the quality of the preparation of natural gas by reducing the content of C 5+ hydrocarbons in commercial gas, reducing methanol losses in the composition of commercial gas, as well as increasing the degree of drying of commercial gas.

Технический результат достигается тем, что в способе абсорбционной подготовки природного газа, в котором природный газ подвергают первичной сепарации, в отсепарированный после первичной сепарации газ вводят метанол, после чего упомянутый газ охлаждают и подают на вторичную сепарацию, отсепарированный при вторичной сепарации газ, охлаждают и подают на вход абсорбера, в котором газ подвергают абсорбции жидким углеводородным абсорбентом, отсепарированный после первичного сепаратора жидкий углеводородный поток подвергают последовательному трехступенчатому трехфазному разделению, с выделением газовой, водно-метанольной фазы и жидкой углеводородной фазы, которую подвергают сепарации от остаточных газов и охлаждению, после чего упомянутую жидкую углеводородную фазу подают в абсорбер в качестве жидкого углеводородного абсорбента, при этом после второй и третьей ступени трехфазного разделения производят нагрев жидкого углеводородного потока, причем газ, отводимый из абсорбера, нагревают и отводят потребителю, а поток жидких углеводородов после вторичной сепарации, поток части жидкой углеводородной фазы после первой ступени трехфазного разделения, поток жидких углеводородов, отводимых из абсорбера, и поток газа, состоящий из смешанных потоков газовой фазы после второй и третьей ступени трехфазного разделения и потока газов после сепарации от остаточных газов, подвергают смешению, после чего из полученной смеси отделяют метан-этановую фракцию и отводят ее в виде жидкого углеводородного продукта потребителю.The technical result is achieved by the fact that in the method of absorption preparation of natural gas, in which natural gas is subjected to primary separation, methanol is introduced into the gas separated after the primary separation, after which the gas is cooled and fed to the secondary separation, the gas separated during the secondary separation, cooled and supplied at the inlet of the absorber, in which the gas is absorbed by a liquid hydrocarbon absorbent, the liquid hydrocarbon stream separated after the primary separator is subjected to the following three-stage three-phase separation, with the separation of the gas, water-methanol phase and the liquid hydrocarbon phase, which is subjected to separation from the residual gases and cooling, after which the said liquid hydrocarbon phase is fed into the absorber as a liquid hydrocarbon absorbent, while after the second and third stages of the three-phase separations produce heating of the liquid hydrocarbon stream, and the gas discharged from the absorber is heated and discharged to the consumer, and the liquid hydrocarbon stream after secondary separation, p the current of part of the liquid hydrocarbon phase after the first stage of three-phase separation, the liquid hydrocarbon stream discharged from the absorber, and the gas stream, consisting of mixed gas phase flows after the second and third stage of three-phase separation and gas stream after separation from the residual gases, are mixed, after which the methane-ethane fraction is separated from the resulting mixture and removed to the consumer in the form of a liquid hydrocarbon product.

Отсепарированный после первичной сепарации газ охлаждают сначала воздухом, а затем газом, отводимым из абсорбера.The gas separated after the primary separation is cooled first by air and then by gas discharged from the absorber.

Газовая фаза из первого трехфазного разделителя подается на смешение с потоком газа, подаваемым на вход абсорбера.The gas phase from the first three-phase separator is mixed with a gas stream supplied to the input of the absorber.

Охлаждение углеводородного потока, полученного после сепарации остаточных газов, производят сначала потоком жидкой углеводородной фазы после второй ступени трехфазного разделения, а затем потоком отработанного абсорбента, отводимого из абсорбера.The hydrocarbon stream obtained after the separation of the residual gases is cooled, first produced by the liquid hydrocarbon phase stream after the second three-phase separation stage, and then by the spent absorbent stream discharged from the absorber.

Нагрев жидкой углеводородной фазы после третьей ступени трехфазного разделения осуществляется путем пропуска ее через теплообменную поверхность печи.The heating of the liquid hydrocarbon phase after the third stage of three-phase separation is carried out by passing it through the heat exchange surface of the furnace.

Охлаждение газа перед подачей в абсорбер осуществляют посредством турбодетандера, а газ, отводимый из абсорбера, перед подачей на нагрев компримируют и охлаждают потоком атмосферного воздуха.The gas is cooled before being fed into the absorber by means of a turboexpander, and the gas discharged from the absorber is compressed and cooled by atmospheric air before being fed to the heater.

Жидкий углеводородный продукт перед отводом потребителю нагревают и подвергают дегазации.The liquid hydrocarbon product is heated and degassed before being withdrawn to the consumer.

В заявленном способе в качестве абсорбента используется жидкий углеводородный продукт, полученный из жидкой углеводородной фазы, отводимой из первого сепаратора путем последовательного отделения газа в первом трехфазном разделителе, втором трехфазном разделителе, третьем трехфазном разделителе и третьем сепараторе с промежуточным нагревом в печи. Полученный таким образом абсорбент представляет собой углеводородную фракцию с температурой начала кипения 165…175°С. Содержание компонентов С1-С9 минимизировано и составляет не более 20% от общей массы абсорбента.In the claimed method, the liquid hydrocarbon product obtained from the liquid hydrocarbon phase discharged from the first separator by sequentially separating gas in the first three-phase separator, the second three-phase separator, the third three-phase separator and the third separator with intermediate heating in the furnace is used as an absorbent. The absorbent thus obtained is a hydrocarbon fraction with a boiling point of 165 ... 175 ° C. The content of components C 1 -C 9 is minimized and amounts to no more than 20% of the total absorbent mass.

Таким образом, в заявленном способе абсорбент с массовым содержанием фракции C10+ в количестве не менее 85% получается из жидких углеводородов, выделенных из сырого газа, что снижает содержание углеводородов С5+ в составе товарного газа на 50-80%.Thus, in the inventive method, an absorbent with a mass content of a C 10+ fraction in an amount of at least 85% is obtained from liquid hydrocarbons isolated from raw gas, which reduces the content of C 5+ hydrocarbons in the composition of the commercial gas by 50-80%.

Эффективная осушка товарного газа упомянутым абсорбентом позволяет получить товарный газ, имеющий низкое значение точки росы по углеводородам (углеводородному конденсату) и по водной (неуглеводородной) фазе.Effective drying of the commercial gas with the mentioned absorbent makes it possible to obtain commercial gas having a low dew point value for hydrocarbons (hydrocarbon condensate) and for the aqueous (non-hydrocarbon) phase.

Кроме того, при применении упомянутого абсорбента снизятся потери метанола в составе товарного газа примерно на 30% за счет растворения метанола в абсорбенте.In addition, when using the mentioned absorbent, methanol losses in the composition of the commercial gas will decrease by about 30% due to the dissolution of methanol in the absorbent.

Сущность предлагаемого изобретения поясняется чертежами.The essence of the invention is illustrated by drawings.

На фиг. 1 показана схема установки подготовки природного газа, в которой осуществляется заявленный способ.In FIG. 1 shows a diagram of a natural gas preparation plant in which the claimed method is implemented.

На фиг. 2 показана схема установки подготовки природного газа с охладителем в виде турбодетандера, в которой осуществляется заявленный способ.In FIG. 2 shows a diagram of a natural gas treatment plant with a cooler in the form of a turboexpander, in which the inventive method is implemented.

Способ абсорбционной подготовки природного газа осуществляется на установке подготовки абсорбционной природного газа, состоящей из следующих элементов: первый сепаратор 1, узел подачи метанола 2, аппарат воздушного охлаждения 3 газа первичной сепарации, первый теплообменник 4, второй сепаратор 5, охладитель газа 6, абсорбер 7, четвертый теплообменник 8, первый трехфазный разделитель 9, редуцирующий вентиль 10, второй трехфазный разделитель 11, редуцирующий вентиль 12, второй теплообменник 13, третий трехфазный разделитель 14, печь 15, третий сепаратор 16, насос 17, установленный на трубопроводе отвода греющей среды из второго теплообменника 13, третий теплообменник 18, сборная емкость дегазации 19, трубопровод 20 отвода товарного газа, трубопровод 21 отвода товарного жидкого углеводородного продукта, сборный трубопровод 22 отвода водо-метанольной фазы, трубопровод 23 подвода сырого газа к первому сепаратору 1, трубопровод 24 отвода жидких углеводородов из первого сепаратора 1, трубопровод 25 отвода газа из первого сепаратора 1, трубопровод 26 отвода газа из абсорбера 7, трубопровод 27 подачи газа в охладитель газа 6, трубопровод 28 подачи газа в абсорбер 7, трубопровод 29 отвода жидких углеводородов из второго сепаратора 5, трубопровод 30 отвода жидкой углеводородной фазы из первого трехфазного разделителя 9, трубопровод 31 отвода газовой углеводородной фазы из первого трехфазного разделителя 9, трубопровод 32 отвода водо-метанольной фазы из первого трехфазного разделителя 9, трубопровод 33 отвода газовой углеводородной фазы из второго трехфазного разделителя 11, трубопровод 34 отвода водо-метанольной фазы из второго трехфазного разделителя 11, трубопровод 35 отвода жидкой углеводородной фазы из второго трехфазного разделителя 11, трубопровод 36 отвода жидких углеводородов из третьего сепаратора 16, трубопровод 37 отвода греющей среды из второго теплообменника 13, трубопровод 38 отвода части отработанного абсорбента из абсорбера 7, трубопровод 39 отвода нагреваемой среды из третьего теплообменника 18, трубопровод 40 отвода нагреваемой среды из второго теплообменника 13, трубопровод 41 отвода жидкой углеводородной фазы из третьего трехфазного разделителя 14, трубопровод 42 отвода газовой углеводородной фазы из третьего трехфазного разделителя 14, трубопровод 43 отвода водо-метанольной фазы из третьего трехфазного разделителя 14, трубопровод 44 подачи абсорбента в абсорбер 7, теплообменная поверхность 45 печи 15, трубопровод 46 отвода газа из третьего сепаратора 16, сборный газовый трубопровод 47, трубопровод 48 отвода метан-этановой фракции из сборной емкости дегазации 19, трубопровод 49 подачи жидких углеводородов в емкость дегазации 19 из трубопровода 30, трубопровод 50 отвода жидких углеводородов из абсорбера 7, редуцирующий вентиль 51, установленный на трубопроводе 24 отвода жидких углеводородов из первого сепаратора 1, трубопровод 52 подачи охлаждаемой среды в четвертый теплообменник 8, компрессор 53 (фиг. 2), аппарат воздушного охлаждения 54 компримированного газа (фиг. 2).The method of absorption preparation of natural gas is carried out at the installation for the preparation of absorption natural gas, consisting of the following elements: a first separator 1, a methanol supply unit 2, an air cooling apparatus 3 for primary separation gas, a first heat exchanger 4, a second separator 5, a gas cooler 6, an absorber 7, the fourth heat exchanger 8, the first three-phase separator 9, the reducing valve 10, the second three-phase separator 11, the reducing valve 12, the second heat exchanger 13, the third three-phase separator 14, furnace 15, the third separator ator 16, pump 17 installed on the pipeline for removing the heating medium from the second heat exchanger 13, the third heat exchanger 18, the collection tank for degassing 19, the pipeline 20 for the discharge of commercial gas, the pipe 21 for the removal of liquid hydrocarbon product, the collection pipe 22 for the removal of the water-methanol phase, pipeline 23 supply of raw gas to the first separator 1, the pipeline 24 of the removal of liquid hydrocarbons from the first separator 1, the pipe 25 of the gas outlet from the first separator 1, the pipe 26 of the gas from the absorber 7, the gas supply pipe 27 and to the gas cooler 6, the gas supply pipe 28 to the absorber 7, the liquid hydrocarbon discharge pipe 29 from the second separator 5, the liquid hydrocarbon phase discharge pipe 30 from the first three-phase separator 9, the gas hydrocarbon phase discharge pipe 31, from the first three-phase separator 9, the pipe 32 the removal of the water-methanol phase from the first three-phase separator 9, the pipeline 33 of the discharge of the gas hydrocarbon phase from the second three-phase separator 11, the pipe 34 of the removal of the water-methanol phase from the second three-phase section a heater 11, a pipeline 35 for discharging a liquid hydrocarbon phase from a second three-phase separator 11, a pipeline 36 for discharging liquid hydrocarbons from a third separator 16, a conduit 37 for discharging a heating medium from a second heat exchanger 13, a conduit 38 for discharging a portion of the spent absorbent from the absorber 7, a conduit 39 for discharging a heated medium from the third heat exchanger 18, the pipe 40 of the outlet of the heated medium from the second heat exchanger 13, the pipe 41 of the discharge of the liquid hydrocarbon phase from the third three-phase separator 14, the pipe 42 of the drain g the hydrocarbon phase from the third three-phase separator 14, the methane-water phase withdrawal pipe 43 from the third three-phase separator 14, the absorbent supply pipe 44 to the absorber 7, the heat exchange surface 45 of the furnace 15, the gas discharge pipe 46 from the third separator 16, the combined gas pipeline 47, pipeline 48 for removal of the methane-ethane fraction from the combined degassing tank 19, pipe 49 for supplying liquid hydrocarbons to the degassing tank 19 from pipeline 30, pipe 50 for removing liquid hydrocarbons from the absorber 7, reducing a valve 51 mounted on a pipeline 24 for removing liquid hydrocarbons from the first separator 1, a pipe 52 for supplying a cooled medium to the fourth heat exchanger 8, compressor 53 (FIG. 2), an air cooling apparatus 54 of compressed gas (Fig. 2).

Аппарат воздушного охлаждения 3 имеет вход охлаждаемой среды (газа), сообщенный с трубопроводом 25 отвода газа из первого сепаратора, и выход охлаждаемого среды (газа), сообщенный трубопроводом с входом второго сепаратора 5.The air cooling apparatus 3 has an inlet of a cooled medium (gas) in communication with a pipeline 25 for exhausting gas from the first separator, and an outlet for a cooled medium (gas) in communication with a pipeline with an inlet of the second separator 5.

Охладитель газа 6 может быть выполнен в виде турбодетандера (фиг. 2), а на трубопроводе 52 подачи охлаждаемой среды в четвертый теплообменник 8 могут быть последовательно по ходу газа установлены компрессор 53, расположенный на одном валу с охладителем в виде турбодетандера, и аппарат воздушного охлаждения 54 компримированного газа.The gas cooler 6 can be made in the form of a turboexpander (Fig. 2), and on the pipe 52 for supplying a cooled medium to the fourth heat exchanger 8, a compressor 53 located on the same shaft with a cooler in the form of a turboexpander, and an air cooling apparatus can be installed in series 54 compressed gas.

Кроме того, охладитель газа 6 может представлять собой одно из следующих устройств: парокомпрессионная холодильная машина, аппарат воздушного охлаждения газа, теплообменник для охлаждения газа, дроссель или эжектор.In addition, the gas cooler 6 may be one of the following devices: a vapor compression refrigeration machine, an air gas cooling apparatus, a heat exchanger for gas cooling, a throttle or an ejector.

Способ абсорбционной подготовки природного газа осуществляется следующим образом.The method of absorption preparation of natural gas is as follows.

Природный газ по трубопроводу 23 подвода сырого газа направляется на первичную сепарацию в первый сепаратор 1, после чего в отсепарированный газ, отводимый по трубопроводу 25 отвода газа, вводится через узел подачи метанола 2 антигидратный реагент (метанол). Отсепарированный газ с добавкой метанола охлаждается атмосферным воздухом в аппарате воздушного охлаждения 3 до температурных значений находящихся в диапазоне от +7°С до +15°С, а затем дополнительно охлаждается в первом теплообменнике 4 до температурных значений находящихся в диапазоне от 0°С до -10°С, необходимых для отделения преимущественно воднометанольной фазы.Natural gas is sent through the raw gas supply pipe 23 to the primary separation in the first separator 1, after which an antihydrate reagent (methanol) is introduced into the separated gas discharged through the gas discharge pipe 25. The separated gas with the addition of methanol is cooled by atmospheric air in an air cooling apparatus 3 to temperature values ranging from + 7 ° C to + 15 ° C, and then additionally cooled in the first heat exchanger 4 to temperature values ranging from 0 ° C to - 10 ° C, necessary for the separation of mainly water-methanol phase.

После чего осуществляется вторичная сепарация газа во втором сепараторе 5, из которого отсепарированный газ поступает по трубопроводу 27 подачи газа на охлаждение в охладитель газа 6, где происходит охлаждение газа до температурных значений, находящихся в диапазоне от -25°С до -30°С, необходимых для отделения преимущественно углеводородной фазы, сконденсировавшейся в процессе охлаждения газа.After that, secondary gas separation is carried out in the second separator 5, from which the separated gas enters through the gas supply pipe 27 for cooling to the gas cooler 6, where the gas is cooled to temperatures ranging from -25 ° C to -30 ° C, necessary for the separation of the predominantly hydrocarbon phase condensed during gas cooling.

Газ, охлажденный в охладителе газа 6, поступает в абсорбер 7 по трубопроводу 28 подачи газа. В абсорбере 7 происходит абсорбция газа абсорбентом при температурных значениях находящихся в диапазоне от -25°С до -30°С. Газ из абсорбера 7 нагревается в четвертом теплообменнике 8 и в первом теплообменнике 4, после чего теплообменнике смешивается с газом, поступающим из сборной емкости дегазатора 19, и подается на охлаждение в четвертый теплообменник 8 и отводится по трубопроводу 20 качестве товарного газа потребителю.The gas cooled in the gas cooler 6 enters the absorber 7 through the gas supply line 28. In the absorber 7, gas is absorbed by the absorbent at temperature values ranging from -25 ° C to -30 ° C. The gas from the absorber 7 is heated in the fourth heat exchanger 8 and in the first heat exchanger 4, after which the heat exchanger is mixed with the gas coming from the collector tank of the degasser 19, and is fed to the fourth heat exchanger 8 for cooling and discharged through the pipeline 20 as commercial gas to the consumer.

Охладитель газа 6 может представлять собой одно из следующих устройств, парокомпрессионная холодильная машина, аппарат воздушного охлаждения газа, теплообменник для охлаждения газа или турбодетандер.The gas cooler 6 may be one of the following devices, a vapor compression refrigeration machine, an air gas cooling apparatus, a heat exchanger for gas cooling, or a turboexpander.

В случае выполнения охладителя газа 6 в виде турбодетандера, вырабатываемая в ходе расширения газа на рабочем колесе турбодетандера энергия может быть передана через общий вал на рабочее колесо компрессора для использования в заявленной установке, а именно на компрессор 53, установленный на трубопроводе 52 подачи охлаждаемой среды в четвертый теплообменник 8. Охлаждаемую среду из первого теплообменника 4 пропускают через компрессор, обеспечивающий повышение рабочего давления газ до значения 5…7 МПа, необходимого для дальнейшей подачи газа в магистральный газопровод или его транспорта до сборного пункта.In the case of a gas cooler 6 in the form of a turboexpander, the energy generated during gas expansion on the impeller of the turboexpander can be transferred through a common shaft to the impeller of the compressor for use in the claimed installation, namely to the compressor 53 installed on the pipe 52 for supplying a cooled medium in fourth heat exchanger 8. The cooled medium from the first heat exchanger 4 is passed through a compressor, providing an increase in the working gas pressure to a value of 5 ... 7 MPa, necessary for further gas supply and to the main gas pipeline or its transport to the assembly point.

В компрессоре 53 происходит повышение температуры газа температурных значений, находящихся в диапазоне от +20°С до +40°С, и поэтому газ, отводимый из компрессора 53 и нагретый в компрессоре, поступает на охлаждение в аппарате воздушного охлаждения 54 компримированного газа до температурных значений, находящихся в диапазоне от +2°С до +18 С, необходимых для предварительного охлаждения газа, и только после этого поступает в качестве охлаждаемой среды в четвертый теплообменник 8.In the compressor 53, the gas temperature rises in the temperature range from + 20 ° C to + 40 ° C, and therefore, the gas discharged from the compressor 53 and heated in the compressor is supplied to the compressed gas for cooling in the air-cooling apparatus 54 to the temperature values in the range from + 2 ° C to +18 C, necessary for pre-cooling the gas, and only after this enters the fourth heat exchanger 8 as a cooled medium.

Это обеспечивает охлаждение газа до температуры грунта и возможность его транспорта в однофазном состоянии без опасения растепления грунтов.This ensures gas cooling to the soil temperature and the possibility of its transport in a single-phase state without fear of soil thawing.

Жидкие углеводороды из первого сепаратора 1 через трубопровод 24 отвода жидких углеводородов, снабженный редуцирующим вентилем 51, направляются в первый трехфазный разделитель 9, в котором поток разделяют на газовую углеводородную фазу, жидкую углеводородную фазу и водо-метанольную фазу.Liquid hydrocarbons from the first separator 1 through the liquid hydrocarbon discharge conduit 24 provided with a pressure reducing valve 51 are directed to the first three-phase separator 9, in which the stream is separated into a gas hydrocarbon phase, a liquid hydrocarbon phase and a water-methanol phase.

Газовая углеводородная фаза из первого трехфазного разделителя 9 по трубопроводу 31 подается в трубопровод 28 подачи газа в абсорбер 7. Жидкая углеводородная фаза отводится из первого трехфазного разделителя по трубопроводу 30 и подается во входной патрубок второго трехфазного разделителя 11. Часть жидкой углеводородной фазы из трубопровода 30 отвода жидкой углеводородной фазы подают в сборную емкость дегазации 19, это позволяет на начальном периоде разработки месторождения регулировать количество углеводородов, поступающих на дальнейшую подготовку абсорбента.The gas hydrocarbon phase from the first three-phase separator 9 is supplied through a pipe 31 to the gas supply line 28 to the absorber 7. The liquid hydrocarbon phase is discharged from the first three-phase separator through a pipe 30 and fed to the inlet of the second three-phase separator 11. A portion of the liquid hydrocarbon phase from the discharge pipe 30 liquid hydrocarbon phase is fed to the degassing collection tank 19, this allows you to adjust the amount of hydrocarbons supplied to the further stage of the development of the field absorbent preparation.

Водо-метанольную фазу из первого трехфазного разделителя 9 отводят по трубопроводу 32 в сборный трубопровод 22 отвода водо-метанольной фазы из установки.The water-methanol phase from the first three-phase separator 9 is diverted via line 32 to the collection line 22 of the removal of the water-methanol phase from the installation.

Поток жидких углеводородов с полуглухой тарелки абсорбера 7 отводится по трубопроводу 38 в третий теплообменник 18, где он нагревается до значений температуры, находящихся в интервале от -10°С до -20°С.The flow of liquid hydrocarbons from the half-blank plate of the absorber 7 is discharged through the pipe 38 to the third heat exchanger 18, where it is heated to temperatures ranging from -10 ° C to -20 ° C.

Из третьего теплообменника нагретый поток подается в трубопровод 30, где он смешивается с жидкой фазой, отводимой из первого трехфазного разделителя, дросселируется до давления 3,0…1,5 МПа для предварительной дегазации конденсата и дегазации «легких компонентов» и поступает во второй трехфазный разделитель 11, в котором поток разделяется на газовую углеводородную фазу, жидкую углеводородную фазу и водо-метанольную фазу.From the third heat exchanger, the heated stream is supplied to pipeline 30, where it is mixed with the liquid phase discharged from the first three-phase separator, throttled to a pressure of 3.0 ... 1.5 MPa for preliminary condensate degassing and degassing of the “light components” and enters the second three-phase separator 11, in which the stream is separated into a gas hydrocarbon phase, a liquid hydrocarbon phase, and a water-methanol phase.

Газовая углеводородная фаза из второго трехфазного разделителя 11 отводится по трубопроводу 33 и поступает в сборный газовый трубопровод 47. Водо-метанольная фаза отводится из второго трехфазного разделителя 11 по трубопроводу 34 в сборный трубопровод 22 отвода водо-метанольной фазы и отводится из установки подготовки природного газа.The gas hydrocarbon phase from the second three-phase separator 11 is discharged through the pipe 33 and enters the collection gas pipeline 47. The methanol-water phase is discharged from the second three-phase separator 11 through the pipe 34 to the collection pipe 22 of the water-methanol phase and is discharged from the natural gas preparation unit.

Жидкая углеводородная фаза из второго трехфазного разделителя 11 подается и по трубопроводу 35 в качестве нагреваемой среды на вход второго теплообменника 13, где нагревается до значений температуры, находящихся в интервале от +50°С до +70°С, потоком жидких углеводородов, отводимым из третьего сепаратора 16 (греющей среды), и по трубопроводу 40 поступает на вход третьего трехфазного разделителя 14, в котором поток разделяется на газовую углеводородную фазу, жидкую углеводородную фазу и водо-метанольную фазу.The liquid hydrocarbon phase from the second three-phase separator 11 is also supplied through the pipe 35 as a heated medium to the inlet of the second heat exchanger 13, where it is heated to a temperature in the range from + 50 ° C to + 70 ° C with a stream of liquid hydrocarbons discharged from the third separator 16 (heating medium), and through a pipe 40 it enters the inlet of the third three-phase separator 14, in which the flow is separated into a gas hydrocarbon phase, a liquid hydrocarbon phase and a water-methanol phase.

Газовая углеводородная фаза из третьего трехфазного разделителя 14 отводится по трубопроводу 42 и поступает в сборный газовый трубопровод 47. Водо-метанольная фаза из третьего трехфазного разделителя 14 отводится по трубопроводу 43 в сборный трубопровод 22 отвода водо-метанольной фазы, из которого она отводится из установки абсорбционной подготовки природного газа.The hydrocarbon gas phase from the third three-phase separator 14 is discharged through the pipe 42 and enters the gas collection pipe 47. The methanol-water phase from the third three-phase separator 14 is discharged through the pipe 43 to the collection pipe 22 of the water-methanol phase, from which it is removed from the absorption unit natural gas treatment.

Жидкая углеводородная фаза отводится из третьего трехфазного разделителя 14 по трубопроводу 41 и поступает на вход теплообменной поверхности 45 печи 15.The liquid hydrocarbon phase is discharged from the third three-phase separator 14 through the pipe 41 and enters the input of the heat exchange surface 45 of the furnace 15.

В печи 15 жидкий углеводородный поток нагревается до значений температуры, находящихся в интервале от +200°С до +250°С, для итоговой дегазации абсорбента отделения компонентов С1…С9, например, посредством сжигания топлива, после чего подается на вход третьего сепаратора 16 для сепарации остаточных газов.In the furnace 15, the liquid hydrocarbon stream is heated to temperatures ranging from + 200 ° C to + 250 ° C, for the final degassing of the absorbent of the separation of components C 1 ... C 9 , for example, by burning fuel, and then fed to the inlet of the third separator 16 for the separation of residual gases.

В третьем сепараторе 16 происходит отделение остаточных газов от жидкого углеводородного потока. Жидкие углеводороды отводятся из третьего сепаратора 16 по трубопроводу 36 и подаются в качестве греющей среды во второй теплообменник 13. Газ отводится из третьего сепаратора 16 по трубопроводу 46.In a third separator 16, residual gases are separated from the liquid hydrocarbon stream. Liquid hydrocarbons are discharged from the third separator 16 through a conduit 36 and supplied as a heating medium to the second heat exchanger 13. Gas is discharged from the third separator 16 through a conduit 46.

Охлажденный поток жидких углеводородов из второго теплообменника через трубопровод 37 подается посредством насоса 17 в третий теплообменник 18 в качестве греющей среды. Пройдя через второй и третий теплообменники, жидкий дегазированный углеводородный продукт охлаждается и подается по трубопроводу 44 на вход абсорбера 7, предназначенный для подачи абсорбента.The cooled liquid hydrocarbon stream from the second heat exchanger through line 37 is supplied by pump 17 to the third heat exchanger 18 as a heating medium. After passing through the second and third heat exchangers, the liquid degassed hydrocarbon product is cooled and fed through a pipe 44 to the input of the absorber 7, designed to supply the absorbent.

Таким образом, в качестве абсорбента в абсорбере 7 используется поток жидких углеводородов, отсепарированных в первом сепараторе, а затем прошедших несколько ступеней дегазации и отделение водо-метанольной фазы (первый, второй и третий трехфазный разделители), нагрев в печи, сепарацию (третий сепаратор) и охлаждение в первом и втором теплообменниках.Thus, the absorbent in the absorber 7 uses a stream of liquid hydrocarbons separated in the first separator, and then after several stages of degassing and separation of the water-methanol phase (first, second and third three-phase separators), heating in the furnace, separation (third separator) and cooling in the first and second heat exchangers.

Полученный таким образом абсорбент имеет массовое содержание фракции С10+ в количестве не менее 85%. Таким образом, содержание углеводородов С5+ в составе товарного газа на 50-80%. Оптимальным расходом абсорбента при проведении процесса абсорбции считается 15..20 г/м3 относительно сырья абсорбера 7.The absorbent thus obtained has a mass content of the C 10+ fraction in an amount of at least 85%. Thus, the content of C 5+ hydrocarbons in the composition of commercial gas is 50-80%. The optimal consumption of absorbent material during the absorption process is considered to be 15..20 g / m 3 relative to the raw material of the absorber 7.

В сборную емкость дегазации 19 поступают следующие жидкие углеводородные потоки:The following liquid hydrocarbon streams enter the degassing collection tank 19:

- по трубопроводу 29 подводится жидкий поток из второго сепаратора 5;- the liquid stream from the second separator 5 is supplied through the pipe 29;

- по трубопроводу 49 подводится поток жидких углеводородов из первого трехфазного разделителя 9;- the pipeline 49 is supplied with a stream of liquid hydrocarbons from the first three-phase separator 9;

- по трубопроводу 50 подводится поток жидких углеводородов из абсорбера 7;- through the pipeline 50 is supplied a stream of liquid hydrocarbons from the absorber 7;

- по сборному газовому трубопроводу 47 подводится сборный газовый поток из второго и третьего трехфазных разделителей и из третьего сепаратора.- a combined gas stream from the second and third three-phase separators and from the third separator is supplied via a combined gas pipeline 47.

В сборной емкости дегазации 19 происходит смешение всех потоков и отделение метан-этановой фракции. Метан-этановая фракция отводится по трубопроводу 48 из сборной емкости дегазации 19 и подается в трубопровод 52, где смешивается с потоком газа, подаваемого на охлаждение в четвертый теплообменник 8 (охлаждаемой среды четвертого теплообменника 8).In the combined degassing tank 19, all streams are mixed and the methane-ethane fraction is separated. The methane-ethane fraction is discharged through line 48 from the degassing collection tank 19 and fed to line 52, where it is mixed with the gas stream supplied for cooling to the fourth heat exchanger 8 (the cooled medium of the fourth heat exchanger 8).

Жидкие углеводороды отводятся из установки по трубопроводу 21 в качестве конечного продукта (нестабильный конденсат).Liquid hydrocarbons are discharged from the installation via line 21 as a final product (unstable condensate).

В случае несоответствия характеристик товарного жидкого углеводородного продукта требованиям производителя на трубопроводе отвода жидкого углеводородного продукта из сборной емкости дегазации устанавливается блок подготовки жидкого углеводородного продукта (на чертеже не показан), включающий в себя устройство для нагрева жидкого углеводородного продукта и устройство для дегазации жидкого продукта.In the event that the characteristics of the marketable liquid hydrocarbon product do not meet the manufacturer's requirements, a unit for preparing a liquid hydrocarbon product (not shown) is installed on the pipeline for removing the liquid hydrocarbon product from the pre-assembled degassing tank, which includes a device for heating the liquid hydrocarbon product and a device for degassing the liquid product.

Для восполнения технологических потерь абсорбента может быть использован подпитывающий поток, в качестве которого может выступать: жидкая углеводородная продукция сборной емкости дегазации или жидкая углеводородная из блока подготовки жидкой продукции (стабильный, деэтанизированный или нестабильный конденсат) или насыщенный абсорбент.To make up for the technological losses of the absorbent, a feed stream can be used, which can be: liquid hydrocarbon products of a combined degassing tank or liquid hydrocarbon from a liquid product preparation unit (stable, deethanized or unstable condensate) or saturated absorbent.

В заявленном техническом решении используется в качестве абсорбента углеводородная жидкость с массовым содержанием фракции С10+ в количестве не менее 85%, что снизит содержание углеводородов C5+ в составе товарного газа на 50-80% и, кроме того, при применении упомянутого абсорбента снизятся потери метанола в составе товарного газа на 20…30%.In the claimed technical solution, a hydrocarbon liquid with a mass content of the C 10+ fraction in an amount of at least 85% is used as an absorbent, which will reduce the content of C 5+ hydrocarbons in the composition of the commercial gas by 50-80% and, in addition, when using the mentioned absorbent, they will decrease loss of methanol in the composition of commercial gas by 20 ... 30%.

Также заявленный способ абсорбционной подготовки газа позволяет осуществить эффективную осушку товарного газа и получить товарный газ, имеющий низкое значение точки росы по углеводородам (углеводородному конденсату) и по водной (неуглеводородной) фазе.Also, the claimed gas absorption preparation method allows for efficient drying of commercial gas and obtaining commercial gas having a low dew point value for hydrocarbons (hydrocarbon condensate) and for the aqueous (non-hydrocarbon) phase.

Claims (7)

1. Способ абсорбционной подготовки природного газа, в котором природный газ подвергают первичной сепарации, в отсепарированный после первичной сепарации газ вводят метанол, после чего упомянутый газ охлаждают и подают на вторичную сепарацию, отсепарированный при вторичной сепарации газ охлаждают и подают на вход абсорбера, в котором газ подвергают абсорбции жидким углеводородным абсорбентом, отсепарированный после первичного сепаратора жидкий углеводородный поток подвергают последовательному трехступенчатому трехфазному разделению, с выделением газовой, водно-метанольной фазы и жидкой углеводородной фазы, которую подвергают сепарации от остаточных газов и охлаждению, после чего упомянутую жидкую углеводородную фазу подают в абсорбер в качестве жидкого углеводородного абсорбента, при этом после второй и третьей ступени трехфазного разделения производят нагрев жидкого углеводородного потока, причем газ, отводимый из абсорбера, нагревают и отводят потребителю, а поток жидких углеводородов после вторичной сепарации, поток части жидкой углеводородной фазы после первой ступени трехфазного разделения, поток жидких углеводородов, отводимых из абсорбера, и поток газа, состоящий из смешанных потоков газовой фазы после второй и третьей ступени трехфазного разделения и потока газов после сепарации от остаточных газов, подвергают смешению, после чего из полученной смеси отделяют метан-этановую фракцию и отводят ее в виде жидкого углеводородного продукта потребителю.1. The method of absorption preparation of natural gas, in which natural gas is subjected to primary separation, methanol is introduced into the gas separated after the primary separation, after which the gas is cooled and fed to the secondary separation, the gas separated during the secondary separation is cooled and fed to the inlet of the absorber, in which the gas is absorbed by a liquid hydrocarbon absorbent, the liquid hydrocarbon stream separated after the primary separator is subjected to a sequential three-stage three-phase separated s, with the release of the gas, water-methanol phase and the liquid hydrocarbon phase, which is subjected to separation from the residual gases and cooling, after which the said liquid hydrocarbon phase is fed to the absorber as a liquid hydrocarbon absorbent, and after the second and third stages of three-phase separation, they are heated a liquid hydrocarbon stream, the gas discharged from the absorber being heated and discharged to the consumer, and the liquid hydrocarbon stream after secondary separation, the flow of a portion of the liquid hydrocarbon phase after the first stage of three-phase separation, the stream of liquid hydrocarbons discharged from the absorber, and the gas stream, consisting of mixed gas phase flows after the second and third stages of the three-phase separation and gas stream after separation from the residual gases, are mixed, after which methane is separated from the resulting mixture ethane fraction and divert it in the form of a liquid hydrocarbon product to the consumer. 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что отсепарированный после первичной сепарации газ охлаждают сначала воздухом, а затем газом, отводимым из абсорбера.2. The method according to p. 1, characterized in that the gas separated after the primary separation is cooled first by air and then by gas discharged from the absorber. 3. Способ по п. 2, отличающийся тем, что газовая фаза из первого трехфазного разделителя подается на смешение с потоком газа, подаваемым на вход абсорбера.3. The method according to p. 2, characterized in that the gas phase from the first three-phase separator is mixed with a gas stream supplied to the input of the absorber. 4. Способ по п. 3, отличающийся тем, что охлаждение углеводородного потока, полученного после сепарации остаточных газов, производят сначала потоком жидкой углеводородной фазы после второй ступени трехфазного разделения, а затем потоком отработанного абсорбента, отводимого из абсорбера.4. The method according to p. 3, characterized in that the cooling of the hydrocarbon stream obtained after separation of the residual gases is carried out first by a stream of liquid hydrocarbon phase after the second stage of three-phase separation, and then by a stream of spent absorbent discharged from the absorber. 5. Способ по п. 4, отличающийся тем, что нагрев жидкой углеводородной фазы после третьей ступени трехфазного разделения осуществляется путем пропуска ее через теплообменную поверхность печи.5. The method according to p. 4, characterized in that the heating of the liquid hydrocarbon phase after the third stage of three-phase separation is carried out by passing it through the heat exchange surface of the furnace. 6. Способ по п. 5, отличающийся тем, что охлаждение газа перед подачей в абсорбер осуществляют посредством турбодетандера, а газ, отводимый из абсорбера, перед подачей на нагрев компримируют и охлаждают потоком атмосферного воздуха.6. The method according to p. 5, characterized in that the gas is cooled before being fed into the absorber by means of a turboexpander, and the gas discharged from the absorber is compressed and cooled by atmospheric air before being fed to the heater. 7. Способ по п. 6, отличающийся тем, что жидкий углеводородный продукт перед отводом потребителю нагревают и подвергают дегазации.7. The method according to p. 6, characterized in that the liquid hydrocarbon product is heated and degassed before being withdrawn to the consumer.
RU2016134340A 2016-08-22 2016-08-22 Natural gas absorption preparation method RU2645124C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2016134340A RU2645124C1 (en) 2016-08-22 2016-08-22 Natural gas absorption preparation method

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2016134340A RU2645124C1 (en) 2016-08-22 2016-08-22 Natural gas absorption preparation method

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2645124C1 true RU2645124C1 (en) 2018-02-15

Family

ID=61227001

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2016134340A RU2645124C1 (en) 2016-08-22 2016-08-22 Natural gas absorption preparation method

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2645124C1 (en)

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4519824A (en) * 1983-11-07 1985-05-28 The Randall Corporation Hydrocarbon gas separation
SU1245826A1 (en) * 1983-02-18 1986-07-23 Всесоюзный научно-исследовательский институт природных газов Method of preparing natural gas for transportation
SU1834459A1 (en) * 1990-03-27 1996-03-10 Всесоюзный научно-исследовательский институт природных газов Method for extracting ethane and heavier components from hydrocarbon mixture
RU2283690C1 (en) * 2005-02-21 2006-09-20 ООО "Ямбурггаздобыча" Method for processing gas-condensate hydrocarbon mixture
EP1588111B1 (en) * 2002-12-19 2015-06-24 Lummus Technology Inc. Lean reflux-high hydrocarbon recovery process

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU1245826A1 (en) * 1983-02-18 1986-07-23 Всесоюзный научно-исследовательский институт природных газов Method of preparing natural gas for transportation
US4519824A (en) * 1983-11-07 1985-05-28 The Randall Corporation Hydrocarbon gas separation
SU1834459A1 (en) * 1990-03-27 1996-03-10 Всесоюзный научно-исследовательский институт природных газов Method for extracting ethane and heavier components from hydrocarbon mixture
EP1588111B1 (en) * 2002-12-19 2015-06-24 Lummus Technology Inc. Lean reflux-high hydrocarbon recovery process
RU2283690C1 (en) * 2005-02-21 2006-09-20 ООО "Ямбурггаздобыча" Method for processing gas-condensate hydrocarbon mixture

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2500453C1 (en) Method of field preparation of condensate pool products with high content of heavy hydrocarbons and plant to this end
RU137211U1 (en) INSTALLATION OF COMPREHENSIVE PREPARATION OF GAS AND HYDROCARBON CONDENSATE (OPTIONS)
RU2493898C1 (en) Method of field processing of gas condensate deposit products using unstable gas condensate as coolant and plant to this end
RU2645124C1 (en) Natural gas absorption preparation method
RU2633563C1 (en) Plant for absorption preparation of natural gas
RU2321797C1 (en) Method of preparing oil gas
RU2645102C2 (en) Natural gas preparation method
RU87102U1 (en) INSTALLATION OF COMPREHENSIVE PREPARATION OF HYDROCARBON RAW MATERIALS
RU2635946C1 (en) Plant for processing natural gas
RU2283690C1 (en) Method for processing gas-condensate hydrocarbon mixture
RU2496068C1 (en) Method of drying and cleaning of natural gas with further liquefaction and device for its implementation
RU2750696C1 (en) Adsorption unit for preparation of natural gas
RU2646899C1 (en) Method of preparing hydrocarbon gas for transportation
RU2555909C1 (en) Method of preparation of hydrocarbon gas for transport
RU2599157C1 (en) Method of preparing hydrocarbon gas for transportation
RU2612235C1 (en) Method and plant for deethanization gas conditioning for transportation in gas pipeline
RU2527922C1 (en) Installation for hydrocarbon gas preparation
RU2659311C1 (en) Method natural gas processing
RU2600141C1 (en) Method of preparing hydrocarbon gas for transportation
RU2509271C2 (en) Method for obtaining gasolines and liquefied gas from associated gas
CN207575801U (en) Twin-stage MVR evaporation equipments
RU123684U1 (en) INSTALLATION OF PREPARATION OF GAS-CONDENSATE FLUID AND STABILIZATION OF CONDENSATE
RU128924U1 (en) INSTALLATION OF LOW-TEMPERATURE GAS SEPARATION
RU2615703C2 (en) Method of gas condensate deposits complex processing with c3+ hydrocarbons deep extraction and plant for its implementation
RU2412227C1 (en) Ejector, device and procedure for preparing gaseous mixture of light hydrocarbons to processing

Legal Events

Date Code Title Description
PD4A Correction of name of patent owner
PC41 Official registration of the transfer of exclusive right

Effective date: 20201016