RU2676829C1 - Associated petroleum gas topping plant - Google Patents
Associated petroleum gas topping plant Download PDFInfo
- Publication number
- RU2676829C1 RU2676829C1 RU2017137722A RU2017137722A RU2676829C1 RU 2676829 C1 RU2676829 C1 RU 2676829C1 RU 2017137722 A RU2017137722 A RU 2017137722A RU 2017137722 A RU2017137722 A RU 2017137722A RU 2676829 C1 RU2676829 C1 RU 2676829C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- heat exchanger
- stream
- associated petroleum
- petroleum gas
- Prior art date
Links
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 title claims abstract description 25
- 238000005057 refrigeration Methods 0.000 claims abstract description 31
- 238000004821 distillation Methods 0.000 claims abstract description 26
- 238000001035 drying Methods 0.000 claims abstract description 9
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 claims abstract description 9
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 30
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 18
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 14
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 13
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 230000002265 prevention Effects 0.000 claims description 9
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 7
- 230000001172 regenerating effect Effects 0.000 claims description 6
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims description 6
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 claims description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 abstract description 43
- 239000003921 oil Substances 0.000 abstract description 18
- 239000003507 refrigerant Substances 0.000 abstract description 18
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 abstract description 14
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 abstract description 14
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 abstract description 7
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 5
- 238000002347 injection Methods 0.000 abstract description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 abstract description 3
- 239000002480 mineral oil Substances 0.000 abstract description 2
- 235000010446 mineral oil Nutrition 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 19
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 9
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 7
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 5
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 5
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 5
- 239000002912 waste gas Substances 0.000 description 5
- 238000013329 compounding Methods 0.000 description 4
- 238000000034 method Methods 0.000 description 4
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 4
- 239000003463 adsorbent Substances 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 3
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 3
- RRZVGDGTWNQAPW-UHFFFAOYSA-N 4-[5-(1-methylpyrazol-4-yl)-3-[2-(1-methylpyrazol-4-yl)ethyl]imidazol-4-yl]benzonitrile Chemical compound C1=NN(C)C=C1CCN1C(C=2C=CC(=CC=2)C#N)=C(C2=CN(C)N=C2)N=C1 RRZVGDGTWNQAPW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000001335 aliphatic alkanes Chemical class 0.000 description 2
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 2
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 2
- 239000012263 liquid product Substances 0.000 description 2
- 239000000047 product Substances 0.000 description 2
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 1
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 description 1
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 description 1
- 238000006477 desulfuration reaction Methods 0.000 description 1
- 230000023556 desulfurization Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 239000003657 drainage water Substances 0.000 description 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000010795 gaseous waste Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 230000002631 hypothermal effect Effects 0.000 description 1
- 239000003915 liquefied petroleum gas Substances 0.000 description 1
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 1
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 1
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 1
- 238000004781 supercooling Methods 0.000 description 1
- 238000010977 unit operation Methods 0.000 description 1
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
- F25J3/0204—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 characterised by the feed stream
- F25J3/0209—Natural gas or substitute natural gas
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Thermal Sciences (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Vaporization, Distillation, Condensation, Sublimation, And Cold Traps (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к холодильной технике, а именно к устройствам для разделения газов с использованием холода и может быть использовано на нефтяных месторождениях для создания мобильных модульных комплексов для разделения попутного нефтяного газа (ПНГ) на газовый конденсат, который может быть компаундирован с минеральной нефтью, и на сухой газ, который может быть транспортирован в магистральный газопровод, либо полезно использован для собственных нужд, либо сожжен на факельной установке.The invention relates to refrigeration, and in particular to devices for gas separation using cold and can be used in oil fields to create mobile modular complexes for separating associated petroleum gas (APG) into gas condensate, which can be compounded with mineral oil, and dry gas, which can be transported to the main gas pipeline, is either used for own needs or burned in a flare unit.
Из технического уровня известны множество технических решений с применением холодильных установок различного принципа действия с различным количеством ступеней охлаждения для промышленного разделения газов. Например, установка для переработки попутного нефтяного газа низкого давления [патент RU 118408, 20.07.2012] решает проблему переработки ПНГ низкого давления на месторождениях. Установка для переработки попутного нефтяного газа низкого давления преимущественно от 0,02 МПа, содержит устройство эжекции газа в жидкость, напорный насос, сепаратор «газ-жидкость», устройство абсорбционной сероочистки, теплообменник «жидкость-жидкость», теплообменник «газ-жидкость», теплообменник «газ-газ», устройство регенерации и подачи ингибитора гидратообразования, генераторов холода: воду, атмосферный воздух, вихревую трубу и холодильную машину, разделитель «газ-углеводородный конденсат-жидкость», сепаратор «углеводородный конденсат-газ», емкость сбора углеводородного конденсата. К недостаткам данного технического решения относится применение двух ступеней охлаждения: вихревая труба и холодильная установка, применяемые в совокупности, имеют низкую эффективность по сравнению с холодильными установками на смесевом хладагенте. Данная установка не позволит добиться высокой степени и точности извлечения газового конденсата.Many technical solutions are known from the technical level with the use of refrigeration units of a different operating principle with a different number of cooling stages for industrial gas separation. For example, an installation for processing associated petroleum gas of low pressure [patent RU 118408, 07/20/2012] solves the problem of processing low-pressure associated gas at fields. Installation for processing associated petroleum gas low pressure mainly from 0.02 MPa, contains a device for ejection of gas into liquid, a pressure pump, a gas-liquid separator, absorption desulfurization device, a liquid-liquid heat exchanger, a gas-liquid heat exchanger, a gas-gas heat exchanger, a regeneration and supply device for a hydrate inhibitor, cold generators: water, atmospheric air, a vortex tube and a refrigeration machine, a gas-hydrocarbon condensate-liquid separator, a hydrocarbon to ondensate gas ”, hydrocarbon condensate collection capacity. The disadvantages of this technical solution include the use of two stages of cooling: a vortex tube and a refrigeration unit, used in combination, have low efficiency compared to refrigeration units using mixed refrigerant. This installation will not allow to achieve a high degree and accuracy of extraction of gas condensate.
Также из технического уровня известна система и способ разделения алкановых газов для применения на объектах переработки природного газа и для полезного использования газа, сжигаемого на факелах (Systems and methods for separating alkane gases with applications to raw natural Gas processing and flare gas capture) [публикация WO 2014204817, 24.12.2014]. В данном источнике описывается решение проблемы разделения природного газа на три потока: поток метана (содержащий не менее 70% метана); поток, обогащенный этаном; и поток сжиженных углеводородных газов. Для этого используется мобильный комплекс переработки реализованный на одной шасси фуры, включающий блок компримирования, двухкаскадную холодильную машину, работающую на углеводородном хладагенте, содержащую компрессор для входного потока газа, аппарат воздушного охлаждения, дроссель, ректификационную колонну, теплообменный аппарат, сепараторы, систему ввода ингибитора и/или адсорберы, обеспечивающие предотвращение гидратообразования.A system and method for separating alkane gases with applications to raw natural gas processing and flare gas capture is also known from a technical level for the use of alkane gases for applications in natural gas processing facilities [WO publication 2014204817, 12.24.2014]. This source describes a solution to the problem of dividing natural gas into three streams: a methane stream (containing at least 70% methane); ethane enriched stream; and a stream of liquefied petroleum gases. To do this, use a mobile processing complex implemented on one truck chassis, including a compression unit, a two-stage hydrocarbon refrigerant refrigerating machine, containing a compressor for gas inlet flow, an air cooling apparatus, a choke, a distillation column, a heat exchanger, separators, an inhibitor input system and / or adsorbers that prevent hydrate formation.
Описываемое техническое решение предполагает производительность по сырьевому газу до 5663 нм3/сут. и предназначено для выделения из природного газа широкой фракции легкокипящих углеводородов (ШФЛУ) с давлением насыщенных паров (ДНП) при температуре 38°С до 17 бар. Полученная ШФЛУ загружается в транспортные емкости и вывозится для продажи или дальнейшей переработки. Данное техническое решение является прототипом заявляемого изобретения.The described technical solution assumes a feed gas productivity of up to 5663 nm3 / day. and is designed to separate a wide fraction of low boiling hydrocarbons (BFLH) from natural gas with a saturated vapor pressure (DNP) at a temperature of 38 ° C to 17 bar. Received BFLH is loaded into transport tanks and exported for sale or further processing. This technical solution is a prototype of the claimed invention.
Однако, система и способ согласно по прототипу имеют также существенные недостатки: применение двухкаскадной холодильной машины для охлаждения основного потока до температур от минус 80°С до минус 40°С снижает надежность холодильной установки, увеличивает ее массогабаритные характеристики и стоимость; применение блока компримирования для сжатия сырьевого потока до давления от 6 до 35 бар, делает холодильную установку более сложной и также увеличивает ее массогабаритные характеристики и стоимость. Исходя из описания и иллюстраций прототипа, для сжатия применяется двухступенчатый безмасляный компрессор. Такие компрессоры либо обладают коротким (раз в несколько месяцев) межремонтным интервалом (в случае, если это компрессоры объемного действия), либо очень дороги и сложны в управлении (в случае, если это центробежные компрессоры на магнитных опорах). Также в качестве недостатка можно отметить применение адсорбционной осушки. В данной системе требуется осушка до температуры точки росы минус 80°С. Но адсорбционная осушка удобна для применения при небольших расходах сырьевого газа, что значительно сужает область применения. При более значительных расходах сырьевого газа размеры адсорберов увеличиваются. При этом, адсорбенты, применяемые в подобных системах осушки, имеют ограниченный срок службы (около года). Таким образом, применение адсорбционной осушки не только значительно увеличивает массогабаритные характеристики, но и увеличивает эксплуатационные затраты, связанные с необходимостью регулярной замены адсорбента.However, the system and method according to the prototype also have significant disadvantages: the use of a two-stage refrigeration machine for cooling the main stream to temperatures from minus 80 ° C to minus 40 ° C reduces the reliability of the refrigeration unit, increases its overall dimensions and cost; the use of a compression unit for compressing the feed stream to a pressure of 6 to 35 bar makes the refrigeration unit more complex and also increases its overall dimensions and cost. Based on the description and illustrations of the prototype, a two-stage oil-free compressor is used for compression. Such compressors either have a short (once a few months) overhaul interval (if they are volumetric compressors), or they are very expensive and difficult to manage (if they are centrifugal compressors with magnetic bearings). Also a disadvantage is the use of adsorption drying. In this system, drying to dew point temperature of minus 80 ° C is required. But adsorption drying is convenient for use at low feed gas consumption, which significantly narrows the scope. At higher feed gas rates, adsorber sizes increase. At the same time, the adsorbents used in such drying systems have a limited service life (about a year). Thus, the use of adsorption drying not only significantly increases weight and size characteristics, but also increases operating costs associated with the need for regular replacement of the adsorbent.
Рассмотренные недостатки предшествующего уровня техники решаются предлагаемой установкой для отбензинивания попутного нефтяного газа.The considered disadvantages of the prior art are solved by the proposed installation for topping associated petroleum gas.
Техническим результатом изобретения является снижение массогабаритных характеристик, упрощение конструкции, снижение энергопотребления, повышение термодинамической эффективности, расширение области применения и повышения точности получения целевых компонентов продукции.The technical result of the invention is to reduce weight and size characteristics, simplify the design, reduce energy consumption, increase thermodynamic efficiency, expand the scope and improve the accuracy of obtaining the target components of the product.
Для достижения данного результата решается задача эффективного отбензинивания ПНГ и получения ликвидного продукта (газового конденсата), который может быть компаундирован с товарной нефтью (ДНП которого позволяет компаундировать его с товарной нефтью) с одновременной оптимизацией применяемого холодильного цикла и холодильной установки за счет применения одного контура охлаждения и использования в качестве рабочего вещества холодильной машины смесевого многокомпонентного хладагента.To achieve this result, the problem of efficient topping APG and obtaining a liquid product (gas condensate) that can be combined with marketable oil (DNP which allows it to be combined with marketable oil) is solved while optimizing the used refrigeration cycle and refrigeration unit by using one cooling circuit and use as a working substance of the refrigeration machine mixed multicomponent refrigerant.
В одном из вариантов реализации изобретения для достижения технического результата изобретения применяется установка для отбензинивания попутного нефтяного газа, которая включает в себя холодильную машину с компрессором, аппаратом воздушного охлаждения, дросселем, а также ректификационную колонну, теплообменный аппарат, сепараторы, систему предотвращения гидратообразования, при этом в составе установки реализовано последовательное соединение сепаратора для отделения жидкости от газа, системы предотвращения гидратообразования, витого четырехпоточного теплообменного аппарата, конденсатора-испарителя, трехфазного сепаратора, насоса, обеспечивающего повышение давления жидкостного потока перед ректификационной колонной, рекуперативного теплообменного аппарата, ректификационной колонны, а также установка включает параллельно подключенную смесевую однокоскадную холодильную машину, соединенную с конденсатором-испарителем и предназначенную для работы с использованием смеси углеводородов и/или хладонов в качестве рабочего вещества, кроме этого установка содержит систему автоматического регулирования режима работы в зависимости от давления насыщенных паров нефти на узле смешения продукционного потока с товарной нефтью, причем для работы четырехпоточного теплообменного аппарата используется холод сбросных потоков газа и конденсата из трехфазного сепаратора, рекуперативного теплообменного аппарата и ректификационной колонны.In one embodiment of the invention, to achieve a technical result of the invention, a unit for topping off associated petroleum gas is used, which includes a refrigeration machine with a compressor, an air cooling apparatus, a throttle, as well as a distillation column, a heat exchanger, separators, a hydrate formation prevention system, as part of the installation, a serial connection of a separator for separating liquid from gas, a system for preventing hydrate formation, in the four-flow heat exchanger, condenser-evaporator, three-phase separator, pump, which provides an increase in the pressure of the liquid stream in front of the distillation column, a regenerative heat exchanger, distillation column, and the installation includes a parallel connected single-stage refrigeration machine connected to the condenser-evaporator and designed for operation using a mixture of hydrocarbons and / or freons as a working substance, in addition, setting the content The system of automatic control of the operating mode depends on the pressure of saturated oil vapor at the unit for mixing the production stream with marketable oil, and for the operation of the four-flow heat exchanger, the cold of waste gas and condensate flows from a three-phase separator, recuperative heat exchanger and distillation column is used.
В другом варианте реализации изобретения для достижения технического результата изобретения применяется установка для отбензинивания попутного нефтяного газа, которая включает в себя холодильную машину с компрессором, аппаратом воздушного охлаждения, дросселем, а также ректификационную колонну, теплообменный аппарат, сепараторы, систему предотвращения гидратообразования, при этом в составе установки реализовано последовательное соединение сепаратора для отделения жидкости от газа, системы предотвращения гидратообразования, витого четырехпоточного теплообменного аппарата, конденсатора-испарителя, рекуперативного теплообменного аппарата, ректификационной колонны, комбинированной с трехфазным сепаратором, а также установка включает параллельно подключенную смесевую однокаскадную холодильную машину, соединенную с конденсатором-испарителем и предназначенную для работы с использованием смеси углеводородов и/или хладонов в качестве рабочего вещества, кроме этого установка содержит систему автоматического регулирования режима работы в зависимости от давления насыщенных паров нефти на узле смешения продукционного потока с товарной нефтью, причем для работы четырехпоточного теплообменного аппарата используется холод сбросных потоков газа и конденсата рекуперативного теплообменного аппарата и комбинированной с трехфазным сепаратором ректификационной колонны.In another embodiment of the invention, to achieve a technical result of the invention, a unit for topping petroleum gas topping is used, which includes a refrigeration machine with a compressor, an air cooling apparatus, a throttle, as well as a distillation column, a heat exchanger, separators, a hydrate formation prevention system, while The unit includes a serial connection of a separator to separate liquid from gas, a system for preventing hydrate formation, vito four-flow heat exchanger, condenser-evaporator, recuperative heat exchanger, distillation column combined with a three-phase separator, and the installation includes a parallel connected single-stage refrigeration machine connected to a condenser-evaporator and designed to work using a mixture of hydrocarbons and / or refrigerants in the quality of the working substance, in addition, the installation contains a system for automatically controlling the operating mode depending on the pressure I saturated vapor of oil at a production site mixing stream with the commodity oil, and for heat exchanger used chetyrehpotochnogo cold waste gas and condensate flows the regenerative heat exchanger and combined with three-phase separator fractionator.
В частном случае реализации установки система предотвращения гидратообразования может быть выполнена в виде регулируемого устройства подачи метанола в поток попутного нефтяного газа, либо в виде системы адсорбционной осушки газа.In the particular case of the installation, the hydrate formation prevention system can be made in the form of an adjustable device for supplying methanol to the associated petroleum gas stream, or in the form of a gas adsorption drying system.
В частном случае реализации установки ее компоненты могут быть выполнены в виде отдельных модулей с массо-габаритными параметрами, обеспечивающими возможность их транспортировки грузовым транспортом, как габаритного груза, и выполненных с возможностью реализации технологии отбензинивания попутного нефтяного газа при их соединении между собой и подключении к площадным нефте-газопромысловым объектам месторождений.In the particular case of the installation implementation, its components can be made in the form of separate modules with mass-dimensional parameters, which enable them to be transported by freight transport as bulk cargo, and made with the possibility of implementing the technology of topping associated petroleum gas when they are connected to each other and connected to oil and gas field facilities.
Далее описана работа установки.The following describes the operation of the installation.
Поток ПНГ поступает во входной сепаратор, где отделяется капельная жидкость, а газ поступает на охлаждение в многопоточный теплообменный аппарат за счет использования холода сбросного потока газа и конденсата. Затем сырьевой поток ПНГ поступает в конденсатор-испаритель на переохлаждение, осуществляемое за счет холода холодильной машины.The APG stream enters the inlet separator, where droplet liquid is separated, and the gas enters for cooling in a multi-threaded heat exchanger due to the use of cold gas and condensate waste stream. Then, the APG feed stream enters the condenser-evaporator for supercooling, which is carried out due to the cold of the refrigeration machine.
В одном варианте реализации изобретения после переохлаждения происходит разделение ПНГ в трехфазном сепараторе, где поток ПНГ разделяется на газообразный сбросной поток и поток сжиженных углеводородов, который направляется на дальнейшее разделение. После трехфазного сепаратора давление потока сжиженных углеводородов повышается с помощью насоса, поток подогревается в рекуперативном теплообменнике и направляется в ректификационную колонну, где происходит конечное разделение.In one embodiment, after hypothermia, the APG is separated in a three-phase separator, where the APG stream is separated into a gaseous waste stream and a stream of liquefied hydrocarbons, which is sent for further separation. After a three-phase separator, the pressure of the liquefied hydrocarbon stream is increased by means of a pump, the stream is heated in a recuperative heat exchanger and sent to a distillation column, where the final separation takes place.
В другом варианте реализации изобретения поток подогревается в рекуперативном теплообменнике, направляется на разделение в комбинированную с трехфазным сепаратором ректификационную колонну.In another embodiment of the invention, the flow is heated in a recuperative heat exchanger, sent for separation into a distillation column combined with a three-phase separator.
В обоих вариантах реализации изобретения жидкость из куба ректификационной колонны является продукционным потоком, который направляется на компаундирование с товарной нефтью через узел смешения.In both embodiments of the invention, the liquid from the bottom of the distillation column is a production stream that is sent to compounding with commercial oil through a mixing unit.
Система предотвращения гидратообразования позволяет избежать гидратообразования при охлаждении ПНГ.The hydrate formation prevention system avoids hydrate formation during the cooling of the associated petroleum gas.
Снижение энергоемкости и массо-габаритных характеристик установки достигается за счет применения многопоточного теплообменного аппарата и однокаскадной смесевой холодильной машины и, во втором варианте реализации установки, дополнительно, - за счет использования комбинированной ректификационной колонны, объединенной с трехфазным сепаратором.Reducing the energy intensity and weight and size characteristics of the installation is achieved through the use of a multi-flow heat exchanger and a single-stage mixed refrigeration machine and, in the second embodiment of the installation, additionally, through the use of a combined distillation column combined with a three-phase separator.
Повышение термодинамической эффективности достигается за счет использования могопоточного теплообменного аппарата, а использование смесевого многокомпонентного хладагента увеличивает холодопроизводительность однокаскадной холодильной машины.The increase in thermodynamic efficiency is achieved through the use of a multi-flow heat exchanger, and the use of mixed multi-component refrigerant increases the cooling capacity of a single-stage refrigeration machine.
Точность получения целевых компонентов продукции достигается за счет использования автоматической системы регулирования режимов работы установки в зависимости от давления насыщенных паров товарной нефти.The accuracy of obtaining the target components of the product is achieved through the use of an automatic system for regulating the operating modes of the installation depending on the saturated vapor pressure of the crude oil.
Область применения установки ограничивается автоматической системой регулирования режима работы установки, но, при этом позволяет изменять параметры продукционного и сбросных потоков газа, например, для получения как стабильного газового конденсата, так и для получения широких фракций легких углеводородов (ШФЛУ).The scope of the installation is limited to an automatic system for regulating the operating mode of the installation, but at the same time it allows you to change the parameters of production and waste gas flows, for example, to obtain both stable gas condensate and to obtain wide fractions of light hydrocarbons (BFLH).
Сущность изобретения поясняется принципиальной схемой одного из вариантов реализации установки для отбензинивания попутного нефтяного газа, изображенной на рисунке - Фиг. 1, со следующими обозначениями:The invention is illustrated by the schematic diagram of one of the embodiments of the installation for topping associated petroleum gas, shown in the figure - Fig. 1, with the following notation:
1 - сепаратор (входной отделитель жидкости);1 - separator (inlet liquid separator);
2 - четырехпоточный теплообменный аппарат;2 - four-flow heat exchanger;
3 - конденсатор-испаритель;3 - condenser-evaporator;
4 - дроссель;4 - throttle;
5 - трехфазный сепаратор;5 - three-phase separator;
6 - аппарат воздушного охлаждения;6 - air cooling apparatus;
7 - компрессор;7 - compressor;
8 - насос;8 - pump;
9 - рекуперативный теплообменный аппарат;9 - recuperative heat exchanger;
10 - ректификационная колонна;10 - distillation column;
11 - регулирующий вентиль;11 - control valve;
12 - рекуперативный теплообменный аппарат холодильной установки;12 - recuperative heat exchanger of the refrigeration unit;
13 - система ввода ингибитора.13 - input system of the inhibitor.
Устройство установки отбензинивания описано ниже.The topping device is described below.
Мобильный модульный комплекс по получению товарного ликвидного продукта из ПНГ включает в себя отделитель жидкости 1, который соединен с трубопроводом подачи ПНГ, а также с трубой отвода дренажной воды.The mobile modular complex for obtaining a marketable liquid product from associated gas includes a
Отделитель жидкости 1, выполняющий функцию входного сепаратора, соединен с четырехпоточным теплообменным аппаратом 2. На участке трубопровода между отделителем жидкости 1 и четырехпоточным теплообменным аппаратом 2 установлена система ввода ингибитора гидратообразования (метанола) 13, представляющая собой устройство регулируемой подачи ингибитора в поток ПНГ, либо система адсорбционной осушки газа. Четырехпоточный теплообменный аппарат 2 соединен с конденсатором-испарителем 3 трубопроводом движения ПНГ. Трубопровод подачи газообразного смесевого хладагента соединяет конденсатор смесевой холодильной машины с входом рекуперативного теплообменного аппарата холодильной установки 12. Дроссель 4 соединяется с рекуперативным теплообменным аппаратом холодильной установки 12 трубопроводом высокого давления и с конденсатором-испарителем 3 через трубопровод низкого давления. Выход хладагента низкого давления из конденсатора-испарителя 3 соединен с входом в рекуперативный теплообменный аппарат холодильной установки 12. Выход потока низкого давления из рекуперативного теплообменного аппарата холодильной установки 12 соединен с входом всасывания компрессора 7. Выход потока ПНГ из конденсатора-испарителя 3 соединен с трехфазным отделителем 5. Трубопровод подачи сконденсировавшейся части потока ПНГ соединяет трехфазный сепаратор 5 и насос 8. Трехфазный сепаратор 5 также соединен с трубопроводом отвода воды и трубопроводом отбросного газа четырехпоточного теплообменного аппарата 2. Выход насоса 8 соединен с входом подачи конденсата ПНГ в рекуперативный теплообменный аппарат 9. Выход конденсата ПНГ из рекуперативного теплообменного аппарата 9 соединен с ректификационной колонной 10. Трубопровод отбросного газа соединен с верхней частью ректификационной колонны 10 и входом в четырехпоточный теплообменный аппарат 2. Выходы отбросного газа из четырехпоточного теплообменного аппарата 2 соединены трубопроводом с факелом утилизации. Трубопровод продукционного потока соединяет испаритель ректификационной колонны 10 и вход в рекуперативный теплообменный аппарат 9. Выход продукционного потока из рекуперативного теплообменного аппарата 9 соединен с четырехпоточным теплообменным аппаратом 2. Выход продукционного потока из теплообменного аппарата 2 соединен с регулирующим вентилем 11. Трубопровод от регулирующего вентиля 11 ведет к трубе товарной нефти. Смешение объема продукционного потока с товарной нефтью осуществляется под управлением автоматической системой регулирования режима работы установки для отбензинивания на узле смешения в зависимости от давления насыщенных паров товарной нефти.The
Установка для отбензинивания попутного нефтяного газа работает следующим образом:Installation for topping associated petroleum gas works as follows:
Сырьевой поток ПНГ с давлением около 4 бар попадает сначала в сепаратор (отделитель жидкости) 1, предназначенный для отделения жидкой воды от сырьевого потока, который соединен с помощью трубопроводов с дренажной системой и четырехпоточным рекуперативным теплообменным аппаратом 2. При наличии в составе установки системы предотвращения гидратообразования в виде системы ввода ингибитора гидратообразования 13, перед теплообменным аппаратом 2 в поток ПНГ впрыскивается ингибитор гидратообразования (метанол). При наличии в составе установки, вместо системы ввода ингибитора 13, системы адсорбционной осушки газа (на рисунке не показано) сырьевой поток после отделителя жидкости 1 поступает в адсорбционные аппараты, где по средствам адсорбента из потока газа извлекаются пары воды, и поток становится осушенным. После чего поток газа охлаждается в теплообменном аппарате 2 до температуры минус 30°С за счет холода, отбираемого от сбросных потоков.The APG feed stream with a pressure of about 4 bar first enters a separator (liquid separator) 1, designed to separate liquid water from the feed stream, which is connected via pipelines to a drainage system and a four-flow
После этого ПНГ попадает в конденсатор-испаритель 3 где переохлаждается за счет кипения смесевого хладагента до температуры минус 57°С. Выход потока ПНГ из конденсатора-испарителя 3 соединен с трехфазным сепаратором 5, осуществляющим сепарацию. Поток воды из данного трехфазного сепаратора 5 поступает в дренажную систему, газообразный холодный поток направляется в четырехпоточный теплообменный аппарат 2, а поток сжиженных углеводородных газов поступает в насос 8, где его давление повышается до 16 бар. После насоса 8 поток подогревается в рекуперативном теплообменном аппарате 9 за счет тепла продукционного потока, и направляется в ректификационную колонну 10, где происходит конечное разделение при тепломассообменном процессе за счет разницы температур по высоте колонны. К испарителю ректификационной колонны 10 тепло подводится из стороннего источника. Продукционный поток (конденсат) выводится из испарителя ректификационной колонны 10 в подогретом состоянии, проходит через рекуперативный теплообменный аппарат 9, где охлаждается до температуры около минус 50°С и при этом подогревает поток сжиженных углеводородных газов идущий от насоса 8 в колонну 10, после чего проходит через четырехпоточный теплообменный аппарат 2, где подогревается до температуры, близкой к температуре окружающей среды и направляется, проходя через регулирующий вентиль 11, на компаундирование с товарной нефтью. При компаундировании с товарной нефтью за счет системы автоматического регулирования режима работы установки (на рисунке не показано) обеспечивается условие, что поток товарной нефти после компаундирования должен иметь ДНП не выше 66,7 КПа при температуре 37,8°С.After that, the APG enters the condenser-
Газообразные холодные потоки из трехфазного сепаратора 5 и верхней части ректификационной колонны 10 - потоки сухого отбензиненного газа, направляются в четырехпоточный теплообменный аппарат 2, где подогреваются до температуры, близкой к температуре окружающей среды. Холод данных потоков используется для охлаждения сырьевого потока ПНГ. После четырехпоточного теплообменного аппарата 2 сбросные потоки могут быть направлены на факел для сжигания, либо полезно использованы (например, направлены в магистральный газопровод, либо использованы для генерации электроэнергии для собственных нужд).Gaseous cold streams from the three-
Смесевой хладагент, циркулирующий в холодильной машине, состоит из углеводородов, например, компонентами смеси могут быть этилен, пропан, бутан, пентан и другие газообразные углеводороды. Смесевой хладагент сжимается в компрессоре 7, тепло сжатия сбрасывается в окружающую среду в аппарате воздушного охлаждения 6, после которого смесевой хладагент частично конденсируется. После аппарата воздушного охлаждения 6 прямой поток смесевого хладагента направляется в рекуперативный теплообменный аппарат холодильной установки 12, где охлаждается за счет обратного потока смесевого хладагента и полностью конденсируется. Жидкий смесевой хладагент расширяется в дросселе 4, после чего его температура падает до температуры минус 62°С. После дросселя 4 двухфазный смесевой хладагент поступает в конденсатор-испаритель 3, в котором он кипит при переменной температуре и охлаждает поток ПНГ. После конденсатора-испарителя 3 обратный поток смесевого хладагента сначала проходит через теплообменный аппарат 12, где нагревается, после чего поступает на вход всасывания компрессора 7, на чем цикл холодильной машины замыкается.The mixed refrigerant circulating in the refrigeration machine consists of hydrocarbons, for example, the components of the mixture may be ethylene, propane, butane, pentane and other gaseous hydrocarbons. The mixed refrigerant is compressed in the compressor 7, the heat of compression is discharged into the environment in the air cooling apparatus 6, after which the mixed refrigerant is partially condensed. After the air cooling apparatus 6, the direct flow of the mixed refrigerant is directed to the recuperative heat exchanger of the
Охлаждение как потока ПНГ, так и конденсатора колонны обеспечивается за счет одной холодильной машины. Таким образом, обеспечивается улучшение массогабаритных параметров оборудования, простота и надежность. Наличие одной холодильной машины также снижает стоимость установки по сравнению с известными аналогами, использующими каскадную схему охлаждения.The cooling of both the APG stream and the column condenser is provided by one refrigeration machine. Thus, the improvement of the overall dimensions of the equipment, simplicity and reliability are provided. The presence of one refrigeration machine also reduces the cost of installation compared to well-known analogues using a cascade cooling scheme.
Сепарация производится за счет охлаждения. Для обеспечения более эффективного процесса разделения в ректификационной колонне, уменьшения энергозатрат на подогрев испарителя и охлаждение конденсатора данной колонны давление в колонне повышено до 16 бар за счет применения насоса. Таким образом, сжатие не всего потока ПНГ на входе в установку, а использование насоса для повышения давления только жидкости, поступающей в ректификационную колонну, позволяет значительно упростить установку для отбензинивания попутного нефтяного газа.The separation is carried out by cooling. To ensure a more efficient separation process in the distillation column, to reduce energy consumption for heating the evaporator and cooling the condenser of this column, the pressure in the column is increased to 16 bar due to the use of a pump. Thus, the compression of not all of the APG flow at the inlet of the unit, but the use of a pump to increase the pressure of only the liquid entering the distillation column, can significantly simplify the installation for topping associated petroleum gas.
Промышленное воспроизведение установки для отбензинивания попутного нефтяного газа осуществляется путем сбора из типовых машин и аппаратов, с применением типовых технологических трубопроводов, устойчивых к воздействию хладагентов и ПНГ. Количество машин и аппаратов в составе установки для отбензинивания попутного нефтяного газа размещенных в объеме габаритных транспортных контейнеров позволяет осуществлять сборку установки для отбензинивания попутного нефтяного газа непосредственно на месте последующей эксплуатации. Применение в составе установки ректификационной колонны с совмещенным трехфазным сепаратором улучшает массо-габаритные характеристики, в том числе обеспечивая компактное исполнение и перемещение установки в собранном виде и готовой к эксплуатации.Industrial reproduction of a unit for topping associated petroleum gas is carried out by collecting from standard machines and apparatuses, using standard process pipelines that are resistant to refrigerants and associated gas. The number of machines and apparatuses in the installation for the topping of associated petroleum gas placed in the overall volume of transport containers allows the assembly of the installation for topping of associated petroleum gas directly at the place of subsequent operation. The use of a distillation column with a combined three-phase separator as part of the installation improves the mass-dimensional characteristics, including providing compact design and moving the unit in assembled form and ready for operation.
Применение изобретения на объектах добычи нефти позволит снизить затраты на выплату штрафов за выбросы вредных веществ в атмосферу, получить дополнительный доход от увеличения количества товарной нефти, и в целом повысить уровень полезного использования ПНГ.The application of the invention at oil production facilities will reduce the cost of paying fines for emissions of harmful substances into the atmosphere, receive additional income from an increase in the amount of marketable oil, and generally increase the level of useful use of associated petroleum gas.
Claims (4)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017137722A RU2676829C1 (en) | 2017-10-27 | 2017-10-27 | Associated petroleum gas topping plant |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017137722A RU2676829C1 (en) | 2017-10-27 | 2017-10-27 | Associated petroleum gas topping plant |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2676829C1 true RU2676829C1 (en) | 2019-01-11 |
Family
ID=65025043
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017137722A RU2676829C1 (en) | 2017-10-27 | 2017-10-27 | Associated petroleum gas topping plant |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2676829C1 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2705160C1 (en) * | 2018-12-24 | 2019-11-05 | Андрей Владиславович Курочкин | Unit of low-temperature dephlegmation with rectification ltdr for complex gas treatment with generation of lng |
| RU2722679C1 (en) * | 2019-09-09 | 2020-06-03 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") | Plant (versions) and system (versions) for stripping associated petroleum gas, method of stripping associated petroleum gas |
| RU2748142C1 (en) * | 2020-01-09 | 2021-05-19 | Андрей Владиславович Курочкин | Associated oil gas treatment plant with production of broad fraction of light hydrocarbons (versions) |
| RU213282U1 (en) * | 2022-03-09 | 2022-09-05 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") | Hydrocarbon gas topping plant |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU66491U1 (en) * | 2007-06-14 | 2007-09-10 | Открытое акционерное общество "НОВАТЭК" | APPARATUS FOR PROCESSING OIL GAS |
| RU104860U1 (en) * | 2010-09-13 | 2011-05-27 | Георгий Константинович Манастырлы | TECHNOLOGICAL COMPLEX FOR PROCESSING ASSOCIATED OIL GAS |
| RU118408U1 (en) * | 2011-04-21 | 2012-07-20 | Илья Иванович Рыбаков | LOW PRESSURE OIL GAS PROCESSING PLANT |
| WO2013126624A1 (en) * | 2012-02-22 | 2013-08-29 | Posa Richard Paul | Method and system for separating and destroying sour and acid gas |
| WO2014204817A3 (en) * | 2013-06-18 | 2015-02-19 | Pioneer Energy, Inc. | Systems and methods for separating alkane gases with applications to raw natural gas processing |
-
2017
- 2017-10-27 RU RU2017137722A patent/RU2676829C1/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU66491U1 (en) * | 2007-06-14 | 2007-09-10 | Открытое акционерное общество "НОВАТЭК" | APPARATUS FOR PROCESSING OIL GAS |
| RU104860U1 (en) * | 2010-09-13 | 2011-05-27 | Георгий Константинович Манастырлы | TECHNOLOGICAL COMPLEX FOR PROCESSING ASSOCIATED OIL GAS |
| RU118408U1 (en) * | 2011-04-21 | 2012-07-20 | Илья Иванович Рыбаков | LOW PRESSURE OIL GAS PROCESSING PLANT |
| WO2013126624A1 (en) * | 2012-02-22 | 2013-08-29 | Posa Richard Paul | Method and system for separating and destroying sour and acid gas |
| WO2014204817A3 (en) * | 2013-06-18 | 2015-02-19 | Pioneer Energy, Inc. | Systems and methods for separating alkane gases with applications to raw natural gas processing |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2705160C1 (en) * | 2018-12-24 | 2019-11-05 | Андрей Владиславович Курочкин | Unit of low-temperature dephlegmation with rectification ltdr for complex gas treatment with generation of lng |
| RU2722679C1 (en) * | 2019-09-09 | 2020-06-03 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") | Plant (versions) and system (versions) for stripping associated petroleum gas, method of stripping associated petroleum gas |
| WO2021049977A1 (en) * | 2019-09-09 | 2021-03-18 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" | Plant, system and method for separating associated petroleum gas |
| RU2748142C1 (en) * | 2020-01-09 | 2021-05-19 | Андрей Владиславович Курочкин | Associated oil gas treatment plant with production of broad fraction of light hydrocarbons (versions) |
| RU213282U1 (en) * | 2022-03-09 | 2022-09-05 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") | Hydrocarbon gas topping plant |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| JP6629431B2 (en) | Conversion of waste heat of gas processing plant to electric power based on organic Rankine cycle | |
| CN101743430B (en) | Boil-off gas treatment process and system | |
| US6553784B2 (en) | Comprehensive natural gas processor | |
| RU2668303C1 (en) | System and method for liquefying of natural gas (options) | |
| CN101104825B (en) | Method for producing liquefied natural gas of mine gas | |
| CN102940974B (en) | Oil gas condensation and recovery method by using mixed refrigerant cycle | |
| RU2010150141A (en) | IMPROVED NITROGEN REMOVAL IN A PLANT FOR PRODUCING LIQUEFIED NATURAL GAS | |
| CN102538398A (en) | Process and system for purifying, separating and liquefying nitrogen-and-oxygen-containing coal mine methane (CMM) | |
| RU2676829C1 (en) | Associated petroleum gas topping plant | |
| RU2272228C1 (en) | Universal gas separation and liquefaction method (variants) and device | |
| CN106461320A (en) | Liquefied natural gas facility employing an optimized mixed refrigerant system | |
| US8528361B2 (en) | Method for enhanced recovery of ethane, olefins, and heavier hydrocarbons from low pressure gas | |
| RU2684621C2 (en) | Method and system for producing pressurised and at least partially condensed mixture of hydrocarbons | |
| RU2722679C1 (en) | Plant (versions) and system (versions) for stripping associated petroleum gas, method of stripping associated petroleum gas | |
| CN105865145B (en) | A kind of coal gas gasification technique | |
| CN104804760B (en) | Mixed hydrocarbon from oil associated gas recovery system and method | |
| RU2525759C2 (en) | Partial liquefaction of natural gas (versions) | |
| RU2665088C1 (en) | Liquefied natural gas under conditions of the gas distribution station production method | |
| CN205223141U (en) | Utilize natural qi exhaustion heavy hydrocarbon device of cold volume of high -pressure cryogen | |
| RU2525764C2 (en) | Hydrocarbon gas mix preparation and processing plant (versions) | |
| CN104412055B (en) | Control temperature is with the method for liquid gas and the Preparation equipment using the method | |
| CN108955085A (en) | A kind of small-sized skid-mounted type coal gas gasification system and method | |
| RU213282U1 (en) | Hydrocarbon gas topping plant | |
| RU2745176C2 (en) | Installation for production of gas motor fuels from natural gas (options) | |
| US11892235B2 (en) | Method and system for processing natural gas |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20191220 Effective date: 20191220 |
|
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20210325 Effective date: 20210325 |