RU2775682C1 - Способ низкотемпературной подготовки природного газа и извлечения углеводородного конденсата - Google Patents
Способ низкотемпературной подготовки природного газа и извлечения углеводородного конденсата Download PDFInfo
- Publication number
- RU2775682C1 RU2775682C1 RU2021119886A RU2021119886A RU2775682C1 RU 2775682 C1 RU2775682 C1 RU 2775682C1 RU 2021119886 A RU2021119886 A RU 2021119886A RU 2021119886 A RU2021119886 A RU 2021119886A RU 2775682 C1 RU2775682 C1 RU 2775682C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- stage
- separation
- primary separation
- cooled
- Prior art date
Links
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 41
- 238000000605 extraction Methods 0.000 title claims abstract description 14
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims abstract description 13
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 title claims abstract description 10
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 title abstract description 14
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 120
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract description 78
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 42
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 39
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims abstract description 28
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 24
- GBMDVOWEEQVZKZ-UHFFFAOYSA-N methanol;hydrate Chemical compound O.OC GBMDVOWEEQVZKZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 20
- 238000007872 degassing Methods 0.000 claims abstract description 12
- 238000004642 transportation engineering Methods 0.000 claims abstract description 7
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 42
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 claims description 11
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims description 7
- 239000012263 liquid product Substances 0.000 abstract description 9
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 5
- HOWJQLVNDUGZBI-UHFFFAOYSA-N butane;propane Chemical class CCC.CCCC HOWJQLVNDUGZBI-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 4
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 7
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 6
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 6
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 5
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 5
- XKMLYUALXHKNFT-UUOKFMHZSA-N Guanosine-5'-triphosphate Chemical compound C1=2NC(N)=NC(=O)C=2N=CN1[C@@H]1O[C@H](COP(O)(=O)OP(O)(=O)OP(O)(O)=O)[C@@H](O)[C@H]1O XKMLYUALXHKNFT-UUOKFMHZSA-N 0.000 description 3
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 3
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 3
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 2
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 2
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 2
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 238000003973 irrigation Methods 0.000 description 2
- 230000002262 irrigation Effects 0.000 description 2
- 239000000047 product Substances 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 238000010992 reflux Methods 0.000 description 2
- 210000004544 DC2 Anatomy 0.000 description 1
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N butane Chemical class CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000013844 butane Nutrition 0.000 description 1
- 239000007799 cork Substances 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 description 1
- 230000002530 ischemic preconditioning Effects 0.000 description 1
- 238000005191 phase separation Methods 0.000 description 1
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 1
- 238000005057 refrigeration Methods 0.000 description 1
- 230000001172 regenerating Effects 0.000 description 1
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 1
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 1
- 230000005514 two-phase flow Effects 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Images
Abstract
Изобретение относится к подготовке природного газа к транспорту по магистральному газопроводу и извлечению из природного газа углеводородного конденсата и может быть использовано на перспективных объектах добычи газа. Осуществляют первичную сепарацию входной газо-жидкостной смеси и вторичную сепарацию охлажденного газа первичной сепарации. Охлаждение газа первичной сепарации протекает в две стадии. На первой стадии газ охлаждают до температуры 0…-10°С и разделяют сконденсировавшиеся жидкие углеводороды и водно-метанольную смесь. Осуществляют дегазацию жидких углеводородов с возвращением образовавшегося при этом газа дегазации в процесс охлаждения газа первичной сепарации посредством эжектирования. На второй стадии проводят охлаждение полученного на первой стадии газа сепарации до температуры до -70°С путем детандирования до давления 2,5…3,5 МПа. Отделяют сконденсировавшиеся жидкие углеводороды и водно-метанольную смесь. Процесс ректификации проводят под давлением 4,5…5,5 Мпа. Газ сепарации, полученный на второй стадии, совместно с газом ректификации сжимают до давления транспортирования по внешнему газопроводу. Техническим результатом является повышение степени извлечения этана и пропан-бутанов в состав товарной жидкой продукции. 1 табл., 1 ил.
Description
Изобретение относится к технологическим процессам подготовки природного газа к транспорту по магистральному газопроводу и извлечению из природного газа углеводородного конденсата, и может быть использовано на перспективных объектах добычи газа.
Основной технологией подготовки газа и извлечения жидких углеводородов на установках комплексной подготовки газа (УКПГ) является технология низкотемпературной сепарации (НТС). Согласно этой технологии, требуемая кондиция товарного газа по показателям точек росы по воде и углеводородам достигается путем ступенчатого охлаждения входного газа и отделения сконденсировавшейся жидкой фазы. Для охлаждения газа на УКПГ используют дроссельные и эжекторные устройства, турбодетандерные агрегаты (ТДА) и парокомпрессионные холодильные машины. Наиболее эффективным способом охлаждения газа является охлаждение в ТДА.
Эффективность подготовки конденсатсодержащих газов определяется степенью извлечения углеводородов С2+ и/или С3+ из газовой фазы в жидкую. С понижением температуры в низкотемпературном сепараторе степень извлечения компонентов увеличивается. Существующие технологии промысловой подготовки пластового конденсатсодержащего газа осуществляются по технологии НТС на температурном уровне сепарации -30…-40°С. При проведении процесса НТС при температуре -30°С для газов с высоким содержанием С5+ степень извлечения этана составляет 20 мас.%, пропана - 50 мас.%, бутанов - 77 мас.%, а С5+ - 99 мас.%. Для предотвращения гидратообразования, как правило, используют антигидратный реагент - метанол.
Достижение низких температур сепарации является целесообразным при подготовке конденсатсодержащих газов с высоким содержанием углеводородов С2+ и при получении в качестве товарных жидких продуктов нестабильного или деэтанизированного конденсата, а также стабильного конденсата с выделением пропан-бутановой фракции.
Существующие технические решения промысловой подготовки газа на температурном уровне -70…-80°С для предотвращения гидратообразования используют установки адсорбционной осушки газа. Другим вариантом предотвращения гидратообразования является применение высококонцентрированного метанола (99 мас.%). Предлагаемое техническое решение позволяет применять метанол с более низкой концентрацией 95 мас.% и получать его непосредственно на объекте добычи и подготовки газа путем регенерацией отработанного низко концентрированного раствора метанола.
Наиболее близким к заявленному техническому решению является способ подготовки природного газа и извлечения нестабильного углеводородного конденсата из пластового газа, в ходе которого осуществляют первичную сепарацию входной газо-жидкостной смеси, охлаждение газа первичной сепарации и его вторичную сепарацию, в ходе которой от газа первичной сепарации отделяется жидкая фаза, в состав которой также входят водно-метанольная смесь и сконденсировавшиеся углеводороды, вторичную сепарацию охлажденного газа первичной сепарации, в результате чего отделяют от газа первичной сепарации жидкую фазу, содержащую водно-метанольную смесь и сконденсировавшиеся углеводороды, отделение от сконденсировавшихся жидких углеводородов с первичной и вторичной сепарации легких компонентов в процессе ректификации с получением продуктового нестабильного конденсата, (патент RU 2476789 С1, «Способ низкотемпературной подготовки природного газа и извлечения нестабильного углеводородного конденсата из пластового газа (варианты) и установка для его осуществления», Открытое акционерное общество "ВНИПИгаздобыча" (RU), опубл. 27.02.2013, МПК F25J 3/00 (2006.01)).
Отличием указанного выше известного способа от других известных способов НТС, использующих ТДА, состоит в том, что подготовку нестабильного конденсата осуществляют не в концевой емкости дегазации, а в ректификационной колонне. В качестве питания колонны применяют нестабильный конденсат первичного разделителя, а в качестве орошения-подогретый и частично дегазированный конденсат низкотемпературной ступени сепарации.
Недостатком известного способа является ограничение по минимально достижимой температуре НТС - до -50°С и, следовательно, недостаточно полное извлечение углеводородов С2 и С3-С4. Значение минимального температурного уровня НТС (минус 50°С) в известном техническом решении ограничено располагаемым перепадом давления (разница давлений между входом и выходом с УКПГ) и эффективностью охлаждения газа при его подготовке.
Задачей, на решение которой направлено заявленное изобретение, является создание способа подготовки конденсатсодержащего газа, обеспечивающее максимальный выход товарной жидкой продукции с использованием традиционного антигидратного реагента - метанола.
Техническим результатом, на достижение которого направлено заявленное техническое решение, является повышение степени извлечения этана и пропан-бутанов в состав товарной жидкой продукции, а также повышения эффективности заявленного способа за счет применения метанола с концентрацией 95 мас.% в качестве антигидратного реагента.
Указанный технический результат достигается за счет того, что в способе низкотемпературной подготовки природного газа и извлечения углеводородного конденсата, включающем первичную сепарацию входной газо-жидкостной смеси, в ходе чего входную газо-жидкостную смесь разделяют на газ первичной сепарации и жидкую фазу, которая в свою очередь состоит из сконденсировавшихся жидких углеводородов и водно-метанольной смеси, охлаждение газа первичной сепарации, вторичную сепарацию охлажденного газа первичной сепарации, в результате чего отделяют от газа первичной сепарации жидкую фазу, содержащую водно-метанольную смесь и сконденсировавшиеся углеводороды, из которых осуществляют отделение легких компонентов в процессе ректификации с получением продуктового нестабильного конденсата, согласно изобретению охлаждение газа первичной сепарации проводят в две стадии, при этом на первой стадии газ первичной сепарации охлаждают до температуры 0…-10°С, разделяют водно-метанольную смесь и сконденсировавшиеся жидкие углеводороды, осуществляют дегазацию указанных сконденсировавшихся жидких углеводородов с возвращением образовавшегося при этом газа дегазации в процесс охлаждения газа первичной сепарации посредством эжектирования, на второй стадии проводят охлаждение полученного на первой стадии газа сепарации до температуры до -70°С путем детандирования до давления 2,5…3,5 МПа без дополнительной подачи метанола, после чего отделяют сконденсировавшиеся жидкие углеводороды и водно-метанольную смесь, при этом процесс ректификации проводят под давлением 4,5…5,5 МПа, а газ сепарации, полученный на второй стадии, совместно с газом ректификации подвергают компримированию до давления транспортирования по внешнему газопроводу.
Сущность заявленного технического решения поясняется чертежом, на котором представлена принципиальная схема установки двухстадийной технологии подготовки газа, с помощью которой реализуется заявленный способ. В состав указанной установки входят:
ПУ - пробкоуловитель;
С-1, С-2, С-3, С-4 - сепараторы;
Р-1, Р-2, Р-3 - разделители;
Т-1, Т-2, Т-3, Т-4, Т-5 - теплообменники;
ВХ-1, ВХ-2, ВХ-3 - воздушные холодильники;
П-1 - печь;
Д-1, Д-2 - дегазаторы;
К-1 - колонна ректификационная;
УРМ - установка регенерации метанола;
Е-1, Е-2 - накопительные (буферные) емкости;
ДКС - дожимная компрессорная станция;
Д-К - турбодетандер, расположенный в последовательности детандер-компрессор;
Э-1 - эжектор;
Н-1, Н-2 - насосы.
Заявленный способ осуществляется следующим образом.
Первая стадия подготовки газа включает первичную сепарацию входного потока газо-жидкостной смеси, разделение при первичной сепарации потока газожидкостной смеси на газ первичной сепарации и сконденсировавшиеся углеводороды, последующее охлаждение отделившегося в процессе первичной сепарации газа первичной сепарации в воздушном холодильнике, рекуперативном теплообменнике и эжекторе, а также дальнейшую сепарацию полученного охлажденного потока газа первичной сепарации. Подробно указанный процесс, протекающий на первой стадии, описан ниже.
Входной поток газо-жидкостной смеси из пласта поступает в сепаратор С-1, где происходит разделение газожидкостной смеси на газ первичной сепарации и жидкость, состоящую из сконденсировавшихся углеводородов и водно-метанольного раствора (водно-метанольной смеси). Отделение сконденсировавшихся жидких углеводородов от водно-метанольной смеси осуществляется в разделителе Р-1. Далее газ первичной сепарации последовательно охлаждают в воздушном холодильнике ВХ-1, рекуперативном теплообменнике «газ-газ» Т-1 до температуры 0…-10°С и далее, в качестве активного потока, подают на вход в эжекторное устройство (эжектор) Э-1. В процессе охлаждения в эжекторе Э-1 из газа первичной сепарации конденсируется жидкость. Поток газо-жидкостной смеси газа первичной сепарации и пассивного потока после Э-1 с температурой 0…-10°С направляют в сепаратор С-2 первой ступени низкотемпературной сепарации. Также в сепаратор С-2 поступает газ дегазации из Р-1, сформировавшийся при трехфазном разделении жидкости, сконденсировавшейся в С-1. В сепараторе С-2 в свою очередь происходит разделение потока на газ первой ступени низкотемпературной сепарации и жидкую фазу. В свою очередь, отделившаяся жидкая фаза из сепаратора С-2 поступает в разделитель Р-2, где разделяется на водно-метанольную фазу и углеводородную жидкость (сконденсировавшиеся углеводороды, так называемый нестабильный конденсат). Углеводородная жидкость (сконденсировавшиеся углеводороды) из разделителя Р-2 подлежит дегазации в Д-1 с возвращением образовавшегося в процессе дегазации газа дегазации в процесс охлаждения газа первичной сепарации посредством эжектирования на Э-1.
Подача антигидратного реагента (метанола, концентрацией 95 мас.%) осуществляется перед ВХ-1 и Т-1 - аппаратах, в которых возможно образование гидратов при охлаждении газа.
Охлаждение газа первичной сепарации с использованием части располагаемого перепада давления в эжекторе Э-1 относительно традиционного решения без снижения давления газа, но с охлаждением в ВХ-1 и рекуперативном теплообменнике Т-1, позволяет уменьшить содержание С5+ в газе сепарации первой стадии охлаждения газа в три раза. Это приводит к существенному сокращению конденсации С5+ при дальнейшем охлаждении и тем самым позволяет обеспечить максимально эффективное охлаждение газа на второй (основной) стадии. Кроме этого, снижение давления охлаждаемого газа в эжекторе Э-1 позволяет снизить содержание компонентов С1-С2 в углеводородной жидкости, подаваемой в дальнейшем на ректификацию для получения товарного жидкого продукта. Температурный уровень сепарации на этой стадии составляет 0…-10°С.
Вторая стадия подготовки газа включает охлаждение газа, прошедшего первую стадию, в параллельно расположенных теплообменниках «газ-газ» и «газ-конденсат» дальнейшую сепарацию сконденсировавшейся жидкости, охлаждение образовавшегося газа сепарации в турбине ТДА с последующим отделением жидкости в сепараторе в сепараторе С-4. Подробно указанный процесс, протекающий на второй стадии, описан ниже.
Газ сепарации, выходящий из С-2, охлаждают в параллельно расположенных теплообменниках «газ-газ» Т-2 и «газ-конденсат» Т-3. Образовавшаяся в процессе охлаждения газа сепарации газо-жидкостная смесь поступает в сепаратор С-3, в котором происходит ее разделение на газовую (газ сепарации из С-3) и жидкую фазу. Газ сепарации С-3 подают в турбину ТДА для снижения давления до 2,5…3,5 МПа, при этом газ охлаждается до температуры -70°С, после чего, охлажденный, подается в низкотемпературный сепаратор С-4. Газ сепарации из С-4 отводят из сепаратора С-4 для последующего нагрева в теплообменниках Т-2, Т-4, Т-1, а также его дальнейшего компримирования в компрессоре ТДА. Жидкую фазу, выделившуюся в сепараторе С-4, направляют в подпорную емкость Е-1, дожимают насосом Н-1, объединяют с жидкой фазой, выделившейся в сепараторе С-3, и нагревают в теплообменнике Т-3. Дозированная подача антигидратного реагента осуществляется перед теплообменниками Т-2 и Т-3. Дополнительная подача метанола (для предотвращения гидратообразования) перед детандером ТДА не требуется, т.к. равновесного содержания метанола в газе сепарации С-3 достаточно для обеспечения требуемой концентрации метанола в BMP при охлаждении газа в детандере ТДА. Здесь надо отметить следующее. ТДА используют в последовательности подключения «детандер-компрессор». Проведение процесса НТС и достижение температуры сепарации -70°С обеспечивается проведением процесса охлаждения газа (детандирования) путем снижения давления до значения 2,5…3,5 МПа. Достижение требуемого давления газа для подачи в магистральный газопровод обеспечивают компримированием газа сепарации, полученным на второй стадии НТС.
Подготовку товарной жидкой продукции осуществляют в ректификационной колонне К-1. В ректификационной колонне происходит отделение легких компонентов от сконденсировавшихся жидких углеводородов. Питанием колонны К-1 служит конденсат первой ступени сепарации, предварительно отделенный от водно-метанольной смеси в разделителе Р-1 и нагретый в теплообменнике Т-5 и печи П-1. В качестве орошения применяют смесь углеводородной жидкости, сформировавшуюся из смеси конденсатов: конденсат из Д-1 и предварительно нагретого в Т-3 смеси конденсата из С-3 и С-4. Полученную смесь направляют на дегазацию в Д-2 и отделяют сконденсировавшиеся жидкие углеводороды и водно-метанольную смесь в аппарате Р-3.
Процесс ректификации проводят при повышенном давлении (4,5…5,5 МПа), которое обеспечивается дожатием жидкости, выделенной на второй стадии насосом Н-1. Газы из колонны ректификации К-1 смешивают с газом сепарации второй стадии подготовки газа, поступающим из компрессора ТДА и совместным потоком подают на ДКС для компримирования до давления транспортирования по внешнему газопроводу и охлаждают в ВХ-2 и теплообменнике Т-4 до температуры транспортирования.
Углеводородную жидкость, отделенную от водно-метанольной смеси в разделителе Р-3, подают в качестве орошения в ректификационную колонну К-1. Питанием колонны является предварительно нагретый в теплообменнике Т-5 «конденсат-конденсат» и печи П-1 нестабильный конденсат первой ступени сепарации, прошедший процесс дегазации и отделения водно-метанольного раствора в разделителе Р-1. Нестабильный конденсат из колонны К-1 охлаждают в теплообменнике Т-5 и ВХ-3 после чего направляют в накопительную емкость Е-3 откуда насосом Н-2 в качестве товарного жидкого продукта направляют в товарный конденсатопровод. Газ из колонны К-1 (так называемый газ ректификации) смешивают с газом дегазации, выделенном в дегазаторе Д-2, и газом сепарации второй ступени после компрессора ТДА, после чего совместным потоком подают на ДКС, где производят компримирование поступившей газовой смеси до давления транспортирования по внешнему газопроводу, после чего компримированная газовая смесь поступает на последовательное охлаждение в воздушный холодильник ВХ-2 и теплообменник Т-4.
Подготовка выделенных потоков конденсатов осуществляется на стадии ректификации в колонне К-1. Колонна К-1 не содержит дефлегматор, в ней отсутствует циркуляционный насос кубовой жидкости, а горячий двухфазный поток в куб колонны поступает из огневого подогревателя П-1. Особенностью применения ректификации в данном случае является проведение процесса под высоким давлением - 4,5…5,5 МПа, что позволяет направить газ из колонны К-1 сразу в трубопровод основного газа в точку после компрессора ТДА, не применяя традиционные компрессоры для низконапорных газов. Вместе с тем, эта технология требует ввода ДКС-1 на выходном газе с самого начала эксплуатации.
Потребление метанола в заявленном способе несколько выше, чем в способе по прототипу (патент RU 2476789 С1), что объясняется более высоким выходом конденсата и растворимостью в нем метанола и температурным режимом процесса подготовки газа. Относительно существующих технических решений промысловой подготовки газа на температурном уровне минус 70…минус 80°С в заявленном способе применяется метанол с традиционной концентрацией - 95 мас.%. Это исключает необходимость в дополнительных хранилищах высококонцентрированного метанола или более металлоемких установок регенерации отработанного метанола непосредственно на промысле. Расчетное сравнение известного технологического решения (по патенту RU 2476789 С1) и заявленного способа выполнено на примере подготовки газа ачимовской залежи с исходным потенциальным содержанием С5+ - 370 г/м3. Основные результаты расчетов приведены в таблице 1.
Реализация заявленного способа низкотемпературной подготовки природного газа и извлечения углеводородного конденсата позволяет обеспечить значительное повышение степени извлечения этана и пропан-бутана в состав товарной жидкой продукции за счет проведения процесса НТС при температуре до минус 70°С и давлении, близком к области максимальной конденсации этих компонентов, при этом понижение температуры сепарации обеспечивается двухстадийным охлаждением газа. Кроме того, реализация заявленного способа позволяет применять метанол в качестве антигидратного реагента (постоянная подача метанола (95 мас.%) требуется на первой стадии подготовки газа, при этом равновесное содержание метанола в газе первой стадии НТС достаточное для его дальнейшего охлаждения до температуры минус 70°С), что исключает необходимость в дополнительной подаче высококонцентрированного метанола (99 мас.% и выше) или в адсорбционной осушке.
Заявляемое техническое решение позволяет проводить промысловую подготовку газа на температурном уровне до минус 70°С и тем самым увеличить степень извлечения компонентов С2+ в состав товарных жидких продуктов.
Claims (1)
- Способ низкотемпературной подготовки природного газа и извлечения углеводородного конденсата, включающий первичную сепарацию входной газожидкостной смеси, в ходе чего входную газо-жидкостную смесь разделяют на газ первичной сепарации и жидкую фазу, которая в свою очередь состоит из сконденсировавшихся жидких углеводородов и водно-метанольной смеси, охлаждение газа первичной сепарации, вторичную сепарацию охлажденного газа первичной сепарации, в результате чего отделяют от газа первичной сепарации жидкую фазу, содержащую водно-метанольную смесь и сконденсировавшиеся углеводороды, из которых осуществляют отделение легких компонентов в процессе ректификации с получением продуктового нестабильного конденсата, отличающийся тем, что охлаждение газа первичной сепарации проводят в две стадии, при этом на первой стадии газ первичной сепарации охлаждают до температуры 0…-10°С, разделяют водно-метанольную смесь и сконденсировавшиеся жидкие углеводороды, осуществляют дегазацию указанных сконденсировавшихся жидких углеводородов с возвращением образовавшегося при этом газа дегазации в процесс охлаждения газа первичной сепарации посредством эжектирования, на второй стадии проводят охлаждение полученного на первой стадии газа сепарации до температуры до -70°С путем детандирования до давления 2,5…3,5 МПа без дополнительной подачи метанола, после чего отделяют сконденсировавшиеся жидкие углеводороды и водно-метанольную смесь, при этом процесс ректификации проводят под давлением 4,5…5,5 МПа, а газ сепарации, полученный на второй стадии, совместно с газом ректификации подвергают компримированию до давления транспортирования по внешнему газопроводу.
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2775682C1 true RU2775682C1 (ru) | 2022-07-06 |
| RU2775682C9 RU2775682C9 (ru) | 2022-09-01 |
Family
ID=
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5520249A (en) * | 1993-12-23 | 1996-05-28 | Institut Francais Du Petrole | Process for the pretreatment of a natural gas containing hydrogen sulphide |
| RU2097648C1 (ru) * | 1997-03-24 | 1997-11-27 | Предприятие по добыче газа "Ямбурггаздобыча" | Способ переработки природного газа |
| RU2196891C2 (ru) * | 2000-10-30 | 2003-01-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Установка подготовки газа |
| RU2381428C1 (ru) * | 2008-10-20 | 2010-02-10 | Зао "Нортгаз" | Способ извлечения конденсата из природного газа |
| RU2476789C1 (ru) * | 2011-08-24 | 2013-02-27 | Открытое акционерное общество "ВНИПИгаздобыча" | Способ низкотемпературной подготовки природного газа и извлечения нестабильного углеводородного конденсата из пластового газа (варианты) и установка для его осуществления |
| RU2627754C1 (ru) * | 2016-09-20 | 2017-08-11 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Способ подготовки углеводородного газа к транспорту |
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5520249A (en) * | 1993-12-23 | 1996-05-28 | Institut Francais Du Petrole | Process for the pretreatment of a natural gas containing hydrogen sulphide |
| RU2097648C1 (ru) * | 1997-03-24 | 1997-11-27 | Предприятие по добыче газа "Ямбурггаздобыча" | Способ переработки природного газа |
| RU2196891C2 (ru) * | 2000-10-30 | 2003-01-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Установка подготовки газа |
| RU2381428C1 (ru) * | 2008-10-20 | 2010-02-10 | Зао "Нортгаз" | Способ извлечения конденсата из природного газа |
| RU2476789C1 (ru) * | 2011-08-24 | 2013-02-27 | Открытое акционерное общество "ВНИПИгаздобыча" | Способ низкотемпературной подготовки природного газа и извлечения нестабильного углеводородного конденсата из пластового газа (варианты) и установка для его осуществления |
| RU2627754C1 (ru) * | 2016-09-20 | 2017-08-11 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Способ подготовки углеводородного газа к транспорту |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2362954C2 (ru) | Очистка сжиженного природного газа | |
| JP3919816B2 (ja) | 天然ガスの処理方法 | |
| US7124605B2 (en) | Membrane/distillation method and system for extracting CO2 from hydrocarbon gas | |
| US8557205B2 (en) | Method and device for separating of carbon dioxide from an exhaust gas of a fossil-fired power plant | |
| CN107438475B (zh) | 从吸收剂中能量有效回收二氧化碳的方法和适于运行该方法的设备 | |
| NO164643B (no) | Fremgangsmaate ved regenerering av en absorbentloesning sominneholder en eller flere gassformige forbindelser hvilkekan drives ut ved oppvarming og/eller strippes vekk og anordning for utfoerelse av fremgangsmaaten. | |
| RU2695209C1 (ru) | Установка регенерации водного раствора метанола | |
| US7674325B2 (en) | Solvent use and regeneration | |
| JP2023004972A (ja) | Ｃ４炭化水素流からのブテン類の分離における抽出蒸留カラムシステムとその使用 | |
| US4149857A (en) | Process for the two-stage separation of ammonia | |
| RU2775682C1 (ru) | Способ низкотемпературной подготовки природного газа и извлечения углеводородного конденсата | |
| RU2775682C9 (ru) | Способ низкотемпературной подготовки природного газа и извлечения углеводородного конденсата | |
| US20150298052A1 (en) | Dehydration of gases with liquid desiccant | |
| WO2020057818A1 (en) | Aqua-ammonia absorption refrigeration system | |
| RU2133931C1 (ru) | Способ извлечения стабильного конденсата из природного газа | |
| RU2725320C1 (ru) | Способ подготовки углеводородного газа к транспорту | |
| RU2563948C2 (ru) | Способ переработки нефтяного газа | |
| CN107278167B (zh) | 一种以减少的汽提蒸汽供给从吸收剂中回收二氧化碳的方法 | |
| RU2775613C1 (ru) | Способ низкотемпературной подготовки природного газа с генерацией электроэнергии | |
| RU2615703C2 (ru) | Способ комплексной подготовки газоконденсатных залежей с глубоким извлечением углеводородов с3+ и установка для его осуществления | |
| RU2754978C1 (ru) | Способ подготовки углеводородного газа к транспорту | |
| RU2570540C1 (ru) | Способ низкотемпературной переработки газа и установка для его осуществления (варианты) | |
| RU2828195C1 (ru) | Способ подготовки углеводородного газа к транспорту | |
| RU2695211C1 (ru) | Способ регенерации водного раствора метанола | |
| RU2776906C1 (ru) | Водоаммиачная система абсорбционного охлаждения |