RU2439452C1 - Method of low temperature treatment of hydrocarbon gas - Google Patents
Method of low temperature treatment of hydrocarbon gas Download PDFInfo
- Publication number
- RU2439452C1 RU2439452C1 RU2010134555/06A RU2010134555A RU2439452C1 RU 2439452 C1 RU2439452 C1 RU 2439452C1 RU 2010134555/06 A RU2010134555/06 A RU 2010134555/06A RU 2010134555 A RU2010134555 A RU 2010134555A RU 2439452 C1 RU2439452 C1 RU 2439452C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- refrigerant
- cooling
- hydrate inhibitor
- cooled
- Prior art date
Links
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 71
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 71
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims abstract description 61
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 32
- 238000011282 treatment Methods 0.000 title abstract 3
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims abstract description 75
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims abstract description 48
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 26
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims abstract description 16
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims abstract description 16
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 claims abstract description 15
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract description 14
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 12
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 7
- 239000003507 refrigerant Substances 0.000 claims description 83
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims description 26
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 23
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 21
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 21
- 239000001294 propane Substances 0.000 claims description 11
- 238000000746 purification Methods 0.000 claims description 6
- 230000009466 transformation Effects 0.000 claims description 3
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000002826 coolant Substances 0.000 abstract 7
- 239000012530 fluid Substances 0.000 abstract 2
- 238000011221 initial treatment Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 106
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 13
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 8
- 238000005057 refrigeration Methods 0.000 description 7
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 5
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 4
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 4
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 4
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 3
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 3
- 239000010705 motor oil Substances 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 2
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 230000002950 deficient Effects 0.000 description 1
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 description 1
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 1
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 description 1
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000010721 machine oil Substances 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к способам очистки углеводородного газа с удалением из него воды и углеводородного конденсата путем их конденсации при охлаждении. Изобретение может быть использовано в газовой, нефтяной и нефтехимической промышленности, при подготовке углеводородных газов к транспорту и переработке.The invention relates to methods for purification of hydrocarbon gas with the removal of water and hydrocarbon condensate from it by condensation upon cooling. The invention can be used in the gas, oil and petrochemical industries, in the preparation of hydrocarbon gases for transport and processing.
Известен способ низкотемпературной подготовки природного газа по авторскому свидетельству СССР №1318770, МКИ 4: F25J 3/00, включающий первичную сепарацию капельной жидкости и механических примесей от газа, ввод ингибитора гидратообразования в поток подготавливаемого газа, охлаждение этого газа путем рекуперации холода сконденсированной жидкости и подготовленного газа, а также хладагентом (пропаном) в компрессорной холодильной установке и расширением в дросселе, отделение от охлажденного газа сконденсированной жидкости и ингибитора гидратообразования.A known method of low-temperature preparation of natural gas according to the author's certificate of the USSR No. 1318770, MKI 4: F25J 3/00, including the primary separation of dropping liquid and mechanical impurities from gas, introducing a hydrate inhibitor into the stream of the prepared gas, cooling this gas by recovering the cold condensed liquid and prepared gas, as well as refrigerant (propane) in the compressor refrigeration unit and expansion in the throttle, separation of the condensed liquid from the cooled gas and the hydrate inhibitor education.
Основным недостатком этого способа является обязательное применение машинного масла в компрессоре холодильной установки. Масло через неплотности попадает в хладагент и растворяется в нем, снижает эффективность охлаждения и, как следствие, резко уменьшает качество подготовки углеводородного газа. Поэтому после охлаждения углеводородного газа в компрессорной холодильной машине его дополнительно охлаждают путем расширения в дросселе. Это приводит к значительным потерям давления, которое необходимо для транспорта газа или для дальнейшей его переработки. Поэтому в дальнейшем приходиться компримировать подготовленный газ, затрачивая большое количество энергии. В целом этот недостаток значительно снижает эффективность подготовки углеводородного газа.The main disadvantage of this method is the mandatory use of engine oil in the compressor of the refrigeration unit. Oil through leaks gets into the refrigerant and dissolves in it, reduces the cooling efficiency and, as a result, sharply reduces the quality of the preparation of hydrocarbon gas. Therefore, after cooling a hydrocarbon gas in a compressor refrigeration machine, it is further cooled by expansion in a choke. This leads to significant pressure loss, which is necessary for the transport of gas or for its further processing. Therefore, in the future it is necessary to compress the prepared gas, spending a large amount of energy. In general, this drawback significantly reduces the efficiency of hydrocarbon gas preparation.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому является известный способ низкотемпературной подготовки газа, примененный в установке осушки газа второй очереди Оренбургского газоперерабатывающего завода, описанный в статье Р.А.Васильева и И.Р.Васильева «Применение низкотемпературных процессов, холодильной и криогенной техники и технологии в установках заводской переработки природных газов» (Сборник научных трудов Всероссийского научно-исследовательского института природных газов и газовых технологий (ВНИИГАЗ) - «Этапы развития газоперерабатывающей подотрасли» - М.: РАО «Газпром», ВНИИГАЗ - 1998 - с.163) (прототип) - описание прилагается.The closest in technical essence and the achieved result to the proposed one is the known method of low-temperature gas preparation used in the installation of gas dehydration of the second stage of the Orenburg gas processing plant, described in the article by R. A. Vasiliev and I. R. Vasiliev “Application of low-temperature processes, refrigeration and cryogenic equipment and technologies in plants for the processing of natural gases ”(Collection of scientific papers of the All-Russian Scientific Research Institute of Natural Gases and Gas nolog (VNIIGAZ) - “Stages of the development of the gas processing sub-industry” - M .: RAO Gazprom, VNIIGAZ - 1998 - p.163) (prototype) - a description is attached.
Этот способ низкотемпературной подготовки углеводородного газа включает первичную очистку и сепарацию углеводородного газа от капельной жидкости и механических примесей, ввод в поток очищенного углеводородного газа ингибитора гидратообразования - гликоля, охлаждение газа путем рекуперации холода сконденсированных углеводородов и/или подготовленного газа, а также хладагентом (пропаном) в испарителе холодильной установки, сжатие и охлаждение паров хладагента с превращением их в жидкость, подачу жидкого хладагента со сбросом давления на охлаждение углеводородного газа, отделение охлажденного газа от жидкой фазы - сконденсированных углеводородов и ингибитора гидратообразования, подачу подготовленного газа после рекуперации его холода потребителю.This method of low-temperature preparation of hydrocarbon gas involves the initial purification and separation of hydrocarbon gas from a dropping liquid and mechanical impurities, introducing a hydrate inhibitor, glycol, into the purified hydrocarbon gas stream, cooling the gas by recovering cold condensed hydrocarbons and / or prepared gas, as well as refrigerant (propane) in the evaporator of a refrigeration unit, compressing and cooling refrigerant vapors with their conversion into liquid, supplying liquid refrigerant with pressure relief on cooling of the hydrocarbon gas, separating the cooled gas from the liquid phase - fused hydrocarbons and hydrate inhibitor, feeding the prepared gas after recovering its cold consumer.
Общими признаками известного и предлагаемого способов низкотемпературной подготовки углеводородного газа являются:Common features of the known and proposed methods for low-temperature preparation of hydrocarbon gas are:
- первичная очистка углеводородного газа или сепарация от капельной жидкости и механических примесей;- primary purification of hydrocarbon gas or separation from a dropping liquid and solids;
- ввод ингибитора гидратообразования в поток очищенного углеводородного газа;- introducing a hydrate inhibitor into the stream of purified hydrocarbon gas;
- охлаждение этого газа путем рекуперации холода сконденсированной жидкости и/или подготовленного газа, а также хладагентом,- cooling this gas by recovering cold condensed liquid and / or prepared gas, as well as refrigerant,
- сжатие и охлаждение паров хладагента с превращением их в жидкость;- compression and cooling of refrigerant vapors with their conversion into liquid;
- подача жидкого хладагента со сбросом давления на охлаждение углеводородного газа;- supply of liquid refrigerant with pressure relief to cool the hydrocarbon gas;
- отделение охлажденного газа от жидкой фазы - сконденсированных углеводородов и ингибитора гидратообразования;- separation of the chilled gas from the liquid phase — condensed hydrocarbons and a hydrate inhibitor;
- подача подготовленного газа после рекуперации его холода потребителю.- supply of prepared gas after recuperation of its cold to the consumer.
Основным недостатком описанного способа (как и первого аналога) является обязательное применение машинного масла в компрессоре холодильной установки. Как уже указывалось, масло, попадая в хладагент, растворяется в нем и снижает эффективность охлаждения и, как следствие, уменьшает качество подготовки углеводородного газа. Для устранения этого недостатка требуется:The main disadvantage of the described method (as well as the first analogue) is the mandatory use of engine oil in the compressor of the refrigeration unit. As already mentioned, the oil, getting into the refrigerant, dissolves in it and reduces the cooling efficiency and, as a result, reduces the quality of the preparation of hydrocarbon gas. To eliminate this drawback is required:
- дополнительное оборудование для очистки хладагента от масла, то есть повышение капитальных затрат;- additional equipment for cleaning the refrigerant from oil, that is, an increase in capital costs;
- периодическая замена хладагента, то есть повышение эксплуатационных затрат;- periodic replacement of the refrigerant, that is, an increase in operating costs;
- периодическая трудоемкая очистка теплообменных поверхностей холодильной установки от масла, то есть повышение эксплуатационных затрат;- periodic laborious cleaning of heat exchange surfaces of the refrigeration unit from oil, that is, an increase in operating costs;
- повышение энергетических затрат.- increase in energy costs.
Технической результат предлагаемого изобретения заключается в повышение эффективности подготовки углеводородного газа, снижении капитальных, эксплуатационных и энергетических затрат.The technical result of the invention is to increase the efficiency of the preparation of hydrocarbon gas, reducing capital, operating and energy costs.
Технической результат достигается тем, что в способе низкотемпературной подготовки газа, включающем его первичную очистку или сепарацию от капельной жидкости и механических примесей, ввод ингибитора гидратообразования в поток очищенного углеводородного газа, охлаждение этого газа путем рекуперации холода сконденсированных углеводородов и/или подготовленного газа, охлаждение хладагентом, сжатие и охлаждение паров хладагента с превращением их в жидкость, подачу жидкого хладагента со сбросом его давления на охлаждение очищенного углеводородного газа, отделение охлажденного газа от жидкой фазы - сконденсированных углеводородов и ингибитора гидратообразования, подачу подготовленного газа после рекуперации его холода потребителю, сжимают и охлаждают пары хладагента путем их эжектирования ингибитором гидратообразования, смесь, полученную в результате этого, разделяют на хладагент и ингибитор гидратообразования, хладагент подают на охлаждение очищенного углеводородного газа, а ингибитор гидратообразования охлаждают, восстанавливают его давление и подают на эжекционное сжатие и охлаждение паров хладагента.The technical result is achieved by the fact that in the method of low-temperature gas preparation, including its primary purification or separation from droplet liquid and mechanical impurities, the introduction of a hydration inhibitor in the stream of purified hydrocarbon gas, cooling this gas by recovering cold condensed hydrocarbons and / or prepared gas, cooling with refrigerant , compression and cooling of refrigerant vapors with their conversion into liquid, supply of liquid refrigerant with discharge of its pressure to cool refined coal hydrogen gas, separating the cooled gas from the liquid phase - condensed hydrocarbons and a hydrate inhibitor, supplying the prepared gas after recovering its cold to the consumer, compress and cool the refrigerant vapor by ejecting it with a hydrate inhibitor, the mixture obtained as a result is separated into a refrigerant and hydrate inhibitor, the refrigerant is fed to cool the purified hydrocarbon gas, and the hydrate inhibitor is cooled, its pressure is restored and fed to the ejection chamber onnoe compressing and cooling the refrigerant vapor.
В качестве хладагента используют пропан, а в качестве ингибитора гидратообразования - метанол или этиленгликоль.Propane is used as a refrigerant, and methanol or ethylene glycol is used as an inhibitor of hydrate formation.
Ингибитор гидратообразования регенерируют, удаляя из него водный компонент, после чего охлаждают сконденсированными потоками ингибитора гидратообразования.The hydrate inhibitor is regenerated by removing the water component from it, and then it is cooled by condensed flows of the hydrate inhibitor.
Дополнительно производят разделение хладагента и ингибитора гидратообразования при охлаждении углеводородного газа хладагентом.Additionally, the separation of the refrigerant and the hydrate inhibitor is carried out when the hydrocarbon gas is cooled with the refrigerant.
Хладагент перед подачей на охлаждение очищенного углеводородного газа дополнительно охлаждают потоком подготовленного газа и/или жидкой фазой, отделенной от охлажденного газа, и, по потребности, от хладагента.Before the purified hydrocarbon gas is cooled, the refrigerant is additionally cooled by a stream of prepared gas and / or a liquid phase separated from the cooled gas and, if necessary, from the refrigerant.
Ингибитор гидратообразования охлаждают атмосферным воздухом и/или подготовленным газом.The hydrate inhibitor is cooled by atmospheric air and / or prepared gas.
Эжектирование паров хладагента ингибитором гидратообразования производят в несколько ступеней.Ejection of refrigerant vapor by a hydrate inhibitor is carried out in several stages.
Технический прием, заключающийся в том, что сжатие и охлаждение паров хладагента производят путем их эжектирования ингибитором гидратообразования, смесь, полученную в результате этого, разделяют на хладагент и ингибитор гидратообразования, хладагент подают на охлаждение газа, а ингибитор гидратообразования нагнетают с восстановлением давления, охлаждают и подают на эжекционное сжатие и охлаждение паров хладагента, позволяет исключить традиционное компрессорное оборудование, в котором обязательно применение машинного масла. Тем самым исключается загрязнение машинным маслом хладагента. За счет этого повышается эффективность охлаждения углеводородного газа и в конечном итоге повышается эффективность подготовки углеводородного газа и снижаются энергетические затраты. Кроме того, исключается дополнительное оборудование для очистки хладагента от масла, т.е. достигается уменьшение капитальных затрат. Кроме того, исключаются периодическая замена хладагента и периодическая трудоемкая очистка теплообменных поверхностей от масла, т.е. уменьшаются эксплуатационные затраты.The technique is that the refrigerant vapor is compressed and cooled by ejecting it with a hydrate inhibitor, the mixture obtained as a result is divided into refrigerant and hydrate inhibitor, the refrigerant is fed to cool the gas, and the hydrate inhibitor is pumped up to restore pressure, cool and served for ejection compression and cooling of the refrigerant vapor, eliminates the traditional compressor equipment, in which the use of machine oil is mandatory. This prevents contamination of the refrigerant engine oil. Due to this, the cooling efficiency of hydrocarbon gas is increased and ultimately the efficiency of hydrocarbon gas preparation is increased and energy costs are reduced. In addition, additional equipment for cleaning the refrigerant from oil, i.e. A reduction in capital costs is achieved. In addition, the periodic replacement of the refrigerant and the periodic labor-intensive cleaning of heat exchange surfaces from oil, i.e. operating costs are reduced.
Технический прием, заключающийся в том, что в качестве хладагента используют пропан, а в качестве ингибитора гидратообразования - метанол или этиленгликоль, позволяет использовать, во-первых, углеводородный компонент - пропан, который является продуктом, получаемым при низкотемпературной подготовке углеводородных природных и нефтяных газов, во-вторых, ингибиторы гидратообразования - метанол и этиленгликоль, широко используются в газовой и нефтяной промышленности, в частности в процессах низкотемпературной конденсации (НТС). Пропан, метанол и этиленгликоль не являются дефицитом. Они недороги. Поэтому их использование, в конечном итоге, приводит к уменьшению эксплуатационных затрат.The technique, in which propane is used as a refrigerant, and methanol or ethylene glycol as a hydrate inhibitor, allows, firstly, the hydrocarbon component propane, which is a product obtained by low-temperature preparation of hydrocarbon natural and petroleum gases, secondly, hydrate inhibitors, methanol and ethylene glycol, are widely used in the gas and oil industries, in particular in low-temperature condensation (NTS) processes. Propane, methanol and ethylene glycol are not deficient. They are inexpensive. Therefore, their use, ultimately, reduces operating costs.
Технический прием, заключающийся в том, что ингибитор гидратообразования регенерируют, удаляя из него водный компонент, позволяет достигать низких температур без образования газовых гидратов в парах хладагента и тем самым повысить эффективность охлаждения углеводородного газа.The technique, which consists in the fact that the hydrate inhibitor is regenerated by removing the water component from it, allows one to achieve low temperatures without the formation of gas hydrates in the refrigerant vapor and thereby increase the efficiency of cooling of hydrocarbon gas.
Технический прием, заключающийся в том, что дополнительно производят разделение хладагента и ингибитора гидратообразования при охлаждении углеводородного газа хладагентом, позволяет повысить холодильный эффект от испарения пропана и тем самым повысить эффективность охлаждения углеводородного газа.The technique, which additionally separates the refrigerant and the hydrate inhibitor when the hydrocarbon gas is cooled by the refrigerant, allows to increase the cooling effect of the evaporation of propane and thereby increase the efficiency of the cooling of the hydrocarbon gas.
Технический прием, заключающийся в том, что хладагент перед подачей на охлаждение очищенного углеводородного газа дополнительно охлаждают потоком подготовленного газа и/или жидкой фазой, отделенной от охлажденного газа и, по потребности, от хладагента, позволяет рекуперировать холод подготовленного газа и/или сконденсированной жидкой фазы. Это, в конечном итоге, позволяет повысить эффективность охлаждения углеводородного газа и всю его низкотемпературную подготовку.The technique, which consists in the fact that the refrigerant is further cooled by the flow of the prepared gas and / or the liquid phase separated from the cooled gas and, if necessary, from the refrigerant, before the purified hydrocarbon gas is fed to the cooling, and it allows the cold of the prepared gas and / or condensed liquid phase to be recovered . This, ultimately, improves the cooling efficiency of hydrocarbon gas and all its low-temperature preparation.
Технический прием, заключающийся в том, что ингибитор гидратообразования охлаждают атмосферным воздухом и/или подготовленным газом, позволяет использовать холод окружающей среды и рекуперировать холод подготовленного газа, что, в конечном итоге, позволяет повысить эффективность охлаждения углеводородного газа и его низкотемпературную подготовку.The technique, namely, that the hydrate inhibitor is cooled by atmospheric air and / or the prepared gas, allows the use of environmental cold and recovery of the cold of the prepared gas, which, ultimately, improves the cooling efficiency of hydrocarbon gas and its low-temperature preparation.
Технический прием, заключающийся в том, что эжектирование паров хладагента ингибитором гидратообразования производят в несколько ступеней, позволяет повысить степень сжатия хладагента и осуществить его сжижение при высоких температурах в жарких климатических районах, что расширяет возможности применения данного способа и, соответственно, повышает его эффективность.The technical method, which consists in the fact that the ejection of refrigerant vapors with a hydrate inhibitor is carried out in several stages, allows to increase the compression ratio of the refrigerant and to liquefy it at high temperatures in hot climatic regions, which expands the possibilities of using this method and, accordingly, increases its efficiency.
Из существующего уровня техники авторам и заявителям не известны способы, в которых аналогичным образом достигалось бы повышение эффективности подготовки углеводородного газа, снижение капитальных, эксплуатационных и энергетических затрат.From the current level of technology, the authors and applicants are not aware of methods in which a similar increase in the efficiency of preparation of hydrocarbon gas, reduction of capital, operating and energy costs would be achieved.
На фиг.1-3 представлены три варианта принципиальных схем установок, иллюстрирующие технологическую и техническую стороны реализации способа низкотемпературной подготовки углеводородного газа.Figure 1-3 presents three variants of the schematic diagrams of installations illustrating the technological and technical aspects of the implementation of the method of low-temperature preparation of hydrocarbon gas.
Согласно этим схемам (фиг.1-3) первичная очистка или сепарация от капельной жидкости и механических примесей углеводородного газа, подаваемого по линии 1, производится в сепараторе 2. Ввод ингибитора гидратообразования в поток очищенного углеводородного газа производится через смеситель 3.According to these schemes (Figs. 1-3), the primary purification or separation of the droplet liquid and mechanical impurities of the hydrocarbon gas supplied through
Ингибитор гидратообразования подается насосом 4 по линии 5. Поток очищенного углеводородного газа подается по линии 6. Охлаждение очищенного углеводородного газа производят в теплообменнике 7 (фиг.1) путем рекуперации холода сконденсированной жидкости и/или в теплообменнике 8 (фиг.1-3) рекуперацией холода подготовленного газа. Сконденсированная жидкость подается по линии 9 (фиг.1), подготовленный газ по линии 10 (фиг.1-3), а очищенный углеводородный газ по линиям 11 (фиг.1) и 12 (фиг.1-3). Очищенный углеводородный газ охлаждают в испарителе 13 (фиг.1-3) хладагентом. Из испарителя 13 по линии 14 подают пары хладагента на сжатие и охлаждение с превращением их в жидкость. Подачу жидкого хладагента на охлаждение углеводородного газа производят по линии 15 со сбросом его давления на дросселе 16. В сепараторе 17 производят отделение охлажденного газа от сконденсированной жидкой фазы (линия 9) и ингибитора гидратообразования (линия 18). Подачу подготовленного газа после рекуперации его холода потребителю производят по линии 19.The hydrate inhibitor is supplied by
Сжатие и охлаждение паров хладагента (фиг.1-3), подаваемых по линии 14, производят в струйном нагнетателе 20 путем их эжектирования ингибитором гидратообразования, подаваемым насосом 21 по линии 22. Смесь, полученную в результате этого, разделяют в сепараторе 23 на хладагент, отводимый по линии 15, и ингибитор гидратообразования (отводимый к насосу 21 по линии 24). Хладагент по линии 15 подают на охлаждение газа, а ингибитор гидратообразования нагнетают насосом 21, охлаждают в аппарате воздушного охлаждения (АВО) 25 и подают в струйный нагнетатель 20 на эжекционное сжатие и охлаждение паров хладагента.Compression and cooling of the refrigerant vapor (Figs. 1-3) supplied through
В установках, представленных на фиг.1-3, в качестве хладагента используют пропан, а в качестве ингибитора гидратообразования - метанол или этиленгликоль.In the plants shown in FIGS. 1-3, propane is used as a refrigerant, and methanol or ethylene glycol is used as a hydrate inhibitor.
Ингибитор гидратообразования регенерируют (фиг.1-3) в блоке 26, удаляя из него водный компонент. В блок 26 ингибитор гидратообразования, насыщенный водным компонентом, подают из сепаратора 17 по линии 18.The hydrate inhibitor is regenerated (FIGS. 1-3) in
Дополнительно производят разделение хладагента и ингибитора гидратообразования (фиг.1-3) в испарителе 13 при охлаждении углеводородного газа хладагентом. Ингибитор гидратообразования из испарителя 13 подают по линии 27 в блок 26. Регенерированный ингибитор гидратообразования после охлаждения в теплообменнике 43 насосом 4 подают по линии 5 в смеситель 3 и по питательной линии 28 в сепаратор 23.Additionally, the separation of the refrigerant and the hydrate inhibitor (FIGS. 1-3) in the
В установке на фиг.2 хладагент из сепаратора 23 перед подачей по линии 29 на охлаждение очищенного углеводородного газа дополнительно охлаждают потоком подготовленного газа в теплообменнике 30 и/или в теплообменниках 31 и 32 жидкой фазой, отделенной от охлажденного газа в сепараторе 17 и от хладагента в испарителе 13. Подготовленный газ подается по линиям 10, 33, 34 и 36. Жидкая фаза - по линиям 9, 18 и 27.In the installation of FIG. 2, the refrigerant from the
В этой установке (фиг.1-3) ингибитор гидратообразования охлаждают атмосферным воздухом в АВО 25 и подготовленным газом в теплообменнике 35 (фиг.2). В теплообменник 35 подготовленный газ подается по линиям 33 и 36. Охлажденный ингибитор гидратообразования подается в струйный нагнетатель 20 по линиям 22 и 37.In this installation (FIGS. 1-3), the hydrate inhibitor is cooled by atmospheric air in the
В установке на фиг.3 эжектирование паров хладагента ингибитором гидратообразования производят в две ступени I и II. Первая ступень состоит из струйного нагнетателя 20, насоса 21, нагнетающего ингибитор гидратообразования из сепаратора 23, и АВО 25. Вторая ступень содержит струйный нагнетатель 38, насос 39, сепаратор 40, АВО 41. Пары хладагента из испарителя 13 по линии 14 подают в струйный нагнетатель 20 первой ступени, в котором путем эжектирования ингибитором гидратообразования производят их первичное сжатие и охлаждение. После отделения в сепараторе 23 от ингибитора гидратообразования предварительно сжатые и охлажденные пары хладагента подают по линии 42 в струйный нагнетатель 38. В этом нагнетателе путем эжектирования ингибитором гидратообразования производят их окончательное сжатие и охлаждение. Смесь, полученную в результате этого, разделяют в сепараторе 40 на хладагент и ингибитор гидратообразования. Хладагент по линии 15 подают через дроссель 16 в испаритель 13 на охлаждение очищенного углеводородного газа. Ингибитор гидратообразования нагнетают и охлаждают в первой и второй ступенях соответственно насосами 21, 39 и АВО 25 и 41.In the installation of figure 3, the ejection of refrigerant vapor by a hydrate inhibitor is carried out in two stages I and II. The first stage consists of a
Реализация способа иллюстрируется примерами.The implementation of the method is illustrated by examples.
ПРИМЕР 1EXAMPLE 1
Подготовка углеводородного попутного нефтяного газа (ПНГ) производится по предлагаемому способу следующим образом. Газ поступает по линии 1 (фиг.1) с расходом 360 тыс. нм3/сут. при начальной температуре, в зависимости от зимнего или летнего периода, (20-35)°С и давлении 3,35 МПа в сепараторе 2 его очищают от капельной жидкости и механических примесей. После чего в его поток (линия 6) с помощью смесителя 3 вводят ингибитор гидратообразования (метанол или этиленгликоль). В теплообменниках 7 и 8 очищенный углеводородный газ охлаждают путем рекуперации холода сконденсированной жидкости (состоящей из углеводородных компонентов С3+в) и холода подготовленного газа. После этого углеводородный газ имеет температуру порядка минус (1-8)°С. Затем очищенный углеводородный газ охлаждается хладагентом - пропаном в испарителе 13 до температуры минус (10-14)°С. В сепараторе 17 производят отделение охлажденного газа от сконденсированной жидкой фазы, удаляемой по линии 9 и ингибитора гидратообразования, удаляемого по линии 18. Подачу подготовленного газа после рекуперации его холода потребителю производят по линии 19.The preparation of hydrocarbon associated petroleum gas (APG) is carried out according to the proposed method as follows. Gas enters through line 1 (Fig. 1) with a flow rate of 360 thousand nm 3 / day. at the initial temperature, depending on the winter or summer period, (20-35) ° C and a pressure of 3.35 MPa in the
Из испарителя 13 по линии 14 подают пары хладагента на сжатие и охлаждение с превращением их в жидкость. Сжатие до давления 8,41·105 Па и охлаждение паров хладагента до температуры 20°С производят в струйном нагнетателе 20 путем их эжектирования ингибитором гидратообразования, подаваемым насосом 21 под давлением (3,3-4,0)·106 Па по линии 22. Смесь, полученную после эжектирования, имеющую давление 0,841 МПа и температуру 20°С, разделяют в сепараторе 23 на хладагент, отводимый по линии 15, и ингибитор гидратообразования (отводимый к насосу 21 по линии 24). Хладагент с расходом до 2,5 кг/с подают по линии 15 через дроссель 16 в испаритель 13 на охлаждение газа, а ингибитор гидратообразования нагнетают насосом 21, охлаждают в аппарате воздушного охлаждения (АВО) 25 и подают в струйный нагнетатель 20 на эжекционное сжатие и охлаждение паров хладагента. В испарителе 13 поддерживаются давление со стороны хладагента, равное 1,09-2,4)·105 Па, и температура минус (19-35)°С. Затрачиваемая мощность насоса, имеющего кпд порядка 0,7, составляет (250-280) кВт.From the
Уносимый из сепаратора 23 вместе с хладагентом ингибитор гидратообразования дополнительно разделяют в испарителе 13 при охлаждении углеводородного газа хладагентом. Ингибитор гидратообразования из испарителя 13 подают по линии 27 в блок 26. Регенерированный ингибитор гидратообразования насосом 4 подают по линии 5 в смеситель 3 и по питательной линии 28 в сепаратор 23.The hydrate inhibitor carried out from the
ПРИМЕР 2EXAMPLE 2
Основные технологические параметры подготовки природного газа в установке, представленной на фиг.2, аналогичны технологическим параметрам подготовки в установке, представленной на фиг.1, и описанным в примере 1.The main technological parameters of the preparation of natural gas in the installation shown in figure 2, are similar to the technological parameters of the preparation in the installation shown in figure 1, and described in example 1.
Однако с целью повышения эффективности охлаждения углеводородного газа в установке на фиг.2 несконденсированные пары хладагента из сепаратора 23 перед подачей по линии 29 на охлаждение очищенного углеводородного газа дополнительно охлаждают до температуры 15°С и сжижают потоком подготовленного газа, который имеет температуру минус 25°С, в теплообменнике 30 и в теплообменниках 31 и 32 жидкой фазой (сконденсированными углеводородами и ингибитором гидратообразования, имеющими температуру минус 25°С), отделенной от охлажденного газа в сепараторе 17 и от хладагента в испарителе 13. Подготовленный газ подается по линиям 33 и 34, жидкая фаза - по линиям 9, 18 и 27.However, in order to improve the efficiency of hydrocarbon gas cooling in the installation of Fig. 2, non-condensed refrigerant vapors from the
С этой целью в этой установке (фиг.2) ингибитор гидратообразования охлаждают атмосферным воздухом в АВО 25 до температуры 20°С и подготовленным газом, имеющим температуру минус 25°С в теплообменнике 35 до температуры 15°С. В теплообменник 35 подготовленный газ подается по линиям 33 и 36. Охлажденный ингибитор гидратообразования подается в струйный нагнетатель 20 по линиям 22 и 37.To this end, in this installation (figure 2), the hydrate inhibitor is cooled with atmospheric air in
ПРИМЕР 3EXAMPLE 3
Подготовка углеводородного газа в установке, представленной на фиг.3, производится при повышенных температурах окружающего воздуха (порядка 40-50°С).The preparation of hydrocarbon gas in the installation shown in figure 3, is carried out at elevated ambient temperatures (about 40-50 ° C).
Основные технологические параметры подготовки природного газа в установке, представленной на фиг.3, аналогичны технологическим параметрам подготовки в установке, представленной на фиг.1, и описанным в примере 1.The main technological parameters of the preparation of natural gas in the installation shown in figure 3, are similar to the technological parameters of the preparation in the installation shown in figure 1, and described in example 1.
Особенностью подготовки газа в этой установке эжектирование паров хладагента ингибитором гидратообразования производят в две ступени I и II.A feature of gas preparation in this installation is the ejection of refrigerant vapors by a hydrate inhibitor in two stages I and II.
На первой ступени сжатие паров хладагента, имеющих температуру 50°С, производят до давления 8,41·105 Па, а на второй ступени до 1,8·106 Па, при котором хладагент - пропан становится жидкостью.In the first stage, the compression of the refrigerant vapor having a temperature of 50 ° C is carried out to a pressure of 8.41 · 10 5 Pa, and in the second stage to 1.8 · 10 6 Pa, in which the refrigerant propane becomes a liquid.
Таким образом, в предлагаемом способе низкотемпературной подготовки газа достигается повышение эффективности подготовки углеводородного газа, снижении капитальных, эксплуатационных и энергетических затрат.Thus, in the proposed method of low-temperature gas preparation, an increase in the efficiency of hydrocarbon gas preparation and a reduction in capital, operating and energy costs are achieved.
Claims (7)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010134555/06A RU2439452C1 (en) | 2010-08-18 | 2010-08-18 | Method of low temperature treatment of hydrocarbon gas |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010134555/06A RU2439452C1 (en) | 2010-08-18 | 2010-08-18 | Method of low temperature treatment of hydrocarbon gas |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2439452C1 true RU2439452C1 (en) | 2012-01-10 |
Family
ID=45784165
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2010134555/06A RU2439452C1 (en) | 2010-08-18 | 2010-08-18 | Method of low temperature treatment of hydrocarbon gas |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2439452C1 (en) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2498174C1 (en) * | 2012-04-26 | 2013-11-10 | Денис Тарасович Высочан | System for oil gas absorption dehydration, treatment and low-temperature separation |
| RU2585810C1 (en) * | 2015-04-16 | 2016-06-10 | Андрей Владиславович Курочкин | Device for low-temperature condensation gas |
| RU2633262C1 (en) * | 2016-12-20 | 2017-10-11 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ") | Method for preparing gas in oil and gas fields |
| RU2637792C1 (en) * | 2016-12-20 | 2017-12-07 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ") | Method of low-temperature preparation of low-pressure oil gas at field |
| RU2738791C1 (en) * | 2020-03-11 | 2020-12-16 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ") | Method of preparing hydrocarbon gas |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3292381A (en) * | 1964-07-08 | 1966-12-20 | Coastal States Petrochemical C | Separation of natural gas by liquefaction with an injected hydrate inhibitor |
| SU442723A1 (en) * | 1969-12-01 | 1975-05-05 | Предприятие П/Я А-3323 | Method of field preparation of gas and condensate for long-distance transport |
| SU1318770A1 (en) * | 1985-07-25 | 1987-06-23 | Всесоюзный научно-исследовательский институт природных газов | Method for preparing natural gas for transportation |
| RU2097648C1 (en) * | 1997-03-24 | 1997-11-27 | Предприятие по добыче газа "Ямбурггаздобыча" | Method of processing natural gas |
| RU2124930C1 (en) * | 1998-06-23 | 1999-01-20 | Бурмистров Александр Георгиевич | Method of treating natural gas |
-
2010
- 2010-08-18 RU RU2010134555/06A patent/RU2439452C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3292381A (en) * | 1964-07-08 | 1966-12-20 | Coastal States Petrochemical C | Separation of natural gas by liquefaction with an injected hydrate inhibitor |
| SU442723A1 (en) * | 1969-12-01 | 1975-05-05 | Предприятие П/Я А-3323 | Method of field preparation of gas and condensate for long-distance transport |
| SU1318770A1 (en) * | 1985-07-25 | 1987-06-23 | Всесоюзный научно-исследовательский институт природных газов | Method for preparing natural gas for transportation |
| RU2097648C1 (en) * | 1997-03-24 | 1997-11-27 | Предприятие по добыче газа "Ямбурггаздобыча" | Method of processing natural gas |
| RU2124930C1 (en) * | 1998-06-23 | 1999-01-20 | Бурмистров Александр Георгиевич | Method of treating natural gas |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ВАСИЛЬЕВ Р.А. и др. Применение низкотемпературных процессов, холодильной и криогенной техники и технологии в установках заводской переработки природных газов, Сборник научных трудов Всероссийского научно-исследовательского института природных газов и газовых технологий (ВНИИГАЗ) - Этапы развития газоперерабатывающей подотрасли. - М.: РАО "Газпром", ВНИИГАЗ, 1998, с.163. * |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2498174C1 (en) * | 2012-04-26 | 2013-11-10 | Денис Тарасович Высочан | System for oil gas absorption dehydration, treatment and low-temperature separation |
| RU2585810C1 (en) * | 2015-04-16 | 2016-06-10 | Андрей Владиславович Курочкин | Device for low-temperature condensation gas |
| RU2633262C1 (en) * | 2016-12-20 | 2017-10-11 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ") | Method for preparing gas in oil and gas fields |
| RU2637792C1 (en) * | 2016-12-20 | 2017-12-07 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ") | Method of low-temperature preparation of low-pressure oil gas at field |
| RU2738791C1 (en) * | 2020-03-11 | 2020-12-16 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ") | Method of preparing hydrocarbon gas |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| JP6608526B2 (en) | Conversion of waste heat from gas processing plant to electricity and cooling based on organic Rankine cycle | |
| JP5692761B2 (en) | Composition and method of high pressure acid gas removal in the production of ultra low sulfur gas | |
| USRE39826E1 (en) | Comprehensive natural gas processing | |
| KR102587173B1 (en) | Recovery method and related equipment for C2+ hydrocarbon stream from residual refinery gas | |
| RU2671665C1 (en) | Installation for natural gas liquefaction and method for operation thereof (options) | |
| RU2439452C1 (en) | Method of low temperature treatment of hydrocarbon gas | |
| FR3030026B1 (en) | METHOD AND APPARATUS FOR SEPARATING A FUEL GAS CONTAINING AT LEAST 20% MOL. OF CO2 AND AT LEAST 20% MOL OF METHANE, BY PARTIAL CONDENSATION AND / OR BY DISTILLATION | |
| US10288347B2 (en) | Method of removing carbon dioxide during liquid natural gas production from natural gas at gas pressure letdown stations | |
| JP6357155B2 (en) | A method for optimizing condensable component removal from fluids | |
| US20190225891A1 (en) | System for recovering natural gas liquid from low pressure source | |
| EP1363867A1 (en) | Method for ethane recovery, using a refrigeration cycle with a mixture of at least two coolants, gases obtained by said method, and installation therefor | |
| CN108431184B (en) | Method for preparing natural gas at a gas decompression station to produce liquid natural gas (LNG) | |
| RU2321797C1 (en) | Method of preparing oil gas | |
| RU2688533C1 (en) | Ltdr plant for integrated gas preparation and production of lng and its operation method | |
| RU2640969C1 (en) | Method for extraction of liquefied hydrocarbon gases from natural gas of main gas pipelines and plant for its implementation | |
| RU2514804C2 (en) | Method of nitrogen removal | |
| CN106178839A (en) | Recovery and extraction method of hydrogen and light hydrocarbons in hydrogen-rich gas | |
| RU88282U1 (en) | INSTALLATION FOR DISPOSAL OF ASSOCIATED OIL GAS | |
| RU2637792C1 (en) | Method of low-temperature preparation of low-pressure oil gas at field | |
| EA025641B1 (en) | Method of gas processing | |
| RU2758364C1 (en) | Method for reconstruction of a low-temperature gas separation plant for the production of liquefied natural gas (options) | |
| RU2758362C1 (en) | Installation for complex gas treatment with increased extraction of gas condensate and production of liquefied natural gas | |
| RU2551704C2 (en) | Method of field processing of hydrocarbon gas for transportation | |
| RU2575457C2 (en) | Hydrocarbon gas processing | |
| RU2633262C1 (en) | Method for preparing gas in oil and gas fields |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20180819 |