RU2753278C1 - Способ подготовки попутного нефтяного газа, установка и система для подготовки попутного нефтяного газа - Google Patents
Способ подготовки попутного нефтяного газа, установка и система для подготовки попутного нефтяного газа Download PDFInfo
- Publication number
- RU2753278C1 RU2753278C1 RU2020133314A RU2020133314A RU2753278C1 RU 2753278 C1 RU2753278 C1 RU 2753278C1 RU 2020133314 A RU2020133314 A RU 2020133314A RU 2020133314 A RU2020133314 A RU 2020133314A RU 2753278 C1 RU2753278 C1 RU 2753278C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- apg
- heat exchanger
- recuperative heat
- petroleum gas
- associated petroleum
- Prior art date
Links
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 title claims abstract description 77
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 title claims abstract description 64
- 238000009434 installation Methods 0.000 title claims abstract description 40
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 56
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims abstract description 116
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 97
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract description 56
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 17
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 88
- 239000003507 refrigerant Substances 0.000 claims description 31
- 238000005057 refrigeration Methods 0.000 claims description 26
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 claims description 12
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 claims description 9
- 230000005661 hydrophobic surface Effects 0.000 claims description 9
- 230000005660 hydrophilic surface Effects 0.000 claims description 7
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims description 6
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims description 5
- 238000007599 discharging Methods 0.000 claims 2
- 238000013461 design Methods 0.000 abstract description 13
- 239000012535 impurity Substances 0.000 abstract description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 40
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 21
- VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N n-Hexane Chemical compound CCCCCC VLKZOEOYAKHREP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 18
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 18
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 14
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- NNPPMTNAJDCUHE-UHFFFAOYSA-N isobutane Chemical compound CC(C)C NNPPMTNAJDCUHE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- QWTDNUCVQCZILF-UHFFFAOYSA-N isopentane Chemical compound CCC(C)C QWTDNUCVQCZILF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 10
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 10
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 10
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 7
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 7
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 7
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 6
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 6
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 6
- AFABGHUZZDYHJO-UHFFFAOYSA-N dimethyl butane Natural products CCCC(C)C AFABGHUZZDYHJO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 6
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 6
- 239000001282 iso-butane Substances 0.000 description 6
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 6
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 6
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 6
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 6
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 description 2
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 2
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 2
- 101150076749 C10L gene Proteins 0.000 description 1
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 description 1
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000002485 combustion reaction Methods 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
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000007790 solid phase Substances 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
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Thermal Sciences (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к области подготовки и переработки попутного нефтяного газа. Способ подготовки попутного нефтяного газа включает следующие последовательные стадии: охлаждение потока попутного нефтяного газа (ПНГ) в первом рекуперативном теплообменном аппарате до температуры от 5°C до 20°C обратным потоком ПНГ, поступающим после отделения жидкости; охлаждение потока ПНГ до температуры от 0°C до 10°C во втором рекуперативном теплообменном аппарате, соединенном с контуром охлаждения; отделение жидкости от потока ПНГ в сепараторе по меньшей мере на одном сепарационном элементе и её отвод; нагревание потока ПНГ, выходящего из сепаратора после отделения жидкости. Техническим результатом является обеспечение высокой степени отделения жидкости и механических примесей из потока газа, снижение степени гидратообразования с одновременным повышением энергоэффективности установки, улучшением массогабаритных характеристик и упрощением конструкции. 3 н. и 50 з.п. ф-лы, 1 ил., 6 табл.
Description
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к области подготовки и переработки попутного нефтяного газа. Изобретение предназначено для подготовки попутного нефтяного газа к последующей транспортировке или другому виду полезного использования (в качестве топлива для тепловых целей или генерации электроэнергии в двигателе внутреннего сгорания) путем выделения капельной и паровой жидкости (гомологов метана С2+ и воды) из потока попутного нефтяного газа.
Известно, что охлаждение ПНГ в процессе подготовки обеспечивает конденсацию содержащейся в потоке газа жидкости. Однако при значительном охлаждении газа образуются газовые гидраты, которые могут образовывать наросты на внутренних стенках газопроводов.
Также в процессах подготовки ПНГ широко используется компримирование. Однако, использование компрессоров приводит к снижению энергоэффективности процесса подготовки ПНГ, требует дополнительных затрат, также при компримировании газа повышается риск образования гидратов.
Известен способ подготовки углеводородного газа к транспорту, а также установка для реализации известного способа (патент РФ №2294429, опубл. 27.02.2007, МПК: E21B 43/34,), включающий подачу газа с кустов скважин на технологическую линию трехступенчатой сепарации, охлаждение газа перед промежуточным сепаратором в первом теплообменнике и низкотемпературным сепаратором за счет второго теплообменника и дроссель-эффекта, при этом давление на технологической линии понижают в две ступени - вначале перед низкотемпературным сепаратором, обеспечивая в нем требуемые температуру и давление, а затем перед первым теплообменником по обратному потоку газа, до давления, при котором обеспечивают транспортировку газа на вход дожимной компрессорной станции для компримирования.
Общими признаками известного и заявляемого способа являются охлаждение газа в двух или более теплообменниках, охлаждение газа с использованием температурного потенциала газа, выходящего из сепаратора, отделение жидкости из потока газа в сепараторе. Общими признаками известной и заявляемых установки и системы являются наличие двух теплообменных аппаратов и сепаратора.
Однако, в известной установке при реализации способа используется очень низкая температура (-30°С) потока газа, а также используется стадия компримирования газа, что повышает риск образования гидратов, а также приводит к высоким капитальным и эксплуатационным затратам, низкой энергоэффективности. Кроме того, теплообменные аппараты известной установки установлены не последовательно непосредственно друг за другом, а между ними установлен сепаратор для отделения сконденсированной жидкости, в связи с чем установка не может быть реализована в компактном исполнении (высокие массогабаритные характеристики, сложная конструкция), поэтому ее использование в условиях промысловой добычи углеводородов неэффективно.
Известна установка подготовки углеводородного газа (патент РФ №2224581, опубл. 27.02.2004 , МПК: B01D 53/00, F25J 3/08), включающая компрессор, холодильник газа, скруббер, сепаратор для отделения газа от жидкости, соединенный с выходом газа из скруббера и емкость для рециркуляции воды, соединенную со скруббером, при этом она дополнительно снабжена рекуперативным теплообменником, промежуточным сепаратором и воздушным холодильником, причем вход газа в рекуперативный теплообменник соединен с выходом газа из компрессора, а выход газа из рекуперативного теплообменника соединен со входом газа в холодильник газа, при этом выход воды из емкости рециркуляции воды дополнительно соединен со входом воды в рекуперативный теплообменник, выход воды из которого соединен через промежуточный сепаратор и воздушный холодильник с емкостью рециркуляции воды.
Общими признаками известного и заявляемого способов являются охлаждение потока газа в рекуперативном теплообменнике, в холодильнике газа, а также отделение жидкости в сепараторе. Общими признаками известной и заявляемых установки и системы являются рекуперативный теплообменник, холодильник газа, сепаратор, соединение выхода газа из рекуперативного теплообменнике со входом газа в холодильник газа.
Однако, известный способ и установка обеспечивают высокую степень отделения жидкости только за счет компримирования газа, а также очищения в скруббере, что приводит к снижению энергоэффективности такого способа, усложнению конструкции и ее высоким массогабаритным характеристикам.
Ближайшим аналогом (прототипом) является техническое решение (заявка US 2019/0093039, опубл. 28.03.2019 г, МПК: E21B 43/40, E21B 43/36, B01D 53/26, C10L 3/08), из которого известны способ и система дегидратации газа и ингибирования гидратообразования. Система включает сепараторы, устройство добавления ингибитора гидратообразования, а также теплообменники для охлаждения потока газа.
Общими признаками известного и заявляемого способа являются охлаждение потока газа до двух разных диапазонов температур, отделение жидкости из потока газа в сепараторах, при этом во втором теплообменном аппарате охлаждение потока газа проводят предпочтительно до температуры от 0°C до 10°C. Общими признаками известной системы и заявляемых системы и установки являются наличие сепаратора, а также двух теплообменных аппаратов с возможностью охлаждения потока газа до разных температурных диапазонов.
Однако, теплообменные аппараты в известном техническом решении установлены не непосредственно последовательно друг за другом, а перед вторым и третьим сепаратором для отделения сконденсированной жидкости, что не обеспечивает использование разницы температур для выделения жидкости из потока газа при реализации способа. В результате для исключения гидратообразования в известном техническом решении используют ингибитор гидратообразования. Это приводит к усложнению установки для реализации способа и повышению ее массогабаритных характеристик при обеспечении достаточной степени очистки потока газа от жидкости и механических примесей.
Техническим результатом является обеспечение высокой степени отделения жидкости и механических примесей из потока газа, снижение степени гидратообразования, с одновременным повышением энергоэффективности установки, улучшением массогабаритных характеристик и упрощением конструкции. Повышение эффективности подготовки ПНГ в результате использования предлагаемых способа, установки и системы для подготовки ПНГ позволяет упростить конструкцию, а также снизить ее массогабаритные характеристики.
Технический результат достигается при осуществлении способа подготовки попутного нефтяного газа, который включает следующие последовательные стадии: охлаждение потока попутного нефтяного газа (ПНГ) в первом рекуперативном теплообменном аппарате до температуры от 5°C до 20°C обратным потоком ПНГ, поступающим после отделения жидкости; охлаждение потока ПНГ до температуры от 0°C до 10°C во втором рекуперативном теплообменном аппарате, соединенном с контуром охлаждения; деление жидкости от потока ПНГ в сепараторе по меньшей мере на одном сепарационном элементе и ее отвод; нагревание потока ПНГ, выходящего из сепаратора после отделения жидкости.
Достижение технического результата обеспечивается в результате последовательного охлаждения в заявленных температурных диапазонах без отделения влаги из потока ПНГ, в которых обеспечивается конденсация паровой и капельной жидкости, укрупнение капель в результате абсорбции жидкости на поверхности образующихся капель, с последующим отделением укрупненных капель на сепарационных элементах сепаратора. В рамках заявленного изобретения последовательное охлаждение подразумевает, что во втором рекуперативном теплообменном аппарате, соединенном с контуром охлаждения, обеспечивается снижение температуры потока ПНГ по сравнению с температурой, до которой поток ПНГ был предварительно охлажден в рекуперативном теплообменном аппарате.
Охлаждение в первом рекуперативном теплообменном аппарате в диапазоне температур от 5°C до 20°C позволяет обеспечить конденсацию жидкости с образованием капель в потоке газа и снизить при этом риск образования гидратов. Снижение температуры ниже 5°C будет приводить к увеличению риска образования гидратов. Повышение температуры выше 20°C будет снижать эффективность процесса конденсации и, соответственно, в целом эффективность способа подготовки ПНГ.
Последующее охлаждение потока ПНГ во втором рекуперативном теплообменном аппарате, соединенном с контуром охлаждения, в диапазоне температур от 0°C до 10°C обеспечивает не только конденсацию жидкости в потоке газа, но одновременно абсорбцию воды и углеводородов состава С3+ в парообразном состоянии на поверхности капель, которые содержатся в потоке ПНГ после охлаждения в первом рекуперативном теплообменном аппарате и выступают как центры конденсации. Обеспечение условий абсорбции жидкости в газообразном состоянии на поверхности капель интенсифицирует процесс отделения жидкости из потока газа. Процесс абсорбции в данном случае связан с нарушением термодинамического равновесия в потоке газа. Снижение температуры ниже 0°C будет приводить к образованию гидратов, а также твердой фазы в форме льда, что связано с риском выхода из строя оборудования. Повышение температуры выше 10°C будет приводить к более быстрому установлению термодинамического равновесия, что будет снижать эффективность абсорбции и укрупнения капель жидкости, а также будет повышать температуру потока газа, который после сепаратора обеспечивает охлаждение потока ПНГ на входе в установку в первом рекуперативном теплообменном аппарате.
В результате такое последовательное охлаждение в заданных интервалах температур позволяет интенсифицировать процесс укрупнения капель жидкости. Процесс абсорбции в данном случае основан на смещении термодинамического равновесия при взаимодействии потока газа с охлажденными каплями жидкости. Охлаждение только в одном теплообменном аппарате при низких температурах (ниже 10°C) будет приводить к риску образования гидратов, при температурах выше 10°C будет приводить к низкой эффективности процесса конденсации, при этом между охлажденными каплями и потоком газа будет быстрее устанавливаться термодинамическое равновесие. Последовательное охлаждение обеспечивает снижение риска образования гидратов и одновременно смещение термодинамического равновесия в сторону образования жидкой фазы, отделение которой обеспечивается на сепарационных элементах. При этом использование потока ПНГ, поступающего из сепаратора после отделения жидкости, для охлаждения потока ПНГ, входящего в установку, обеспечивает повышение энергоэффективности заявленного способа.
Степень охлаждения потока ПНГ в первом рекуперативном теплообменном аппарате зависит от исходной температуры и состава газа, а также от состава и температуры отсепарированного (очищенного) газа, от их теплоемкостей, плотностей и точек росы. Температура во втором рекуперативном теплообменном аппарате, соединенном с контуром охлаждения, определяется в зависимости от температуры, до которой поток ПНГ охладился в первом рекуперативном теплообменном аппарате, для обеспечения смещения термодинамического равновесия в потоке газа.
Охлаждение потока ПНГ в первом рекуперативном теплообменном аппарате может осуществляется предпочтительно до температуры от 8°C до 15°C, а во втором рекуперативном теплообменном аппарате, который соединен с контуром охлаждения, до температуры от 2°C до 7°C.
Сепарационный элемент может быть выполнен из проволоки с гидрофобной поверхностью и проволоки с гидрофильной поверхностью, что будет приводить к повышению эффективности отделения охлажденной жидкости, а также к снижению газодинамического сопротивления сепарационных элементов.
Эффективность отделения укрупненных капель на сепарационных элементах сепаратора, выполненных из проволок с гидрофильной и проволок с гидрофобной поверхностью связана с тем, что укрупненные капли, например, воды при взаимодействии с проволоками с гидрофильной поверхностью в результате сил гравитации быстрее отводятся с сепарационных элементов, что снижает сопротивление сепарационных элементов и повышает их эффективность. При этом укрупнение капель жидкости в процессе последовательного охлаждения снижает вероятность проскока капель жидкости с потоком газа через сепарационные элементы, например капель воды вдоль проволок с гидрофобной поверхностью, которые обеспечивают усиление турбулентного режима укрупнения капель воды из потока газа, но при этом не обеспечивают отделение мелких капель воды, что может провести к «проскоку» капель воды вдоль проволок с гидрофобной поверхностью с потоком газа.
Поверхность сепарационного элемента может быть гидрофобной. Использование сепарационных элементов с гидрофобной поверхностью позволяет отделить укрупненные в процессе охлаждения и абсорбции капли - дополнительно укрупнить, в результате укрупненные капли отделяются под действием гравитации.
Значение температуры изотермы контура охлаждения может быть ниже на величину от 2°С до 10°С температуры охлаждения потока ПНГ во втором рекуперативном теплообменном аппарате, соединенном с контуром охлаждения. Это позволяет дополнительно повысить энергоэффективность заявляемого способа. Контур охлаждения содержит хладагент и значение температуры изотермы контура охлаждения может поддерживаться путем изменения давления хладагента контура охлаждения. Изменение давления хладагента контура охлаждения может обеспечивается компрессором контура охлаждения, либо регулирующим клапаном.
Способ дополнительно может включать отделение сконденсированной жидкости от потока ПНГ при охлаждении во втором рекуперативном теплообменном аппарате, который соединен с контуром охлаждения. Это позволяет отделить лишнюю жидкость при ее высоком содержании в потоке газа, которая под действием сил гравитации может отделяться из потока газа в процессе охлаждения и скапливаться в нижней части теплообменного аппарата.
Способ дополнительно может включать обеспечение вихревого потока (завихрения потока ПНГ) при охлаждении во втором рекуперативном теплообменном аппарате, соединенном с контуром охлаждения. Это позволит равномерно распределить капли жидкости в охлажденном потоке ПНГ, что повысит степень абсорбции воды и углеводородов в парообразном состоянии на поверхности капель.
Разница между давлением потока ПНГ перед охлаждением и давлением потока ПНГ после отделения жидкости может составлять от 0,01 МПа до 0,1 МПа.
Скорость потока ПНГ может составлять от 12 м/с до 30 м/с. За счет обеспечения заданной скорости газа в трубопроводе, соединяющем теплообменные аппараты, и трубопроводе, соединяющим второй рекуперативный теплообменный аппарат и сепаратор, обеспечивается вынос сконденсированной жидкой фазы, а также ее контакт с газовой средой, что обеспечивает дополнительный процесс абсорбции компонентов газа С2+ в жидкую фазу и позволяет исключить из конструкции теплообменников выхода для отделения и транспортировки жидкой фазы.
Первый рекуперативный теплообменный аппарат может представлять собой несколько последовательно соединенных рекуперативных теплообменников. Второй рекуперативный теплообменный аппарат, соединенный с контуром охлаждения, может представлять собой несколько последовательно соединенных теплообменников, которые подключены к одному контуру охлаждения.
Первый рекуперативный теплообменный аппарат и второй рекуперативный теплообменный аппарат, соединенный с контуром охлаждения, могут быть объединены в одном корпусе.
Может быть задано значение температуры во втором рекуперативном теплообменном аппарате, соединенном с контуром охлаждения, и обеспечено ее поддержание путем регулирования температуры контура охлаждения в зависимости от температуры потока ПНГ, который охлаждается в первом рекуперативном теплообменном аппарате.
Данные о температуре потока ПНГ, который охлаждается в первом рекуперативном теплообменном аппарате, могут быть получены в блоке контроля и управления температурой ПНГ, и температура может поддерживаться путем анализа и формирования управляющего сигнала в блоке контроля и управления температурой ПНГ.
Технический результат достигается для установки подготовки попутного нефтяного газа, которая включает последовательно соединенные трубопроводом первый рекуперативный теплообменный аппарат, второй рекуперативный теплообменный аппарат, соединенный с контуром охлаждения, сепаратор, при этом первый рекуперативный теплообменный аппарат выполнен с возможностью обеспечения охлаждения потока ПНГ до температуры от 5°С до 20°С потоком ПНГ, поступающим из сепаратора, имеет вход для ПНГ, который является входом установки, выход для ПНГ, который соединен со входом для ПНГ второго рекуперативного теплообменного аппарата, а также вход для ПНГ, поступающего из сепаратора, который соединен с выходом для ПНГ сепаратора, и выход для ПНГ, поступающего из сепаратора, который является выходом из установки; второй рекуперативный теплообменный аппарат выполнен с возможностью обеспечения охлаждения потока ПНГ до температуры от 0°С до 10°С, имеет вход для ПНГ и выход для ПНГ, соединенный со входом для ПНГ сепаратора, а также соединен через вход и выход для хладагента с контуром охлаждения, который включает по крайней мере регулирующий элемент и компрессор, включающий электродвигатель; сепаратор имеет вход для ПНГ, выход для ПНГ, а также выход для отделенной жидкости и по меньшей мере один сепарационный элемент.
Технический результат достигается за счет последовательного расположения теплообменных аппаратов, в которых обеспечивается охлаждение в заявленных температурных диапазонах, в результате чего в потоке ПНГ образуются капли жидкости, которые выступают в качестве абсорбента и укрупняются, как описано выше. За счет последовательного соединения трубопроводами теплообменных аппаратов и сепаратора также обеспечивается продолжительный контакт сконденсированной жидкой фазы с газовой средой, что обеспечивает дополнительный процесс абсорбции компонентов газа С3+ в жидкую фазу и это позволяет исключить из конструкции теплообменных аппаратов выходы для отделения и транспортировки жидкой фазы. Это позволяет повысить степень отделения жидкости и механических примесей из потока газа, снизить риск гидратообразования, а также приводит к упрощению конструкции и снижению ее массогабаритных характеристик.
Вход для ПНГ первого рекуперативного теплообменного аппарата может быть выполнен с возможностью подключения элементов контроля температуры, давления и расхода ПНГ, выход для ПНГ второго рекуперативного теплообменного аппарата может быть выполнен с возможностью подключения элементов контроля температуры потока ПНГ, контур охлаждения может быть выполнен с возможностью подключения элементов контроля температуры хладагента, а выход для ПНГ сепаратора может быть выполнен с возможностью подключения элемента контроля температуры ПНГ.
Технический результат достигается также для системы для подготовки попутного нефтяного газа, которая включает последовательно соединенные трубопроводом первый рекуперативный теплообменный аппарат, второй рекуперативный теплообменный аппарат, соединенный с контуром охлаждения, сепаратор, а также блок контроля и управления температурой потока ПНГ, при этом первый рекуперативный теплообменный аппарат выполнен с возможностью обеспечения охлаждения потока ПНГ до температуры от 5°С до 20°С потоком ПНГ, поступающим из сепаратора, имеет вход для ПНГ, который является входом установки и содержит элементы контроля температуры, давления и расхода ПНГ, выход для ПНГ, который соединен со входом для ПНГ второго рекуперативного теплообменного аппарата, а также вход для ПНГ, поступающего из сепаратора, который соединен с выходом для ПНГ сепаратора, и выход для ПНГ, поступающего из сепаратора, который является выходом из установки; второй рекуперативный теплообменный аппарат выполнен с возможностью обеспечения охлаждения потока ПНГ до температуры от 0°С до 10°С, имеет вход для ПНГ и выход для ПНГ, соединенный со входом для ПНГ сепаратора и содержащий элементы контроля температуры потока ПНГ, а также соединен через вход и выход для хладагента с контуром охлаждения, который включает по крайней мере регулирующий элемент и компрессор, включающий электродвигатель, при этом контур охлаждения элементы контроля и управления температуры хладагента; сепаратор имеет вход для ПНГ, выход для ПНГ, который соединен со входом для ПНГ первого рекуперативного теплообменного аппарата и содержит элемент контроля температуры ПНГ, а также выход для отделенной жидкости и по меньшей мере один сепарационный элемент; блок контроля и управления температурой потока ПНГ соединен с вышеуказанными элементами контроля и управления.
Технический результат достигается, как указано выше, за счет последовательно расположенных теплообменных аппаратов, которые выполнены с возможностью охлаждения потока ПНГ в заявленных температурных диапазонах, а также блока контроля и управления температурой ПНГ, который обеспечивает контроль и управление работой заявляемой системой.
Предпочтительно первый рекуперативный теплообменный аппарат может быть выполнен с возможностью обеспечения охлаждения потока ПНГ потоком ПНГ, который поступает из сепаратора после отделения жидкости, осуществляется до температуры от 8°C до 15°C, а второй рекуперативный теплообменный аппарат, соединенный с контуром охлаждения, с возможностью обеспечения охлаждения потока ПНГ до температуры от 2°C до 7°C.
Сепарационный элемент сепаратора установки и системы для подготовки ПНГ может быть выполнен из проволок с гидрофильной и проволок с гидрофобной поверхностью. Это позволяет дополнительно повысить эффективность отделения жидкости и механических примесей из потока ПНГ, а также снизить газодинамическое сопротивление сепарационных элементов. Либо поверхность сепарационного элемента может быть только гидрофобной, или может использоваться и любой известный сепарационный элемент с немодифицированной поверхностью.
Второй рекуперативный теплообменный аппарат установки и системы, соединенный с контуром охлаждения, дополнительно может содержать выход для сконденсированной жидкости, а также может дополнительно содержать по меньшей мере одно устройство для завихрения потока ПНГ.
Контур охлаждения установки и системы дополнительно может содержать устройства для поддержания температуры для обеспечения значений изотермы контура охлаждения ниже на величину от 2°С до 10°С температуры охлаждения газа во втором рекуперативном теплообменном аппарате, соединенном с контуром охлаждения.
Трубки обоих теплообменных аппаратов и установки, и системы могут иметь горизонтальное расположение.
Поверхности внутренних элементов обоих теплообменных аппаратов и установки, и системы могут быть гидрофобными.
Первый рекуперативный теплообменный аппарат установки и системы может представлять собой несколько последовательно соединенных рекуперативных теплообменников.
Второй рекуперативный теплообменный аппарат установки и системы может представлять собой несколько последовательно соединенных теплообменников, которые подключены к одному внешнему контуру охлаждения.
Теплообменные аппараты могут быть объединены в одном корпусе.
Регулирующий элемент контура охлаждения установки и системы может представлять собой устройство включения и выключения электродвигателя компрессора.
Между выходом для ПНГ сепаратора, который соединен со входом для ПНГ первого рекуперативного теплообменного аппарата, и входом для ПНГ первого рекуперативного теплообменного аппарата потока ПНГ установки и системы дополнительно может содержаться система сброса газа в коллектор факельных газов.
Второй рекуперативный теплообменный аппарат, соединенный с контуром охлаждения, системы подготовки ПНГ дополнительно может содержать элемент контроля уровня жидкости. Рекуперативный теплообменный аппарат в рамках заявленного изобретения - теплообменник, в котором теплообмен осуществляется между охлаждающей и охлаждаемой средой, пространства которых разделены.
Предлагаемая конструкция установки и системы позволяет обеспечить эргономичное расположение (возможно блочно-модульное исполнение; расположение на одной платформе) теплообменников и сепаратора, что позволит улучшить массогабаритные характеристики.
Изобретение поясняется следующими графическими материалами.
На фигуре 1 представлена общая схема системы для подготовки попутного нефтяного газа, где
1 - первый рекуперативный теплообменный аппарат,
2 - второй рекуперативный теплообменный аппарат, соединенный с контуром охлаждения,
3 - сепаратор,
4 - сепарационные элементы,
5 - компрессор,
6 - ёмкость с хладагентом,
7 - аппарат воздушного охлаждения,
8 - электродвигатель,
9 - клапан,
A - поток ПНГ, который входит в установку (в первый рекуперативный теплообменный аппарат),
B - поток охлажденного ПНГ, который входит во второй рекуперативный теплообменный аппарат, соединенный с контуром охлаждения,
C - поток охлажденного ПНГ, который входит в сепаратор,
D - поток ПНГ, который выходит из сепаратора,
E - поток отделенной жидкости, которая выходит из сепаратора,
F - поток ПНГ, который выходит из установки (из рекупертивного теплообменного аппарата).
Способ подготовки попутного нефтяного газа, согласно которому последовательно охлаждают поток попутного нефтяного газа (ПНГ) A в первом рекуперативном теплообменном аппарате 1 до температуры от 5°C до 20°C обратным потоком ПНГ D после отделения жидкости, затем поток ПНГ B охлаждают до температуры от 0°C до 10°C во втором рекуперативном теплообменном аппарате 2, соединенном с контуром охлаждения 10, затем от потока ПНГ C в сепараторе 3 на сепарационном элементе 4 отделяют и отводят сконденсированную при охлаждении жидкость E, после чего нагревают поток ПНГ D в рекуперативном теплообменном аппарате 1.
Ниже представлены примеры реализации способа подготовки попутного нефтяного газа и использования установки и системы для подготовки попутного нефтяного газа.
Пример 1. Попутный нефтяной газ, поток A, в количестве 30306 кг/ч, с составом, указанным в таблице 1, и температурой 30°С подают в первый рекуперативный теплообменный аппарат, где газ охлаждается до температуры 19,2°С потоком ПНГ D, который выходит из сепаратора 3, с температурой 7°С.
Затем охлажденный поток ПНГ B подают во второй рекуперативный теплообменный аппарат 2, где он охлаждается хладагентом, имеющим температуру 3°С, до температуры 7°С. После чего поток ПНГ C подают в сепаратор 3, где от потока газа отделяют капельную жидкость E и отводят через выход для отвода жидкости.
После отделения жидкости поток ПНГ D подают в рекуперативный теплообменный аппарат, где его энергетический потенциал используется для предварительного охлаждения потока ПНГ A, который входит в установку для подготовки ПНГ.
В таблице 1 указаны состав потока ПНГ на входе в установку, а также составы потока ПНГ на выходе из установки и состав отделенной жидкости. Для получения из заданного количества потока ПНГ с заданным составом 325 кг/ч жидкости потребовалось затратить 52,9 кВт/ч энергии хладагента холодильного цикла. Эта величина в 4-6 раз меньше, чем требуется для получения аналогичного количества жидкости с применением известных способов (компримирование с последующим редуцированием газа, низкотемпературная конденсация с применением внешнего холодильного цикла и др.).
Таблица 1.
| Единицы измерения | Поток ПНГ | ||||||
| A | B | C | D | E | F | ||
| Физические параметры потоков | |||||||
| Температура | °C | 30 | 19,18428 | 7 | 6,954323 | 7 | 22 |
| Давление | кПа | 784,5322 | 735,4989 | 686,4656 | 681,5623 | 686,4656 | 632,5291 |
| Количество | Кг/ч | 3631,149 | 3631,149 | 3631,149 | 3306,151 | 324,998 | 3306,151 |
| Составы потоков | |||||||
| Метан | Мол. фракция | 0,661604 | 0,661604 | 0,661604 | 0,688755 | 0,028041 | 0,688755 |
| Этан | Мол. фракция | 0,051244 | 0,051244 | 0,051244 | 0,052844 | 0,01392 | 0,052844 |
| Пропан | Мол. фракция | 0,12664 | 0,12664 | 0,12664 | 0,126389 | 0,132508 | 0,126389 |
| Изобутан | Мол. фракция | 0,042857 | 0,042857 | 0,042857 | 0,039884 | 0,112228 | 0,039884 |
| Бутан | Мол. фракция | 0,061767 | 0,061767 | 0,061767 | 0,054774 | 0,224946 | 0,054774 |
| Изопентан | Мол. фракция | 0,013707 | 0,013707 | 0,013707 | 0,009739 | 0,10629 | 0,009739 |
| Пентан | Мол. фракция | 0,014037 | 0,014037 | 0,014037 | 0,008899 | 0,133916 | 0,008899 |
| Вода | Мол. фракция | 0,004975 | 0,004975 | 0,004975 | 0,001464 | 0,086912 | 0,001464 |
| Азот | Мол. фракция | 0,012794 | 0,012794 | 0,012794 | 0,013336 | 0,00015 | 0,013336 |
| Углекислый газ (СО2) | Мол. фракция | 0,000765 | 0,000765 | 0,000765 | 0,000794 | 8,32E-05 | 0,000794 |
| Кислород (О2) | Мол. фракция | 4,85E-05 | 4,85E-05 | 4,85E-05 | 5,06E-05 | 1,24E-06 | 5,06E-05 |
| Гексан | Мол. фракция | 0,009562 | 0,009562 | 0,009562 | 0,003072 | 0,161004 | 0,003072 |
Пример 2. Попутный нефтяной газ, поток A, в количестве 30306 кг/ч, с составом, указанным в таблице 2, и температурой 25°С подают в первый рекуперативный теплообменный аппарат, где газ охлаждается до температуры 17,3°С потоком ПНГ D, который выходит из сепаратора, с температурой 2,9°С.
Затем охлажденный поток ПНГ B подают во второй рекуперативный теплообменный аппарат 2, где он охлаждается хладагентом, имеющим температуру 0°С, до температуры 3°С. После чего поток ПНГ C подают в сепаратор 3, где от потока газа отделяют капельную жидкость E и отводят через выход для отвода жидкости.
После отделения жидкости поток ПНГ D подают в первый рекуперативный теплообменный аппарат, где его энергетический потенциал используется для предварительного охлаждения потока ПНГ A, который входит в установку для подготовки ПНГ.
В таблице 2 указаны состав потока ПНГ на входе в установку, а также составы потока ПНГ на выходе из установки и состав отделенной жидкости. Для получения из заданного количества потока ПНГ с заданным составом 445,4 кг/ч жидкости потребовалось затратить 64,6 кВт/ч энергии хладагента холодильного цикла. Эта величина в 4-6 раз меньше, чем требуется для получения аналогичного количества жидкости с применением известных способов.
Таблица 2.
| Единицы измерения | Поток ПГН | ||||||
| A | B | C | D | E | F | ||
| Физические параметры потоков | |||||||
| Температура | °C | 25,0 | 17,3 | 3,0 | 2,9 | 3,0 | 17,0 |
| Давление | кПа | 784,5 | 735,4 | 686,4 | 681,5 | 686,4 | 632,5 |
| Количество | Кг/ч | 3631,1 | 3631,1 | 3631,1 | 3185,7 | 445,3 | 3185,7 |
| Составы потоков | |||||||
| Метан | Мол. фракция | 0,661604 | 0,661604 | 0,661604 | 0,699621 | 0,030041 | 0,699621 |
| Этан | Мол. фракция | 0,051244 | 0,051244 | 0,051244 | 0,053397 | 0,015476 | 0,053397 |
| Пропан | Мол. фракция | 0,126640 | 0,126640 | 0,126640 | 0,125297 | 0,148955 | 0,125297 |
| Изобутан | Мол. фракция | 0,042857 | 0,042857 | 0,042857 | 0,037993 | 0,123668 | 0,037993 |
| Бутан | Мол. фракция | 0,061767 | 0,061767 | 0,061767 | 0,050817 | 0,243670 | 0,050817 |
| Изопентан | Мол. фракция | 0,013707 | 0,013707 | 0,013707 | 0,008156 | 0,105909 | 0,008156 |
| Пентан | Мол. фракция | 0,014037 | 0,014037 | 0,014037 | 0,007128 | 0,128809 | 0,007128 |
| Вода | Мол. фракция | 0,004975 | 0,004975 | 0,004975 | 0,001106 | 0,069250 | 0,001106 |
| Азот | Мол. фракция | 0,012794 | 0,012794 | 0,012794 | 0,013555 | 0,000158 | 0,013555 |
| Углекислый газ (СО2) | Мол. фракция | 0,000765 | 0,000765 | 0,000765 | 0,000806 | 0,000091 | 0,000806 |
| Кислород (О2) | Мол. фракция | 0,000049 | 0,000049 | 0,000049 | 0,000051 | 0,000001 | 0,000051 |
| Гексан | Мол. фракция | 0,009562 | 0,009562 | 0,009562 | 0,002073 | 0,133972 | 0,002073 |
Пример 3. Попутный нефтяной газ, поток A, в количестве 30306 кг/ч, с составом, указанным в таблице 3, и температурой 25°С подают в первый рекуперативный теплообменный аппарат, где газ охлаждается до температуры 15,2°С потоком ПНГ D, который выходит из сепаратора 3, с температурой 3,9°С. При этом поток D нагревается и из первого рекуперативного теплообменного аппарата (из установки) выходит поток F с температурой 17°С.
Затем охлажденный поток ПНГ B подают во второй рекуперативный теплообменный аппарат 2, где он охлаждается хладагентом, имеющим температуру 1°С, до температуры 4°С. После чего поток ПНГ C подают в сепаратор 3, где от потока газа отделяют капельную жидкость E и отводят через выход для отвода жидкости.
После отделения жидкости поток ПНГ D подают в рекуперативный теплообменный аппарат, где его энергетический потенциал используется для предварительного охлаждения потока ПНГ A, который входит в установку для подготовки ПНГ.
В таблице 3 указаны состав потока ПНГ на входе в установку, а также составы потока ПНГ на выходе из установки и состав отделенной жидкости. Для получения из заданного количества потока ПНГ с заданным составом 253,2 кг/ч жидкости потребовалось затратить 42,5 кВт/ч энергии хладагента холодильного цикла. Эта величина в 4-6 раз меньше, чем требуется для получения аналогичного количества жидкости с применением известных способов.
Таблица 3.
| Единицы измерения | Поток ПНГ | ||||||
| A | B | C | D | E | F | ||
| Физические параметры потоков | |||||||
| Температура | °C | 25,0 | 15,2 | 4,0 | 3,9 | 4,0 | 17,0 |
| Давление | кПа | 784,5 | 735,4 | 686,4 | 681,5 | 686,4 | 632,5 |
| Количество | Кг/ч | 3438,8 | 3438,8 | 3438,8 | 3185,6 | 253,2 | 3185,6 |
| Составы потоков | |||||||
| Метан | Мол. фракция | 0,699511 | 0,699511 | 0,699511 | 0,724379 | 0,025215 | 0,724379 |
| Этан | Мол. фракция | 0,043543 | 0,043543 | 0,043543 | 0,044763 | 0,010466 | 0,044763 |
| Пропан | Мол. фракция | 0,107609 | 0,107609 | 0,107609 | 0,107778 | 0,103025 | 0,107778 |
| Изобутан | Мол. фракция | 0,036417 | 0,036417 | 0,036417 | 0,034441 | 0,089987 | 0,034441 |
| Бутан | Мол. фракция | 0,052485 | 0,052485 | 0,052485 | 0,047661 | 0,183280 | 0,047661 |
| Изопентан | Мол. фракция | 0,011647 | 0,011647 | 0,011647 | 0,008729 | 0,090758 | 0,008729 |
| Пентан | Мол. фракция | 0,011927 | 0,011927 | 0,011927 | 0,008066 | 0,116617 | 0,008066 |
| Вода | Мол. фракция | 0,009327 | 0,009327 | 0,009327 | 0,001189 | 0,229984 | 0,001189 |
| Азот | Мол. фракция | 0,010871 | 0,010871 | 0,010871 | 0,011268 | 0,000106 | 0,011268 |
| Углекислый газ (СО2) | Мол. фракция | 0,008497 | 0,008497 | 0,008497 | 0,008780 | 0,000816 | 0,008780 |
| Кислород (О2) | Мол. фракция | 0,000041 | 0,000041 | 0,000041 | 0,000043 | 0,000001 | 0,000043 |
| Гексан | Мол. фракция | 0,008125 | 0,008125 | 0,008125 | 0,002902 | 0,149744 | 0,002902 |
Пример 4. Попутный нефтяной газ, поток A, в количестве 30306 кг/ч, с составом, указанным в таблице 4, и температурой 25°С подают в первый рекуперативный теплообменный аппарат, где газ охлаждается до температуры 18,8°С потоком ПНГ D, который выходит из сепаратора, с температурой 7°С.
Затем охлажденный поток ПНГ B подают во второй рекуперативный теплообменный аппарат 2, где он охлаждается хладагентом, имеющим температуру 5°С, до температуры 7°С. После чего поток ПНГ C подают в сепаратор 3, где от потока газа отделяют капельную жидкость E и отводят через выход для отвода жидкости.
После отделения жидкости поток ПНГ D подают в первый рекуперативный теплообменный аппарат, где его энергетический потенциал используется для предварительного охлаждения потока ПНГ A, который входит в установку для подготовки ПНГ.
В таблице 4 указаны состав потока ПНГ на входе в установку, а также составы потока ПНГ на выходе из установки и состав отделенной жидкости. Для получения из заданного количества потока ПНГ с заданным составом 330,6 кг/ч жидкости потребовалось затратить 49,4 кВт/ч энергии хладагента холодильного цикла. Эта величина в 4-6 раз меньше, чем требуется для получения аналогичного количества жидкости с применением известных способов.
Таблица 4.
| Единицы измерения | Поток ПНГ | ||||||
| A | B | C | D | E | F | ||
| Физические параметры потоков | |||||||
| Температура | °C | 25,0 | 18,7 | 7,0 | 6,9 | 7,0 | 17,0 |
| Давление | кПа | 784,5 | 735,4 | 686,4 | 681,5 | 686,4 | 632,5 |
| Количество | Кг/ч | 3560,4 | 3560,4 | 3560,4 | 3229,8 | 330,6 | 3229,8 |
| Составы потоков | |||||||
| Метан | Мол. фракция | 0,668309 | 0,668309 | 0,668309 | 0,699131 | 0,024214 | 0,699131 |
| Этан | Мол. фракция | 0,069315 | 0,069315 | 0,069315 | 0,071858 | 0,016165 | 0,071858 |
| Пропан | Мол. фракция | 0,080868 | 0,080868 | 0,080868 | 0,081246 | 0,072956 | 0,081246 |
| Изобутан | Мол. фракция | 0,044262 | 0,044262 | 0,044262 | 0,041574 | 0,100427 | 0,041574 |
| Бутан | Мол. фракция | 0,063791 | 0,063791 | 0,063791 | 0,057187 | 0,201802 | 0,057187 |
| Изопентан | Мол. фракция | 0,014156 | 0,014156 | 0,014156 | 0,010232 | 0,096163 | 0,010232 |
| Пентан | Мол. фракция | 0,014497 | 0,014497 | 0,014497 | 0,009373 | 0,121574 | 0,009373 |
| Вода | Мол. фракция | 0,011336 | 0,011336 | 0,011336 | 0,001466 | 0,217592 | 0,001466 |
| Азот | Мол. фракция | 0,013213 | 0,013213 | 0,013213 | 0,013839 | 0,000132 | 0,013839 |
| Углекислый газ (СО2) | Мол. фракция | 0,010328 | 0,010328 | 0,010328 | 0,010775 | 0,000974 | 0,010775 |
| Кислород (О2) | Мол. фракция | 0,000050 | 0,000050 | 0,000050 | 0,000052 | 0,000001 | 0,000052 |
| Гексан | Мол. фракция | 0,009875 | 0,009875 | 0,009875 | 0,003265 | 0,147999 | 0,003265 |
Пример 5. Попутный нефтяной газ, поток A, в количестве 3728,6 кг/ч, с составом, указанным в таблице 5, и температурой 15°С подают в первый рекуперативный теплообменный аппарат, где газ охлаждается до температуры 5°С потоком ПНГ D, который выходит из сепаратора 3. При этом поток D нагревается и из первого рекуперативного теплообменного аппарата (из установки) выходит поток F с температурой 7°С.
Затем охлажденный поток ПНГ B подают во второй рекуперативный теплообменный аппарат 2, где он охлаждается хладагентом, имеющим температуру -2°С, до температуры 0°С. После чего поток ПНГ C подают в сепаратор 3, где от потока газа отделяют капельную жидкость E и отводят через выход для отвода жидкости.
После отделения жидкости поток ПНГ D подают в первый рекуперативный теплообменный аппарат, где его энергетический потенциал используется для предварительного охлаждения потока ПНГ A, который входит в установку для подготовки ПНГ.
В таблице 5 указаны состав потока ПНГ на входе в установку, а также составы потока ПНГ на выходе из установки и состав отделенной жидкости. Для получения из заданного количества потока ПНГ с заданным составом 640 кг/ч жидкости потребовалось затратить 20,8 кВт/ч энергии хладагента холодильного цикла. Эта величина в 4-6 раз меньше, чем требуется для получения аналогичного количества жидкости с применением известных способов (компримирование с последующим редуцированием газа, низкотемпературная конденсация с применением внешнего холодильного цикла и др.).
Таблица 5.
| Единицы измерения | Поток ПНГ | ||||||
| A | B | C | D | E | F | ||
| Физические параметры потоков | |||||||
| Температура | °C | 15 | 5 | 0 | -0,04696 | 0 | 7 |
| Давление | кПа | 784,5 | 735,5 | 686,6 | 681,6 | 686,5 | 632,5 |
| Количество | Кг/ч | 3728,6 | 3728,6 | 3728,6 | 3088,6 | 640,0 | 3088,6 |
| Составы потоков | |||||||
| Метан | Мол. фракция | 0,639389 | 0,639389 | 0,639389 | 0,694252 | 0,031227 | 0,694252 |
| Этан | Мол. фракция | 0,054608 | 0,054608 | 0,054608 | 0,057900 | 0,018125 | 0,057900 |
| Пропан | Мол. фракция | 0,134954 | 0,134954 | 0,134954 | 0,131556 | 0,172615 | 0,131556 |
| Изобутан | Мол. фракция | 0,045671 | 0,045671 | 0,045671 | 0,037473 | 0,136548 | 0,037473 |
| Бутан | Мол. фракция | 0,065822 | 0,065822 | 0,065822 | 0,048242 | 0,260693 | 0,048242 |
| Изопентан | Мол. фракция | 0,014606 | 0,014606 | 0,014606 | 0,006811 | 0,101014 | 0,006811 |
| Пентан | Мол. фракция | 0,014958 | 0,014958 | 0,014958 | 0,005673 | 0,117881 | 0,005673 |
| Вода | Мол. фракция | 0,005302 | 0,005302 | 0,005302 | 0,000891 | 0,054196 | 0,000891 |
| Азот | Мол. фракция | 0,013634 | 0,013634 | 0,013634 | 0,014848 | 0,000178 | 0,014848 |
| Углекислый газ (СО2) | Мол. фракция | 0,000815 | 0,000815 | 0,000815 | 0,000879 | 0,000106 | 0,000879 |
| Кислород (О2) | Мол. фракция | 0,000052 | 0,000052 | 0,000052 | 0,000056 | 0,000001 | 0,000056 |
| Гексан | Мол. фракция | 0,010189 | 0,010189 | 0,010189 | 0,001418 | 0,107416 | 0,001418 |
Пример 6. Попутный нефтяной газ, поток A, в количестве 3728,6 кг/ч, с составом, указанным в таблице 6, и температурой 40°С подают в первый рекуперативный теплообменный аппарат, где газ охлаждается до температуры 20°С потоком ПНГ D, который выходит из сепаратора. При этом поток D нагревается и из первого рекуперативного теплообменного аппарата (из установки) выходит поток F с температурой 32°С.
Затем охлажденный поток ПНГ B подают во второй рекуперативный теплообменный аппарат 2, где он охлаждается хладагентом, имеющим температуру 5°С, до температуры 10°С. После чего поток ПНГ С подают в сепаратор 3, где от потока газа отделяют капельную жидкость E и отводят через выход для отвода жидкости.
После отделения жидкости поток ПНГ D подают в рекуперативный теплообменный аппарат, где его энергетический потенциал используется для предварительного охлаждения потока ПНГ A, который входит в установку для подготовки ПНГ.
В таблице 6 указаны состав потока ПНГ на входе в установку, а также составы потока ПНГ на выходе из установки и состав отделенной жидкости. Для получения из заданного количества потока ПНГ с заданным составом 604,9 кг/ч жидкости потребовалось затратить 50,3 кВт/ч энергии хладагента холодильного цикла. Эта величина в 4-6 раз меньше, чем требуется для получения аналогичного количества жидкости с применением известных способов (компримирование с последующим редуцированием газа, низкотемпературная конденсация с применением внешнего холодильного цикла и др.)
Таблица 6.
| Единицы измерения | Поток ПНГ | ||||||
| A | B | C | D | E | F | ||
| Физические параметры потоков | |||||||
| Температура | °C | 40 | 20 | 10 | 9,953243 | 10 | 32 |
| Давление | кПа | 784,5 | 735,5 | 686,5 | 681,6 | 686,5 | 631,6 |
| Количество | Кг/ч | 3728,6 | 3728,6 | 3728,6 | 3123,6 | 604,9 | 3123,6 |
| Составы потоков | |||||||
| Метан | Мол. фракция | 0,597390 | 0,597390 | 0,597390 | 0,647478 | 0,026644 | 0,647478 |
| Этан | Мол. фракция | 0,071541 | 0,071541 | 0,071541 | 0,076105 | 0,019535 | 0,076105 |
| Пропан | Мол. фракция | 0,106982 | 0,106982 | 0,106982 | 0,107022 | 0,106522 | 0,107022 |
| Изобутан | Мол. фракция | 0,059832 | 0,059832 | 0,059832 | 0,052898 | 0,138841 | 0,052898 |
| Бутан | Мол. фракция | 0,086232 | 0,086232 | 0,086232 | 0,070345 | 0,267256 | 0,070345 |
| Изопентан | Мол. фракция | 0,019135 | 0,019135 | 0,019135 | 0,011122 | 0,110443 | 0,011122 |
| Пентан | Мол. фракция | 0,019596 | 0,019596 | 0,019596 | 0,009726 | 0,132065 | 0,009726 |
| Вода | Мол. фракция | 0,006946 | 0,006946 | 0,006946 | 0,001795 | 0,065630 | 0,001795 |
| Азот | Мол. фракция | 0,017862 | 0,017862 | 0,017862 | 0,019409 | 0,000228 | 0,019409 |
| Углекислый газ (СО2) | Мол. фракция | 0,001068 | 0,001068 | 0,001068 | 0,001151 | 0,000119 | 0,001151 |
| Кислород (О2) | Мол. фракция | 0,000068 | 0,000068 | 0,000068 | 0,000074 | 0,000002 | 0,000074 |
| Гексан | Мол. фракция | 0,013349 | 0,013349 | 0,013349 | 0,002873 | 0,132716 | 0,002873 |
Как видно из представленных примеров, в результате реализации заявленного способа с использованием заявленной установки обеспечивается высокая степень отделения жидкости (воды и углеводородов состава С3+) с низкими энергетическими затратами, т.е. в результате обеспечивается высокая энергоэффективность. При этом установке характерна упрощенная конструкция (два теплообменных аппарата, сепаратор и контур охлаждения), что обеспечивает снижение массогабаритных характеристик на 10-50% в зависимости от конкретных размеров аппаратов и их конфигурации. Снижение степени гидратообразования обеспечивается в результате исключения использования низких температур (значительно ниже 0°С) при охлаждении ПНГ. Возможность использования в составе системы подготовки ПНГ блока контроля и управления обеспечивается анализ и поддержание оптимальных температур.
Таким образом, приведенные примеры реализации подтверждают достижение технического результата - обеспечение высокой степени отделения жидкости и механических примесей из потока газа, снижение риска гидратообразования, с одновременным повышением энергоэффективности установки, улучшением массогабаритных характеристик и упрощением конструкции, за счет последовательного охлаждения потока газа в заявленных температурных диапазонах и последующего отделения на сепарационных элементах и отвода жидкости из потока газа.
Claims (64)
1. Способ подготовки попутного нефтяного газа, включающий следующие последовательные стадии:
- охлаждение потока попутного нефтяного газа (ПНГ) в первом рекуперативном теплообменном аппарате до температуры от 5°С до 20°С обратным потоком ПНГ, поступающим после отделения жидкости;
- охлаждение потока ПНГ до температуры от 0°С до 10°С во втором рекуперативном теплообменном аппарате, соединенном с контуром охлаждения;
- отделение жидкости от потока ПНГ в сепараторе по меньшей мере на одном сепарационном элементе и ее отвод;
- нагревание потока ПНГ, выходящего из сепаратора после отделения жидкости.
2. Способ подготовки попутного нефтяного газа по п. 1, в котором охлаждение потока ПНГ в первом рекуперативном теплообменном аппарате осуществляется до температуры от 8°С до 15°С.
3. Способ подготовки попутного нефтяного газа по п. 1, в котором охлаждение потока ПНГ во втором рекуперативном теплообменном аппарате, соединенном с контуром охлаждения, осуществляется до температуры от 2°С до 7°С.
4. Способ подготовки попутного нефтяного газа по п. 1, в котором сепарационный элемент выполнен из проволоки с гидрофобной поверхностью и проволоки с гидрофильной поверхностью.
5. Способ подготовки попутного нефтяного газа по п. 1, в котором поверхность сепарационного элемента гидрофобна.
6. Способ подготовки попутного нефтяного газа по п. 1, в котором значение температуры изотермы контура охлаждения ниже на величину от 2°С до 10°С температуры охлаждения потока ПНГ во втором рекуперативном теплообменном аппарате, соединенном с контуром охлаждения.
7. Способ подготовки попутного нефтяного газа по п. 6, в котором контур охлаждения содержит хладагент и значение температуры изотермы контура охлаждения поддерживается путем изменения давления хладагента контура охлаждения.
8. Способ подготовки попутного нефтяного газа по п. 7, в котором изменение давления хладагента контура охлаждения обеспечивается компрессором контура охлаждения.
9. Способ подготовки попутного нефтяного газа по п. 1, дополнительно включающий отделение сконденсированной жидкости от потока ПНГ при охлаждении во втором рекуперативном теплообменном аппарате, соединенном с контуром охлаждения.
10. Способ подготовки попутного нефтяного газа по п. 1, дополнительно включающий обеспечение вихревого потока ПНГ при охлаждении во втором рекуперативном теплообменном аппарате, соединенном с контуром охлаждения.
11. Способ подготовки попутного нефтяного газа по п. 1, в котором разница между давлением потока ПНГ перед охлаждением и давлением потока ПНГ после отделения жидкости составляет от 0,01 МПа до 0,1 МПа.
12. Способ подготовки попутного нефтяного газа по п. 1, в котором скорость потока ПНГ составляет от 12 м/с до 30 м/с.
13. Способ подготовки попутного нефтяного газа по п. 1, в котором первый рекуперативный теплообменный аппарат представляет собой несколько последовательно соединенных рекуперативных теплообменников.
14. Способ подготовки попутного нефтяного газа по п. 1, в котором второй рекуперативный теплообменный аппарат, соединенный с контуром охлаждения, представляет собой несколько последовательно соединенных теплообменников, которые подключены к одному контуру охлаждения.
15. Способ подготовки попутного нефтяного газа по п. 1, в котором первый рекуперативный теплообменный аппарат и второй рекуперативный теплообменный аппарат, соединенный с контуром охлаждения, объединены в одном корпусе.
16. Способ подготовки попутного нефтяного газа по п. 1, в котором задают значение температуры во втором рекуперативном теплообменном аппарате и поддерживают ее в пределах от 0°С до 10°С путем регулирования температуры контура охлаждения в зависимости от температуры потока ПНГ, который охлаждается в первом рекуперативном теплообменном аппарате.
17. Способ подготовки попутного нефтяного газа по п. 16, в котором данные о температуре потока ПНГ, который охлаждается в первом рекуперативном теплообменном аппарате, получают в блоке контроля и управления температурой ПНГ и температуру поддерживают в пределах от 0°С до 10°С путем анализа и формирования управляющего сигнала в блоке контроля и управления температурой ПНГ.
18. Установка для подготовки попутного нефтяного газа, которая включает последовательно соединенные трубопроводом первый рекуперативный теплообменный аппарат, второй рекуперативный теплообменный аппарат, соединенный с контуром охлаждения, сепаратор, при этом
- первый рекуперативный теплообменный аппарат выполнен с возможностью обеспечения охлаждения потока ПНГ до температуры от 5°С до 20°С потоком ПНГ, поступающим из сепаратора, имеет вход для ПНГ, который является входом установки, выход для ПНГ, который соединен со входом для ПНГ второго рекуперативного теплообменного аппарата, а также вход для ПНГ, поступающего из сепаратора, который соединен с выходом для ПНГ сепаратора, и выход для ПНГ, поступающего из сепаратора, который является выходом из установки;
- второй рекуперативный теплообменный аппарат выполнен с возможностью обеспечения охлаждения потока ПНГ до температуры от 0°С до 10°С, имеет вход для ПНГ и выход для ПНГ, соединенный со входом для ПНГ сепаратора, а также соединен через вход и выход для хладагента с контуром охлаждения, который включает по крайней мере регулирующий элемент и компрессор, включающий электродвигатель;
- сепаратор имеет вход для ПНГ, выход для ПНГ, а также выход для отделенной жидкости и по меньшей мере один сепарационный элемент.
19. Установка для подготовки попутного нефтяного газа по п. 18, в которой вход для ПНГ первого рекуперативного теплообменного аппарата выполнен с возможностью подключения элементов контроля температуры, давления и расхода ПНГ, выход для ПНГ второго рекуперативного теплообменного аппарата выполнен с возможностью подключения элементов контроля температуры потока ПНГ, контур охлаждения выполнен с возможностью подключения элементов контроля температуры хладагента, выход для ПНГ сепаратора выполнен с возможностью подключения элемента контроля температуры ПНГ.
20. Установка для подготовки попутного нефтяного газа по п. 18, в которой первый рекуперативный теплообменный аппарат выполнен с возможностью обеспечения охлаждения потока ПНГ потоком очищенного потока ПНГ до температуры от 8°С до 15°С.
21. Установка для подготовки попутного нефтяного газа по п. 18, в которой второй рекуперативный теплообменный аппарат, соединенный с контуром охлаждения, выполнен с возможностью обеспечения охлаждения потока ПНГ до температуры от 2°С до 7°С.
22. Установка для подготовки попутного нефтяного газа по п. 18, в которой сепарационный элемент сепаратора выполнен из проволок с гидрофильной и проволок с гидрофобной поверхностью.
23. Установка для подготовки попутного нефтяного газа по п. 18, в которой второй рекуперативный теплообменный аппарат, соединенный с контуром охлаждения, дополнительно содержит выход для сконденсированной жидкости.
24. Установка для подготовки попутного нефтяного газа по п. 18, в которой второй рекуперативный теплообменный аппарат, соединенный с контуром охлаждения, дополнительно содержит по меньшей мере одно устройство для обеспечения вихревого потока.
25. Установка для подготовки попутного нефтяного газа по п. 18, в которой контур охлаждения дополнительно содержит устройства для поддержания температуры для обеспечения значений изотермы контура охлаждения ниже на величину от 2°С до 10°С температуры охлаждения газа во втором рекуперативном теплообменном аппарате, соединенном с контуром охлаждения.
26. Установка для подготовки попутного нефтяного газа по п. 18, в которой трубки первого рекуперативного теплообменного аппарата имеют горизонтальное расположение.
27. Установка для подготовки попутного нефтяного газа по п. 18, в которой трубки второго рекуперативного теплообменного аппарата, соединенного с контуром охлаждения, имеют горизонтальное расположение.
28. Установка для подготовки попутного нефтяного газа по п. 18, в которой поверхность внутренних элементов первого рекуперативного теплообменного аппарата гидрофобна.
29. Установка для подготовки попутного нефтяного газа по п. 18, в которой поверхность внутренних элементов второго рекуперативного теплообменного аппарата, соединенного с контуром охлаждения, гидрофобна.
30. Установка для подготовки попутного нефтяного газа по п. 18, в которой первый рекуперативный теплообменный аппарат представляет собой несколько последовательно соединенных рекуперативных теплообменников.
31. Установка для подготовки попутного нефтяного газа по п. 18, в которой второй рекуперативный теплообменный аппарат, соединенный с контуром охлаждения, представляет собой несколько последовательно соединенных теплообменников, которые подключены к одному внешнему контуру охлаждения.
32. Установка для подготовки попутного нефтяного газа по п. 18, в которой первый рекуперативный теплообменный аппарат и второй теплообменный аппарат, соединеный с контуром охлаждения, объединены в одном корпусе.
33. Установка для подготовки попутного нефтяного газа по п. 18, в которой регулирующий элемент контура охлаждения представляет собой устройство включения и выключения электродвигателя компрессора.
34. Установка для подготовки попутного нефтяного газа по п. 18, которая между выходом для ПНГ сепаратора, который соединен со входом для ПНГ первого рекуперативного теплообменного аппарата потока ПНГ, и входом для ПНГ первого рекуперативного теплообменного аппарата потока ПНГ дополнительно содержит систему сброса газа в коллектор факельных газов.
35. Установка для подготовки попутного нефтяного газа по п. 18, в которой второй рекуперативный теплообменный аппарат, соединенный с контуром охлаждения, дополнительно содержит элемент контроля уровня жидкости.
36. Система подготовки попутного нефтяного газа, которая включает последовательно соединенные трубопроводом первый рекуперативный теплообменный аппарат, второй рекуперативный теплообменный аппарат, соединенный с контуром охлаждения, сепаратор, а также блок контроля и управления температурой потока ПНГ, при этом
- первый рекуперативный теплообменный аппарат выполнен с возможностью обеспечения охлаждения потока ПНГ до температуры от 5°С до 20°С потоком ПНГ, поступающим из сепаратора, имеет вход для ПНГ, который является входом установки и содержит элементы контроля температуры, давления и расхода ПНГ, выход для ПНГ, который соединен со входом для ПНГ второго рекуперативного теплообменного аппарата, а также вход для ПНГ, поступающего из сепаратора, который соединен с выходом для ПНГ сепаратора, и выход для ПНГ, поступающего из сепаратора, который является выходом из установки;
- второй рекуперативный теплообменный аппарат выполнен с возможностью обеспечения охлаждения потока ПНГ до температуры от 0°С до 10°С, имеет вход для ПНГ и выход для ПНГ, соединенный со входом для ПНГ сепаратора и содержащий элементы контроля температуры потока ПНГ, а также соединен через вход и выход для хладагента с контуром охлаждения, который включает по крайней мере регулирующий элемент и компрессор, включающий электродвигатель;
- сепаратор имеет вход для ПНГ, выход для ПНГ, который соединен со входом для ПНГ первого рекуперативного теплообменного аппарата и содержит элемент контроля температуры ПНГ, а также выход для отделенной жидкости и по меньшей мере один сепарационный элемент;
- блок контроля и управления температурой потока ПНГ соединен с вышеуказанными элементами контроля и управления.
37. Система подготовки попутного нефтяного газа по п. 36, в которой первый рекуперативный теплообменный аппарат выполнен с возможностью обеспечения охлаждения потока ПНГ потоком очищенного потока ПНГ до температуры от 8°С до 15°С.
38. Система подготовки попутного нефтяного газа по п. 36, в которой второй рекуперативный теплообменный аппарат выполнен с возможностью обеспечения охлаждения потока ПНГ до температуры от 2°С до 7°С.
39. Система подготовки попутного нефтяного газа по п. 36, в которой сепарационный элемент сепаратора выполнен из проволок с гидрофильной и проволок с гидрофобной поверхностью.
40. Система подготовки попутного нефтяного газа по п. 36, в которой поверхность сепарационного элемента сепаратора гидрофобна.
41. Система для подготовки попутного нефтяного газа по п. 36, в которой второй рекуперативный теплообменный аппарат, соединенный с контуром охлаждения, дополнительно содержит выход для сконденсированной жидкости.
42. Система для подготовки попутного нефтяного газа по п. 36, в которой второй рекуперативный теплообменный аппарат, соединенный с контуром охлаждения, дополнительно содержит по меньшей мере одно устройство для обеспечения вихревого потока.
43. Система для подготовки попутного нефтяного газа по п. 36, в которой контур охлаждения дополнительно содержит устройства для поддержания температуры для обеспечения значений изотермы контура охлаждения ниже на величину от 2°С до 10°С температуры охлаждения газа в теплообменном аппарате.
44. Система для подготовки попутного нефтяного газа по п. 36, в которой трубки первого рекуперативного теплообменного аппарата имеют горизонтальное расположение.
45. Система для подготовки попутного нефтяного газа по п. 36, в которой трубки второго рекуперативного теплообменного аппарата, соединеннного с контуром охлаждения, имеют горизонтальное расположение.
46. Система для подготовки попутного нефтяного газа по п. 36, в которой поверхность внутренних элементов первого рекуперативного теплообменного аппарата гидрофобна.
47. Система для подготовки попутного нефтяного газа по п. 36, в которой поверхность внутренних элементов второго рекуперативного теплообменного аппарата, соединенного с контуром охлаждения, гидрофобна.
48. Система для подготовки попутного нефтяного газа по п. 36, в которой первый рекуперативный теплообменный аппарат представляет собой несколько последовательно соединенных рекуперативных теплообменников.
49. Система для подготовки попутного нефтяного газа по п. 36, в которой второй рекуперативный теплообменный аппарат, соединенный с контуром охлаждения, представляет собой несколько последовательно соединенных теплообменников, которые подключены к одному внешнему контуру охлаждения.
50. Система для подготовки попутного нефтяного газа по п. 36, в которой первый рекуперативный теплообменный аппарат и второй рекуперативный теплообменный аппарат, соединенный с контуром охлаждения, объединены в одном корпусе.
51. Система для подготовки попутного нефтяного газа по п. 36, в которой регулирующий элемент контура охлаждения представляет собой устройство включения и выключения электродвигателя компрессора.
52. Система для подготовки попутного нефтяного газа по п. 36, которая между выходом для ПНГ сепаратора, который соединен со входом для ПНГ первого рекуперативного теплообменного аппарата потока ПНГ, и входом для ПНГ первого рекуперативного теплообменного аппарата потока ПНГ дополнительно содержит систему сброса газа в коллектор факельных газов.
53. Система для подготовки попутного нефтяного газа по п. 36, в которой второй рекуперативный теплообменный аппарат, соединенный с контуром охлаждения, дополнительно содержит элемент контроля уровня жидкости.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020133314A RU2753278C1 (ru) | 2020-10-09 | 2020-10-09 | Способ подготовки попутного нефтяного газа, установка и система для подготовки попутного нефтяного газа |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020133314A RU2753278C1 (ru) | 2020-10-09 | 2020-10-09 | Способ подготовки попутного нефтяного газа, установка и система для подготовки попутного нефтяного газа |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2753278C1 true RU2753278C1 (ru) | 2021-08-12 |
Family
ID=77349323
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020133314A RU2753278C1 (ru) | 2020-10-09 | 2020-10-09 | Способ подготовки попутного нефтяного газа, установка и система для подготовки попутного нефтяного газа |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2753278C1 (ru) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1245826A1 (ru) * | 1983-02-18 | 1986-07-23 | Всесоюзный научно-исследовательский институт природных газов | Способ подготовки природного газа к транспорту |
| SU1318770A1 (ru) * | 1985-07-25 | 1987-06-23 | Всесоюзный научно-исследовательский институт природных газов | Способ подготовки природного газа к транспорту |
| DE10055321A1 (de) * | 2000-11-08 | 2002-05-16 | Gea Happel Klimatechnik | Verfahren zum Verflüssigen eines Gases |
| RU66491U1 (ru) * | 2007-06-14 | 2007-09-10 | Открытое акционерное общество "НОВАТЭК" | Установка для переработки попутного нефтяного газа |
| US20190093039A1 (en) * | 2012-11-26 | 2019-03-28 | Statoil Petroleum As | Combined dehydration of gas and inhibition of liquid from a well stream |
-
2020
- 2020-10-09 RU RU2020133314A patent/RU2753278C1/ru active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1245826A1 (ru) * | 1983-02-18 | 1986-07-23 | Всесоюзный научно-исследовательский институт природных газов | Способ подготовки природного газа к транспорту |
| SU1318770A1 (ru) * | 1985-07-25 | 1987-06-23 | Всесоюзный научно-исследовательский институт природных газов | Способ подготовки природного газа к транспорту |
| DE10055321A1 (de) * | 2000-11-08 | 2002-05-16 | Gea Happel Klimatechnik | Verfahren zum Verflüssigen eines Gases |
| RU66491U1 (ru) * | 2007-06-14 | 2007-09-10 | Открытое акционерное общество "НОВАТЭК" | Установка для переработки попутного нефтяного газа |
| US20190093039A1 (en) * | 2012-11-26 | 2019-03-28 | Statoil Petroleum As | Combined dehydration of gas and inhibition of liquid from a well stream |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| JP7145530B2 (ja) | 空気を冷媒とする深冷凝縮によるＶＯＣｓ回収システム | |
| JP6629431B2 (ja) | 有機ランキンサイクルに基づく、ガス処理プラント廃熱の電力への変換 | |
| CN111630334A (zh) | 用于天然气凝液回收的过程集成 | |
| US6694768B2 (en) | Non-frost deep-freezing gas dehydrator | |
| RU2272228C1 (ru) | Универсальный способ разделения и сжижения газа (варианты) и устройство для его осуществления | |
| RU2718073C1 (ru) | Способ реконструкции установки низкотемпературной сепарации газа с предотвращением образования факельных газов | |
| RU2753278C1 (ru) | Способ подготовки попутного нефтяного газа, установка и система для подготовки попутного нефтяного газа | |
| RU2676829C1 (ru) | Установка для отбензинивания попутного нефтяного газа | |
| RU2741460C1 (ru) | Установка для разделения углеводородсодержащей газовой смеси с получением гелия | |
| CN202039031U (zh) | 采用涡流管二次制冷的撬装式中小型轻烃提取系统 | |
| CN85109265A (zh) | 从原料气中分离产品气体的方法及其装置 | |
| RU2737986C1 (ru) | Способ сжижения природного газа и устройство для его осуществления | |
| US2213338A (en) | Method and apparatus for fractionating gaseous mixtures | |
| RU2272972C2 (ru) | Способ низкотемпературного разделения попутных нефтяных газов (варианты) | |
| CN102229811B (zh) | 采用涡流管二次制冷的撬装式中小型轻烃提取系统 | |
| RU2296793C2 (ru) | Установка подготовки углеводородного газа к транспорту | |
| RU2285212C2 (ru) | Способ и устройство для сжижения природного газа | |
| RU2673642C1 (ru) | Установка сжижения природного газа (спг) в условиях газораспределительной станции (грс) | |
| RU2803501C1 (ru) | Установка адсорбционной осушки и отбензинивания природного газа | |
| RU213282U1 (ru) | Установка отбензинивания углеводородного газа | |
| RU2775239C1 (ru) | Способ подготовки природного газа на завершающей стадии разработки газоконденсатного месторождения | |
| CN119857279B (zh) | 一种气体低温除湿装置及工艺 | |
| RU2791272C1 (ru) | Адсорбционная установка подготовки и транспорта природного газа | |
| RU2844291C2 (ru) | Газоперерабатывающий завод для выработки пропан-бутана автомобильного из попутного нефтяного газа с высоким содержанием метана | |
| RU2758364C1 (ru) | Способ реконструкции установки низкотемпературной сепарации газа для получения сжиженного природного газа (варианты) |