RU2341738C1 - Method of preparation of hydrocarbon gas - Google Patents
Method of preparation of hydrocarbon gas Download PDFInfo
- Publication number
- RU2341738C1 RU2341738C1 RU2007106604/06A RU2007106604A RU2341738C1 RU 2341738 C1 RU2341738 C1 RU 2341738C1 RU 2007106604/06 A RU2007106604/06 A RU 2007106604/06A RU 2007106604 A RU2007106604 A RU 2007106604A RU 2341738 C1 RU2341738 C1 RU 2341738C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- hydrocarbon
- condensate
- stream
- separation
- Prior art date
Links
Landscapes
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к способам подготовки углеводородного газа путем выделения из него воды и углеводородного конденсата. Оно может быть использовано в газовой, нефтяной и нефтехимической промышленности при подготовке углеводородных газов к транспорту и переработке.The invention relates to methods for preparing hydrocarbon gas by separating water and hydrocarbon condensate from it. It can be used in the gas, oil and petrochemical industries in the preparation of hydrocarbon gases for transport and processing.
Известен способ подготовки газа по авторскому свидетельству СССР №1245826, МПК: F25J 3/00, C10G 5/04, включающий ступенчатую сепарацию жидкости от газа, охлаждение газа между ступенями сепарации, дегазацию нестабильного конденсата после каждой ступени сепарации, противоточное контактирование конденсата со всех ступеней сепарации с газом, выходящим из последней ступени сепарации, и подачу газовой фазы, полученной после дегазации конденсата в нижнюю зону контакта.There is a method of gas preparation according to USSR author's certificate No. 1245826, IPC: F25J 3/00, C10G 5/04, including stepwise separation of liquid from gas, gas cooling between the separation stages, degassing of unstable condensate after each separation stage, countercurrent condensate contact from all stages separation with gas leaving the last stage of separation, and the supply of the gas phase obtained after degassing of the condensate into the lower contact zone.
Недостатком данного способа является низкая эффективность извлечения углеводородных компонентов С3+в и необходимость наличия вместо низкотемпературного сепаратора аппарата колонного типа (абсорбера-сепаратора).The disadvantage of this method is the low efficiency of extraction of hydrocarbon components With 3 + in and the need for the presence of a column type apparatus (absorber-separator) instead of a low-temperature separator.
Известен способ подготовки газа по патенту РФ №2202079, МПК 7: F25J 3/00, включающий ступенчатую сепарацию жидкости от газа, охлаждение газа между ступенями сепарации, отделение углеводородного конденсата начальных ступеней сепарации, охлаждение его конденсатом последней низкотемпературной ступени сепарации и использование в качестве абсорбента. Конденсат начальных ступеней сепарации смешивают с газом, полученную смесь охлаждают и затем подают на последнюю низкотемпературную ступень сепарации. Давление газа перед смешиванием его с конденсатом начальных ступеней сепарации снижают на величину потерь давления конденсата начальных ступеней сепарации при его охлаждении.A known method of gas preparation according to the patent of the Russian Federation No. 2202079, IPC 7: F25J 3/00, including stepwise separation of liquid from gas, gas cooling between the separation stages, hydrocarbon condensate separation of the initial separation stages, its cooling by condensate of the last low-temperature separation stage and use as an absorbent . The condensate of the initial stages of separation is mixed with gas, the resulting mixture is cooled and then fed to the last low-temperature stage of separation. The gas pressure before mixing it with the condensate of the initial stages of separation is reduced by the amount of pressure loss of the condensate of the initial stages of separation during its cooling.
Основным недостатком вышеизложенного способа является то, что в газовый поток подают весь углеводородный конденсат начальной ступени сепарации. Наличие большого количества жидкой фазы в газе ухудшает процесс расширения (дросселирования) последнего. В связи с тем, что углеводородный конденсат обладает высокой теплоемкостью, глубина охлаждения газа снижается и, как следствие, уменьшается выделение из него конденсируемых компонентов С3+в. Для повышения извлечения компонентов С3+в приходится увеличивать энергетические затраты в виде повышения перепада давления на расширительном устройстве путем повышения разрежения охлаждаемого газа. Большое количество конденсата и низкая плотность разреженного газа приводят к увеличению габаритов технологической аппаратуры (низкотемпературного сепаратора, теплообменного оборудования) и трубопроводов. Как следствие, повышаются общие массово-габаритные показатели всей установки, в которой реализуется данный способ.The main disadvantage of the above method is that all hydrocarbon condensate of the initial separation stage is fed into the gas stream. The presence of a large amount of liquid phase in a gas impairs the process of expansion (throttling) of the latter. Due to the fact that the hydrocarbon condensate has a high heat capacity, the depth of gas cooling decreases and, as a result, the release of condensed C 3 + c components from it decreases. To increase the recovery of C 3 + B components, it is necessary to increase energy costs in the form of increasing the pressure drop across the expansion device by increasing the vacuum of the cooled gas. A large amount of condensate and a low density of rarefied gas lead to an increase in the dimensions of technological equipment (low-temperature separator, heat-exchange equipment) and pipelines. As a result, the overall mass and overall performance of the entire installation in which this method is implemented is increased.
Задача, решаемая предлагаемым изобретением, заключается в повышении эффективности способа подготовки углеводородного газа путем увеличения выхода конденсируемых углеводородных компонентов С3+в, снижения энергетических затрат и массово-габаритных показателей установки, в которой реализуется данный способ.The problem solved by the invention is to increase the efficiency of the method of preparing hydrocarbon gas by increasing the yield of condensable hydrocarbon components With 3 + in , reducing energy costs and mass-dimensional parameters of the installation in which this method is implemented.
Технический результат достигается тем, что в способе подготовки углеводородного газа, включающем ступенчатую сепарацию, охлаждение газа между ступенями сепарации путем рекуперации и расширения, отделение углеводородного конденсата начальных ступеней сепарации, его охлаждение и использование в качестве абсорбента в потоке газа перед последней низкотемпературной ступенью сепарации, перед использованием в качестве абсорбента из углеводородного конденсата удаляют легкокипящие углеводородные компоненты и делят его на два потока, первый охлаждают и смешивают с расширенным низкотемпературным газом, а второй поток дегазируют и (или) деэтанизируют совместно с конденсатом последней низкотемпературной ступени сепарации, причем полученный в результате деэтанизации жидкий продукт используют для повышения молекулярной массы углеводородного конденсата в первом потоке.The technical result is achieved in that in a method for preparing hydrocarbon gas, including stepwise separation, cooling the gas between the stages of separation by recovery and expansion, separating the hydrocarbon condensate of the initial stages of separation, its cooling and use as an absorbent in the gas stream before the last low-temperature stage of separation, before using as an absorbent from hydrocarbon condensate remove boiling hydrocarbon components and divide it into two streams, first the second one is cooled and mixed with the expanded low-temperature gas, and the second stream is degassed and (or) deethanized together with the condensate of the last low-temperature separation stage, and the liquid product obtained as a result of deethanization is used to increase the molecular weight of the hydrocarbon condensate in the first stream.
Количество углеводородного конденсата в первом потоке поддерживают от 8% до 15% от общей массы.The amount of hydrocarbon condensate in the first stream is maintained from 8% to 15% of the total mass.
Первый поток углеводородного конденсата охлаждают конденсированным воднометанольным раствором низкотемпературной ступени сепарации.The first hydrocarbon condensate stream is cooled by a condensed aqueous methanol solution of a low-temperature separation stage.
Легкокипящие углеводородные компоненты удаляют в поток расширенного газа после их охлаждения конденсатом низкотемпературной ступени сепарации.Low-boiling hydrocarbon components are removed into the expanded gas stream after they are cooled by condensate of the low-temperature separation stage.
Дегазацию производят с давлением, при котором молекулярная масса газовой фазы, выделяющейся из конденсата, соответствует молекулярной массе исходного газа или превышает ее.Degassing is carried out with a pressure at which the molecular weight of the gas phase released from the condensate corresponds to or exceeds the molecular weight of the source gas.
Дегазацию и деэтанизацию производят с давлениями, при которых выделяемые газовые фазы эжектируют совместно или раздельно исходным углеводородным газом после его охлаждения и сепарации.Degassing and deethanization is carried out at pressures at which the evolved gas phases are ejected together or separately with the original hydrocarbon gas after it is cooled and separated.
Удаление из углеводородного конденсата перед его использованием в качестве абсорбента легкокипящих углеводородных компонентов и деление на два потока, первый из которых охлаждают и смешивают с расширенным низкотемпературным газом, а второй поток дегазируют и (или) деэтанизируют совместно с конденсатом последней низкотемпературной ступени сепарации, позволяет оптимизировать гидрогазодинамические и термодинамические параметры процесса подготовки углеводородного газа, при этом:Removal of low-boiling hydrocarbon components from the hydrocarbon condensate before its use as an absorbent and dividing into two streams, the first of which is cooled and mixed with the expanded low-temperature gas, and the second stream is degassed and (or) deethanized together with the condensate of the last low-temperature separation stage, allows optimizing the hydrodynamic and thermodynamic parameters of the hydrocarbon gas preparation process, while:
- исключение жидкой фазы (углеводородного конденсата) в расширяющемся газе уменьшает энергетические затраты в виде снижения перепада давления газа на расширительном устройстве и приводит к повышению плотности расширившегося газа, что, в конечном итоге, уменьшает габариты технологической аппаратуры и трубопроводов;- the exclusion of the liquid phase (hydrocarbon condensate) in the expanding gas reduces energy costs in the form of reducing the pressure drop of the gas on the expansion device and leads to an increase in the density of the expanded gas, which ultimately reduces the dimensions of the process equipment and pipelines;
- охлаждение первого потока углеводородного конденсата (обладающего большой теплоемкостью) уменьшает его энтальпию. За счет этого при последующем смешивании охлажденного конденсата с расширенным низкотемпературным газом компенсируется тепло, выделяемое при конденсации жидкости, и увеличивается выход из газа углеводородных компонентов С3+в;- cooling the first stream of hydrocarbon condensate (with high heat capacity) reduces its enthalpy. Due to this, the subsequent mixing of the cooled condensate with the expanded low-temperature gas compensates for the heat released during condensation of the liquid, and the yield of C 3 + c hydrocarbon components from the gas increases;
- дегазация и (или) деэтанизация второго потока углеводородного конденсата совместно с конденсатом последней низкотемпературной ступени сепарации позволяет использовать имеющуюся тепловую энергию для испарения из жидкой фазы легкокипящих углеводородных компонентов и уменьшить затраты привносимого извне тепла;- degassing and (or) deethanization of the second hydrocarbon condensate stream together with the condensate of the last low-temperature separation stage allows the use of available thermal energy to evaporate low-boiling hydrocarbon components from the liquid phase and reduce the cost of heat introduced from outside;
- повышение молекулярной массы углеводородного конденсата первого потока путем добавления в него жидкого продукта, получаемого после деэтанизации второго потока, приводит к повышению абсорбционных свойств этого конденсата и, как следствие (при последующем смешивании его с охлажденным газом), к увеличению выхода из газовой фазы углеводородных компонентов С3+в.- increasing the molecular weight of the hydrocarbon condensate of the first stream by adding a liquid product obtained after deethanization of the second stream, leads to an increase in the absorption properties of this condensate and, as a result (during subsequent mixing with cooled gas), to increase the yield of hydrocarbon components from the gas phase C 3 + in .
Количество углеводородного конденсата в первом потоке от 8 до 15% от общей массы является оптимальным и достаточным для получения максимального выхода из охлажденного газа углеводородных компонентов С3+в.The amount of hydrocarbon condensate in the first stream from 8 to 15% of the total mass is optimal and sufficient to obtain the maximum yield of C 3 + c hydrocarbon components from the cooled gas.
Охлаждение первого потока углеводородного конденсата водно-метанольным раствором, сконденсированным в низкотемпературной ступени сепарации, позволяет рекуперировать холод и снизить энергетические затраты на процесс подготовки газа.The cooling of the first stream of hydrocarbon condensate with a water-methanol solution condensed in the low-temperature separation stage allows to recover the cold and reduce energy costs for the gas preparation process.
Удаление легкокипящих углеводородных компонентов в поток расширенного газа после их охлаждения конденсатом низкотемпературной ступени сепарации также позволяет рекуперировать холод и снизить энергетические затраты на процесс подготовки газа.Removing low-boiling hydrocarbon components into the expanded gas stream after they are cooled by condensate from the low-temperature separation stage also allows the recovery of cold and lowering the energy costs of the gas preparation process.
Производство дегазации с давлением, при котором молекулярная масса газовой фазы, выделяющейся из конденсата, соответствует молекулярной массе исходного газа или превышает ее, позволяет увеличить в газе последней низкотемпературной ступени сепарации концентрацию углеводородных компонентов С3+в и тем самым интенсифицировать процесс абсорбции их в жидкую фазу.The production of degassing under pressure, at which the molecular weight of the gas phase released from the condensate corresponds to or exceeds the molecular weight of the source gas, makes it possible to increase the concentration of C 3 + b hydrocarbon components in the gas of the last low-temperature separation stage and thereby intensify the process of their absorption into the liquid phase .
Производство дегазации и деэтанизации с давлениями, при которых выделяемые газовые фазы эжектируют совместно или раздельно исходным углеводородным газом после его охлаждения и сепарации, позволяет использовать энергию расширяющегося газа для производства работы на перемещение газовых фаз. При расширении газа с производством работы получается более глубокий холод, чем при простом его дросселировании. Это повышает количество выделяемого конденсата из расширяющегося газа в последней низкотемпературной ступени сепарации.The production of degassing and deethanization with pressures at which the emitted gas phases are ejected together or separately with the initial hydrocarbon gas after it is cooled and separated, allows the energy of the expanding gas to be used to carry out work on moving the gas phases. With the expansion of gas with the production of work, a deeper cold is obtained than with its simple throttling. This increases the amount of condensate released from the expanding gas in the last low-temperature separation stage.
В совокупности эти технические приемы увеличивают выход конденсируемых углеводородных компонентов С3+в, снижают энергетические затраты и массово-габаритные показатели установки, в которой реализуется данный способ, повышают эффективность последнего.Together, these techniques increase the yield of condensable hydrocarbon components With 3 + in , reduce energy costs and mass-dimensional parameters of the installation in which this method is implemented, increase the efficiency of the latter.
Из существующего уровня техники авторам не известны способы, в которых за счет приведенных признаков повышалась бы эффективность процесса низкотемпературной сепарации при подготовке углеводородного газа, снижались энергетические затраты и массово-габаритные показатели установки.From the existing level of technology, the authors are not aware of methods in which, due to the above characteristics, the efficiency of the low-temperature separation process in the preparation of hydrocarbon gas would be increased, energy costs and mass-dimensional parameters of the installation would be reduced.
На чертеже представлена принципиальная схема установки для реализации предлагаемого способа подготовки углеводородного газа.The drawing shows a schematic diagram of an installation for implementing the proposed method for the preparation of hydrocarbon gas.
Установка для осуществления способа подготовки углеводородного газа содержит сепаратор первой ступени сепарации 1, сепаратор второй ступени сепарации 2, сепаратор последней низкотемпературной ступени сепарации 3, рекуперативные теплообменники 4, 5, 6, 7, расширительное устройство 8 со струйными аппаратами 9 и 10, дегазатор 11, выветриватель 12, установку деэтанизации 13.Installation for implementing the method of preparing hydrocarbon gas comprises a separator of the first separation stage 1, a separator of the second separation stage 2, a separator of the last low-temperature separation stage 3, recuperative heat exchangers 4, 5, 6, 7, an expansion device 8 with jet devices 9 and 10, a degasser 11, weathering device 12, deethanization unit 13.
Установка работает следующим образом.Installation works as follows.
В исходный многокомпонентный углеводородный газ (поток 14) для исключения гидратообразования вводят в жидком виде метанол (потоки 15, 16), который абсорбирует из газа водный компонент. Затем производят ступенчатую сепарацию жидкости (водного раствора метанола и углеводородного конденсата) от газа в сепараторах 1, 2 и 3. Охлаждают газ между ступенями сепарации в рекуперативном теплообменнике 4 и расширительном устройстве 8, удаляют жидкую фазу (потоки 17, 18, 19, 20) из сепараторов 1, 2, 3.To exclude hydrate formation, methanol is introduced into the liquid multicomponent hydrocarbon gas (stream 14) in liquid form (streams 15, 16), which absorbs the aqueous component from the gas. Then, a stepwise separation of the liquid (aqueous solution of methanol and hydrocarbon condensate) from the gas in the separators 1, 2 and 3 is carried out. The gas is cooled between the separation steps in the regenerative heat exchanger 4 and expansion device 8, the liquid phase is removed (streams 17, 18, 19, 20) from separators 1, 2, 3.
Перед подачей в качестве абсорбента из углеводородного конденсата первых ступеней сепарации (потоки 17 и 18) удаляют в дегазаторе 11 легкокипящие углеводородные компоненты (поток 21), затем полученный углеводородный конденсат делят на два потока (поток 22 и поток 23).Before the first separation stages (streams 17 and 18) are fed as absorbent from the hydrocarbon condensate, low boiling hydrocarbon components are removed in the degasser 11 (stream 21), then the resulting hydrocarbon condensate is divided into two streams (stream 22 and stream 23).
Первый (поток 22) охлаждают в рекуперативном теплообменнике 6 и смешивают с расширенным низкотемпературным газом (поток 24).The first (stream 22) is cooled in a recuperative heat exchanger 6 and mixed with expanded low-temperature gas (stream 24).
Второй (поток 23) дегазируют в выветривателе 12 и (или) деэтанизируют в установке 13 совместно с конденсатом (поток 20) последней низкотемпературной ступени сепарации (сепаратор 3).The second (stream 23) is degassed in the evaporator 12 and / or deethanized in the installation 13 together with the condensate (stream 20) of the last low-temperature separation stage (separator 3).
Молекулярную массу углеводородного конденсата первого потока (поток 22) повышают, добавляя в него жидкий продукт (поток 25), полученный в процессе деэтанизации в установке 13.The molecular weight of the hydrocarbon condensate of the first stream (stream 22) is increased by adding a liquid product (stream 25) obtained in the process of deethanization in the installation 13.
Количество углеводородного конденсата в первом потоке (22) поддерживают от 8% до 15% от общей массы.The amount of hydrocarbon condensate in the first stream (22) is maintained from 8% to 15% of the total mass.
Первый поток углеводородного конденсата (поток 22) охлаждают в рекуперативном теплообменнике 6 конденсированным водно-метанольным раствором (поток 19).The first hydrocarbon condensate stream (stream 22) is cooled in a recuperative heat exchanger 6 with a condensed water-methanol solution (stream 19).
Легкокипящие углеводородные компоненты (поток 21) удаляют в поток расширенного газа (поток 24) после их охлаждения в теплообменнике 7 конденсатом (поток 20).Low-boiling hydrocarbon components (stream 21) are removed into the expanded gas stream (stream 24) after they are cooled in the heat exchanger 7 by condensate (stream 20).
Дегазацию в выветривателе 12 производят с давлением, при котором молекулярная масса газовой фазы (поток 26), выделяющейся из конденсата, соответствует молекулярной массе исходного потока газа (поток 14) или превышает ее.Degassing in the weathering device 12 is carried out with a pressure at which the molecular mass of the gas phase (stream 26) released from the condensate corresponds to or exceeds the molecular weight of the initial gas stream (stream 14).
Дегазацию в выветривателе 12 и деэтанизацию в установке 13 производят с давлениями, при которых выделяемые газовые фазы (потоки 26, 27) эжектируют совместно или раздельно в струйных аппаратах 9, 10 исходным углеводородным газом (поток 28) после его охлаждения в рекуперативном теплообменнике 4 и проведения сепарации в сепараторе 2 второй ступени сепарации.Degassing in the weathering unit 12 and deethanization in the installation 13 is carried out with pressures at which the emitted gas phases (streams 26, 27) are ejected together or separately in the jet apparatus 9, 10 with the original hydrocarbon gas (stream 28) after it is cooled in the regenerative heat exchanger 4 and separation in the separator 2 of the second separation stage.
Подготовленный газ (поток 29) после низкотемпературной сепарации в сепараторе 3 и рекуперации холода в теплообменниках 4 и 5 подают потребителю.The prepared gas (stream 29) after low-temperature separation in the separator 3 and the recovery of the cold in the heat exchangers 4 and 5 is supplied to the consumer.
ПРИМЕРEXAMPLE
Исходный газ (поток 14), состоящий из компонентов, концентрация которых в мас.% N2 - 0,97; CO2 - 1,77; CH4 - 65,83; С2Н6 - 3,16; С3Н8 - 11,83; iC4H10 - 3,56; nC4Н10 - 5,38; С5Н12 - 2,02; С6Н14 - 2,5; С10Н22 - 2,35, имеющий давление 11,10 МПа, температуру 32°С, и содержащий в дисперсном виде углеводородный конденсат порядка 150 г/ кг и пары воды, подают в количестве 50,4 т/ч (54,3 тыс.м3/ч) в установку, принципиальная схема которой представлена на чертеже, для подготовки к транспорту.The source gas (stream 14), consisting of components, the concentration of which in wt.% N 2 - 0.97; CO 2 1.77; CH 4 - 65.83; C 2 H 6 - 3.16; C 3 H 8 - 11.83; iC 4 H 10 - 3.56; nC 4 H 10 - 5.38; C 5 H 12 - 2.02; C 6 H 14 - 2.5; With 10 N 22 - 2.35, having a pressure of 11.10 MPa, a temperature of 32 ° C, and containing dispersed hydrocarbon condensate of the order of 150 g / kg and water vapor, is supplied in an amount of 50.4 t / h (54.3 thousand m 3 / h) to the installation, the schematic diagram of which is presented in the drawing, for preparation for transport.
В исходный газ (поток 14) для исключения гидратообразования вводят в жидком виде метанол (потоки 15, 16), имеющий концентрацию 97%, который абсорбирует из газа водный компонент. В сепараторе 1 от газа отделяют в основном водно-метанольный раствор в количестве 1,7 т/ч и углеводородный конденсат в количестве 6,48 т/ч (поток 17). Затем газ охлаждают в рекуперативном теплообменнике 4 до минус 8°С и расширительном устройстве 8 до 43°С. Удаляют жидкую фазу из сепараторов 2 и 3. При этом потоки 18, 19 и 20 имеют, соответственно, расходы водно-метанольного раствора 3,1 т/ч; 2,37 т/ч; 0,03 т/ч; углеводородного конденсата 2,8 т/ч; 0,02 т/ч; 14,1 т/ч; температуру минус 8; 40; 40°С и давление 11,0; 3,0; 3,0 МПа.To exclude hydrate formation, methanol (streams 15, 16), having a concentration of 97%, which absorbs the aqueous component from the gas, is introduced into the feed gas (stream 14) in order to prevent hydrate formation. In the separator 1, a water-methanol solution in the amount of 1.7 t / h and a hydrocarbon condensate in the amount of 6.48 t / h are separated mainly from the gas (stream 17). Then the gas is cooled in a recuperative heat exchanger 4 to minus 8 ° C and an expansion device 8 to 43 ° C. The liquid phase is removed from the separators 2 and 3. The streams 18, 19 and 20, respectively, have a flow rate of 3.1 t / h of water-methanol solution; 2.37 t / h; 0.03 t / h; hydrocarbon condensate 2.8 t / h; 0.02 t / h; 14.1 t / h; temperature minus 8; 40; 40 ° C and a pressure of 11.0; 3.0; 3.0 MPa.
Углеводородный конденсат поток 22, охлажденный в рекуперативном теплообменнике 6 до температуры минус 28°С, подают в качестве абсорбента с расходом 1,17 т/ч в поток 24 газа перед последней низкотемпературной ступенью сепарации в сепараторе 3.The hydrocarbon condensate stream 22, cooled in a recuperative heat exchanger 6 to a temperature of minus 28 ° C, is fed as an absorbent with a flow rate of 1.17 t / h into the gas stream 24 before the last low-temperature separation stage in the separator 3.
Углеводородный конденсат (поток 23), имеющий температуру 12°С и расход 6,63 т/ч, дегазируют в выветривателе 12 и (или) деэтанизируют в установке 13 совместно с конденсатом (поток 20) низкотемпературной ступени сепарации.A hydrocarbon condensate (stream 23), having a temperature of 12 ° C. and a flow rate of 6.63 t / h, is degassed in a weathering device 12 and (or) deethanized in the apparatus 13 together with the condensate (stream 20) of the low-temperature separation stage.
Причем в углеводородном конденсате первых ступеней сепарации перед их разделением на два потока (потоки 17 и 18) повышают молекулярную массу углеводородного конденсата, удаляя из него в дегазаторе 11 легкокипящие углеводородные компоненты CH4; С2Н6 (поток 21).Moreover, in the hydrocarbon condensate of the first separation stages, before their separation into two streams (streams 17 and 18), the molecular weight of the hydrocarbon condensate is increased, removing low boiling hydrocarbon components of CH 4 from it in the degasser 11; C 2 H 6 (stream 21).
Дополнительно повышают молекулярную массу углеводородного конденсата, используемого в качестве абсорбента, добавляя в поток 22 жидкий продукт (поток 25), получаемый после деэтанизации в установке 13 второго потока 23 углеводородного конденсата.Additionally, the molecular weight of the hydrocarbon condensate used as absorbent is increased by adding a liquid product (stream 25) to stream 22 obtained after deethanization in unit 13 of the second hydrocarbon condensate stream 23.
Легкокипящие углеводородные компоненты (поток 21) удаляют в поток 24 расширенного газа после их охлаждения до температуры 30°С в рекуперативном теплообменнике 7 конденсатом (поток 20) низкотемпературной ступени сепарации (сепаратор 3).Low-boiling hydrocarbon components (stream 21) are removed to the expanded gas stream 24 after cooling to a temperature of 30 ° C in a recuperative heat exchanger 7 with condensate (stream 20) of the low-temperature separation stage (separator 3).
Дегазацию в выветривателе 12 производят с давлением 2,8 МПа, при котором молекулярная масса газовой фазы (поток 26), выделяющейся из конденсата, соответствует молекулярной массе исходного газа (поток 14) или превышает ее.Degassing in the weathering device 12 is carried out with a pressure of 2.8 MPa, at which the molecular weight of the gas phase (stream 26) released from the condensate corresponds to or exceeds the molecular weight of the source gas (stream 14).
Дегазацию в выветривателе 12 и деэтанизацию в установке 13 производят с давлениями, соответственно, 2,8 МПа и 2,4 МПа, при которых выделяемые газовые фазы (потоки 26, 27) эжектируют совместно или раздельно в струйных аппаратах 9, 10 до давления 7,5 МПа исходным углеводородным газом (поток 28).Degassing in the weathering device 12 and deethanization in the installation 13 is carried out with pressures of 2.8 MPa and 2.4 MPa, respectively, at which the emitted gas phases (streams 26, 27) are ejected together or separately in the jet devices 9, 10 to a pressure of 7, 5 MPa with the original hydrocarbon gas (stream 28).
Подготовленный газ после низкотемпературной сепарации в сепараторе 3 (поток 29) после рекуперации холода в теплообменниках 4 и 5 с температурой 16°С и давлением 7,5 МПа подают потребителю.The prepared gas after low-temperature separation in the separator 3 (stream 29) after recovery of cold in heat exchangers 4 and 5 with a temperature of 16 ° C and a pressure of 7.5 MPa is supplied to the consumer.
Результаты сравнительных расчетов предложенного способа подготовки газа и известного по патенту РФ №2202079 на одинаковые исходные условия показали, что выход продуктов составляет:The results of comparative calculations of the proposed method of gas preparation and known according to the patent of the Russian Federation No. 2202079 for the same initial conditions showed that the yield of products is:
- для предложенного способа:- for the proposed method:
подготовленного газа 35,875 т/ч и отправленного потребителю с давлением 7,5 МПа; углеводородного конденсата - 23,4 т/ч; при этом процесс низкотемпературной сепарации протекает при давлении 3,0 МПа с температурой 43°С;prepared gas 35.875 t / h and sent to the consumer with a pressure of 7.5 MPa; hydrocarbon condensate - 23.4 t / h; while the process of low-temperature separation proceeds at a pressure of 3.0 MPa with a temperature of 43 ° C;
- для способа, известного по патенту РФ №2202079:- for the method known by the patent of the Russian Federation No. 2202079:
подготовленного газа 37,9 т/ч и отправленного потребителю с давлением 2,8 МПа; углеводородного конденсата - 21,375 т/ч; при этом процесс низкотемпературной сепарации протекает с давлением 2,6 МПа с температурой 40°С.prepared gas 37.9 t / h and sent to the consumer with a pressure of 2.8 MPa; hydrocarbon condensate - 21.375 t / h; while the process of low-temperature separation proceeds with a pressure of 2.6 MPa with a temperature of 40 ° C.
Таким образом, предложенный способ позволил добиться повышения эффективности подготовки углеводородного газа путем увеличения выхода конденсируемых углеводородных компонентов С3+в, снижения энергетических затрат и массово-габаритных показателей установки, в которой реализуется данный способ.Thus, the proposed method made it possible to increase the efficiency of hydrocarbon gas preparation by increasing the yield of condensed hydrocarbon components C 3 + c , reducing energy costs and mass-dimensional parameters of the installation in which this method is implemented.
Claims (6)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007106604/06A RU2341738C1 (en) | 2007-02-22 | 2007-02-22 | Method of preparation of hydrocarbon gas |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007106604/06A RU2341738C1 (en) | 2007-02-22 | 2007-02-22 | Method of preparation of hydrocarbon gas |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2007106604A RU2007106604A (en) | 2008-08-27 |
| RU2341738C1 true RU2341738C1 (en) | 2008-12-20 |
Family
ID=40375257
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2007106604/06A RU2341738C1 (en) | 2007-02-22 | 2007-02-22 | Method of preparation of hydrocarbon gas |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2341738C1 (en) |
Cited By (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2476789C1 (en) * | 2011-08-24 | 2013-02-27 | Открытое акционерное общество "ВНИПИгаздобыча" | Method for low-temperature preparation of natural gas and extraction of unstable hydrocarbon condensate from native gas (versions) and plant for its realisation |
| RU2551704C2 (en) * | 2013-05-07 | 2015-05-27 | Открытое акционерное общество "Тюменский проектный и научно-исследовательский институт нефтяной и газовой промышленности им. В.И. Муравленко" ОАО "Гипротюменнефтегаз" | Method of field processing of hydrocarbon gas for transportation |
| RU2576704C1 (en) * | 2015-04-20 | 2016-03-10 | Андрей Владиславович Курочкин | Method for preparation of hydrocarbon gas |
| RU2585333C1 (en) * | 2015-04-20 | 2016-05-27 | Андрей Владиславович Курочкин | Method for preparation of associated petroleum gas |
| RU2587175C2 (en) * | 2014-11-18 | 2016-06-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Method of preparing hydrocarbon gas for transportation |
| RU2599157C1 (en) * | 2015-06-04 | 2016-10-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Method of preparing hydrocarbon gas for transportation |
| RU2646899C1 (en) * | 2017-01-09 | 2018-03-12 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Method of preparing hydrocarbon gas for transportation |
| RU2659311C1 (en) * | 2017-04-03 | 2018-06-29 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Method natural gas processing |
| US10352616B2 (en) | 2015-10-29 | 2019-07-16 | Black & Veatch Holding Company | Enhanced low temperature separation process |
-
2007
- 2007-02-22 RU RU2007106604/06A patent/RU2341738C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2476789C1 (en) * | 2011-08-24 | 2013-02-27 | Открытое акционерное общество "ВНИПИгаздобыча" | Method for low-temperature preparation of natural gas and extraction of unstable hydrocarbon condensate from native gas (versions) and plant for its realisation |
| RU2551704C2 (en) * | 2013-05-07 | 2015-05-27 | Открытое акционерное общество "Тюменский проектный и научно-исследовательский институт нефтяной и газовой промышленности им. В.И. Муравленко" ОАО "Гипротюменнефтегаз" | Method of field processing of hydrocarbon gas for transportation |
| RU2587175C2 (en) * | 2014-11-18 | 2016-06-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Method of preparing hydrocarbon gas for transportation |
| RU2576704C1 (en) * | 2015-04-20 | 2016-03-10 | Андрей Владиславович Курочкин | Method for preparation of hydrocarbon gas |
| RU2585333C1 (en) * | 2015-04-20 | 2016-05-27 | Андрей Владиславович Курочкин | Method for preparation of associated petroleum gas |
| RU2599157C1 (en) * | 2015-06-04 | 2016-10-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Method of preparing hydrocarbon gas for transportation |
| US10352616B2 (en) | 2015-10-29 | 2019-07-16 | Black & Veatch Holding Company | Enhanced low temperature separation process |
| RU2646899C1 (en) * | 2017-01-09 | 2018-03-12 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Method of preparing hydrocarbon gas for transportation |
| RU2659311C1 (en) * | 2017-04-03 | 2018-06-29 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Method natural gas processing |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2007106604A (en) | 2008-08-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2341738C1 (en) | Method of preparation of hydrocarbon gas | |
| JP3724840B2 (en) | Olefin recovery from hydrocarbon streams. | |
| CN107438475B (en) | Method for energy-efficient recovery of carbon dioxide from an absorbent and apparatus suitable for operating the method | |
| KR20120028372A (en) | Hydrocarbon gas processing | |
| DK2411118T3 (en) | A method and apparatus for treating a naturfødegas to obtain treated gas and a fraction of C5 + hydrocarbons | |
| US5907924A (en) | Method and device for treating natural gas containing water and condensible hydrocarbons | |
| RU2718073C1 (en) | Method of reconstructing a low-temperature gas separation apparatus with preventing the formation of flare gases | |
| US20170363351A1 (en) | Method and apparatus for separating a feed gas containing at least 20 mol % of co2 and at least 20 mol % of methane, by partial condensation and/or by distillation | |
| RU2576300C1 (en) | Device for low-temperature gas separation and method thereof | |
| RU2616626C2 (en) | Method for extracting hydrocarbons from device for producing polyolefin and device suitable for this purpose | |
| CN100512930C (en) | Process for the dehydration of gases | |
| TWI652257B (en) | Method for treating a product stream of a dimethyl ether reactor by a separation technique | |
| EP3013924B1 (en) | Method for recovering an ethylene stream from a carbon monoxide rich feed stream | |
| RU2321797C1 (en) | Method of preparing oil gas | |
| RU2365835C1 (en) | Method for preparation of hydrocarbon gas to transportation from north offshore fields | |
| RU2725320C1 (en) | Method of hydrocarbon gas preparation for transport | |
| RU2617153C2 (en) | Method of gas field processing | |
| RU2599157C1 (en) | Method of preparing hydrocarbon gas for transportation | |
| RU2144610C1 (en) | Method for preparing gas-condensate mixture to transportation | |
| RU2570540C1 (en) | Low-temperature gas processing and installation for its implementation (versions) | |
| RU2718943C2 (en) | Method of liquefying stream of contaminated co2 containing hydrocarbons | |
| RU2800096C1 (en) | Method for stabilizing gas condensate | |
| SU1318770A1 (en) | Method for preparing natural gas for transportation | |
| RU2624656C1 (en) | Method of non-waste pretreatment of production fluid (versions) | |
| CN107278167B (en) | Process for recovering carbon dioxide from an absorbent with a reduced supply of stripping steam |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PC4A | Invention patent assignment |
Effective date: 20090525 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20180223 |