Установка для подготовки газа с удаленным терминалом управления и использованием программного комплекса автоматического управления технологическим процессом



Установка для подготовки газа с удаленным терминалом управления и использованием программного комплекса автоматического управления технологическим процессом

 


Владельцы патента RU 2506505:

Открытое акционерное общество "НОВАТЭК" (RU)
Общество с ограниченной ответственностью "НПФ "Вымпел" (RU)

(57) Изобретение относится к газовой и нефтяной отраслямпромышленности и может использоваться при подготовке газа нефтяных и газоконденсатных месторождений для снижения капитальных и эксплуатационных затрат. Задачей изобретения является создание установки для первичной подготовки газа от кустов газовых скважин, работающей без обслуживающего персонала за счет использования программного комплекса автоматического регулирования подготовкой газа. Установка для подготовки газа снабжена системой автоматического управления (САУ), связанной с запорно-регулирующей арматурой, которая представляет собой первый клапан-регулятор на линии подачи газа, второй клапан-регулятор, установленный на линии, соединяющей первичный и низкотемпературный сепараторы, третий и четвертый клапаны-регуляторы, установленные на линиях, соединяющих выходы соответственно первичного и низкотемпературного сепараторов для газожидкостной смеси с дегазатором, пятый клапан-регулятор, установленный на линии сброса жидкости из дегазатора, и шестой клапан-регулятор, установленный на линии сброса газа из дегазатора. Установка снабжена первым расходомером на линии подачи газа и вторым расходомером на линии отвода газа из низкотемпературного сепаратора, соединенными с САУ с возможностью регулирования степени открытия-закрытия первого клапана-регулятора, датчиком температуры на входе низкотемпературного сепаратора, соединенным с САУ с возможностью регулирования степени открытия-закрытия второго клапана-регулятора, датчиками уровня жидкости в первичном и низкотемпературном сепараторах и в дегазаторе, связанными с САУ с возможностью регулирования степени открытия-закрытия соответственно третьего, четвертого и пятого клапанов-регуляторов, и датчиком давления в дегазаторе, связанным с САУ с возможностью регулирования давления в дегазаторе, а система подачи ингибитора гидратообразования связана с САУ с возможностью регулирования расхода ингибитора в зависимости от давления газа на линии подачи или его расхода. В САУ применен программный комплекс автоматического регулирования подготовки газа, которая включает в себя регулирование параметров технологического процесса в автоматическом режиме. 1 ил.

 

Изобретение относится к газовой и нефтяной отраслям промышленности и может использоваться при подготовке газа нефтяных и газоконденсатных месторождений для снижения капитальных и эксплуатационных затрат.

Известны способы подготовки газоконденсатных смесей и установки для их осуществления.

Известна установка комплексной подготовки газа к транспорту (RU 77405 U1), в которой газ от кустов газовых скважин подается во входной сепаратор для продукции газоконденсатных скважин, далее в рекуперативный теплообменник «газ-газ» и эжектор, затем в низкотемпературный сепаратор, разделители первой и второй ступени и выветриватель. При этом установка дополнительно снабжена байпасной линией на рекуперативном теплообменнике «газ-газ» с установленным на ней регулятором температуры, а разделитель первой ступени размещен непосредственно под входным сепаратором и жестко соединен с ним патрубками, образуя единую конструкцию.

Недостатком данной установки является то, что она работает только при наличии обслуживающего персонала, опорной базы промысла и вахтового жилого комплекса (при большой удаленности месторождения углеводородов от городских поселений), что приводит к увеличению капитальных и эксплуатационных затрат.

Известен способ эксплуатации газового месторождения (RU 2367782 C1), который заключается в том, что при разработке газового месторождения используется дистанционное, автоматическое и ручное управление исполнительными механизмами запорных органов скважин. При этом часть эксплуатационных скважин куста, промысла, месторождения подключают к станции или блоку станций управления фонтанной арматурой и подземным клапаном-отсекателем.

Каждую из указанных станций оснащают насосно-аккумуляторной установкой и соединенным с ней по рабочему телу блоком управления запорными органами скважины. Управление скважиной производят с автоматическим обеспечением логической последовательности закрытия: боковая задвижка-надкоренная задвижка-подземный клапан-отсекатель, производимой через замедляющие системы.

Недостатком данной системы является то, что она уменьшает, но не исключает присутствие обслуживающего персонала и, как следствие, не исключает человеческий фактор, вследствие которого может возникнуть авария, а также остается необходимость в строительстве опорной базы промысла и вахтового жилого комплекса (при большой удаленности установки от городских поселений в условиях Крайнего Севера). Кроме того, она не обеспечивает автоматическое управление процессом первичной подготовки газа после его добычи.

Наиболее близкой к предложенной является установка подготовки нефтяного и природного газа для дальнейшей переработки или для подачи в транспортный трубопровод (RU 2432536 C1, 27.10.2012), которая содержит линию подачи газа, соединенную с первой ступенью компрессора, выход которой соединен через холодильник с первичным сепаратором, выход которого для газа соединен со второй ступенью компрессора, выход которой через холодильник соединен с низкотемпературным сепаратором, выход которого для жидкости соединен с емкостью - трехфазным разделителем, причем с трубопроводом на выходе второй ступени компрессора соединен трубопровод подачи ингибитора гидратообразования - метанола.

В этой установке для подготовки газа, как и в других, требуется наличие обслуживающего персонала.

Задачей изобретения является создание установки для первичной подготовки газа от кустов газовых скважин, работающей без обслуживающего персонала за счет использования программного комплекса автоматического регулирования подготовкой газа.

Технический результат предложенного изобретения заключается в обеспечении автоматического управления процессом подготовки газа.

Технический результат достигается тем, что установка для подготовки газа, содержащая линию подачи газа, первичный сепаратор, выход которого по газу соединен с низкотемпературным сепаратором, выход которого для газожидкостной смеси соединен с дегазатором, а также систему подачи ингибитора гидратообразования, соединенную с линией подачи газа и с линией, соединяющей первичный и низкотемпературный сепараторы, и запорно-регулирующую арматуру, согласно изобретению снабжена системой автоматического управления (САУ), связанной с запорно-регулирующей арматурой, которая представляет собой первый клапан-регулятор на линии подачи газа, второй клапан-регулятор, установленный на линии, соединяющей первичный и низкотемпературный сепараторы, третий и четвертый клапаны-регуляторы, установленные на линиях, соединяющих выходы соответственно первичного и низкотемпературного сепараторов для газожидкостной смеси с дегазатором, пятый клапан-регулятор, установленный на линии сброса жидкости из дегазатора, и шестой клапан-регулятор, установленный на линии сброса газа из дегазатора, установка снабжена первым расходомером на линии подачи газа и вторым расходомером на линии отвода газа из низкотемпературного сепаратора, соединенными с САУ с возможностью регулирования степени открытия-закрытия первого клапана-регулятора, датчиком температуры на входе низкотемпературного сепаратора, соединенным с САУ с возможностью регулирования степени открытия-закрытия второго клапана-регулятора, датчиками уровня жидкости в первичном и низкотемпературном сепараторах и в дегазаторе, связанными с САУ с возможностью регулирования степени открытия-закрытия соответственно третьего, четвертого и пятого клапанов-регуляторов, и датчиком давления в дегазаторе, связанным с САУ с возможностью регулирования давления в дегазаторе, а система подачи ингибитора гидратообразования связана с САУ с возможностью регулирования расхода ингибитора в зависимости от давления газа на линии подачи или его расхода.

На чертеже показана схема предлагаемой установки.

Установка для первичной подготовки газа (УППГ) нефтяных или газоконденсатных месторождений содержит соединенный с линией 1 подачи газа (газопровод-шельф) первичный сепаратор 2, выход которого по газу соединен с низкотемпературным сепаратором 3. Выход сепаратора 3 для газожидкостной смеси соединен с дегазатором 4. Система 5 подачи ингибитора гидратообразования установлена на линии 1 подачи газа и на линии, соединяющей первичный и низкотемпературный сепараторы 2 и 3.

В предложенной установке применен программный комплекс автоматического регулирования подготовкой газа, который включает в себя регулирование параметров технологического процесса в автоматическом режиме.

Запорно-регулирующая арматура установки управляется системой автоматического управления (САУ) в виде удаленного терминала управления. Запорно-регулирующая арматура включает:

- первые клапаны-регуляторы 6 расхода газа на скважинах;

- второй клапан-регулятор 7, установленный на линии, соединяющей первичный и низкотемпературный сепараторы 2 и 3 для поддержания температуры в низкотемпературном сепараторе 3;

- третий клапан-регулятор 8, установленный на линии выхода газожидкостной смеси из первичного сепаратора 2 для ее сброса в дегазатор 4;

- четвертый клапан-регулятор 9, установленный на линии выхода газожидкостной смеси из низкотемпературного сепаратора 3 для ее сброса в дегазатор 4;

- пятый клапан-регулятор 10, установленный на линии сброса жидкости из дегазатора 4 на горизонтальное факельное устройство;

- шестой клапан-регулятор 11, установленный на линии сброса газа из дегазатора 4 для поддержания давления в необходимом диапазоне.

Установка снабжена расходомерами по газу и жидкости, датчиками давления и температуры газа, соединенными с САУ с возможностью регулирования степени открытия-закрытия:

- первого клапана-регулятора 6 в зависимости от требуемого расхода газа, первый расходомер 12 установлен на каждой скважине или на кусту газовых скважин в целом;

- второго клапана-регулятора 7 в зависимости от требуемой температуры сепарации в низкотемпературном сепараторе 3, датчик 14 температуры установлен на трубопроводе между вторым клапаном-регулятором 7 и низкотемпературным сепаратором 3;

- третьего клапана-регулятора 8 для сброса жидкости из первичного сепаратора 2, уровнемер (не показан) установлен в кубовой части сепаратора 2;

- четвертого клапана-регулятора 9 для сброса жидкости из низкотемпературного сепаратора 3, уровнемер (не показан) установлен в кубовой части сепаратора 3;

- пятого клапана-регулятора 10 для сброса жидкости из дегазатора 4, уровнемер (не показан) установлен в дегазаторе 4;

- шестого клапана-регулятора 11 для поддержания давления в дегазаторе 4, датчик давления (не показан) установлен в верхней части Д1;

- расходомер 13 измеряет расход газа после его осушки в низкотемпературном сепараторе 3.

Все датчики связаны с САУ. Сигналы от датчиков поступают в САУ, в которой в соответствии с программами регулирования расхода газа, регулирования температуры низкотемпературной сепарации, регулирования уровня жидкости в аппаратах и регулирования подачи ингибитора гидратообразования вырабатываются управляющие сигналы, поступающие на соответствующие клапаны-регуляторы, и происходит их закрытие или открытие до соответствующей степени.

Газ от кустов газовых скважин поступает на УППГ, где проходит первичную подготовку, и далее по газопроводу до ближайшей УКПГ для подготовки до товарного качества, при этом на протяжении всего срока эксплуатации нефтяных и газовых месторождений установка первичной подготовки газа работает без обслуживающего персонала за счет использования программного комплекса автоматического регулирования подготовкой газа.

Автоматическое регулирование выполняется на основе уставок по следующим законам регулирования:

- дискретное регулирование;

- ПИД-регулирование.

Дискретное регулирование заключается в управлении клапанами-регуляторами при достижении регулируемых параметров критических значений из диапазона допустимых, но еще не аварийных.

При ПИД-регулировании программным комплексом формируется команда на управление технологическим оборудованием (регулирующие клапаны, насосы метанола) на основе сравнения текущего значения регулируемого параметра, получаемого от аналогового датчика, и значения уставки (задается оператором либо рассчитывается), определяемой регламентом работы технологического участка, на котором осуществляется регулирование.

Задачей программного комплекса автоматического регулирования и управления технологическими процессами добычи и промысловой подготовки газа является обеспечение подачи газа в газопровод с заданным количеством и качеством. Задача решается подпрограммами, которые являются ее составными частями.

При этом подпрограммы между собой неразрывно связаны функциями, зависимостями и уставками min/max.

К подпрограммам управления САУ относятся:

1. Подпрограмма автоматического регулирования давления и расхода газа на УППГ и в газосборной сети. Первый клапан регулятор 6 работает по логической функции:

Qплан=Σn ниток Qтовар=Σn скважин Qвал

при условиях:

1. Qmin<Qфакт<Qmax

2. Pmin<Рфакт<Pmax

3. Kv стремится к Qоптимальное,

где Qплан - плановое задание расхода газа;

Σn ниток - количество технологических ниток сепарации;

Qтовар - товарный расход газа после сепарации;

Σn скважин - количество скважин;

Qвал - валовый расход газа (расход сырого газа);

Qmin - минимальная уставка по расходу (минимальный расход газа, определяется геологической службой);

Qфакт - фактический, текущий расход газа;

Qmax - максимальная уставка по расходу (минимальный расход газа, определяется геологической службой);

Pmin - уставка по минимальному давлению;

Рфакт - фактическое давление в газопроводе-шлейфе;

Pmax - уставка по максимальному давлению;

Kv - степень открытия клапана;

Qоптимальное - среднее значение расхода газа между Qmin и Qmax.

Режим отслеживания давления (соблюдение условия №2 - Pmin<Рфакт<Pmax):

Клапан-регулятор 6 поддерживает давление газа в диапазоне заданного давления min/max в зависимости от значения давления и требуемого расхода в газосборной сети.

Рр - наибольшее избыточное давление, при котором обеспечивается заданный режим эксплуатации арматуры, деталей трубопровода и аппаратов;

i%, n% - принимаемые проценты для расчетов давлений, где i>n;

- значение минимального давления в системе противоаварийной защиты, при которой происходит отключение аварийного участка;

_ значение максимального давления в системе противоаварийной защиты, при которой происходит отключение аварийного участка;

Расчет рабочих уставок подпрограммы:

Pmin=(Рр-Рp*i%);

Pmax=(Pp-Pp*n%).

При условии: и

для поддержания Рфакт в диапазоне от Pmin до Pmax необходимо использование клапана-регулятора 6 с регулировкой «после себя» по ПИД-регулированию.

Функции программного комплекса САУ:

- если Рфакт>(Ррр*n%), то подается команда на закрытие клапана-регулятора 6 на Y%;

- время ожидания t сек;

- повторный опрос первичных датчиков давления;

- если Рфакт<(Ррр*i%), то подается команда на открытие клапана-регулятора 6 на Y%;

- время ожидания t сек;

- повторный опрос первичных датчиков давления;

- если (Pp-Pp*i%)<Рфакт<(Ррр*n%), то регулировка выполнена и клапан-регулятор 6 остается в существующем положении.

2. Подпрограмма автоматического регулирования температуры низкотемпературной сепарации газа. Работает по логической функции:

Kv заданное обеспечивает условие 1, то есть Tmin<Kv заданное<Tmax.

при условиях:

1. Tman<Тфакт<Tmax

2. Pmin<Рфакт<Pmax

3. ,

где

Tmin - минимальное значение температуры НТС (определяется регламентом установки в зависимости от условий транспорта газа);

Tmax - максимальное значение температуры НТС (определяется регламентом установки в зависимости от условий транспорта газа);

Тфакт - фактическая температура НТС (определяется датчиками, зависит от дросселяции давления газа клапаном регулятором);

Pmin - минимальное рабочее давление определяется из расчета транспорта газа;

Pmax - максимальное рабочее давление (определяется из расчета прочностных характеристик трубопроводов и аппаратов);

Рфакт - фактическое давление после дросселяции давления газа клапаном-регулятором (определяется датчиком давления);

Qmin - минимально допустимый расход газа (определяется геологической службой);

Qmax - максимальный расход газа (определяется в зависимости от производительности аппаратов);

- фактический расход товарного газа.

Задаваемая степень открытия клапана (Kv заданное) должна обеспечивать (за счет дросселирования, охлаждения) условие 1, то есть поддерживать температуру в заданном диапазоне между максимальным и минимальным значениями.

Клапан-регулятор 7 поддерживает температуру газа в низкотемпературном сепараторе 3 путем постепенного открытия или закрытия в диапазоне заданной температуры min/max в зависимости от минимального значения давления в газопроводе внешнего транспорта и требуемого расхода.

3. Подпрограмма подачи ингибитора гидратообразования - метанола.

Давление в метанолопроводе и в системе 5 подачи ингибитора гидратообразования поддерживается автоматически насосами от действующего УКПГ (находится удаленно). Подпрограммой осуществляется подача метанола через клапан-регулятор системы 5 подачи ингибитора в зависимости от удельного расхода метанола (килограмм на 1000 м3 газа). Удельный расход метанола вводится в программный комплекс диспетчером периодически, при этом возможно включение подпрограммы для расчета удельного расхода метанола на основе постоянного анализа термобарических параметров газа и/или расхода газа.

4. Подпрограмма поддержания уровня жидкости в емкости- дегазаторе 4 (дискретное регулирование). Работает по логической функции:

Kv заданное обеспечивает условие 1, то есть Х%<Kv заданное <Y%, где условие 1: X%<Lфакт<Y%.

Задаваемая степень открытия клапана Kv заданное должна обеспечивать поддержание уровня жидкости диапазоне от Х% до Y%.

Уставки, где Lфакт - фактический уровень в дегазаторе 4;

- рабочий уровень принимаем в диапазоне от Х% - до Y% всего объема емкости-дегазатора 4;

- аварийные уровни (уставки СПАЗ) принимаем - min (X+z)%, max (Y+i)%.

Функции программного комплекса:

- подпрограмма в режиме реального времени отслеживает показания уровнемера емкости-дегазатора 4;

- если Lфакт>Y%, то подается команда «открытие» клапана-регулятора 10 на опорожнение дегазатора 4;

- поступает сигнал от уровнемера - значение Lфакт;

- если Lфакт<X%, то подается команда «закрытие» клапана-регулятора 10;

- поступает сигнал от уровнемера - значение Lфакт;

- если X%<Lфакт<Y% МПа, то подается команда «норма» и клапан-регулятор 10 сброса жидкости закрывается.

При этом аналогично работают клапаны-регуляторы 8 и 9 по сбросу жидкости из сепараторов 2 и 3 и имеют функцию аварийного закрытия при достижении максимального уровня в дегазаторе 4.

Клапан-регулятор 11 давления на линии газов выветривания дегазатора 4 имеет функцию поднятия давления в определенном диапазоне регулирования, если уровень жидкости в емкости дегазаторе 4 не снижается.

Таким образом обеспечивается автоматическое управление процессом первичной подготовки газа без участия обслуживающего персонала.

Кроме того, электроснабжение установки подготовки газа для работы исполнительных механизмов (клапанов-регуляторов, горелок), организации передачи параметров работы и аварийной остановки может осуществляться через аккумуляторные батареи большой мощности от источников автономного электроснабжения: ветрогенератор, солнечные панели, энергогенераторы на газовом топливе.

Все оборудование применяется повышенной надежности.

Технологическая связь установки подготовки газа с удаленным терминалом САУ выполнена на базе оптоволоконного кабеля.

Наружное освещение территории применено из энергосберегающих прожекторов с повышенной светоотдачей для экономии электроэнергии.

Кроме того, средства измерений выбираются с малым энергопотреблением.

Предложенная установка обеспечивает снижение эксплуатационных затрат за счет отсутствия обслуживающего персонала и, как следствие, отсутствия затрат на заработную плату и социальный пакет. Капитальные затраты снижаются из-за отсутствия необходимости строительства опорной базы промысла и вахтового жилого комплекса (при большой удаленности установки от городских поселений в условиях Крайнего Севера).

Установка для подготовки газа, содержащая линию подачи газа, первичный сепаратор, выход которого по газу соединен с низкотемпературным сепаратором, выход которого для газожидкостной смеси соединен с дегазатором, а также систему подачи ингибитора гидратообразования, соединенную с линией подачи газа и с линией, соединяющей первичный и низкотемпературный сепараторы, и запорно-регулирующую арматуру, отличающаяся тем, что она снабжена системой автоматического управления (САУ), связанной с запорно-регулирующей арматурой, которая представляет собой первый клапан-регулятор на линии подачи газа, второй клапан-регулятор, установленный на линии, соединяющей первичный и низкотемпературный сепараторы, третий и четвертый клапаны-регуляторы, установленные на линиях, соединяющих выходы соответственно первичного и низкотемпературного сепараторов для газожидкостной смеси с дегазатором, пятый клапан-регулятор, установленный на линии сброса жидкости из дегазатора, и шестой клапан-регулятор, установленный на линии сброса газа из дегазатора, установка снабжена первым расходомером на линии подачи газа и вторым расходомером на линии отвода газа из низкотемпературного сепаратора, соединенными с САУ с возможностью регулирования степени открытия-закрытия первого клапана-регулятора, датчиком температуры на входе низкотемпературного сепаратора, соединенным с САУ с возможностью регулирования степени открытия-закрытия второго клапана-регулятора, датчиками уровня жидкости в первичном и низкотемпературном сепараторах и в дегазаторе, связанными с САУ с возможностью регулирования степени открытия-закрытия соответственно третьего, четвертого и пятого клапанов-регуляторов, и датчиком давления в дегазаторе, связанным с САУ с возможностью регулирования давления в дегазаторе, а система подачи ингибитора гидратообразования связана с САУ с возможностью регулирования расхода ингибитора в зависимости от давления газа на линии подачи или его расхода.



 

Похожие патенты:

Изобретение может быть использовано в установках, предназначенных для дегидратации газов, содержащих углекислый газ. Способ дегидратации газа, содержащего CO2, основан на получении двухфазной смеси при ее расширении и выделении из смеси жидкой фазы в сепараторе.

Изобретение относится к наземным средствам охлаждения и очистки гелия и может быть использовано, в частности, при создании систем заправки газообразным гелием бортовых баллонов ракетоносителей при их подготовке к пуску на стартовом комплексе.

Изобретение относится к конструкциям теплообменных аппаратов для ожижения паров смешанных - многокомпонентных продуктов при их охлаждении холодоносителем через промежуточные стенки труб.

Изобретение относится к технике получения сжиженных углеводородных газов и их очистки от метанола и может быть использовано в газовой, нефтяной, нефтеперерабатывающей, нефтехимической и химической отраслях промышленности.

Изобретение относится к способу удаления сульфида водорода из потока природного газа. .

Изобретение относится к способу подготовки углеводородного газа, включающий ступенчатую сепарацию, охлаждение газа между ступенями сепарации, отделение углеводородного конденсата начальных ступеней сепарации, охлаждение его конденсатом последней низкотемпературной ступени сепарации и использованием в качестве абсорбента.

Изобретение относится к технике тепловой обработки и сепарации газовых и газоконденсатных смесей от влаги и тяжелых углеводородов, а именно к установкам комплексной подготовки природного газа на газовых промыслах нефтегазоконденсатных месторождений.

Изобретение относится к установкам подготовки нефтяного и природного газов для дальнейшей переработки или для подачи в транспортный трубопровод и может быть использовано в газовой, нефтяной, нефтехимической, химической отраслях промышленности.

Изобретение относится к области теплотехники. Устройство для компримирования и осушки газа содержит многоступенчатый компрессор со ступенью низкого давления, ступенью высокого давления и нагнетательным патрубком и адсорбционный осушитель с зоной осушения и зоной регенерации, причем между ступенью низкого давления и ступенью высокого давления помещен промежуточный холодильник, и при этом устройство дополнительно снабжено теплообменником, имеющим главную камеру с входной частью и выходной частью для первой первичной текучей среды, а концы трубок теплообменника соединены с отдельной входной камерой и выходной камерой для каждого трубного пучка; и при этом первый трубный пучок образует охлаждающий контур промежуточного холодильника, служащий для разогрева газа из ступени высокого давления для регенерации адсорбционного осушителя. Технический результат - упрощение конструкции и монтажа, снижение себестоимости устройства. 13 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к технике подготовки углеводородного газа к переработке или транспорту. Установка подготовки углеводородного газа содержит соединенные трубопроводами компрессорную станцию, холодильник газа и сепаратор отделения газа от жидкости. Сепаратор снабжен выходом жидкости и выходом газа. Выход газа соединен трубопроводом с блоком адсорбционной осушки. Выход компрессорной станции дополнительно соединен трубопроводом, оснащенным регулирующей арматурой, с трубопроводом, соединяющим выход газа из сепаратора отделения газа от жидкости с блоком адсорбционной осушки. Регулирующая арматура обеспечивает регулировку расхода потока. Изобретение направлено на повышение надежности процесса подготовки газа, а также увеличение срока службы адсорбента при снижении капитальных и эксплуатационных затрат. 1 ил.

Группа изобретений относится к химической, нефтяной, газовой и другим отраслям промышленности и предназначена для охлаждения влажного природного газа. В частности, изобретения могут использоваться в аппаратах воздушного охлаждения (далее - ABO), при эксплуатации которых в условиях холодного климата северных регионов могут образовываться гидраты газа. Трубные пучки выполнены с уклоном не менее 1:100 в сторону входа газа, а под нижним рядом труб расположены выполненные с уклоном в сторону выхода газа неоребренные байпасные трубы, закрепленные с одной стороны в нижней зоне входной камеры, с другой стороны присоединенные к трубам отвода газа. Газ направляют по охлаждаемому трубному пучку с подъемом по ходу газа, с началом таяния образовавшихся гидратных пробок организуют свободный слив растопленной воды из загидраченных труб в нижнюю зону входной камеры и далее ее транспортируют по неоребренным байпасным трубам с уклоном в сторону трубы отвода охлажденного газа. Технический результат - достижение температуры охлажденного газа ниже температуры начала гидратообразования, предотвращение образования трещин на поверхности теплообменных труб и устранение их разрушения за счет удаления гидратных пробок. 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к станции подготовки попутного нефтяного газа, включающей последовательно установленные по меньшей мере один узел компримирования и охлаждения с линией отвода сжатого газа и блок осушки с линиями отвода осушенного газа и газа регенерации. Станция характеризуется тем, что перед блоком осушки газа установлен блок метанирования, который оснащен линией ввода воды и связан с блоком осушки линией подачи водного конденсата, а перед блоком метанирования установлен блок абсорбционного отбензинивания, оснащенный линиями подачи подготовленной нефти и вывода нестабильной нефти. Использование настоящего изобретения позволяет снизить металлоемкость и энергопотребление, уменьшить ассортимент товарных продуктов, увеличить выход нефти. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к способу подготовки углеводородных газов путем низкотемпературной конденсации и может быть использовано в газовой промышленности. Предложен способ подготовки природного газа, включающий сепарацию, рекуперативное охлаждение газа и его охлаждение сторонним хладоагентом с конденсацией флегмы, противоточное контактирование газа и флегмы после охлаждения. Газ предварительно смешивают с газом стабилизации, а охлаждение полученной смеси осуществляют в условиях ее дефлегмации, кроме того, хладоагент получают в холодильной машине, а конденсат стабилизируют с получением газа стабилизации с использованием тепла, которое выделяется при получении хладоагента. Техническим результатом является повышение выхода подготовленного газа и снижение энергозатрат. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к способу подготовки топливного газа для газотурбинных энергетических установок и может быть использовано в нефтегазовой промышленности и энергетике. Способ включает сжатие, охлаждение и сепарацию газа. Газ перед сжатием подвергают абсорбции циркулирующим абсорбентом высокого давления с получением абсорбента низкого давления, смешивают с балансовым абсорбентом высокого давления, сжимают, полученный компрессат охлаждают и сепарируют с получением конденсата и сжатого газа, который подвергают абсорбции охлажденным абсорбентом низкого давления с получением топливного газа и абсорбента высокого давления, разделяемого на циркулирующий и балансовый. Техническим результатом является снижение потерь углеводородов С5+ с топливным газом. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к способу подготовки сжатого топливного газа для газотурбинных энергетических установок и может быть использовано в нефтегазовой промышленности и энергетике. Способ включает сжатие, охлаждение и сепарацию газа. Газ предварительно повергают абсорбции в условиях отрицательного градиента температур с помощью абсорбента высокого давления. Получают абсорбент низкого давления, который разделяют на циркулирующий и балансовый, и газ, который в смеси с балансовым абсорбентом низкого давления сжимают, охлаждают и сепарируют с получением конденсата и газа, который подвергают абсорбции охлажденным циркулирующим абсорбентом низкого давления в условиях отрицательного градиента температур с получением абсорбента высокого давления и топливного газа. Техническим результатом является снижение потерь углеводородов С5+ с топливным газом. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.

Группа изобретений относится к способу и устройству переработки природного газа с использованием процесса низкотемпературной сепарации для удаления кислых компонентов. Способ включает первичную сепарацию потока сырого природного газа с отделением от него воды и газового конденсата и последующую очистку газа сепарации от кислых компонентов, содержащих сероводород и углекислый газ. Очистку от кислых компонентов осуществляют последовательно в два этапа: сначала осуществляют этап извлечения сероводорода с использованием абсорбента с избирательной селективностью по сероводороду, а на следующем этапе извлекают углекислый газ и остаточную фазу газового конденсата с использованием сверхзвуковой сепарации. Причем газовый конденсат после первичной сепарации, а также после сверхзвуковой сепарации подвергают процессу стабилизации, при этом газ стабилизации возвращают на этап извлечения сероводорода. Сероводород с этапа извлечения сероводорода направляют на этап выделения серы с помощью процесса Клауса, полученную серу подвергают дегазации, и газ от дегазации серы возвращают на этап извлечения сероводорода. Техническим результатом является повышение степени очистки природного газа от сероводорода и углекислого газа при обеспечении более полной конверсии сернистых соединений. 2 н. и 12 з.п. ф-лы, 1 табл., 1 ил.

Изобретение относится к способу подготовки топливного газа и может быть использовано в нефтегазовой промышленности и энергетике. Способ включает сжатие газа, его охлаждение и сепарацию. Газ предварительно подвергают контактированию с легким абсорбентом, полученный тяжелый абсорбент разделяют на циркулирующий и балансовый, последний смешивают с полученным газом отдувки, сжимают, охлаждают и сепарируют с получением конденсата и газа, который подвергают абсорбции охлажденным циркулирующим тяжелым абсорбентом в условиях отрицательного градиента температур и сепарируют с получением легкого абсорбента и топливного газа. Техническим результатом является снижение потерь углеводородов С5+ с топливным газом и повышение его качества. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к способам подготовки углеводородного газа к однофазному транспорту путем низкотемпературной конденсации и может быть использовано в нефтегазовой промышленности. Предложен способ, согласно которому сырой газ разделяют в сепарационной зоне дефлегматора на водный конденсат, углеводородный конденсат и газ, который подвергают контактированию с ингибитором гидратообразования или абсорбентом влаги и флегмой, стекающей из вышерасположенной дефлегматорной секции, и далее охлаждают подготовленным газом в условиях дефлегмации. Частично охлажденный и освобожденный от флегмы газ далее контактирует с флегмой, стекающей из вышерасположенной дефлегматорной секции, и охлаждается сторонним хладагентом в условиях дефлегмации, и после нагрева в дефлегматорной секции выводится с установки. При необходимости на одну из стадий охлаждения газа или контактирования в качестве абсорбента подают часть полученного углеводородного конденсата, а также осуществляют входную сепарацию газа. Технический результат - снижение энергозатрат и металлоемкости оборудования. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.
Наверх