Способ переработки нефтяного газа


 


Владельцы патента RU 2563948:

Общество с ограниченной ответственностью "СПЕЦТЕХНОГАЗ" (RU)

Изобретение относится к технологии переработки нефтяных газов на основе низкотемпературной конденсации. Способ переработки нефтяных газов включает в себя компримирование исходного газа, низкотемпературную сепарацию, деэтанизацию и получение пропановой, бутановой, пентановой фракций. Конденсат, полученный при низкотемпературном разделении, используют в качестве хладагента, образуя холодильный цикл, при этом часть конденсата дросселируют, полученный холод используют для охлаждения сжатого газожидкостного потока, выделившуюся газовую фазу сжимают и смешивают со сжатым газожидкостным потоком, а жидкую фазу, оставшуюся после испарения, смешивают, повышая давление, с другой частью конденсата и низкотемпературную смесь направляют на газофракционирование. Использование изобретения позволит повысить эффективность технологических процессов, обеспечить квалифицированную переработку нефтяного газа в промысловых условиях и получить качественные целевые продукты для конечного применения в производстве. 1 ил., 1 табл.

 

Изобретение относится к нефте- и газоперерабатывающей промышленности, а именно к технологии переработки нефтяного газа путем низкотемпературной конденсации, и может быть использовано на установках переработки нефтяного газа в составе комплексных установок подготовки нефти, а также на отдельных нефтедобывающих промысловых площадках.

Перед нефтяным производством, кроме добычи нефти и реализации товарной нефти после промысловой подготовки, возникает необходимость обеспечения утилизации попутного нефтяного газа. Прямолинейное решение данной проблемы путем компримирования нефтяного газа не приводит к приемлемым результатам. Подача сжатого до высоких давлений нефтяного газа на централизованные ГПЗ по газопроводам большой протяженности приводит к выделению углеводородного конденсата в трубопроводах. Для удаления выпавшего конденсата из трубопроводов затрачиваются дополнительные капитальные вложения и эксплуатационные расходы: строятся установки путевой сепарации с откачкой конденсата в ближайший нефтепровод или конденсат вывозится автоцистернами на ближайшую технологическую площадку. После возвращения конденсата в нефть углеводороды, входящие в состав конденсата, вновь выделяются в составе нефтяных газов и повышают давление насыщенных паров товарной нефти.

Известны способы извлечения пропана и отдельных высших углеводородов, включающие первичную механическую очистку сжатого газа от твердых и жидких примесей, охлаждение его с выделением конденсата без применения холодильных циклов на основе внешних хладагентов за счет холода, полученного путем снижения давления потока газа и конденсата (см. Технология переработки природного газа и конденсата: Справочник. М., 2002 г., 517 стр., стр.166-173).

Известен также способ переработки нефтяного газа, приведенный в патенте RU 2340841. Данные способы реализуются на основе применения детандерного цикла получения холода, в котором поток газа изоэнтропийного расширяется, вращая рабочее колесо детандера с выработкой внешней энергии.

Процессы охлаждения с детандерным циклом сохраняют экономическую эффективность при повышенных расходах газа и имеют низкую надежность, т.к. требуют высокой чистоты входного потока газа: отсутствие механических примесей и капельной жидкости, кроме этого, не допускается образование жидкой фазы в полостях рабочих органов детандера, что возможно в потоке нефтяного газа.

Наиболее близким к предлагаемому технологическому процессу является способ переработки нефтяных газов путем низкотемпературной конденсации, включающий компримирование исходного нефтяного газа, низкотемпературную сепарацию и деэтанизацию. После сжатия смешанный газожидкостной поток охлаждают и подают на низкотемпературное разделение, далее часть образованного низкотемпературного конденсата дросселируют, используя полученный холод для охлаждения сжатого газожидкостного потока, и подают на конденсатоотделение, после которого отделенный от конденсата газ смешивают с исходным газом, а выделившийся конденсат направляют на деэтанизацию со второй частью низкотемпературного конденсата (см. патент RU 2244226).

Недостатком известного способа является возврат газа, выделившегося при дросселировании охлажденного конденсата, в поток исходного газа, поступающего в начале технологического процесса на компримирование. В результате количество исходного газа, поступающего на компримирование, кратно возрастает, что повышает потребляемую мощность для сжатия потока исходного газа. Далее, для сохранения потерь давления в сжатом газожидкостном потоке требуется увеличение пропускной мощности процессов: охлаждения после компримирования, рекуперации холода и сепарации до границы начала процесса охлаждения потоком низкотемпературного конденсата, прошедшего дросселирование. Это приводит к увеличению энергетических затрат и ограничению показателей технологического процесса.

Требуется создать способ переработки нефтяного газа, позволяющего обеспечить глубокое извлечение целевых компонентов, уменьшить энергетические затраты на проведение технологических процессов и сократить финансовые и материальные ресурсы на капитальные и эксплуатационные расходы.

Решение технологической задачи обеспечивается тем, что организуется способ переработки нефтяных газов, включающий в себя компримирование исходного газа, низкотемпературную сепарацию, деэтанизацию и получение пропановой, бутановой, пентановой фракций. Конденсат, полученный при низкотемпературном разделении, используют в качестве хладагента, образуя холодильный цикл, при этом часть конденсата дросселируют, полученный холод используют для охлаждения сжатого газожидкостного потока, выделившуюся газовую фазу сжимают и смешивают с потоком сжатого газожидкостного потока, а жидкую фазу, оставшуюся после испарения, повышая давление, смешивают с другой частью конденсата и низкотемпературную смесь направляют на газофракционирование.

Технический результат, который может быть получен при использовании предлагаемого изобретения, заключается в повышении эффективности технологических процессов и расширении диапазона утилизации нефтяных газов по содержанию целевых и инертных компонентов.

Предлагаемый технологический процесс осуществляется на промысловой малогабаритной установке.

Технологическая схема предложенного процесса показана на Фиг.1.

Технологическая схема переработки нефтяных газов включает входной газосепаратор 1, компрессор низконапорного газа 2, рекуперативный теплообменник 3, трехфазный сепаратор 4, теплообменник-испаритель 5, трехфазный низкотемпературный сепаратор 6, регулируемый дроссель 7, конденсатоотделитель 9, циркуляционный компрессор 10, конденсатный насос 11, теплообменник 12, 14, подпорный конденсатный насос 13, деэтанизатор 15, ребойлер 16,19, конденсатор 17, 20, пропанизатор 18, АВО 21.

Технологическая схема работает следующим образом. Исходный нефтяной газ после сепарации во входном сепараторе 1 от свободной жидкости с избыточным давлением (далее везде давление избыточное) 0,1 МПа поступает на прием компрессора низконапорного газа 2, в котором исходный нефтяной газ дожимается до 2,0 МПа, охлаждается до t=+45°С. Образованная в результате сжатия исходного нефтяного газа газожидкостная смесь с давлением 1,98 МПа подается в рекуперативный теплообменник 3, где охлаждается до t=+38°С, и с давлением 1,96 МПа поступает в трехфазный сепаратор 4. В трехфазном сепараторе 4 происходит отделение и вывод в дренаж водометанольной смеси (далее ВМС). После сепаратора 4 выводятся поток газа и поток углеводородного конденсата, которые смешиваются, и полученный газожидкостной поток с давлением 1,95 МПа поступает в теплообменник-испаритель 5. Для предупреждения гидратообразования перед теплообменником-испарителем в газожидкостной поток в расчетном количестве подается раствор метанола с концентрацией 90% масс. В теплообменнике-испарителе 5 входящий газожидкостной поток охлаждается до t = минус 40°C и с давлением 1,94 МПа поступает на разделение в трехфазный низкотемпературный сепаратор 6.

В трехфазном низкотемпературном сепараторе 6 происходит отделение, вывод и откачка ВМС насосом 8 в газожидкостной поток на входе в рекуперативный теплообменник 3. Осушенный газ с t = минус 40°C выводится из низкотемпературного сепаратора 6 с точкой росы по влаге и углеводородам t = минус 40°C и с давлением 1,93 МПа подается в рекуперативный теплообменник 3, где отдает свой холод сжатому газожидкостному потоку и, нагревшись до t=+37°C, с давлением 1,91 МПа выводится из установки. Охлажденный конденсат выводится из низкотемпературного сепаратора 6 с t = минус 40°C и разделяется на два потока. Первый поток в количестве 70% от массы потока, вышедшего из сепаратора 6, подается на регулируемый дроссель 7, в котором давление снижается до 0,45 МПа, при этом его температура понижается до t = минус 45°C и выделяется газовая фаза 5,8% от общего объема текущего потока, остальные 94,2% объема текущего потока остаются в жидкой фазе. Данный двухфазный газожидкостной поток с давлением 0,45 МПа и t = минус 45°C поступает в теплообменник-испаритель 5, в котором дополнительно испаряется, образуя газовую фазу до 89,59% от общего объема текущего потока, и выделяет холод, который обеспечивает охлаждение газожидкостного потока в этом же теплообменнике-испарителе 5 до t = минус 40°C, при этом нагревается до t=+31°C и с давлением 0,435 МПа поступает в конденсатоотделитель 9.

Газовая фаза из конденсатоотделителя 9 подается на прием циркуляционного компрессора 10, в котором сжимается, охлаждается до t=+45°C и с давлением 1,95 МПа смешивается со сжатым газожидкостным потоком, поступающим на вход теплообменника-испарителя 5.

Жидкая фаза из конденсатоотделителя 9 откачивается насосом 11 через рекуперативный теплообменник 12 и смешивается со вторым потоком, составляющим 30% от массы потока, вышедшего из сепаратора 6 с t = минус 40°C. Общий поток поступает на прием подпорного конденсатного насоса 13 и с давлением 2,4 МПа при t = минус 26°C через рекуперативный теплообменник 14 с температурой t=+10°C подается деэтанизатор 15. Газ с верха деэтанизатора охлаждается в теплообменнике до t = минус 14°C, частично конденсируется и поступает в рефлюксную емкость 17. Газ из рефлюксной емкости отводится через рекуперативный теплообменник 12 при t=+14°C на топливное обеспечение установки. Температура низа деэтанизатора 15 обеспечивается за счет циркуляции и отбора тепла в нагревателе 18.

Деэтанизированный поток конденсата отводится с низа деэтанизатора и подается в пропановую колонну 18. С верха колонны 18 пары, насыщенные пропаном, охлаждаются в АВО 21, конденсируются и выпадают в рефлюксную емкость 20. Далее часть пропана отбирается из рефлюксной емкости 20, а основная часть подается на орошение в колонну. Полученный пропан подается в товарный парк. Температура низа пропановой колонны 18 обеспечивается за счет циркуляции и отбора тепла в нагревателе 19. С низа пропановой колонны отводится из установки стабилизированная фракция Бутан + Пентан.

В Таблице 1 приводятся результаты расчета материального баланса и технологические показатели при работе технологических схем по прототипу RU 2244226 и предлагаемому способу при одинаковых входных условиях: исходный состав газа, исходное давление газа P=0,1 МПа, давление подачи P=2,0 МПа сжатого газа на установку. В каждой схеме температура охлажденного газожидкостного потока после теплообменника-испарителя равняется t = минус 40°C.

В таблице 1 видно, что при указанных равных условиях работы технологических схем получаются разные энергетические показатели. Для схемы по RU 2244226 суммарная мощность составляет: на валу компрессорных установок W=528 кВт, теплообменных аппаратов W=4021 кВт, а по предлагаемой схеме для компрессорных установок W=484,8 кВт, для теплообменных аппаратов W=3438.95 кВт. В каждой схеме суммарное количество выхода пропановой фракции равняется G=1321 кг/час, коэффициент извлечения пропана равняется 89,9% масс. При этом в предложенной схеме содержание пропана в пропановой фракции составляет 95,8% масс., а в RU 2244226 составляет 94,34% масс.

Технологическая схема, построенная по предложенному способу, требует меньше установленной мощности. Сокращенный контур компримирования газовой фазы после теплообменника-испарителя в холодильном цикле повышает надежность управления технологическим процессом и позволяет удержать высокий уровень коэффициента извлечения целевых компонентов при изменении состава исходного нефтяного газа. Приведенные результаты подтверждают то, что предложенный способ переработки нефтяных газов повышает эффективность и надежность работы технологического процесса.

Таблица 1
Компонентный состав, массовые доли ед. Схема по RU 2244226 Предлагаемая схема
Исходный состав Подача метанола Сухой газ Топливный газ Пропан C4+C5 Подача метанола Сухой газ Топливный газ Пропан C4+C5
CO2 0,00606 0,01330 0,02117 0,00015 0,00000 0,01181 0,03357 0,00000 0,00000
Nitrogen 0,18177 0,57447 0,08474 0,00000 0,00000 0,60113 0,10266 0,00000 0,00000
Methane 0,08273 0,23833 0,29075 0,00007 0,00000 0,23495 0,18855 0,00000 0,00000
Ethane 0,07582 0,09509 0,56252 0,04508 0,00000 0,07751 0,58189 0,02837 0,00000
Propane 0,28170 0,06966 0,04081 0,94337 0,00695 0,06352 0,08930 0,95791 0,00710
i-Butane 0,07251 0,00404 0,00000 0,01000 0,17799 0,00462 0,00213 0,01015 0,18049
n-Butane 0,15209 0,00447 0,00000 0,00132 0,39027 0,00558 0,00180 0,00351 0,39468
i-Pentane 0,06115 0,00038 0,00000 0,00000 0,15785 0,00056 0,00007 0,00004 0,16090
n-Pentane 0,04223 0,00015 0,00000 0,00000 0,10904 0,00023 0,00002 0,00001 0,11122
n-Hexane 0,03492 0,00002 0,00000 0,00000 0,09024 0,00003 0,00000 0,00000 0,09209
n-Heptane 0,00902 0,00000 0,00000 0,00000 0,02334 0,00000 0,00000 0,00000 0,02383
n-Octane 0,00000 0,00000 0,00000 0,00000 0,00000 0,00000 0,00000 0,00000 0.00000
Methanol 0,00000 0,90000 0,00006 0,00000 0,00000 0,04432 0,10000 0,00006 0,00001 0,00002 0,02970
H2O 0,00000 0,10000 0,00000 0,00001 0,00000 0,00000 0,90000 0,00000 0,00001 0,00000 0,00000
Сумма 1,00000 1,00000 1,00000 1,00000 1,00000 1,00000 1,00000 1,00000 1,00000 1,00000 1,00000
G, кг/час 5216,0 144,0 1607,7 276,3 1400,3 2014,5 5298,8 70,0 1507,2 411,1 1379,0 1970,8 5268,1
Молек. Масса 37,76 24,65 26,68 43,30 61,36 24,64 26,56 43,66 62,26
C3, кг/час 1469,3 112,0 18,6 1321,0 14,0 1465,7 95,7 36,7 1321,0 14,0 1467,4
Извлечение С3, % масс. 89,9 89,9
КВД, P=20 атм, кВт 366,9 321,9
КНД, Рвх.=1 атм, кВт 161,1 Сумма Рвх.=1 атм Сумма
КХМ, кВт Отс. 528,0 162,9 484,8
Деэтанайзер:
Нагрев, кВт 201,7 Р=22.5 атм 325,8 Р=22 атм
Охлажд. кВт 110,1 Р=22 атм 89,68 Р=22.5 атм
Пропанайзер:
Нагрев, кВт 1132,0 Р=15.5 атм 1095 Р=15.5 атм
Охлажд., кВт 1102,3 Р=15 атм 987 Р=15 атм
Т-1, кВт 53,6 48,37
Испаритель, кВт (Т-2) 1370,5 893,1
Т-3 50,9
Сумма, кВт 4021,1 3438,95

Способ переработки нефтяных газов, включающий компримирование исходного газа, низкотемпературную сепарацию, деэтанизацию и выделение пропановой, бутановой, пентановой фракций, отличающийся тем, что конденсат, полученный при низкотемпературном разделении, используют в качестве хладагента, образуя холодильный цикл, при этом часть конденсата дросселируют, охлаждая сжатый газожидкостной поток, выделившуюся газовую фазу сжимают и смешивают со сжатым газожидкостным потоком, а жидкую фазу, оставшуюся после испарения, смешивают, повышая давление, с другой частью конденсата и направляют на газофракционирование.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к технике тепловой обработки и сепарации газовых и газоконденсатных смесей от влаги и тяжелых углеводородов и может найти применение в установках комплексной подготовки природного газа на газовых промыслах.

Изобретение относится к способу и соответствующему оборудованию для получения кондиционного синтез-газа для производства аммиака с криогенной очисткой. Способ включает конверсию углеводородного исходного сырья с последующими стадиями конверсии СО, удаления СО2 и метанирования с получением потока сырого кондиционного синтез-газа, содержащего водород и азот, обработку сырого синтез-газа в секции криогенной очистки с получением потока очищенного синтез-газа, подачу жидкого потока, обогащенного азотом, при криогенной температуре в секцию криогенной очистки, обеспечение косвенного теплообмена между синтез-газом и жидким потоком, обогащенным азотом, в криогенной секции, причем поток, обогащенный азотом, частично испаряют для обеспечения охлаждения криогенной секции, и обработку воздушного потока в устройстве разделения воздуха с получением жидкого потока, обогащенного азотом, и потока, обогащенного кислородом.

Изобретение относится к газонефтяной промышленности, в частности к обработке углеводородного газа с использованием низкотемпературного процесса, и может быть использовано в процессах промысловой подготовки к транспорту продукции газоконденсатных месторождений.

Изобретение относится к способам низкотемпературного разделения газовых смесей. Способ разделения газовой смеси осуществляют при поточном движении газовой смеси.

Изобретение относится к способу подготовки природного и попутного нефтяного газа к транспорту или переработке методом низкотемпературной сепарации. Способ включает сепарацию сырого газа на первой ступени с получением водного и углеводородного конденсатов, а также газа первой ступени сепарации, который подвергают дефлегмации за счет противоточного охлаждения газом и конденсатом третьей ступени сепарации с получением газа и конденсата второй ступени сепарации, а также нагретого конденсата третьей ступени сепарации и товарного газа.

Изобретение относится к способу подготовки природного и попутного нефтяного газа к транспорту или переработке методом низкотемпературной сепарации и может быть использовано в нефтегазовой промышленности.

Изобретение относится к криогенной технике, а именно к устройству для сепарации многокомпонентной среды, а также к сопловому каналу для данного устройства, и может быть использовано для сжижения газов, их очистки или выделения из потока многокомпонентной среды одного или нескольких целевых компонентов.

Изобретение относится к способу сжижения обогащенной углеводородами, содержащей азот исходной фракции, предпочтительно природного газа. Способ содержит стадии: a) сырьевую фракцию (1) сжижают (E1, E2), b) разделяют ректификацией (T1) на обогащенную азотом фракцию (9), содержание метана в которой составляет макс.

Изобретение относится к области газохимии, предназначено для получения инертных газов. Способ выделения инертных газов из газов, содержащих в своем составе как минимум аргон, ксенон, криптон, азот и водород, включает охлаждение исходного потока газа, ожижение и разделение посредством одноступенчатой ректификации.

Изобретение относится к нефтеперерабатывающей и газоперерабатывающей промышленности и может быть использовано при разделении газа. Способ разделения газа включает ввод газа в абсорбер, на верх которого подают охлажденный абсорбент, с отбором с верха абсорбера сухого газа и выводом насыщенного абсорбента с низа абсорбера в ректификационную колонну, с верха которой отбирают пропан-бутановую фракцию, которую также используют в качестве флегмы, боковым погоном через отпарную секцию выводят газовый бензин и с низа колонны выводят абсорбент, который после охлаждения возвращают на верх абсорбера, с подачей в низ абсорбера, ректификационной колонны и отпарной секции тепла.

Изобретение относится к газоперерабатывающему и газохимическому комплексу, включающему газоперерабатывающий сектор, в котором в качестве сырья звена подготовки сырья 1.1 подается природный углеводородный газ с получением очищенного и осушенного газа и кислого газа, направляемых, соответственно, в звено низкотемпературного фракционирования сырья 1.2 и в звено получения элементарной серы при присутствии сероводорода в исходном сырье 1.5, звена получения товарной метановой фракции (товарного газа) 1.3 подается метановая фракция со звена 1.2 с получением азота, гелиевого концентрата, направляемого на звено получения товарного гелия 1.6, и метановой фракции, звена получения суммы сжиженных углеводородных газов (СУГ) и пентан-гексановой фракции 1.4 подается ШФЛУ со звена 1.2 с получением пропановой, бутановой, изобутановой и пентан-гексановой фракции, пропан-бутана технического и автомобильного, сектор по сжижению природных газов, состоящий из звена сжижения товарной метановой фракции (товарного газа) 1.12, соединяющегося потоком метановой фракции из звена 1.3, и звена сжижения этановой фракции 1.13, соединяющегося потоком этановой фракции из звена 1.2 с получением товарного газа, газохимический сектор, в котором в качестве сырья звена получения этилена 1.7 подается со звена 1.2 этановая фракция с получением этилена и водорода, звена получения пропилена 1.8 подается со звена 1.4 пропановая фракция, звена получения синтез-газа, метанола и высших спиртов, аммиака 1.10 подается со звеньев 1.12, 1.1 и 1.7-1.8, соответственно, товарный газ, кислый газ и водород с получением метанола и аммиака, звена получения полимеров, сополимеров 1.9 подается из звеньев 1.8 и 1.7, соответственно, пропилен и частично этилен с получением полиэтилена, сополимера и полипропилена, звена получения этиленгликолей 1.11 подается со звена 1.7 оставшаяся часть этилена с получением моно-, ди- и триэтиленгликолей, сектор подготовки конденсата, в котором в качестве сырья звена стабилизации конденсата 1.14 подается нестабильный газоконденсат, звена получения моторных топлив 1.15 подается стабильный газоконденсат, пентан-гексановая фракция и водород, соответственно, со звеньев 1.14, 1.4 и 1.7-1.8 с получением высокооктанового автобензина, керосиновой и дизельной фракций, при этом отводимые предельные углеводородные газы со звена 1.15 и газ стабилизации со звена 1.14 направляются в звено 1.1, с учетом того, что перемещение технологических потоков между смежными секторами обеспечивается дополнительными перекачивающими станциями. Предлагаемый комплекс позволяет высокоэффективно перерабатывать природные углеводородные газы одного или нескольких месторождений с выработкой максимально разнообразного ассортимента конечной продукции. 45 з.п. ф-лы, 1 пр., 1 табл., 1 ил.

Изобретение относится к установке подготовки сжатого топливного газа, в частности для газотурбинных энергетических установок, и может быть использовано в нефтегазовой промышленности и энергетике. Установка подготовки топливного газа включает компрессор с линией подачи газа и линией вывода компрессата, на которой размещен дефлегматор, оснащенный линией вывода топливного газа. В качестве дефлегматора установлен узел абсорбции, на линии вывода компрессата размещен узел сепарации и охлаждения, оснащенный линией вывода конденсата. На линии подачи газа в компрессор размещен узел контактирования, связанный с узлом абсорбции линиями подачи абсорбента высокого давления и вывода абсорбента низкого давления, на которой последовательно расположены холодильник и ответвление для подачи балансового абсорбента низкого давления в линию подачи газа в компрессор. Техническим результатом является снижение объемной теплотворной способности топливного газа и уменьшение потерь углеводородов С5+. 3 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к способам подготовки скважинной продукции газоконденсатных месторождений, а именно к способу низкотемпературной сепарации газа, и может быть использовано в газовой промышленности. Способ низкотемпературной сепарации газа включает входную сепарацию сырого газа с получением конденсата и газа, который охлаждают газом низкотемпературной сепарации и подвергают промежуточной сепарации с получением конденсата, разделяемого на газ отдувки и нестабильный конденсат после смешения с конденсатом входной сепарации, и газа, который смешивают с газом отдувки, редуцируют и подвергают низкотемпературной сепарации с получением газа, выводимого с установки после нагрева в качестве товарного, и конденсата, который редуцируют и выводят на стабилизацию. Охлаждение и промежуточную сепарацию газа входной сепарации осуществляют в условиях его дефлегмации путем охлаждения газом и конденсатом низкотемпературной сепарации, редуцированным до давления стабилизации. При необходимости, для снижения выхода газов дегазации, конденсат низкотемпературной сепарации предварительно нагревают газом входной сепарации и сепарируют с получением газа, направляемого на смешение с газом отдувки, и конденсата, направляемого на редуцирование. Технический результат: снижение температуры товарного газа и повышение его качества. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.

Группа изобретений относится к устройствам и способам подготовки природного газа к транспортировке путем низкотемпературной сепарации и может быть использовано в нефтегазовой промышленности. Устройство для низкотемпературной сепарации газа содержит предварительный, промежуточный и низкотемпературный сепараторы и устройство редуцирования газа. В качестве промежуточного сепаратора установлен двухсекционный дефлегматор-стабилизатор, включающий верхнюю дефлегмационную и нижнюю стабилизационную секции, оборудованные блоками тепломассообменных элементов с внутренним пространством для прохода теплоносителя или хладагента и внешним массообменным пространством. При этом блок тепломассообменных элементов дефлегмационной секции состоит из двух частей, одна из которых оснащена линией подачи конденсата низкотемпературной сепарации и соединена с зоной питания линией подачи нагретого конденсата, к которой примыкает линия подачи охлажденного газа предварительной сепарации, а другая оснащена линией подачи газа низкотемпературной сепарации и линией вывода товарного газа. Кроме того, блок тепломассообменных элементов стабилизационной секции оснащен линиями ввода и вывода газа предварительной сепарации, низ стабилизационной секции оснащен линией вывода стабилизированного конденсата, а верх дефлегмационной секции оснащен линией вывода газа промежуточной сепарации. Способ низкотемпературной сепарации газа включает охлаждение газа предварительной сепарации, его промежуточную сепарацию с получением конденсата и газа, который охлаждают газом низкотемпературной сепарации, дросселируют и подвергают низкотемпературной сепарации на газ, выводимый с установки после нагрева, и конденсат. Для низкотемпературной сепарации используют предлагаемое устройство, при этом газ предварительной сепарации сначала охлаждают во внутреннем пространстве блока тепломассообменных элементов стабилизационной секции, затем смешивают с нагретым конденсатом низкотемпературной сепарации и сепарируют в средней части дефлегматора-стабилизатора на конденсат, который направляют в стабилизационную секцию, где стабилизируют за счет нагрева газом предварительной сепарации, и газ, который направляют в дефлегмационную секцию, где в условиях дефлегмации осуществляют его дальнейшее охлаждение газом и конденсатом низкотемпературной сепарации. Кроме того, с низа стабилизационной секции выводят стабилизированный конденсат, а с верха дефлегмационной секции выводят охлажденный газ промежуточной сепарации. Техническим результатом является повышение выхода товарного газа и снижение температуры точки росы товарного газа. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 1 пр., 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 перед сжатием повергают абсорбции циркулирующим абсорбентом высокого давления с получением абсорбента низкого давления. Смешивают с газом выветривания и балансовым абсорбентом высокого давления. Сжимают, полученный компрессат охлаждают и сепарируют с получением конденсата, который редуцируют и сепарируют с получением газа выветривания и стабильного конденсата, а также сжатого газа, который подвергают абсорбции охлажденным абсорбентом низкого давления с получением топливного газа и абсорбента высокого давления, разделяемого на циркулирующий и балансовый. Изобретение позволяет снизить потери углеводородов С5+ с топливным газом и получать стабильный конденсат. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к технологии дополнительного максимально полного извлечения ценных компонентов из природного углеводородного газа и может быть использовано на предприятиях газоперерабатывающей промышленности. Способ комплексной переработки природного углеводородного газа с повышенным содержанием азота осуществляют в трех блоках: в блоке выделения этана и ШФЛУ из углеводородного газа, где очищенный и осушенный природный газ разделяется на метановую фракцию высокого и среднего давления, этановую фракцию, широкую фракцию лёгких углеводородов и метан-азотную смесь; в блоке удаления азота и выделения гелиевого концентрата из метан-азотной смеси, где метан-азотная смесь разделяется на метановую фракцию низкого давления, азот низкого и среднего давления, сбрасываемые в атмосферу, жидкий азот, используемый в блоке тонкой очистки и сжижения гелия, и гелиевый концентрат, перерабатываемый с выделением гелия или отводимый в качестве товарного продукта; в блоке тонкой очистки и сжижения гелия, где из гелиевого концентрата выделяется чистый гелий, также в процессе образуются газообразные сдувки, содержащие в основном азот и сбрасываемые в атмосферу, жидкий азот, используемый в качестве товарной продукции. Технический результат: максимальная рекуперация тепла, снижение энергозатрат. 16 з.п. ф-лы, 1 ил., 5 табл.

Изобретение относится к установкам подготовки природного газа, а именно к конструкции устройств низкотемпературной сепарации и рекуперации холода установок низкотемпературной сепарации газа и может быть использовано в газовой промышленности. Блок низкотемпературной сепарации и рекуперации холода оснащен линиями ввода газа входной сепарации и газа отдувки, линиями вывода товарного газа и нагретого выветренного редуцированного конденсата низкотемпературной сепарации, включает узел низкотемпературной сепарации, устройство редуцирования конденсата низкотемпературной сепарации и сепаратор редуцированного конденсата низкотемпературной сепарации. Блок оборудован дефлегматором газа входной сепарации, оснащенным тремя тепломассообменными секциями для дефлегмации газа входной сепарации за счет охлаждения газом и конденсатом низкотемпературной сепарации, а также конденсатом низкотемпературной сепарации, редуцированным до давления стабилизации. Технический результат: повышение качества товарного газа. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к конструкции устройств для подготовки газа путем низкотемпературной конденсации и может быть использовано в нефтегазовой промышленности для подготовки углеводородных газов. Устройство состоит из аппарата с расположенной внизу сепарационной зоной, линиями ввода сырого газа и вывода углеводородного и водного конденсатов и двумя вышерасположенными узлами охлаждения газа с контактно-сепарационными устройствами, оснащенными одно - линиями ввода/вывода подготовленного газа, а другое - линиями ввода/вывода хладоагента. Устройство дополнительно оборудовано холодильной машиной и стабилизатором конденсата. В качестве узлов охлаждения газа установлены дефлегматорные секции. Холодильная машина соединена с верхней дефлегматорной секцией линиями ввода/вывода хладоагента, а со стабилизатором конденсата - линиями ввода/вывода теплоносителя. Стабилизатор конденсата соединен линией подачи газа стабилизации с линией подачи сырого газа, линией подачи конденсата с низом аппарата низкотемпературной конденсации и оснащен линией вывода стабилизированного конденсата. Технический результат: повышение выхода подготовленного газа. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к газонефтяной промышленности, в частности к сбору и обработке природного углеводородного газа по технологии абсорбционной осушки, и может применяться в процессах промысловой подготовки к транспорту продукции газовых месторождений. Способ подготовки углеводородного газа к транспорту включает сепарацию газа дальних кустов скважин, введение регенерированного абсорбента в газовый поток после сепарации, выведение насыщенного влагой абсорбента из газового потока, транспортировку газа для дальнейшей подготовки совместно с газом ближних кустов скважин, сепарацию газа ближних кустов скважин, введение регенерированного абсорбента в газовый поток после сепарации, выведение насыщенного влагой абсорбента из газового потока, введение в газовый поток предварительно отсепарированного газа с дальних кустов скважин, сепарацию смесевого газа, компримирование и охлаждение в две ступени смесевого газа, введение в газовый поток регенерированного абсорбента, выведение из газового потока насыщенного абсорбента на регенерацию, охлаждение смесевого газа и вывод его из установки, при этом температуру точки росы транспортируемого газа обеспечивают ниже температуры транспортируемого газа на 7-12°C. Изобретение обеспечивает однофазную транспортировку газа и сокращение расхода метанола. 1 ил., 1 табл.
Изобретение относится к космическим двигательным системам и может использоваться при создании в будущем орбитального заправочного комплекса (ОЗК) или лунной базы. Способ включает доставку на ОЗК воды и получение из неё электролизом водорода и кислорода. Эти газы предварительно охлаждают при контакте с холодной поверхностью ОЗК, затем компримируют и повторно охлаждают, сжижают дросселированием и собирают в виде жидких компонентов топлива. Процессы электролиза воды и компримирования осуществляют поочередно, пневматически изолируя электролизер от получаемых газов. При компримировании сначала сжимают водород электрохимическим способом, а затем этим водородом сжимают кислород. После сжижения кислорода использованный для его компримирования водород перед дросселированием охлаждают полученным жидким кислородом до температуры ниже температуры инверсии при данном давлении. Техническим результатом изобретения является повышение технологичности производства жидкого ракетного топлива, увеличение срока его хранения на ОЗК с повышением надежности и ресурса ОЗК в целом.
Наверх