RU2275562C2 - Method and device for gas separation - Google Patents
Method and device for gas separation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2275562C2 RU2275562C2 RU2004113578/06A RU2004113578A RU2275562C2 RU 2275562 C2 RU2275562 C2 RU 2275562C2 RU 2004113578/06 A RU2004113578/06 A RU 2004113578/06A RU 2004113578 A RU2004113578 A RU 2004113578A RU 2275562 C2 RU2275562 C2 RU 2275562C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- separation
- heat exchanger
- condenser
- separator
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 28
- 238000000926 separation method Methods 0.000 title claims description 24
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 25
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims abstract description 20
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 claims abstract description 9
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 98
- 238000009833 condensation Methods 0.000 claims description 4
- 230000005494 condensation Effects 0.000 claims description 4
- 239000002826 coolant Substances 0.000 claims description 2
- 239000007792 gaseous phase Substances 0.000 claims description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 238000007599 discharging Methods 0.000 abstract 1
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 31
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 30
- 239000003507 refrigerant Substances 0.000 description 19
- NNPPMTNAJDCUHE-UHFFFAOYSA-N isobutane Chemical compound CC(C)C NNPPMTNAJDCUHE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 16
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 15
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 11
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 11
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical class CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 239000001282 iso-butane Substances 0.000 description 8
- 239000000047 product Substances 0.000 description 8
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 7
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 6
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 6
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 4
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 4
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 3
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 3
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 3
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N Pentane Chemical class CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 2
- 235000013844 butane Nutrition 0.000 description 2
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 2
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000012263 liquid product Substances 0.000 description 2
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 2
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 2
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 2
- 230000001172 regenerating effect Effects 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 1
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 1
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000004435 hydrogen atom Chemical class [H]* 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N mercury Chemical compound [Hg] QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052753 mercury Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N nitrogen dioxide Inorganic materials O=[N]=O JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 238000003672 processing method Methods 0.000 description 1
- 150000003464 sulfur compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- 239000012808 vapor phase Substances 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910001868 water Inorganic materials 0.000 description 1
Landscapes
- Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к технологии разделения природных и попутных нефтяных газов с получением отдельных фракций.The invention relates to the oil and gas industry, in particular to a technology for the separation of natural and associated petroleum gases to produce separate fractions.
Природный или попутный газ получают из месторождений газа, газоконденсата и нефти, встречающихся в природе, и он содержит смесь соединений, подавляющую часть которых составляет метан. Обычно природный газ содержит, по меньшей мере, 95% метана и других углеводородов с низкой точкой кипения (хотя он может содержать и менее); остаток состава смеси содержит в основном азот и углекислый газ. Точный состав изменяется в широких пределах и может содержать различные другие загрязнения, включая сероводород и ртуть.Natural or associated gas is obtained from gas, gas condensate and oil fields found in nature, and it contains a mixture of compounds, the vast majority of which is methane. Typically, natural gas contains at least 95% methane and other low boiling point hydrocarbons (although it may contain less); the remainder of the composition of the mixture contains mainly nitrogen and carbon dioxide. The exact composition varies widely and may contain various other contaminants, including hydrogen sulfide and mercury.
Природный или попутный газ может быть бедным и богатым газом. Эти понятия не имеют точного значения, но, в целом, в данной отрасли подразумевают, что бедный газ имеет тенденцию к меньшему содержанию более высоких углеводородов, чем богатый газ. Попутный газ нефтяных месторождений содержит в большем количестве более тяжелые углеводороды, например пропан, бутаны, пентаны и другие подобные вещества, а также водород, азот, двуоксид углерода и некоторые другие газообразные вещества и в меньшем количестве этан и метан. Пропан и более тяжелые компоненты можно улавливать и извлекать из разнообразных газов, например из природного газа, газа нефтеперерабатывающих предприятий, попутного газа нефтяных месторождений, а также природного газа нестабильного состава, то есть более бедного газа.Natural or associated gas can be poor and rich gas. These concepts are not accurate, but, in general, in this industry they imply that poor gas tends to have lower levels of higher hydrocarbons than rich gas. Associated gas in oil fields contains heavier hydrocarbons in larger quantities, such as propane, butanes, pentanes and other similar substances, as well as hydrogen, nitrogen, carbon dioxide and some other gaseous substances, and ethane and methane in a smaller amount. Propane and heavier components can be captured and recovered from a variety of gases, such as natural gas, gas from refineries, associated gas from oil fields, as well as unstable natural gas, that is, poorer gas.
Криогенный процесс расширения успешно используется для выделения пропана и более тяжелых углеводородов из потоков природного газа при одновременном отводе этана в поток остаточного газа вместе с метаном. Является общераспространенной практикой использование одной и той же технологической схемы для улавливания и извлечения как этана, так и пропана. Однако данные процессы в основном направлены на очистку природного, а также и попутного газа от примесей и конечным результатом является получение «чистого» газа, содержащего этан и метан. В основном добываемый попутный газ транспортируют по сети трубопроводов на крупные газоперерабатывающие заводы. Но иногда количество добываемого газа невелико (1000000-50000000 нм3/год), и прокладка транспортного трубопровода может оказаться сложной и нерентабельной. В таком случае достаточно «жирный» попутный газ возможно частично (на 30-60% в зависимости от жирности и наличия электроэнергии) переработать по месту добычи с получением полезных продуктовThe cryogenic expansion process has been successfully used to separate propane and heavier hydrocarbons from natural gas streams while ethane is diverted to the residual gas stream along with methane. It is common practice to use the same flowchart to capture and recover both ethane and propane. However, these processes are mainly aimed at cleaning natural and associated gas from impurities, and the end result is to obtain a “pure” gas containing ethane and methane. Mainly produced associated gas is transported through a network of pipelines to large gas processing plants. But sometimes the amount of gas produced is small (1,000,000-5,000,000 nm 3 / year), and laying a transport pipeline can be difficult and unprofitable. In this case, a sufficiently “fat” associated gas can be partially processed (30-60% depending on the fat content and the availability of electricity) at the place of production to produce useful products
Именно поэтому является желательным создание способа обработки газа, который позволил бы улавливать и извлекать пропан и более тяжелые углеводороды из потока попутного газа и природного газа нестабильного состава.That is why it is desirable to create a gas processing method that would capture and recover propane and heavier hydrocarbons from an associated gas and natural gas stream of an unstable composition.
Так как природный и попутный газ является смесью газов, то его сжижение происходит в диапазоне температур. После сжижения, в случае перехода фазового состояния от газа к жидкости газ, называют сжиженным.Since natural and associated gas is a mixture of gases, its liquefaction occurs in the temperature range. After liquefaction, in the case of the transition of the phase state from gas to liquid, the gas is called liquefied.
Сжижение газа можно производить посредством охлаждения с помощью противоточного теплообменного взаимодействия с газообразным хладагентом вместо жидких хладагентов, используемых в обычных способах сжижения, как, например, в каскадных или использующих предварительно охлажденный пропан способах со смешанным хладагентом. По меньшей мере, часть хладагента проходит через цикл охлаждения, который включает по меньшей мере одну стадию сжатия и по меньшей мере одну стадию расширения. Известен способ сжижения природного газа, при котором проводят предварительную очистку газа от углекислого газа, воды, соединений серы и тяжелых углеводородов и затем дальнейшее охлаждение исходного газа внешним хладагентом при температуре до -146°С и дельнейшее получение сжиженного товарного газа. Давление исходного газа около 5,5 МПа. При осуществлении данного способа внешний хладагент для получения необходимой для охлаждения исходного газа температуры сначала необходимо сжать в блоке многоступенчатого компрессора до давления около 5,6 МПа (см. патент РФ №2141084, МПК 6 F 25 J 1/02, 1999 г.).Gas liquefaction can be accomplished by cooling using counterflow heat exchange with a gaseous refrigerant instead of the liquid refrigerants used in conventional liquefaction methods, such as, for example, in cascade or using pre-cooled propane methods with mixed refrigerant. At least a portion of the refrigerant passes through a cooling cycle that includes at least one compression step and at least one expansion step. There is a known method of liquefying natural gas, in which the gas is preliminarily purified from carbon dioxide, water, sulfur compounds and heavy hydrocarbons and then further cooling of the source gas with an external refrigerant at a temperature of -146 ° C and further obtaining liquefied commercial gas. The pressure of the source gas is about 5.5 MPa. When implementing this method, the external refrigerant in order to obtain the temperature necessary for cooling the source gas must first be compressed in a multistage compressor unit to a pressure of about 5.6 MPa (see RF patent No. 2141084, IPC 6 F 25 J 1/02, 1999).
Недостатками данного способа являются, во-первых, применение его только для получения сжиженного товарного газа без разделения его на отдельные фракции, во-вторых, необходимость поддержания высоких давлений как в трубопроводе исходного газа, так и в трубопроводах внешнего хладагента.The disadvantages of this method are, firstly, its use only for producing liquefied commercial gas without dividing it into separate fractions, and secondly, the need to maintain high pressures both in the source gas pipeline and in the external refrigerant pipelines.
Известна установка, используемая для достижения описанного выше способа. Данная установка для сжижения природного газа содержит средства для сжижения природного газа, включающие последовательность теплообменников посредством противоточного теплообмена с хладагентом, компрессорные средства для сжатия хладагента и средства для изоэнтропического расширения сжатого хладагента (см. патент РФ №2141084, МПК 6 F 25 J 1/02, 1999 г.).A known installation used to achieve the above method. This natural gas liquefaction plant contains means for liquefying natural gas, including a series of heat exchangers through countercurrent heat exchange with a refrigerant, compressor means for compressing a refrigerant, and means for isentropic expansion of a compressed refrigerant (see RF patent No. 2141084, IPC 6 F 25 J 1/02 , 1999).
Недостатком известной установки является наличие большого количества компрессорных средств, требующих постоянного ухода и слежения и являющихся источником повышенной опасности, которые необходимы как для сжатия природного газа, так и для сжатия внешнего хладагента. Кроме того, для сжатия внешнего хладагента используется целый каскад компрессоров.A disadvantage of the known installation is the presence of a large number of compressor means that require constant care and tracking and are a source of increased danger, which are necessary both for compressing natural gas and for compressing external refrigerant. In addition, a whole cascade of compressors is used to compress the external refrigerant.
Известны способы очистки природных и попутных нефтяных газов с содержанием сероводорода и углекислоты. Примером такого способа может служить способ выделения кислых компонентов из природного и попутного нефтяного газа, заключающийся в том, что поток сырьевого газа избыточного давления охлаждают с расширением в вихревых охладителях до температуры (-58°С), а получаемые жидкие продукты расслаивают в поле силы тяжести (см. патент РФ №2216698, МПК 7 F 25 J 3/08, 2003 г.).Known methods for the purification of natural and associated petroleum gases containing hydrogen sulfide and carbon dioxide. An example of such a method is the method for separating acidic components from natural and associated petroleum gas, which consists in the fact that the feed pressure gas stream is cooled with expansion in vortex coolers to a temperature (-58 ° C), and the resulting liquid products are exfoliated in a gravity field (see RF patent No. 2216698, IPC 7 F 25 J 3/08, 2003).
Недостатками данного способа являются, во-первых, разделение сжиженных продуктов в поле тяжести. Растворимость жидкостей при этой температуре (-58°С) велика и для расслаивания их под действием силы тяжести нужен очень продолжительный процесс, требующий низких скоростей движения, отсутствия возмутителей в расслаиваемой среде. Эти условия могут быть созданы в сосуде большой единичной вместимости, изотермического исполнения (т.е. имеющего надежную изоляцию). Такие аппараты отличаются высокой металлоемкостью и дороговизной исполнения за счет двустенного исполнения корпуса. Но и это не позволит получать продукты заданной степени чистоты в связи с растворимостью жидкостей друг в друге. Кроме того, по сути данный способ не решает задачи разделения газов на отдельные жидкие фракции, а предназначен для очистки природного газа от примесей с целью получения промышленного газа, основными составляющими которого являются этан и метанол.The disadvantages of this method are, firstly, the separation of liquefied products in the gravity field. The solubility of liquids at this temperature (-58 ° C) is great and to separate them under the action of gravity requires a very long process that requires low speeds, the absence of disturbances in the stratified medium. These conditions can be created in a vessel of large unit capacity, of isothermal design (i.e., having reliable insulation). Such devices are characterized by high metal consumption and high cost of execution due to the double-walled design of the case. But even this will not allow to obtain products of a given degree of purity due to the solubility of liquids in each other. In addition, in fact, this method does not solve the problem of separating gases into separate liquid fractions, but is intended for purification of natural gas from impurities in order to obtain industrial gas, the main components of which are ethane and methanol.
Во-вторых, эффект генерации холода, судя по приведенным данным, получен на газе определенного состава. При изменении состава газа данная установка не сможет работать в связи с изменением материального состава потоков и холодопроизводительности установки. Кроме того, необходимо предварительное сжатие загрязненного кислыми и сжиженными компонентами газа на компрессорной установке, которая является ответственным взрывоопасным узлом и обладает низкой надежностью в связи с коррозионными свойствами таких газов.Secondly, the effect of the generation of cold, judging by the above data, was obtained on a gas of a certain composition. When changing the composition of the gas, this installation will not be able to work due to changes in the material composition of the flows and the cooling capacity of the installation. In addition, it is necessary to pre-compress the gas contaminated with acidic and liquefied components at a compressor unit, which is a critical explosive assembly and has low reliability due to the corrosive properties of such gases.
Известен способ разделения газа путем ступенчатого охлаждения исходного компримированного газа. В процессе криогенного расширения входящий под давлением в установку газ охлаждается в одном или нескольких теплообменниках с помощью холодных потоков от других участков технологического процесса обработки и/или за счет использования внешних источников охлаждения, например, с помощью системы сжатия-охлаждения пропана. Затем охлажденный газ расширяется до более низкого давления и подается в дистилляционную колонну, в которой и происходит выделение желаемого продукта (в виде остаточного жидкого продукта) из остаточного газа, который выгружается в виде пара верхнего погона колонны. Это и является расширением охлажденной подачи, которое обеспечивает образование криогенных температур, необходимых для улавливания и извлечения желаемого продукта (см. патент РФ №2047061, МПК 6 F 25 J 3/02, 1995 г.). Данное решение принято за прототип.A known method of gas separation by stepwise cooling of the source compressed gas. During cryogenic expansion, the gas entering the unit under pressure is cooled in one or more heat exchangers using cold flows from other parts of the processing process and / or by using external cooling sources, for example, using a propane compression-cooling system. Then the cooled gas expands to a lower pressure and is fed into the distillation column, in which the desired product (in the form of residual liquid product) is separated from the residual gas, which is discharged in the form of a vapor overhead column. This is an extension of the chilled feed, which provides the formation of cryogenic temperatures necessary to capture and extract the desired product (see RF patent No. 2047061, IPC 6 F 25 J 3/02, 1995). This decision was made as a prototype.
Недостатками прототипа являются обработка исходного газа под давлением, необходимость поддержания высоких давлений как в трубопроводе исходного газа, так и в трубопроводах внешнего хладагента и остаточного газа, используемого для охлаждения. Кроме того, исходя из описания способа, он не предназначен для полного разделения - с получением отдельных потоков ШФЛУ, изобутана, бутана и пропана.The disadvantages of the prototype are the processing of the source gas under pressure, the need to maintain high pressures both in the pipeline of the source gas and in the pipelines of the external refrigerant and residual gas used for cooling. In addition, based on the description of the method, it is not intended for complete separation — to obtain separate streams of BFLH, isobutane, butane and propane.
Известно устройство для разделения газа, содержащее линию прямого потока исходного газа с последовательно включенными первичным регенеративным теплообменником, теплообменником-охладителем, вторичным регенеративным теплообменником и сепаратором, дистилляционную колонну, дожимающий компрессор и линию обратного потока остаточного газа (см. патент РФ №2047061, МПК 6 F 25 J 3/02, 1995 г.).A device for gas separation, containing a direct flow line of the source gas with successively connected primary regenerative heat exchanger, heat exchanger-cooler, secondary regenerative heat exchanger and separator, a distillation column, a booster compressor and a residual gas return flow line (see RF patent No. 2047061, IPC 6 F 25 J 3/02, 1995).
Недостатком данного устройства является наличие большого количества компрессоров, предназначенных для компримирования как исходного газа, так и хладагента. Кроме того, данное устройство не мобильно и предназначено для использования в стационарных условиях больших перерабатывающих комбинатов. Для использования данного устройства на полную мощность необходимо поставлять газ по трубопроводам, что ведет к дополнительным затратам.The disadvantage of this device is the presence of a large number of compressors designed to compress both the source gas and the refrigerant. In addition, this device is not mobile and is intended for use in stationary conditions of large processing plants. To use this device at full capacity, it is necessary to supply gas through pipelines, which leads to additional costs.
Задача, решаемая изобретением, - получение достаточно чистых продуктов разделения природных газов нестабильного состава и попутных нефтяных газов с получением отдельных фракций при низких давлениях исходного газа. А также задача, решаемая изобретением, - снизить расходы на доставку газа к месту расположения заводов по его переработке за счет применения модульной передвижной установки в полевых условиях на месте расположения месторождения газа или нефти.The problem solved by the invention is to obtain sufficiently pure products of the separation of natural gases of an unstable composition and associated petroleum gases to obtain separate fractions at low pressures of the source gas. And also the problem solved by the invention is to reduce the cost of delivering gas to the location of the plants for its processing through the use of a modular mobile installation in the field at the location of the gas or oil field.
Поставленная задача решается за счет того, что в известном способе разделения исходного газа путем ступенчатого охлаждения внешним теплоносителем, сепарации на газовую и жидкую фазы, в соответствии с изобретением, исходный газ подают с давлением 0,002-0,24 МПа (0,02-2,4 кг/см2), сепарацию на газовую и жидкую фазы производят после каждой ступени охлаждения с отведением полученной жидкой фракции и подачей остаточного газа на последующее охлаждение, конденсацию и сепарацию (разделение жидкой и газообразной фазы).The problem is solved due to the fact that in the known method of separation of the source gas by step cooling by an external coolant, separation into gas and liquid phases, in accordance with the invention, the source gas is supplied with a pressure of 0.002-0.24 MPa (0.02-2, 4 kg / cm 2 ), the separation into the gas and liquid phases is carried out after each cooling stage with the removal of the obtained liquid fraction and the supply of residual gas for subsequent cooling, condensation and separation (separation of the liquid and gaseous phases).
Температура охлаждения и время обработки на каждой ступени соответствует температуре сжижения соответствующей отделяемой фракции при известном давлении.The cooling temperature and processing time at each stage corresponds to the liquefaction temperature of the corresponding separated fraction at a known pressure.
Поставленная задача решается также за счет того, что в известном устройстве для разделения газа, содержащем линию прямого потока исходного газа с последовательно включенными теплообменником-конденсатором и сепаратором и линию потока остаточного газа, в соответствии с изобретением устройство выполнено в виде отдельных модулей, включающих в себя теплообменник-конденсатор, сепаратор и сборник выделенной жидкой фракции, и снабжено, как минимум, двумя такими дополнительными модулями, а линия потока остаточного газа отведена для подачи ее на энергоблок.The problem is also solved due to the fact that in the known device for separating gas containing a direct flow line of the source gas with successively connected heat exchanger-condenser and separator and a residual gas flow line, in accordance with the invention, the device is made in the form of separate modules, including a heat exchanger-condenser, separator and collector of the separated liquid fraction, and is equipped with at least two such additional modules, and the residual gas flow line is reserved for supplying it and the power unit.
В устройстве теплообменник-конденсатор может быть выполнен с использованием элементов Пельтье.In the device, the heat exchanger-condenser can be performed using Peltier elements.
Технический результат решения поставленной задачи заключается в том, что за счет того, что исходный газ подают с давлением 0,002-0,24 МПа (0,02-2,4 кг/см2), упрощается обслуживание данного способа, уменьшается его взрывоопасность. Кроме того, за счет того, что сепарацию на паровую и жидкую фазы производят после каждой ступени охлаждения с отведением полученной жидкой фракции, получают более чистый состав выделенных жидких фракций, что повышает потребительские качества выходящих продуктов.The technical result of solving the problem lies in the fact that due to the fact that the source gas is supplied with a pressure of 0.002-0.24 MPa (0.02-2.4 kg / cm 2 ), the maintenance of this method is simplified, its explosiveness is reduced. In addition, due to the fact that the separation into the vapor and liquid phases is carried out after each cooling stage with the removal of the obtained liquid fraction, a cleaner composition of the isolated liquid fractions is obtained, which increases the consumer qualities of the resulting products.
Технический результат решения поставленной задачи заключается также в том, что за счет того, что устройство выполнено в виде отдельных модулей, включающих в себя теплообменник-охладитель, сепаратор и сборник выделенной жидкой фракции, оно мобильно и может быть использовано непосредственно на месте расположения нефтяной скважины или газового месторождения. Это позволяет снизить себестоимость процесса. За счет того, что устройство снабжено, как минимум, двумя дополнительными модулями, отбор выделенных фракций осуществляется последовательно, что обеспечивает высокое качество получаемых продуктов и снижает количество примесей в них. Отведение линии потока остаточного газа для подачи ее на энергоблок позволяет использовать остаточный газ для нужд обеспечения энергией установки. Отсутствие в установке компрессора для повышения давления исходного газа упрощает устройство и облегчает и удешевляет его обслуживание. Использование элементов Пельтье позволяет упростить процесс охлаждения и конденсации при равных энергозатратах.The technical result of the solution of the problem lies in the fact that due to the fact that the device is made in the form of separate modules, including a heat exchanger-cooler, separator and collector of the separated liquid fraction, it is mobile and can be used directly at the location of the oil well or gas field. This allows you to reduce the cost of the process. Due to the fact that the device is equipped with at least two additional modules, the selection of the selected fractions is carried out sequentially, which ensures high quality of the resulting products and reduces the amount of impurities in them. The removal of the residual gas flow line to supply it to the power unit allows the use of residual gas for the needs of providing energy to the installation. The absence of a compressor in the installation to increase the pressure of the source gas simplifies the device and facilitates and reduces the cost of its maintenance. The use of Peltier elements makes it possible to simplify the process of cooling and condensation with equal energy consumption.
На чертеже показана схема устройства для разделения газа.The drawing shows a diagram of a device for gas separation.
Ниже описан наиболее оптимальный вариант исполнения устройства для разделения газа.The following describes the most optimal embodiment of a device for gas separation.
Устройство для разделения газа представляет собой мобильную установку 1, в состав которой входят отдельные модули 2, 3, 4, каждый из которых состоит из последовательно соединенных теплообменника-конденсатора 5, сепаратора 6 и сборника выделенной фракции 7. Линия 8 прямого потока исходного газа подведена к последовательно включенному теплообменнику-конденсатору 5-2, который непосредственно соединен с сепаратором 6-2 модуля 2. Нижняя часть сепаратора 6-2 соединена со сборником 7-2. Выход сепаратора 6-2 модуля 2 трубопроводом 9 соединен с теплообменником-конденсатором 5-3 первого дополнительного модуля 3. Аналогично модулю 2, нижняя часть сепаратора 6-3 соединена со сборником 7-3, а выход сепаратора 6-3 модуля 3 трубопроводом 10 соединен с теплообменником-конденсатором 5-4 второго дополнительного модуля 4. Выход сепаратора 6-4 модуля 4 соединен с линией 11 потока остаточного газа, которая отводит оставшийся неутилизированный газ на энергоблок 12.The gas separation device is a mobile unit 1, which includes separate modules 2, 3, 4, each of which consists of a series-connected heat exchanger-condenser 5, a separator 6 and a collector of the separated fraction 7. Line 8 of the direct flow of the source gas is connected to a series-connected heat exchanger-condenser 5-2, which is directly connected to the separator 6-2 of module 2. The lower part of the separator 6-2 is connected to the collector 7-2. The output of the separator 6-2 of module 2 by a pipe 9 is connected to the heat exchanger-condenser 5-3 of the first additional module 3. Like module 2, the lower part of the separator 6-3 is connected to the collector 7-3, and the output of the separator 6-3 of the module 3 is connected by a pipe 10 with a heat exchanger-condenser 5-4 of the second additional module 4. The output of the separator 6-4 of module 4 is connected to the line 11 of the residual gas stream, which leads the remaining unused gas to the power unit 12.
Способ осуществляется следующим образом.The method is as follows.
Преимущественно данный способ может быть использован для разделения попутных газов на нефтедобывающих скважинах. Поэтому рассмотрим применение данного способа по разделению попутных газов с использованием описанного выше устройства.Advantageously, this method can be used to separate associated gases in oil wells. Therefore, we consider the application of this method for the separation of associated gases using the device described above.
Газ, отобранный после сепарации нефти с давлением 0,002-0,24 МПа (0,02-2,4 кг/см2), поступает по линии 8 прямого потока исходного газа в теплообменник-конденсатор 5-2 модуля 2 и далее в сепаратор 6-2 для получения сжиженной фракции ШФЛУ. Расчетным путем подбирается скорость потока и время воздействия на исходный газ внешнего хладагента с целью получения насыщенных паров фракции ШФЛУ. Теплообменник-конденсатор 5-2 непосредственно соединен с сепаратором 6-2, таким образом скорость потока газа не меняется и в сепараторе достигается наиболее благоприятные условия конденсации насыщенных паров ШФЛУ, за счет чего потери жидкой фракции минимальны. С нижней части сепаратора 6-2 в сборник 7-2 отводится жидкая фракция ШФЛУ, причем, поскольку скорость потока и время нахождения в сепараторе рассчитаны для выделения именно данной фракции, количество примесей иных составляющих (н-бутана, изобутана и пропана) сведено к минимуму.The gas taken after oil separation with a pressure of 0.002-0.24 MPa (0.02-2.4 kg / cm 2 ) is supplied via line 8 of the direct flow of the source gas to the heat exchanger-condenser 5-2 of module 2 and then to the separator 6 -2 to obtain a liquefied fraction of NGL. The flow rate and the exposure time to the source gas of an external refrigerant are selected in order to obtain saturated vapors of the NGL fraction. The heat exchanger-condenser 5-2 is directly connected to the separator 6-2, so the gas flow rate does not change and the most favorable conditions for condensation of saturated vapor of BFLH are achieved in the separator, due to which the loss of liquid fraction is minimal. The liquid fraction of NGL is discharged from the bottom of the separator 6-2 to the collection 7-2, moreover, since the flow rate and residence time in the separator are calculated to isolate this particular fraction, the amount of impurities of other components (n-butane, isobutane and propane) is minimized .
Оставшаяся несконденсированная часть газа по трубопроводу 9 поступает в теплообменник-конденсатор 5-3 первого дополнительного модуля 3. В данном модуле проводится отделение жидкой фракции н-бутана и изобутана, поэтому время воздействия внешнего хладагента на поступивший в теплообменник-конденсатор 5-3 газ будет иным, чем в модуле 2. Аналогично модулю 2 из теплообменника-конденсатора 5-3 газ, смешанный с насыщенными парами н-бутана и изобутана, поступает в сепаратор 6-3, где происходит конденсация жидкой фракции н-бутана и изобутана. С нижней части сепаратора 6-3 в сборник 7-3 отводится жидкая фракция н-бутана и изобутана, выделенная в модуле 3. Расчет времени контакта с хладагентом и времени нахождения в сепараторе модуля 3 проводится с учетом характеристик н-бутана и изобутана, чтобы исключить возможность, как потери осаждаемой жидкой фракции, так и осаждения фракции пропана в жидкий н-бутан и изобутан.The remaining non-condensed part of the gas through the pipe 9 enters the heat exchanger-condenser 5-3 of the first additional module 3. In this module, the liquid fraction of n-butane and isobutane is separated, so the exposure time of the external refrigerant to the gas entering the heat exchanger-condenser 5-3 will be different than in module 2. Similarly to module 2, from a heat exchanger-condenser 5-3, gas mixed with saturated vapors of n-butane and isobutane enters the separator 6-3, where the liquid fraction of n-butane and isobutane is condensed. The liquid fraction of n-butane and isobutane separated in module 3 is discharged from the bottom of the separator 6-3 to the collector 7-3. The contact time with the refrigerant and the residence time in the separator of module 3 are calculated taking into account the characteristics of n-butane and isobutane, to exclude the possibility of both the loss of the precipitated liquid fraction and the precipitation of the propane fraction in liquid n-butane and isobutane.
Оставшаяся несконденсированная часть газа по трубопроводу 10 поступает в теплообменник-конденсатор 5-4 второго дополнительного модуля 4. В данном модуле проводится отделение жидкой фракции пропана, поэтому время воздействия внешнего хладагента на поступивший в теплообменник-конденсатор 5-4 газ будет иным, чем в модулях 2 и 3 соответственно. Аналогично модулям 2 и 3 из теплообменника-конденсатора 5-4 газ, смешанный с насыщенными парами пропана, поступает в сепаратор 6-4, где происходит конденсация жидкой фракции пропана. С нижней части сепаратора 6-4 в сборник 7-4 отводится жидкая фракция пропана, выделенная в модуле 4. Расчет времени контакта с хладагентом и времени нахождения в теплообменнике-конденсаторе 5-4 и сепараторе 6-4 модуля 4 проводится с учетом характеристик пропана, чтобы исключить возможность потери осаждаемой жидкой фракции, так и осаждения иных фракции в жидкий пропан.The remaining non-condensed part of the gas through pipeline 10 enters the heat exchanger-condenser 5-4 of the second additional module 4. In this module, the liquid fraction of propane is separated, so the time of exposure of the external refrigerant to the gas entering the heat exchanger-condenser 5-4 will be different than in the modules 2 and 3, respectively. Similarly to modules 2 and 3, from a heat exchanger-condenser 5-4, gas mixed with saturated propane vapors enters the separator 6-4, where the liquid fraction of propane is condensed. From the bottom of the separator 6-4, the liquid fraction of propane separated in module 4 is discharged to the collector 7-4. Calculation of the contact time with the refrigerant and the time spent in the heat exchanger-condenser 5-4 and separator 6-4 of module 4 is carried out taking into account the characteristics of propane, to exclude the possibility of loss of the deposited liquid fraction, as well as the deposition of other fractions in liquid propane.
Устройство может быть изготовлено с применением известных теплообменников и сепараторов, а способ использован как с применением данного устройства, так и с применением иных устройств, использующих те же элементы устройства, но соединенные между собой иными связями.The device can be manufactured using known heat exchangers and separators, and the method is used both with the use of this device and with the use of other devices using the same elements of the device, but interconnected by other bonds.
Claims (3)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2004113578/06A RU2275562C2 (en) | 2004-04-30 | 2004-04-30 | Method and device for gas separation |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2004113578/06A RU2275562C2 (en) | 2004-04-30 | 2004-04-30 | Method and device for gas separation |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2004113578A RU2004113578A (en) | 2005-10-20 |
| RU2275562C2 true RU2275562C2 (en) | 2006-04-27 |
Family
ID=35863015
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2004113578/06A RU2275562C2 (en) | 2004-04-30 | 2004-04-30 | Method and device for gas separation |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2275562C2 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2425972C1 (en) * | 2010-09-24 | 2011-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Utilisation method of associated hydrogen sulphide containing oil gas |
| WO2011152760A3 (en) * | 2010-06-01 | 2012-02-23 | Chapkevich Alexander Lvovich | Device for monitoring a gaseous medium |
| RU2747868C1 (en) * | 2017-05-30 | 2021-05-17 | ДжГК Корпорейшн | Module for natural gas liquefaction device and natural gas liquefaction device |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4559069A (en) * | 1982-11-29 | 1985-12-17 | Linde Aktiengesellschaft | Integrated fractional condensation system for the purification of separate crude gas streams |
| RU2016827C1 (en) * | 1992-01-10 | 1994-07-30 | Бутырский Валентин Иванович | Gas discharge system for storing volatile liquids |
| RU2047061C1 (en) * | 1988-05-17 | 1995-10-27 | Элкор Корпорейшн | Method and device for gas separation |
| US5596884A (en) * | 1995-12-26 | 1997-01-28 | Kryos Energy Inc. | Cryogenic treatment of landfill gas to remove troublesome compounds |
-
2004
- 2004-04-30 RU RU2004113578/06A patent/RU2275562C2/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4559069A (en) * | 1982-11-29 | 1985-12-17 | Linde Aktiengesellschaft | Integrated fractional condensation system for the purification of separate crude gas streams |
| RU2047061C1 (en) * | 1988-05-17 | 1995-10-27 | Элкор Корпорейшн | Method and device for gas separation |
| RU2016827C1 (en) * | 1992-01-10 | 1994-07-30 | Бутырский Валентин Иванович | Gas discharge system for storing volatile liquids |
| US5596884A (en) * | 1995-12-26 | 1997-01-28 | Kryos Energy Inc. | Cryogenic treatment of landfill gas to remove troublesome compounds |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2011152760A3 (en) * | 2010-06-01 | 2012-02-23 | Chapkevich Alexander Lvovich | Device for monitoring a gaseous medium |
| RU2425972C1 (en) * | 2010-09-24 | 2011-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Utilisation method of associated hydrogen sulphide containing oil gas |
| RU2747868C1 (en) * | 2017-05-30 | 2021-05-17 | ДжГК Корпорейшн | Module for natural gas liquefaction device and natural gas liquefaction device |
| US11408677B2 (en) | 2017-05-30 | 2022-08-09 | Jgc Corporation | Module for natural gas liquefier apparatus and natural gas liquefier apparatus |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2004113578A (en) | 2005-10-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2350553C2 (en) | Method and device for natural gas products, containing helium and liquefied natural gas | |
| RU2204094C2 (en) | Updated technique of stage cooling for natural gas liquefaction | |
| US3205669A (en) | Recovery of natural gas liquids, helium concentrate, and pure nitrogen | |
| US7856848B2 (en) | Flexible hydrocarbon gas separation process and apparatus | |
| RU2224961C2 (en) | Method for removal of volatile components from natural gas | |
| JP4452239B2 (en) | Hydrocarbon separation method and separation apparatus | |
| US6553784B2 (en) | Comprehensive natural gas processor | |
| CA2943073C (en) | Liquefied natural gas facility employing an optimized mixed refrigerant system | |
| JP2019529853A (en) | Pretreatment of natural gas prior to liquefaction | |
| CN108610229B (en) | Light hydrocarbon separation system and method | |
| MXPA01007954A (en) | Purification of natural gas by cryogenic separation. | |
| WO2019118608A1 (en) | Process integration for natural gas liquid recovery | |
| US20080302650A1 (en) | Process to recover low grade heat from a fractionation system | |
| US11946355B2 (en) | Method to recover and process methane and condensates from flare gas systems | |
| US11097220B2 (en) | Method of preparing natural gas to produce liquid natural gas (LNG) | |
| Tahmasebzadehbaie et al. | Thermodynamic analysis of the NGL plant in a sample gas refinery and problem solving by designing an absorption chiller | |
| RU2275562C2 (en) | Method and device for gas separation | |
| RU2720732C1 (en) | Method and system for cooling and separating hydrocarbon flow | |
| CA2935708C (en) | A method to recover and process methane and condensates from flare gas systems | |
| CN1952569A (en) | Process and equipment for liquefying air-containing coal-bed gas | |
| RU2501779C1 (en) | Method of separating ethylene of polymerisation purity from catalytic cracking gases | |
| RU2597700C1 (en) | Method of processing natural hydrocarbon gas with variable nitrogen content | |
| RU2840024C1 (en) | Method of low-temperature separation of hydrocarbon gas | |
| RU2810192C1 (en) | Method for natural gas liquefaction | |
| RU2840024C9 (en) | Method of low-temperature separation of hydrocarbon gas |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PC4A | Invention patent assignment |
Effective date: 20080229 |
|
| QB4A | Licence on use of patent |
Effective date: 20081229 |
|
| PC4A | Invention patent assignment |
Effective date: 20100907 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20110501 |