RU2701020C1 - Method of hydrocarbon gas preparation for transport - Google Patents
Method of hydrocarbon gas preparation for transport Download PDFInfo
- Publication number
- RU2701020C1 RU2701020C1 RU2018145868A RU2018145868A RU2701020C1 RU 2701020 C1 RU2701020 C1 RU 2701020C1 RU 2018145868 A RU2018145868 A RU 2018145868A RU 2018145868 A RU2018145868 A RU 2018145868A RU 2701020 C1 RU2701020 C1 RU 2701020C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- methanol
- gas stream
- separation
- pressure
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
Abstract
Description
Изобретение относится к газовой промышленности, в частности, к обработке углеводородного газа с использованием низкотемпературного процесса и может быть использовано в процессах промысловой подготовки к транспорту продукции газоконденсатных месторождений.The invention relates to the gas industry, in particular, to the processing of hydrocarbon gas using a low-temperature process and can be used in field preparation processes for transporting gas condensate field products.
Известен способ подготовки углеводородного газа к транспорту методом низкотемпературной сепарации (НТС) газа в три ступени (Совершенствование технологии ингибирования гидратообразования установки низкотемпературной сепарации ачимовских залежей А.Ю. Корякин, А.Ю. Неудахин, Р.А. Мухетдинов и др. / Перспективные направления развития Уренгойского комплекса: Сборник научных трудов / ООО «Газпром добыча Уренгой». - М.: ООО «Издательский дом Недра», 2018. С. 166-171, рисунок 1), в котором газовый поток от кустов скважин подают на первичную сепарацию, вводят водометанольный раствор высокой концентрации в газовый поток, выводят из газового потока водный раствор после десорбции метанола, вводят в газовый поток метанол, охлаждают газовый поток на первом этапе воздухом, на втором этапе легким углеводородным конденсатом, на третьем этапе дважды отсепарированным газом, проводят вторичную сепарацию газового потока, вводят в газовый поток метанол, охлаждают газовый поток отсепарированным газом и за счет понижения давления, проводят окончательную сепарацию газового потока, нагревают в три ступени отсепарированный газ газовым потоком и выводят отсепарированный газ из установки, жидкую фазу после окончательной сепарации газового потока направляют для разделения на легкий углеводородный конденсат, газ дегазации среднего давления и водометанольный раствор высокой концентрации, возвращают газ дегазации среднего давления на повторную окончательную сепарацию совместно с газовым потоком, повышают давление водометанольного раствора высокой концентрации и направляют его для десорбции метанола, легкий углеводородный конденсат нагревают газовым потоком, в жидкую фазу после первичной сепарации газового потока вводят водный раствор после десорбции метанола, жидкую фазу после первичной сепарации газового потока и водный раствор после десорбции метанола смешивают с жидкой фазой после вторичной сепарации газового потока, направляют смешенный поток для отделения от тяжелого углеводородного конденсата, газа дегазации высокого давления и водометанольного раствора низкой концентрации, газ дегазации высокого давления вводят в газовый поток после понижения давления газового потока, водометанольный раствор низкой концентрации выводят из установки, тяжелый углеводородный конденсат смешивают с легким углеводородным конденсатом, углеводородный конденсат направляют для отделения газа выветривания, повторно направляют углеводородный конденсат для отделения газа выветривания низкого давления, выводят углеводородный конденсат из установки, смешивают газ выветривания и газ выветривания низкого давления, эжектируют смешанный газ выветривания в газовый поток при понижении давления.There is a method of preparing hydrocarbon gas for transport by the method of low-temperature gas separation in three steps (Improving the technology of inhibiting hydrate formation of the low-temperature separation unit of the Achimov deposits A.Yu. Koryakin, A.Yu. Neudakhin, R.A. Mukhetdinov, etc. / Promising areas development of the Urengoy complex: Collection of scientific papers / Gazprom dobycha Urengoy LLC. - M .: Nedra Publishing House LLC, 2018. P. 166-171, Figure 1), in which the gas stream from the well clusters is fed to the primary separation, vvo water of a high concentration water-methanol solution is introduced into the gas stream, the aqueous solution is removed from the gas stream after methanol desorption, methanol is introduced into the gas stream, the gas stream is cooled in the first stage with air, in the second stage with light hydrocarbon condensate, in the third stage with twice separated gas, secondary separation is carried out gas stream, methanol is introduced into the gas stream, the gas stream is cooled with separated gas and by lowering the pressure, the final gas stream is separated, heated in three stages After the final separation of the gas stream, the liquid phase is sent for separation into light hydrocarbon condensate, medium pressure degassing gas and high concentration water-methanol solution, the medium pressure degassing gas is returned for repeated final separation together with the gas stream , increase the pressure of a high concentration water-methanol solution and direct it for desorption of methanol, a light hydrocarbon condensate heated by a gas stream, an aqueous solution after methanol desorption is introduced into the liquid phase after the primary gas stream separation, the liquid phase after the primary gas stream separation and the aqueous solution after the methanol desorption are mixed with the liquid phase after the secondary gas separation, the mixed stream is sent to separate from the heavy hydrocarbon condensate, high-pressure degassing gas and low concentration water-methanol solution, high-pressure degassing gas is introduced into the gas stream after the pressure is reduced gas flow, low concentration water-methanol solution is removed from the installation, the heavy hydrocarbon condensate is mixed with light hydrocarbon condensate, the hydrocarbon condensate is sent to separate the weathering gas, the hydrocarbon condensate is re-directed to separate the low pressure weathering gas, the hydrocarbon condensate is removed from the installation, the weathering gas is mixed and low-pressure weathering gas, the mixed weathering gas is ejected into the gas stream at lower pressure.
Недостатком этого способа является ввод жидкой фазы после вторичной сепарации газового потока в жидкую фазу после первичной сепарации газового потока и водный раствор метанола после десорбции метанола, что приводит к поглощению тяжелым углеводородным конденсатом метанола из водометанольного раствора, получаемого при вторичной сепарации газового потока. В результате этого увеличиваются потери растворенного в конденсате метанола, а извлечение метанола из конденсата схемой не предусмотрено.The disadvantage of this method is the introduction of the liquid phase after the secondary separation of the gas stream into the liquid phase after the primary separation of the gas stream and the aqueous methanol solution after desorption of methanol, which leads to the absorption of methanol by a heavy hydrocarbon condensate from the water-methanol solution obtained by the secondary separation of the gas stream. As a result of this, the losses of methanol dissolved in the condensate increase, and the scheme does not provide methanol extraction from the condensate.
Снижение потерь метанола с конденсатом предусмотрены в схеме подготовки углеводородного газа к транспорту (Совершенствование технологии ингибирования гидратообразования установки низкотемпературной сепарации ачимовских залежей А.Ю. Корякин, А.Ю. Неудахин, Р.А. Мухетдинов и др. / Перспективные направления развития Уренгойского комплекса: Сборник научных трудов / ООО «Газпром добыча Уренгой». - М.: ООО «Издательский дом Недра», 2018. С. 166-171, рисунок 2), в котором газовый поток от кустов скважин подают на первичную сепарацию, десорбируют газовым потоком метанол из смесевого водометанольного раствора, вводят в газовый поток метанол, охлаждают газовый поток на первом этапе воздухом, на втором этапе легким углеводородным конденсатом, на третьем этапе дважды отсепарированным газом, проводят вторичную сепарацию газового потока, вводят в газовый поток метанол, охлаждают газовый поток отсепарированным газом и за счет понижения давления, проводят окончательную сепарацию газового потока, нагревают в три ступени отсепарированный газ газовым потоком и выводят отсепарированный газ из установки, жидкую фазу после окончательной сепарации газового потока направляют для разделения на легкий углеводородный конденсат, газ дегазации среднего давления и водометанольный раствор высокой концентрации, возвращают газ дегазации среднего давления на повторную окончательную сепарацию совместно с газовым потоком, повышают давление водометанольного раствора высокой концентрации и направляют его для десорбции метанола, легкий углеводородный конденсат нагревают газовым потоком, в жидкую фазу после первичной сепарации газового потока вводят водный раствор после десорбции метанола, направляют газожидкостную смесь для разделения на тяжелый углеводородный конденсат, газ дегазации высокого давления и водный раствор, газ дегазации высокого давления вводят в газовый поток после понижения давления газового потока, водный раствор делят на две части, первую часть водного раствора выводят из установки, вводят в нагретый легкий углеводородный конденсат вторую часть водного раствора для сорбции метанола, отделяют от легкого углеводородного конденсата газ дегазации низкого давления и водометанольный раствор средней концентрации, вводят водометанольный раствор средней концентрации в водометанольный раствор высокой концентрации перед повышением давления, вводят в тяжелый углеводородный конденсат легкий углеводородный конденсат, направляют углеводородный конденсат для отделения газа выветривания низкого давления, выводят углеводородный конденсат из установки, направляют на эжекцию газ выветривания низкого давления, вводят в газ дегазации низкого давления жидкую фазу после вторичной сепарации газового потока, вводят в газ выветривания низкого давления газ дегазации низкого давления с жидкой фазой после вторичной сепарации газового потока.A reduction in methanol losses with condensate is provided for in the scheme for preparing hydrocarbon gas for transport (Improving the technology for inhibiting hydrate formation in the low-temperature separation unit of the Achimov deposits A.Yu. Koryakin, A.Yu. Neudakhin, R.A. Mukhetdinov, etc. / Promising directions for the development of the Urengoy complex: Collection of scientific works / Gazprom dobycha Urengoy LLC. - M .: Nedra Publishing House LLC, 2018. P. 166-171, Figure 2), in which the gas stream from the well clusters is fed to the primary separation, the gases are desorbed methanol stream from a mixed water-methanol solution, methanol is introduced into the gas stream, the gas stream is cooled in the first stage with air, in the second stage with light hydrocarbon condensate, in the third stage with twice separated gas, the gas stream is separated again, methanol is introduced into the gas stream, the gas stream is cooled the separated gas and by lowering the pressure, carry out the final separation of the gas stream, heat the separated gas in a three-stage gas stream and remove the separated gas from installations, the liquid phase after the final separation of the gas stream is sent for separation into light hydrocarbon condensate, medium pressure degassing gas and a high concentration water methanol solution, medium pressure degassing gas is returned for repeated final separation together with the gas stream, the pressure of the high concentration water methanol solution is increased and directed for methanol desorption, the light hydrocarbon condensate is heated by a gas stream into the liquid phase after the initial gas separation an aqueous solution is introduced from the wastewater after methanol desorption, a gas-liquid mixture is sent for separation into a heavy hydrocarbon condensate, a high-pressure degassing gas and an aqueous solution, a high-pressure degassing gas is introduced into the gas stream after lowering the pressure of the gas stream, the aqueous solution is divided into two parts, the first part of the aqueous the solution is removed from the installation, the second part of the aqueous solution for sorption of methanol is introduced into the heated light hydrocarbon condensate, and the gas is not degassed from the light hydrocarbon condensate pressure medium water-methanol solution of medium concentration, a medium-concentration water-methanol solution is introduced into a high concentration water-methanol solution before increasing the pressure, light hydrocarbon condensate is introduced into the heavy hydrocarbon condensate, hydrocarbon condensate is sent to separate the low-pressure weathering gas, hydrocarbon condensate is removed from the unit, and sent for ejection low pressure weathering gas, the liquid phase is introduced into the low pressure degassing gas after the secondary separation zovogo stream is introduced into the low-pressure gas weathering degassing gas of low pressure with the liquid phase after a second separation gas stream.
В этом способе за счет снижения концентрации водометанольного раствора при низкотемпературной сепарации при подаче жидкой фазы после вторичной сепарации газового потока на окончательную сепарацию газового потока и сорбции метанола потоком воды после первой ступени сепарации из легкого углеводородного конденсата снижается количество растворенного в углеводородном конденсате метанола. Как следствие уменьшается расход метанола при подготовке пластового флюида.In this method, by lowering the concentration of the water-methanol solution during low-temperature separation when applying the liquid phase after the secondary separation of the gas stream to the final gas stream separation and sorption of methanol by the water stream after the first separation stage from light hydrocarbon condensate, the amount of methanol dissolved in the hydrocarbon condensate is reduced. As a result, methanol consumption is reduced during the preparation of formation fluid.
Недостатком этого способа является то, что в жидкой фазе после первичной сепарации, содержатся механические примеси, поступившие со скважин и состоящие из твердых веществ горной породы и продуктов гидроразрыва пласта (проппанта). Эти механические примеси содержатся в водном растворе, применяемом для сорбции метанола из легкого углеводородного конденсата. Из поступления механических примесей происходит сокращение межремонтного периода эксплуатации насосов, которыми подается водометанольный раствор. При выходе из строя насосов прекращается процесс десорбции метанола газовым потоком и увеличивается расход метанола.The disadvantage of this method is that in the liquid phase after the primary separation, contains mechanical impurities from the wells and consisting of rock solids and hydraulic fracturing products (proppant). These mechanical impurities are contained in an aqueous solution used to sorb methanol from light hydrocarbon condensate. From the receipt of mechanical impurities, there is a reduction in the overhaul period of the operation of the pumps that supply the water-methanol solution. When the pumps fail, the methanol desorption process by the gas stream stops and the methanol consumption increases.
Технический результат достигается за счет использования для сорбции метанола водного раствора после десорбции метанола, полученного в результате конденсации влаги при низкотемпературной сепарации газового потока.The technical result is achieved by using an aqueous solution for methanol sorption after methanol desorption, obtained as a result of moisture condensation during low-temperature gas stream separation.
Поставленная цель достигается следующим образом. В способе подготовки углеводородного газа к транспорту, в котором газовый поток от кустов скважин подают на первичную сепарацию, десорбируют газовым потоком метанол из смесевого водометанольного раствора, вводят в газовый поток метанол, охлаждают газовый поток на первом этапе воздухом, на втором этапе легким углеводородным конденсатом, на третьем этапе дважды отсепарированным газом, проводят вторичную сепарацию газового потока, вводят в газовый поток метанол, охлаждают газовый поток газом и за счет понижения давления, проводят окончательную сепарацию газового потока, нагревают отсепарированный газ в три ступени газовым потоком и выводят отсепарированный газ из установки, жидкую фазу после окончательной сепарации газового потока направляют для разделения на легкий углеводородный конденсат, газ дегазации среднего давления и водометанольный раствор высокой концентрации, возвращают газ дегазации среднего давления на повторную окончательную сепарацию совместно с газовым потоком, повышают давление водометанольного раствора высокой концентрации и направляют его для десорбции метанола, легкий углеводородный конденсат нагревают газовым потоком, в жидкую фазу после первичной сепарации газового потока вводят водный раствор после десорбции метанола, направляют газожидкостную смесь для разделения на тяжелый углеводородный конденсат, газ дегазации высокого давления и водный раствор, газ дегазации высокого давления вводят в газовый поток после понижения давления газового потока, водный раствор делят на две части, первую часть водного раствора выводят из установки, вводят в нагретый легкий углеводородный конденсат для сорбции метанола вторую часть водного раствора, отделяют от легкого углеводородного конденсата газ дегазации низкого давления и водометанольный раствор средней концентрации, вводят водометанольный раствор средней концентрации в водометанольный раствор высокой концентрации перед повышением давления, вводят в тяжелый углеводородный конденсат легкий углеводородный конденсат, направляют углеводородный конденсат для отделения газа выветривания низкого давления, выводят углеводородный конденсат из установки, направляют на эжекцию газ выветривания низкого давления, вводят в газ дегазации низкого давления жидкую фазу после вторичной сепарации газового потока, вводят в газ выветривания низкого давления газ дегазации низкого давления с жидкой фазой после вторичной сепарации газового потока, в отличие от прототипа водный раствор выводят из установки, водный раствор после десорбции метанола делят на две части, первую часть водного раствора после десорбции метанола вводят в жидкую фазу после первичной сепарации газового потока, вторую часть водного раствора после десорбции метанола вводят в легкий углеводородный конденсата для сорбции метанола.The goal is achieved as follows. In the method of preparing hydrocarbon gas for transport, in which the gas stream from the wellbore is fed to the primary separation, methanol is desorbed from the mixed water-methanol solution by the gas stream, methanol is introduced into the gas stream, the gas stream is cooled in the first stage with air, in the second stage with light hydrocarbon condensate, in the third stage, by twice separated gas, a secondary separation of the gas stream is carried out, methanol is introduced into the gas stream, the gas stream is cooled by gas and, by lowering the pressure, complete separation of the gas stream, the separated gas is heated in three stages by the gas stream and the separated gas is removed from the unit, the liquid phase after the final separation of the gas stream is sent for separation into light hydrocarbon condensate, medium pressure degassing gas and high concentration water-methanol solution, medium pressure degassing gas is returned for re-final separation together with the gas stream, increase the pressure of the high concentration water-methanol solution and direct it for desorption of methanol, light hydrocarbon condensate is heated by a gas stream, an aqueous solution is introduced into the liquid phase after the primary separation of the gas stream after methanol desorption, a gas-liquid mixture is sent for separation into a heavy hydrocarbon condensate, high pressure degassing gas and an aqueous solution, high pressure degassing gas is introduced into the gas the stream after lowering the pressure of the gas stream, the aqueous solution is divided into two parts, the first part of the aqueous solution is removed from the installation, injected into a heated light hydrocarbon condensate for sorption of methanol, the second part of the aqueous solution, a low-pressure degassing gas and a medium-concentration water-methanol solution are separated from a light hydrocarbon condensate, a medium-concentration water-methanol solution is introduced into a high-concentration water-methanol solution before increasing pressure, a light hydrocarbon condensate is introduced into the heavy hydrocarbon condensate, and the hydrocarbon condensate for separating low-pressure weathering gas; hydrocarbon condensate is removed from the installation, directed a low-pressure weathering gas is ejected, a liquid phase is introduced into the low-pressure degassing gas after secondary separation of the gas stream, a low-pressure degassing gas and liquid phase is introduced into the low-pressure weathering gas after secondary separation of the gas stream, in contrast to the prototype, the aqueous solution is removed from the installation , the aqueous solution after the desorption of methanol is divided into two parts, the first part of the aqueous solution after the desorption of methanol is introduced into the liquid phase after the initial separation of the gas stream, the second part of the aqueous solution After desorption of methanol, the solution is introduced into a light hydrocarbon condensate to adsorb methanol.
Предлагаемое изобретение поясняется чертежом фиг. 1.The invention is illustrated by the drawing of FIG. one.
На иллюстрации обозначены следующие элементы:The following elements are indicated in the illustration:
1 - трубопровод;1 - pipeline;
2 - сепаратор первой ступени;2 - a separator of the first stage;
3 - трубопровод;3 - pipeline;
4 - трубопровод;4 - pipeline;
5 - колонна-десорбер;5 - column stripper;
6 - трубопровод;6 - pipeline;
7 - трубопровод;7 - pipeline;
8 - воздушный охладитель;8 - air cooler;
9 - трубопровод;9 - pipeline;
10 - теплообменник «газ-конденсат»;10 - gas-condensate heat exchanger;
11 -трубопровод;11-pipeline;
12 - теплообменник «газ-газ»;12 - gas-gas heat exchanger;
13 - трубопровод;13 - pipeline;
14 - теплообменник «газ-газ»;14 - gas-gas heat exchanger;
15 - трубопровод;15 - pipeline;
16 - сепаратор второй ступени;16 - a separator of the second stage;
17 - трубопровод;17 - pipeline;
18 - трубопровод;18 - pipeline;
19 - теплообменник «газ-газ»;19 - gas-gas heat exchanger;
20 - трубопровод;20 - pipeline;
21 - редуцирующее устройство (эжектор);21 - reducing device (ejector);
22 - трубопровод;22 - pipeline;
23 - сепаратор третьей ступени;23 - a separator of the third stage;
24 - трубопровод;24 - pipeline;
25 - трубопровод;25 - pipeline;
26 - трубопровод;26 - pipeline;
27 - трубопровод;27 - pipeline;
28 - трубопровод;28 - pipeline;
29 - трубопровод;29 - pipeline;
30 - трехфазный разделитель;30 - three-phase splitter;
31 - трубопровод;31 - pipeline;
32 - трубопровод;32 - pipeline;
33 - трехфазный разделитель;33 - three-phase splitter;
34 - трубопровод;34 - pipeline;
35 - трубопровод;35 - pipeline;
36 - трубопровод;36 - pipeline;
37 - трубопровод;37 - pipeline;
38 - трубопровод;38 - pipeline;
39 - буферная емкость;39 - buffer capacity;
40 - трубопровод;40 - pipeline;
41 - трубопровод;41 - pipeline;
42 - насос;42 - pump;
43 - трубопровод;43 - pipeline;
44 - трубопровод;44 - pipeline;
45 - трубопровод;45 - pipeline;
46 - трубопровод;46 - pipeline;
47 - трехфазный разделитель;47 - three-phase splitter;
48 - трубопровод;48 - pipeline;
49 - трубопровод.49 - pipeline.
Газовый поток от кустов скважин по трубопроводу 1 подают в сепаратор первой ступени 2, где от него отделяют жидкую фазу после первичной сепарации газового потока, которую по трубопроводу 3 отводят для разделения на газ дегазации высокого давления, тяжелый углеводородный конденсат и водный раствор в трехфазный разделитель 47.The gas stream from the well clusters is fed through a pipeline 1 to a separator of the
Газовый поток по трубопроводу 4 отводят из сепаратора первой ступени 2 и подают в колонну-десорбер 5 для сорбции метанола из водометанольного раствора высокой концентрации. Направляют газовый поток по трубопроводу 6 в воздушный охладитель 8. Вводят метанол по трубопроводу 7 в газовый поток, транспортируемый по трубопроводу 6. Подают газовый поток для охлаждения по трубопроводу 9 в теплообменник «газ-конденсат» 10. Далее газовый поток подают для дополнительного охлаждения дважды отсепарированным газом по трубопроводу 11 в теплообменник «газ-газ» 12 и по трубопроводу 13 в теплообменник «газ-газ» 14.The gas stream through the pipe 4 is removed from the separator of the
Из теплообменника 14 газовый поток подают по трубопроводу 15 в сепаратор второй ступени 16 для отделения от газового потока жидкой фазы после вторичной сепарации газового потока. Направляют газовый поток для охлаждения по трубопроводу 17 в теплообменник «газ-газ» 19. Вводят метанол по трубопроводу 18 в газовый поток, транспортируемый по трубопроводу 17. Далее подают газовый поток по трубопроводу 20 для охлаждения за счет понижения давления в редуцирующее устройство (эжектор) 21. Далее газовый поток по трубопроводу 22 подают в сепаратор третьей ступени 23.From the
Отсепарированный газ из сепаратора 23 подают для нагревания в три ступени по трубопроводу 24 в теплообменник «газ-газ» 19, по трубопроводу 25 в теплообменник «газ-газ» 14 и по трубопроводу 26 в теплообменник «газ-газ» 12. Нагретый отсепарированный газ по трубопроводу 27 выводят из установки.The separated gas from the separator 23 is supplied for heating in three stages through a
Жидкую фазу после окончательной сепарации газового потока из сепаратора 23 по трубопроводу 29 направляют в трехфазный разделитель 30 для разделения на газ дегазации среднего давления, легкий углеводородный конденсат и водометанольный раствор высокой концентрации. Газ дегазации среднего давления из разделителя 30 по трубопроводу 28 направляют в сепаратор 23. Легкий углеводородный конденсат из разделителя 30 подают для нагревания по трубопроводу 31 в теплообменник «газ-конденсат» 10. Нагретый легкий углеводородный конденсат из теплообменника 10 по трубопроводу 32 подают в трехфазный разделитель 33 для разделения на газ выветривания, легкий углеводородный конденсат и водометанольный раствор средней концентрации. Газ выветривания из трехфазного разделителя 33 по трубопроводу 34 направляют в эжектор 21.The liquid phase after the final separation of the gas stream from the separator 23 through the
Газ дегазации высокого давления из трехфазного разделителя 47 по трубопроводу 35 поступает в газовый поток трубопровода 22, направляемого в сепаратор 23. Тяжелый углеводородный конденсат по трубопроводу 48 направляется в буферную емкость 39. Водный раствор из трехфазного разделителя 47 по трубопроводу 49 выводится из установки.High-pressure degassing gas from a three-
Высоконцентрированный водометанольный раствор из разделителя 30 по трубопроводу 41 транспортируют в насос 42. Подают по трубопроводу 37 из разделителя 33 водометанольный раствор средней концентрации в высоконцентрированный водометанольный раствор, транспортируемый по трубопроводу 41. Повышают давление смесевого водометанольного раствора с помощью насоса 42 и подают его по трубопроводу 43 в колонну-десорбер 5.A highly concentrated water-methanol solution from
Водный раствор после десорбции метанола по трубопроводу 45 вводят в жидкую фазу после первичной сепарации, транспортируемую по трубопроводу 3. Отводят из трубопровода 45 по трубопроводу 46 часть водного раствора после десорбции метанола в легкий углеводородный конденсат, транспортируемый по трубопроводу 32 для сорбции метанола из легкого углеводородного конденсата.The aqueous solution after the desorption of methanol through
Легкий углеводородный конденсат из трехфазного разделителя 33 по трубопроводу 38 вводят в поток тяжелого углеводородного конденсата 48 из разделителя 47 для подачи в буферную емкость 39. Из буферной емкости 39 по трубопроводу 44 нестабильный конденсат выводится из установки. Газ выветривания низкого давления из буферной емкости 39 по трубопроводу 40 вводят в поток газа выветривания 34 для подачи в эжектор 21.Light hydrocarbon condensate from the three-
Жидкую фазу после вторичной сепарации газового потока из промежуточного сепаратора 16 по трубопроводу 36 вводят в газ выветривания низкого давления, который транспортируется по трубопроводу 34 для смешения с газовым потоком в эжекторе 21.The liquid phase after the secondary separation of the gas stream from the
Проведенными испытаниями на ГКП-22 Уренгойского месторождения установлено, что реализация предложенного способа подготовки газа позволяет увеличить срок эксплуатации насосов НДГ-2,5-Э-500/160 с 1720 часов до 4320 часов и предотвратить увеличение расхода метанола во время простоя насосов на 48%.The tests carried out at GKP-22 of the Urengoyskoye field revealed that the implementation of the proposed gas preparation method allows to increase the life of the NDG-2,5-E-500/160 pumps from 1,720 hours to 4,320 hours and to prevent a 48% increase in methanol consumption during pump downtime .
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018145868A RU2701020C1 (en) | 2018-12-24 | 2018-12-24 | Method of hydrocarbon gas preparation for transport |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018145868A RU2701020C1 (en) | 2018-12-24 | 2018-12-24 | Method of hydrocarbon gas preparation for transport |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2701020C1 true RU2701020C1 (en) | 2019-09-24 |
Family
ID=68063232
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018145868A RU2701020C1 (en) | 2018-12-24 | 2018-12-24 | Method of hydrocarbon gas preparation for transport |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2701020C1 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2725320C1 (en) * | 2019-12-25 | 2020-07-02 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Иркутск" (ООО "Газпром добыча Иркутск") | Method of hydrocarbon gas preparation for transport |
| RU2754978C1 (en) * | 2020-11-16 | 2021-09-08 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Иркутск" (ООО "Газпром добыча Иркутск") | Method for preparation of hydrocarbon gas for transport |
| RU2765440C1 (en) * | 2021-01-11 | 2022-01-31 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Method for optimizing process of preparing commercial condensate and device for its implementation |
| RU2799882C1 (en) * | 2022-12-26 | 2023-07-13 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Group decentralized gas collection method |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4454914A (en) * | 1982-05-03 | 1984-06-19 | Union Oil Company Of California | Method for conditioning geothermal brine to reduce scale formation |
| SU1606827A1 (en) * | 1988-11-29 | 1990-11-15 | Уренгойское Производственное Объединение Им.С.А.Оруджева | Method of preparing hydrocarbon gas to conveying |
| RU2161526C1 (en) * | 2000-06-06 | 2001-01-10 | Ананенков Александр Георгиевич | Natural gas treatment process |
| RU2451538C1 (en) * | 2010-11-15 | 2012-05-27 | Открытое акционерное общество "НОВАТЭК" | Method of cleaning liquefied hydrocarbon gas and plant to this end |
| RU2646899C1 (en) * | 2017-01-09 | 2018-03-12 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Method of preparing hydrocarbon gas for transportation |
-
2018
- 2018-12-24 RU RU2018145868A patent/RU2701020C1/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4454914A (en) * | 1982-05-03 | 1984-06-19 | Union Oil Company Of California | Method for conditioning geothermal brine to reduce scale formation |
| SU1606827A1 (en) * | 1988-11-29 | 1990-11-15 | Уренгойское Производственное Объединение Им.С.А.Оруджева | Method of preparing hydrocarbon gas to conveying |
| RU2161526C1 (en) * | 2000-06-06 | 2001-01-10 | Ананенков Александр Георгиевич | Natural gas treatment process |
| RU2451538C1 (en) * | 2010-11-15 | 2012-05-27 | Открытое акционерное общество "НОВАТЭК" | Method of cleaning liquefied hydrocarbon gas and plant to this end |
| RU2646899C1 (en) * | 2017-01-09 | 2018-03-12 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Method of preparing hydrocarbon gas for transportation |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ПРОКОПОВ А.В. и др. Специфика промысловой подготовки газов ачимовских залежей. Научно-технический сборник "Вести газовой науки", N1(33), 2018, с.227. * |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2725320C1 (en) * | 2019-12-25 | 2020-07-02 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Иркутск" (ООО "Газпром добыча Иркутск") | Method of hydrocarbon gas preparation for transport |
| RU2754978C1 (en) * | 2020-11-16 | 2021-09-08 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Иркутск" (ООО "Газпром добыча Иркутск") | Method for preparation of hydrocarbon gas for transport |
| RU2765440C1 (en) * | 2021-01-11 | 2022-01-31 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Method for optimizing process of preparing commercial condensate and device for its implementation |
| RU2799882C1 (en) * | 2022-12-26 | 2023-07-13 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Group decentralized gas collection method |
| RU2799881C1 (en) * | 2022-12-26 | 2023-07-13 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Group decentralized gas collection method |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2701020C1 (en) | Method of hydrocarbon gas preparation for transport | |
| US9638019B2 (en) | Offshore processing method and system | |
| EP1970428B1 (en) | Method for removing carbon dioxide from synthesis gas | |
| AU2013224145B2 (en) | Gas treatment system using supersonic separators | |
| CN102740951B (en) | High pressure height CO2 removes structure and method | |
| RU2689452C2 (en) | Modular installation for processing flow of composition of reverse inflow and methods for processing it | |
| CN105013296A (en) | Natural gas desulfuration and decarbonization system and method coupling acid gas concentration | |
| RU2297520C2 (en) | Method for low-pressure gas utilization | |
| CN110093197B (en) | Denitrification method and denitrification system for oilfield associated gas | |
| CN104403710A (en) | Method for increasing separation efficiency of oil field associated gas and recovering carbon dioxide | |
| CN109370641B (en) | Efficient heavy oil treatment system and process | |
| CN109569253B (en) | Environment-friendly treatment method and device for thick oil fireflooding produced gas full-closed process | |
| CN113482586A (en) | Offshore thermal recovery thickened oil gathering and transportation treatment process bag | |
| CN104556281B (en) | A kind of method removing the carbon dioxide contained in water | |
| RU2599157C1 (en) | Method of preparing hydrocarbon gas for transportation | |
| CN112031717A (en) | Method for exploiting petroleum and oil production system with same | |
| CN212669616U (en) | Fuel oil hydrogenation ammonia injection cracking device | |
| RU2175882C2 (en) | Method of treating hydrocarbon gas for transportation | |
| CN102464999A (en) | Oil gas absorption recovering method | |
| CN216008468U (en) | Offshore thermal recovery thickened oil gathering and transportation treatment process bag | |
| US10927015B2 (en) | Method and apparatus for removal of oxygen from seawater | |
| RU2365835C1 (en) | Method for preparation of hydrocarbon gas to transportation from north offshore fields | |
| RU2600141C1 (en) | Method of preparing hydrocarbon gas for transportation | |
| RU2725320C1 (en) | Method of hydrocarbon gas preparation for transport | |
| CN211059818U (en) | Liquid-removing hydrocarbon-separating system suitable for reducing injection amount of hydrate inhibitor of wet gas sea pipe |