RU2088866C1 - Способ подготовки природного газа к транспорту - Google Patents
Способ подготовки природного газа к транспорту Download PDFInfo
- Publication number
- RU2088866C1 RU2088866C1 RU95106244A RU95106244A RU2088866C1 RU 2088866 C1 RU2088866 C1 RU 2088866C1 RU 95106244 A RU95106244 A RU 95106244A RU 95106244 A RU95106244 A RU 95106244A RU 2088866 C1 RU2088866 C1 RU 2088866C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- pressure
- temperature
- separation
- inlet
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Pipeline Systems (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Использование: изобретение относится к газовой промышленности, а именно к способам промысловой подготовки природного газа к магистральному транспорту в условиях многолетнемерзлых грунтов. Сущность изобретения: способ включает в себя первичную сепарацию газа, его компримирование, охлаждение, расширение до давления на входе в газопровод, низкотемпературную сепарацию и подачу в газопровод с температурой, равной температуре грунта. Причем, низкотемпературную сепарацию проводят под давлением ниже давления газа на входе в газопровод и равном от 5,0 до 6,5 МПа и температурах, превышающих соответственно минус 20oC и минус 40oC с величиной механического уноса капельной жидкости от 1,0 до 3,0 мг/м3, тем самым обеспечивая транспортирование газа по газопроводу в однофазном состоянии. Затем газ сепарации дожимают в компрессоре до давления, равного давлению на входе в газопровод. 1 ил. , 1 табл.
Description
Изобретение относится к газовой промышленности, а именно к способам промысловой подготовки природного газа к магистральному транспорту, в частности в условиях многолетнемерзлых грунтов.
Подготовка природного газа в этих условиях должна исключить конденсацию газа в магистральном газопроводе и обеспечить круглогодичное охлаждение газа до температуры грунта на глубине прокладки головного участка газопровода.
Большинство магистральных газопроводов Севера Тюменской области работают в двухфазном режиме, поскольку широко используемые способы промысловой подготовки газа не обеспечивают однофазный режим транспортирования. Особенно это характерно для газопроводов в условиях многолетнемерзлых грунтов, по которым транспортируется газ с температурой ниже 0oC.
Выпадение жидкости (в основном высококипящих углеводородов С5+в) приводит к снижению гидравлической эффективности, необходимости периодической очистки полости газопроводов, что связано с дополнительными затратами компрессорных мощностей, с потерей газа и загрязнением окружающей среды.
Известен способ подготовки природного газа к транспорту, заключающийся в извлечении из него воды, ингибитора гидратообразования и тяжелых углеводородных компонентов конденсационным методом, включающий первичную сепарацию газа, его компримирование, охлаждение, расширение до давления на входе в газопровод, низкотемпературную сепарацию и подачу в газопровод с температурой равной температуре грунта [1] Низкотемпературную сепарацию по известному способу обычно проводят под давлением около 7,5 МПа и температуре около минус 30oC. Нагрев газа после сепарации до температуры грунта осуществляют за счет теплообмена с высоконапорным газом первичной сепарации.
Недостаток этого способа состоит в том, что он не исключает конденсацию тяжелых углеводородов в газопроводе, что объясняется, во-первых, эффектом ретроградной конденсации при снижении давления газа в процессе его движения по газопроводу, во-вторых, понижением температуры газа в газопроводе до минус 14.17oС.
Диапазоном снижения рабочих давлений газа в газопроводе обычно составляет от 7,35 до 6,0.5,0 МПа, чему соответствует повышение точки росы газа сепарации, вызванное ретраградной конденсацией, на 20.30oC. Дополнительный рост значения точки росы газа является неизбежным следствием имеющего место механического уноса капельной жидкости из низкотемпературного сепаратора (далее "унос").
Последний фактор наиболее существенен при подготовке пластового газа с низким содержанием углеводородов С5+в (до 40 г/м3) и составляет 15o (при уносе 20 мг//м3) и 2o (при уносе 2 мг/м3).
При реализации известного процесса НТС факторы ретроградной конденсации и уноса столь значительны, что для их компенсации необходимы крайне низкие температуры сепарации в концевом сепараторе минус 50oC и ниже. Указанные значения температур при давлении сепарации выше 7,35 МПа являются закритическими для тощих газов, подвергаемых обработке, что принципиально не позволяет проводить их конденсацию и обеспечить необходимую точку росы транспортируемого газа.
Технический результат изобретения обеспечение как требуемой температуры и давления газа на входе в газотранспортную систему, так и однофазное состояние транспортируемого газа в любой точке газопровода.
Это достигается тем, что в способе подготовки природного газа к транспорту по газопроводу в многолетнемерзлых грунтах, заключающемся в извлечении из него воды, ингибитора гидратообразования и тяжелых углеводородных компонентов конденсационным методом, включающем первичную сепарацию газа, его компримирование, охлаждение, расширение до давления на входе в газопровод, низкотемпературную сепарацию и подачу в газопровод с температурой равной температуре грунта, низкотемпературную сепарацию проводят под давлением ниже давления газа на входе в газопровод и равном от 5,0 до 6,5 МПа и температурах, превышающих соответственно минус 20oC и минус 40oC с величиной механического уноса капельной жидкости от 1,0 до 3,0 мг/м3, тем самым обеспечивая транспортирование газа по газопроводу в однофазном состоянии, а газ сепарации дожимают в компрессоре до давления равного давлению, на входе в газопровод.
Технологическая схема НТС, реализующая достижение указанных параметров с минимальным набором элементов оборудования, приведена на чертеже.
Пластовый газ проходит первичную ступень сепарации 1, затем его охлаждают в рекуперативном теплообменнике 2, направляют в детантер 3, где он расширяется с получением внешней механической энергии и охлаждением до необходимых температур и подвергают низкотемпературной сепарации 4. Газ сепарации нагревают последовательно в теплообменниках 5 и 2, дожимают в компрессоре 6, приводом которого является детантер 3, до давления равного давлению на входе в газопровод и охлаждают в аппарате воздушного охлаждения 7. Охлаждение газа сепарации до температуры грунта осуществляют в теплообменнике 5, после чего газ с товарными кондициями направляют в газопровод.
Описанная схема способа подготовки газа к транспорту обеспечивает дожатие газа в компрессоре 6 до требуемого давления транспорта при определенном давлении в низкотемпературной ступени сепарации, зависящем от температуры атмосферного воздуха, КПД детантера и компрессора и давления газа на входе в установку. Температура сепарации является параметром, зависящим от давления. Ее расчитывают, исходя из условия однофазности транспортируемого потока и требования подачи его в газопровод с температурой грунта.
Такая зависимость определена для составов газа основных месторождений Крайнего Севера с содержанием углеводородов С5+в от 0,1 до 40 г/м3, с учетом наличия в системе ингибитора гидратообразования (метанола) и воды для различных значений уноса жидкости из низкотемпературного сепаратора.
Диапазон значений уноса в соответствии с настоящим изобретением составляет от 1,0 до 3,0 мг/м3, а диапазон давлений сепарации, обеспечивающих одностадийное дожатие газа сепарации в турбокомпрессоре до давления на входе в газопровод, 5,0 до 6,5 МПа. Диапазон максимально допустимых температур сепарации, обеспечивающих однофазный транспорт газа при указанном уносе и достижении охлаждения транспортируемого газа до температуры грунта, составляют соответственно минус 20 и минус 40oC. Характер зависимости температуры сепарации от давления внутри указанных интервалов значений приведен в таблице 1.
При давлении сепарации выше 6,5 МПа однофазность транспортируемого потока не обеспечивается. При давлении ниже 5 МПа турбокомпрессор детандер-компрессорного агрегата не обеспечит дожатия до давления на входе в газопровод (минимально до 6,5 МПа) и необходимо дополнительное компримирование с внешним приводом, что существенно усложняет и удорожает процесс и является нерациональным.
По указанным обстоятельствам принятый в изобретении диапазон давлений сепарации составляет от 5,0 до 6,5 МПа.
Приведенная в таблице зависимость имеет место при минимальных значениях давления и температуры в магистральном газопроводе соответственно 5,3 МПа и минус 17oC, что характеризует наиболее жесткие условия транспортирования для всех известных месторождений, расположенных в зоне многолетнемерзлых грунтов.
Пример. Газ из скважины с содержанием тяжелых углеводородов около 2,5 г/м3 при давлении 10,5 МПа и температуре +25oC направляют в сепаратор 1, отделяют от жидкости и охлаждают последовательно в рекуперативном теплообменнике 2 и турбодетандере 3 за счет снижения до 6,0 МПа. Далее газ с давлением 6 МПа и температурой минус 25oC подают в сепаратор 4, где от него отделяют воду, ингибитор гидратообразования и тяжелые углеводороды, после чего его нагревают до 15oC в теплообменниках 5 и 2 и дожимают в турбокомпрессоре 6 до давления 7,5 МПа. После компрессора газ охлаждают последовательно в воздушном холодильнике 7 и теплообменнике 5 до температуры грунта равного минус 5oC и при давлении 7,35 МПа направляют в магистральный газопровод. Этот способ обеспечивает однофазный режим транспорта газа по подземному газопроводу в условиях многолетнемерзлых грунтов, в котором минимальное давление газа составляет 5,3 МПа, температура минус 17oC, что соответствует условиям эксплуатации газопроводов, берущих свое начало на месторождениях полуострова Ямал.
Claims (1)
- Способ подготовки природного газа к транспорту по газопроводу в многолетнемерзлых грунтах, заключающийся в извлечении из него воды, ингибитора гидрообразования и тяжелых углеводородных компонентов конденсационным методом, включающий первичную сепарацию газа, его компримирование, охлаждение, расширение до давления на входе в газопровод, низкотемпературную сепарацию и подачу в газопровод с температурой, равной температуре грунта, отличающийся тем, что низкотемпературную сепарацию проводят под давлением ниже давления газа на входе в газопровод и равным 5,0 6,5 МПа и температурах, не превышающих соответственно минус 20oС и минус 40oС, с величиной механического уноса капельной жидкости 1 3 мг/м3, тем самым обеспечивая транспортирование газа по газопроводу в однофазном состоянии, а газ сепарации дожимают в компрессоре до давления, равного давлению на входе в газопровод.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU95106244A RU2088866C1 (ru) | 1995-04-21 | 1995-04-21 | Способ подготовки природного газа к транспорту |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU95106244A RU2088866C1 (ru) | 1995-04-21 | 1995-04-21 | Способ подготовки природного газа к транспорту |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU95106244A RU95106244A (ru) | 1997-02-10 |
RU2088866C1 true RU2088866C1 (ru) | 1997-08-27 |
Family
ID=20166998
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU95106244A RU2088866C1 (ru) | 1995-04-21 | 1995-04-21 | Способ подготовки природного газа к транспорту |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2088866C1 (ru) |
Cited By (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2446370C2 (ru) * | 2006-06-16 | 2012-03-27 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Способ для обработки потока углеводородов и устройство для его осуществления |
RU2551704C2 (ru) * | 2013-05-07 | 2015-05-27 | Открытое акционерное общество "Тюменский проектный и научно-исследовательский институт нефтяной и газовой промышленности им. В.И. Муравленко" ОАО "Гипротюменнефтегаз" | Способ промысловой подготовки углеводородного газа к транспорту |
RU2637792C1 (ru) * | 2016-12-20 | 2017-12-07 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ") | Способ низкотемпературной подготовки низконапорного нефтяного газа на промысле |
RU2651007C2 (ru) * | 2013-12-26 | 2018-04-18 | Тийода Корпорейшн | Система и способ для сжижения природного газа |
RU2700507C1 (ru) * | 2015-07-23 | 2019-09-17 | Л'Эр Ликид, Сосьете Аноним Пур Л'Этюд Э Л'Эксплуатасьон Де Проседе Жорж Клод | Способ очистки газа, обогащенного углеводородами |
RU2801681C1 (ru) * | 2023-02-15 | 2023-08-14 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Аэрогаз" | Способ выделения из природного газа целевых фракций (варианты) |
-
1995
- 1995-04-21 RU RU95106244A patent/RU2088866C1/ru active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Кубанов А.Н. Особенности применения НТС для подготовки газа Бованенковского ГКМ. - Газовая промышленность, 1994, N 7, с. 15. * |
Cited By (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2446370C2 (ru) * | 2006-06-16 | 2012-03-27 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Способ для обработки потока углеводородов и устройство для его осуществления |
RU2551704C2 (ru) * | 2013-05-07 | 2015-05-27 | Открытое акционерное общество "Тюменский проектный и научно-исследовательский институт нефтяной и газовой промышленности им. В.И. Муравленко" ОАО "Гипротюменнефтегаз" | Способ промысловой подготовки углеводородного газа к транспорту |
RU2651007C2 (ru) * | 2013-12-26 | 2018-04-18 | Тийода Корпорейшн | Система и способ для сжижения природного газа |
RU2668303C1 (ru) * | 2013-12-26 | 2018-09-28 | Тийода Корпорейшн | Система и способ для сжижения природного газа (варианты) |
RU2700507C1 (ru) * | 2015-07-23 | 2019-09-17 | Л'Эр Ликид, Сосьете Аноним Пур Л'Этюд Э Л'Эксплуатасьон Де Проседе Жорж Клод | Способ очистки газа, обогащенного углеводородами |
RU2637792C1 (ru) * | 2016-12-20 | 2017-12-07 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ") | Способ низкотемпературной подготовки низконапорного нефтяного газа на промысле |
RU2801681C1 (ru) * | 2023-02-15 | 2023-08-14 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Аэрогаз" | Способ выделения из природного газа целевых фракций (варианты) |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU95106244A (ru) | 1997-02-10 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2228486C2 (ru) | Способ транспортировки сжиженного природного газа | |
RU2531099C1 (ru) | Комплексное хранение жидкости | |
CN101283220B (zh) | 允许俘获产生的所有二氧化碳的氧化燃烧法 | |
CN103717959B (zh) | 冷却蒸发气体的方法和用于其的设备 | |
AU674813B2 (en) | Process and apparatus for producing liquefied natural gas | |
KR101820560B1 (ko) | 천연가스의 액화를 위한 방법 | |
US20020148225A1 (en) | Energy conversion system | |
US6553784B2 (en) | Comprehensive natural gas processor | |
US11071938B2 (en) | Carbon dioxide capturing apparatus using cold heat of liquefied natural gas and power generation system using same | |
WO2018224054A1 (zh) | 余热回收利用系统及其方法和发电站 | |
CN107108233B (zh) | 从发电系统和方法生产低压液态二氧化碳 | |
JP2000506591A (ja) | 液化方法 | |
JPH02296990A (ja) | 天燃ガス生産方法 | |
CN101392981A (zh) | 利用液化天然气冷量获得液氮的方法及装置 | |
CN104390136A (zh) | 一种bog回收的方法和装置 | |
JP2017533371A5 (ru) | ||
CN101238322A (zh) | 在液化天然气再气化终端中用于动力生产的结构和方法 | |
RU2088866C1 (ru) | Способ подготовки природного газа к транспорту | |
US4271676A (en) | Method and apparatus for recovering natural gas in a mine | |
US20180202610A1 (en) | Process for expansion and storage of a flow of liquefied natural gas from a natural gas liquefaction plant, and associated plant | |
RU2133931C1 (ru) | Способ извлечения стабильного конденсата из природного газа | |
CN104620067B (zh) | 用于通过低温蒸馏分离空气的方法和设备 | |
CN110847987B (zh) | 一种混合工质的lng冷能发电和综合利用系统及方法 | |
CN106839650A (zh) | 天然气油气回收系统及工艺 | |
CN209943067U (zh) | 一种超临界二氧化碳压缩系统的分级调压系统 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PD4A | Correction of name of patent owner |