RU2171270C2

RU2171270C2 - Method of recovery of stable condensate from natural gas

Info

Publication number: RU2171270C2
Application number: RU98105740A
Authority: RU
Inventors: А.Н. Кубанов; А.М. Карасевич; М.В. Елистратов; Т.П. Лобанова
Original assignee: ОАО "Газпром"
Priority date: 1998-03-18
Filing date: 1998-03-18
Publication date: 2001-07-27

Abstract

FIELD: gas and petroleum industries. SUBSTANCE: stable condensate is recovered from natural gas by separation of original gas condensate mix, degassing of recovered condensate. Cooling os separation gas and degassing gas. The recovered condensate is further degassed and stabilized in stripping tower. The resulting stabilization gas and further degassing gas are stabilized in combination with condensed hydrocarbons. Mixture of stillage product from stripping tower and condensate recovered from stabilization of condensed hydrocarbons is withdrawn as stable condensate. EFFECT: lower energy consumption in column stillage preheaters and fewer pieces of equipment. 1 dwg, 1 tbl

Description

Изобретение относится к газовой и нефтяной промышленности и предназначено для использования на промысловых установках выделения углеводородного конденсата из природного конденсатсодержащего газа преимущественно с высоким содержанием тяжелых углеводородов. The invention relates to the gas and oil industries and is intended for use in field installations for the extraction of hydrocarbon condensate from natural condensate-containing gas mainly with a high content of heavy hydrocarbons.

Обработка конденсатсодержащих природных газов предусматривает извлечение из него жидких углеводородов, которые разделяют на продуктовые фракции: этановую фракцию, пропан-бутановую фракцию (ПБФ), широкую фракцию легких углеводородов, стабильный конденсат (СК) и другие продукты. Processing of condensate-containing natural gases involves the extraction of liquid hydrocarbons from it, which are divided into product fractions: ethane fraction, propane-butane fraction (PBP), broad fraction of light hydrocarbons, stable condensate (SC) and other products.

Известен способ выделения СК из природного газа, включающий сепарацию газово-конденсатной смеси, дегазацию выделенного конденсата и охлаждение газа сепарации с отделением от него сконденсировавшихся углеводородов, фракционирование и стабилизацию конденсата и сконденсировавшихся углеводородов /Карпинский Е. Д. и др. Система ускоренного освоения маломощных газоконденсатных месторождений // Химическое и нефтяное машиностроение, N 2, с. 7-10/. A known method of separating SC from natural gas, including the separation of a gas-condensate mixture, degassing the separated condensate and cooling the separation gas to separate condensed hydrocarbons from it, fractionation and stabilization of condensate and condensed hydrocarbons / Karpinsky ED et al. System for the accelerated development of low-power gas condensate deposits // Chemical and petroleum engineering, N 2, p. 7-10 /.

При обработке газов с высоким конденсатным фактором (КФ) - выше 400 г/м³ - в конденсат первичной сепарации может переходить до 96 мас.% углеводородов C_5+в, содержащихся в исходной смеси, в то время как в составе углеводородов, сконденсировавшихся при охлаждении газа первичной сепарации, количество углеводородов C₂, C₃ и C₄ значительно превосходит количество углеводородов C_5+в. В этой связи объединение сконденсировавшихся углеводородов и дегазированного конденсата представляется нецелесообразным, т.к. в этом случае возникает ситуация, когда большие количества углеводородов C_5+в участвуют на всех ступенях извлечения фракций легких углеводородов, являясь фактически балластом. Это приводит к повышенным тепловым нагрузкам кубовых подогревателей и завышенным диаметрам колонн.When treating gases with a high condensate factor (CF) - above 400 g / m ³ - up to 96 wt.% Of C _{5 +} b hydrocarbons contained in the initial mixture can be transferred to the primary separation condensate, while in the composition of hydrocarbons condensed at cooling the primary separation gas, the amount of C ₂ , C ₃ and C ₄ hydrocarbons significantly exceeds the amount of C _{5 +} c hydrocarbons. In this regard, the combination of condensed hydrocarbons and degassed condensate seems to be impractical, because in this case, a situation arises when large amounts of C _{5 +} hydrocarbons are involved at all stages of extraction of light hydrocarbon fractions, being actually ballast. This leads to increased thermal loads of the bottom heaters and oversized column diameters.

Кроме того, характерным является снижение КФ исходной смеси по мере истощения месторождения, что определяет широкий диапазон нагрузок аппаратов (в первую очередь, ректификационных колонн) по жидкости (сконденсировавшимся углеводородам). При КФ выше 400 г/м³ нагрузка на аппараты в течение реального срока эксплуатации объекта добычи газа может снизиться в 4 и более раз.In addition, it is characteristic that the KF of the initial mixture decreases as the field is depleted, which determines a wide range of apparatus loads (primarily distillation columns) in terms of liquid (condensed hydrocarbons). With CF above 400 g / m ^{3, the} load on the apparatus during the real life of the gas production facility may decrease by 4 or more times.

В настоящее время отсутствуют колонные аппараты, способные работать в таких интервалах нагрузок по жидкости. В известном способе необходимо дублировать аппараты, т.е. такой диапазон расхода фракционируемого сырья требует иметь двойной набор оборудования в блоке фракционирования для обеспечения работоспособности колонн по расходным характеристикам. На начальном, меньшем по продолжительности, этапе эксплуатации промысла в работе задействованы по две колонны каждого типа, а в дальнейшем один набор оборудования фракционирования отключают. Currently, there are no column apparatuses capable of operating in such fluid load intervals. In the known method, it is necessary to duplicate devices, i.e. Such a range of consumption of fractionated raw materials requires a double set of equipment in the fractionation unit to ensure the efficiency of the columns in terms of flow characteristics. At the initial, shorter duration, stage of operation of the field, two columns of each type are involved in the work, and then one set of fractionation equipment is turned off.

В известном способе при объединении дегазированного конденсата первичной сепарации, в состав которого могут входить тяжелые парафинистые углеводороды с холодным потоком сконденсировавшихся углеводородов может возникнуть опасность парафиноотложения в элементах оборудования схемы. In the known method, when combining a degassed condensate of primary separation, which may include heavy paraffinic hydrocarbons with a cold stream of condensed hydrocarbons, there may be a danger of paraffin deposition in the circuit equipment.

Представляется целесообразным проведение автономной обработки дегазированного конденсата первичной сепарации с получением кондиционного СК, что позволит "разгрузить" стадии выделения фракций легких углеводородов. It seems advisable to carry out autonomous processing of the degassed condensate of the primary separation to obtain a conditioned SC, which will allow to “unload” the stages of separation of light hydrocarbon fractions.

Техническая задача изобретения - снижение энергопотребления и количества оборудования в схемах выделения СК из природного газа. The technical task of the invention is the reduction of energy consumption and the amount of equipment in the schemes for the allocation of SC from natural gas.

Это достигается тем, что в способе выделения СК из природного газа, включающем сепарацию газово-конденсатной смеси, дегазацию выделенного конденсата, охлаждение газа сепарации с отделением от него сконденсировавшихся углеводородов, фракционирование и стабилизацию конденсата и сконденсировавшихся углеводородов, фракционирование и стабилизацию конденсата и сконденсировавшихся углеводородов проводят раздельно, при этом конденсат подвергают дополнительной дегазации и используют в качестве орошения и питания при его стабилизации, а выделенный при этом газ стабилизации и газ дополнительной дегазации подвергают фракционированию и стабилизации совместно со сконденсировавшимися углеводородами. This is achieved by the fact that in the method for separating SC from natural gas, including gas-condensate mixture separation, degassing the separated condensate, cooling the separation gas to separate condensed hydrocarbons from it, fractionation and stabilization of condensate and condensed hydrocarbons, fractionation and stabilization of condensate and condensed hydrocarbons separately, while the condensate is subjected to additional degassing and used as irrigation and nutrition during its stabilization, and in wherein the divided gas stabilization and degassing of additional gas is fractionated and stabilization together with condensed hydrocarbons.

Раздельное проведение фракционирования и стабилизации конденсата и сконденсировавшихся углеводородов позволяет исключить значительную часть углеводородов C_5+в из промежуточных ступеней фракционирования, на которых выделяют фракции легких углеводородов.Separate fractionation and stabilization of the condensate and condensed hydrocarbons makes it possible to exclude a significant part of C _{5 +} hydrocarbons from intermediate fractionation stages, in which light hydrocarbon fractions are isolated.

Дополнительная дегазация конденсата позволяет выделить из него легкие углеводороды и не вовлекать их в процесс стабилизации конденсата, тем самым снижая энергопотребление в кубовом подогревателе. Additional condensate degassing allows light hydrocarbons to be extracted from it and not to involve them in the condensate stabilization process, thereby reducing energy consumption in the still water heater.

Использование конденсата в качестве орошения при его стабилизации упрощает аппаратурное оформление процесса, т. к. исключаются элементы полной ректификационной колонны-стабилизатора: аппарат воздушного охлаждения, рефлюксная емкость и рефлюксный циркуляционный насос. The use of condensate as an irrigation during its stabilization simplifies the hardware design of the process, since the elements of a complete distillation column-stabilizer are excluded: an air cooling apparatus, a reflux tank, and a reflux circulation pump.

В колоннах отпарного типа обеспечивается качество только кубового продукта (в данном случае - СК), а газы дополнительной стабилизации могут содержать значительное количество углеводородов C_5+в, поэтому подача газов дополнительной дегазации и стабилизации на фракционирование и стабилизацию совместно со сконденсировавшимися углеводородами позволяет наиболее полно извлечь целевые углеводороды, содержащиеся в сырье.In the stripping type columns, only the bottoms product quality (in this case, SC) is ensured, and the additional stabilization gases can contain a significant amount of C _{5 +} b hydrocarbons, therefore, the supply of additional degassing and stabilization gases for fractionation and stabilization together with condensed hydrocarbons allows the most complete recovery Target hydrocarbons contained in raw materials.

Принципиальная технологическая схема предлагаемого способа показана на чертеже. Пластовую смесь направляют в первичный сепаратор 1, газ сепарации подают в узел охлаждения 2, который может содержать любые способы охлаждения. Жидкость из первичного сепаратора дросселируют и направляют в дегазатор 3, газ из которого подают в блок охлаждения 2. Жидкость из дегазатора 3 дросселируют и направляют в дегазатор 4, жидкость которого стабилизируют в ректификационной колонне 5, при этом часть жидкости из дегазатора 4 нагревают кубовым продуктом колонны 5 в рекуперативном теплообменнике 6 и направляют в среднюю часть колонны 5 в качестве питания, а оставшуюся часть используют в качестве орошения. Колонна 5 снабжена кубовым подогревателем 7 и циркуляционным насосом 8. Газы из дегазатора 4 и колонны 5 направляют на низкотемпературную обработку в узел охлаждения 2, либо объединяют со сконденсировавшимися углеводородами после узла охлаждения 2. Сконденсировавшиеся углеводороды направляют в узел фракционирования 9, в котором получают СК, фракции легких углеводородов и остаточный газ. СК из колонны 5 и узла фракционирования 9 объединяют в единый продуктовый поток. Schematic diagram of the proposed method is shown in the drawing. The formation mixture is sent to the primary separator 1, the separation gas is supplied to the cooling unit 2, which may contain any cooling methods. The liquid from the primary separator is throttled and sent to the degasser 3, the gas from which is supplied to the cooling unit 2. The liquid from the degasser 3 is throttled and sent to the degasser 4, the liquid of which is stabilized in the distillation column 5, while part of the liquid from the degasser 4 is heated with the bottom product of the column 5 in the recuperative heat exchanger 6 and sent to the middle part of the column 5 as power, and the remaining part is used as irrigation. Column 5 is equipped with a bottom heater 7 and a circulation pump 8. Gases from the degasser 4 and column 5 are sent for low-temperature processing to the cooling unit 2, or combined with condensed hydrocarbons after the cooling unit 2. Condensed hydrocarbons are sent to the fractionation unit 9, where SK is obtained, light hydrocarbon fractions and residual gas. SK from the column 5 and the fractionation unit 9 are combined into a single product stream.

Использование предлагаемого способа для выделения из природного газа ПБФ и СК дано на примере обустройства газоконденсатного месторождения, КФ которого составляет в начале эксплуатации промысла 400 г/м³ и падает до 100 г/м³ к концу эксплуатации. Суточный отбор пластового газа составляет 150 тыс.нм³ в течение всего периода.The use of the proposed method for the isolation of PBF and SC from natural gas is given as an example of the development of a gas condensate field, the KF of which is 400 g / m ³ at the beginning of the operation and drops to 100 g / m ³ by the end of the operation. The daily production gas extraction is 150 thousand nm ³ over the entire period.

Пластовый газ подлежит первичной сепарации в сепараторе 1 при давлении 9,8 МПа и температуре 30^oC. Газ первичной сепарации направляют в узел охлаждения 2, включающий рекуперацию холода в теплообменнике "газ-газ", эжектирование низкотемпературных газов и низкотемпературную сепарацию. Продуктами узла охлаждения 2 являются товарный газ, имеющий давление 5,5 МПа, и сконденсировавшиеся углеводороды. Жидкость из сепаратора 1 подвергают дегазации при давлении 5,7 МПа в дегазаторе 3, газ из которого направляют в узел охлаждения 2. Жидкость из дегазатора 3 дросселируют и дегазируют при давлении 1,5 МПа в дегазаторе 4. Часть жидкости из дегазатора 4 (70%) нагревают в рекуперативном теплообменнике 6 до температуры 190^oC и направляют в качестве питания в среднюю часть колонны 5, а оставшуюся часть, имеющую температуру 22^oC, используют в качестве орошения колонны 5. Кубовый продукт колонны 5 (стабильный конденсат), имеющий температуру 227^oC, используют для подогрева питания колонны 5. Газ стабилизации с верха колонны 5 объединяют с газом из дегазатора 4, компримируют до давления 5,5 МПа, объединяют с потоком сконденсировавшихся углеводородов из узла охлаждения 2 и направляют в узел фракционирования 9, в состав которого входят колонна-деэтанизатор и полная колонна-стабилизатор. В узле фракционирования 9 получают СК, ПБФ и остаточный газ, который утилизируют путем эжектирования в блоке охлаждения 2. СК из колонны 5 и узла фракционирования 9 объединяют в единый продуктовый поток. При реализации предлагаемого способа на начальном этапе эксплуатации в приведенном примере в кубовый продукт колонны 5 переходит более 92 мас.% углеводородов C_5+в, содержащихся в исходном газе, а расходные характеристики колонн узла фракционирования 9 остаются практически неизменными при снижении КФ исходного газа до значений менее 200 г/м³ В дальнейшем, когда расход сырья через колонну 5 уменьшается более чем в два раза, дегазатор 4 и колонну 5 отключают и работа установки реализует известный способ.The formation gas is subject to primary separation in the separator 1 at a pressure of 9.8 MPa and a temperature of 30 ^o C. The primary separation gas is sent to the cooling unit 2, which includes the recovery of cold in the gas-gas heat exchanger, ejection of low-temperature gases and low-temperature separation. The products of the cooling unit 2 are commercial gas having a pressure of 5.5 MPa and condensed hydrocarbons. The liquid from the separator 1 is degassed at a pressure of 5.7 MPa in the degasser 3, the gas from which is sent to the cooling unit 2. The liquid from the degasser 3 is throttled and degassed at a pressure of 1.5 MPa in the degasser 4. Part of the liquid from the degasser 4 (70% ) heated in a recuperative heat exchanger 6 to a temperature of 190 ^o C and sent as power to the middle part of the column 5, and the remaining part, having a temperature of 22 ^o C, is used as irrigation of the column 5. The bottom product of the column 5 (stable condensate) having a temperature 227 ^o C, used for p heating the supply of column 5. Stabilization gas from the top of column 5 is combined with gas from a degasser 4, compressed to a pressure of 5.5 MPa, combined with a stream of condensed hydrocarbons from cooling unit 2, and sent to a fractionation unit 9, which includes a deethanizer column and full stabilizer column. In the fractionation unit 9, SC, PBP and residual gas are obtained, which are utilized by ejection in the cooling unit 2. The SC from the column 5 and the fractionation unit 9 are combined into a single product stream. When implementing the proposed method at the initial stage of operation, in the above example, more than 92 wt.% C _{5 +} b hydrocarbons contained in the feed gas are transferred to the bottoms product of column 5, and the flow characteristics of the columns of the fractionation unit 9 remain almost unchanged when the CF of the feed gas is reduced to values less than 200 g / m ³ In the future, when the consumption of raw materials through the column 5 is reduced by more than half, the degasser 4 and the column 5 are turned off and the operation of the installation implements a known method.

Результаты проведенных оптимизационных расчетов схем в соответствии с предлагаемым и известным способами при сопоставимых условиях приведены в таблице для режима начала эксплуатации (КФ пластового газа 400 г/м³, давление на входе в установку 25 МПа). В таблице колонна 5 согласно чертежу упоминается как первичный стабилизатор, а колонны деэтанизатор и стабилизатор являются аппаратами узла фракционирования 9. Для обоих случаев одинаковыми были приняты следующие параметры: давление первичной сепарации 9,8 МПа, температура первичной сепарации 30^oC, площадь поверхности рекуперативного теплообменника "газ-газ" 100 м² давление товарного газа 5,5 МПа, температура низкотемпературной сепарации минус 40^oC, температура на выходе аппаратов воздушного охлаждения 45^oC, давление стабилизации 1,5 МПа. Все низконапорные газы вовлекают в потоки высокого давления путем эжектирования или компримирования.The results of the optimization calculations of the schemes in accordance with the proposed and well-known methods under comparable conditions are shown in the table for the start-up mode (reservoir gas CF 400 g / m ³ , inlet pressure to the unit 25 MPa). In the table, column 5 according to the drawing is referred to as the primary stabilizer, and the columns of the deethanizer and stabilizer are the devices of fractionation unit 9. For both cases, the following parameters were identical: the primary separation pressure was 9.8 MPa, the primary separation temperature was 30 ^o C, the surface area of the regenerative heat exchanger "gas-gas" 100 m ² commercial gas pressure 5.5 MPa, low-temperature separation temperature minus 40 ^o C, outlet temperature of air coolers 45 ^o C, stabilization pressure 1.5 MPa. All low-pressure gases are drawn into high-pressure flows by ejection or compression.

Из сравнения показателей видно, что при практически одинаковых выходах продукции схема, реализующая предлагаемый способ, требует меньшего количества оборудования при меньшей металлоемкости колонн и более низкого энергопотребления в кубовых подогревателях колонн, но уступает по расходным и энергетическим показателям дожимному компрессору низконапорных газов. From a comparison of indicators, it can be seen that, with practically the same product outputs, the circuit that implements the proposed method requires less equipment with lower metal consumption of the columns and lower energy consumption in the column bottoms heaters, but is inferior to the booster low-pressure gas compressor in terms of consumption and energy indicators.

По совокупности параметров предлагаемый способ выделения СК из природного газа имеет технологические преимущества перед известным способом при обустройстве газоконденсатных месторождений с высоким начальным КФ. In terms of the totality of parameters, the proposed method for the separation of SC from natural gas has technological advantages over the known method for the development of gas condensate fields with a high initial KF.

Claims

The method of separating stable condensate from natural gas by separating the initial gas-condensate mixture, degassing the separated condensate, cooling the separation gas and degassing gas with separating the condensed hydrocarbons and stabilizing the degassed condensate and condensed hydrocarbons, characterized in that the separated condensate is subjected to additional degassing and stabilization in stripping the column, the stabilization gas obtained as well as the gas of additional degassing, are cooled and subjected to tabilization together with condensed hydrocarbons, and as a stable condensate, a mixture of bottoms product of the stripping column and condensate recovered during stabilization of the condensed hydrocarbons is removed.