RU2294430C1 - Method for gaseous hydrocarbon preparation for transportation - Google Patents
Method for gaseous hydrocarbon preparation for transportation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2294430C1 RU2294430C1 RU2005118194/03A RU2005118194A RU2294430C1 RU 2294430 C1 RU2294430 C1 RU 2294430C1 RU 2005118194/03 A RU2005118194/03 A RU 2005118194/03A RU 2005118194 A RU2005118194 A RU 2005118194A RU 2294430 C1 RU2294430 C1 RU 2294430C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- stage
- gas
- condensate
- separator
- cooling
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к газонефтяной промышленности, в частности, к обработке углеводородного газа с использованием низкотемпературного процесса и может быть использовано в процессах промысловой подготовки продукции газоконденсатных месторождений.The invention relates to the oil and gas industry, in particular, to the processing of hydrocarbon gas using a low-temperature process and can be used in field preparation processes for the production of gas condensate fields.
Известен способ подготовки углеводородного газа к транспорту методом низкотемпературной сепарации (НТС) газа (см. А.И.Гриценко, В.А.Истомин и др. «Сбор и промысловая подготовка газа на северных месторождениях России», М.: из-во «Недра», 1999, с. 372-373), включающий в себя сепаратор первой ступени, теплообменник, редуцирующее устройство, сепаратор второй ступени и трехфазный разделитель.A known method of preparing hydrocarbon gas for transport by the method of low-temperature gas separation (STC) of gas (see A.I. Gritsenko, V.A. Istomin and others. "Collection and field preparation of gas in the northern fields of Russia", M .: because of " Nedra ", 1999, pp. 372-373), which includes a first stage separator, a heat exchanger, a reducing device, a second stage separator and a three-phase separator.
Недостатком данного способа является то, что при высоком давлении в конденсатопроводе для обеспечения оптимальных термобарических условий в низкотемпературном сепараторе и транспортировки углеводородного конденсата необходимо применение насосных установок.The disadvantage of this method is that at high pressure in the condensate pipe, pumping units are necessary to ensure optimal thermobaric conditions in a low-temperature separator and for transporting hydrocarbon condensate.
Наиболее близким аналогом по сути к предлагаемому техническому решению является способ подготовки газоконденсатной смеси к транспорту трехступенчатой сепарацией (см. там же, с.378-379), включающей подачу пластового газа в сепаратор первой ступени, подачу отсепарированного в первой ступени газа через теплообменник первой ступени охлаждения в сепаратор второй ступени, подачу отсепарированного во второй ступени газа через теплообменник второй ступени охлаждения и расширяющее (дроссель или эжектор) устройство в сепаратор третьей ступени, подачу отсепарированного в третьей ступени газа последовательно через теплообменники второй и первой ступени охлаждения и отвод из сепараторов жидкости в разделители. Перед теплообменниками подается ингибитор гидратообразования - метанол. В способе за счет установления между сепараторами первой и третьей ступени промежуточного сепаратора (сепаратора второй ступени сепарации) происходит сокращение расхода концентрированного метанола и связанных с ним эксплуатационных затрат.The closest analogue in fact to the proposed technical solution is a method of preparing a gas-condensate mixture for transport by three-stage separation (see ibid., P. 378-379), which includes the formation gas supply to the first stage separator, the gas supply separated in the first stage through the heat exchanger of the first stage cooling to the separator of the second stage, the supply of gas separated in the second stage through the heat exchanger of the second cooling stage and the expansion (throttle or ejector) device to the separator of the third stage, the gas is separated in the third stage of the gas sequentially through heat exchangers of the second and first cooling stages and the discharge from the liquid separators to the separators. In front of the heat exchangers, a hydrate inhibitor, methanol, is supplied. In the method, due to the establishment of an intermediate separator (separator of the second separation stage) between the first and third stage separators, the consumption of concentrated methanol and associated operating costs are reduced.
Недостатком этого способа является также необходимость применения насосных установок для обеспечения оптимальных термобарических условий в низкотемпературном сепараторе и транспортировки конденсата с установки при высоком давлении в конденсатопроводе.The disadvantage of this method is the need to use pumping units to ensure optimal thermobaric conditions in a low-temperature separator and transporting condensate from the installation at high pressure in the condensate line.
Целью изобретения является обеспечение безнасосной подачи нестабильного конденсата на переработку с использованием давления потока газа после его первичной сепарации.The aim of the invention is to provide a pump-free supply of unstable condensate for processing using the pressure of the gas stream after its primary separation.
Поставленная цель достигается следующим образом. В способе подготовки газоконденсатной смеси к транспорту трехступенчатой сепарацией, включающем подачу пластового газа в сепаратор первой ступени, подачу отсепарированного в первой ступени газа через теплообменник первой ступени охлаждения в сепаратор второй ступени, подачу отсепарированного во второй ступени газа через теплообменник второй ступени охлаждения и расширяющее (дроссель или эжектор) устройство в сепаратор третьей ступени, подачу отсепарированного в третьей ступени газа последовательно через теплообменники второй и первой ступени охлаждения и отвод из сепараторов жидкости в разделители, в отличие от прототипа установка подготовки газоконденсатной смеси дополнительно снабжена двумя емкостями и трубопроводами газа после первичного сепаратора к этим емкостям, в которых поочередно происходит накопление нестабильного конденсата и подача газа высокого давления для транспортировки конденсата с установки.The goal is achieved as follows. In the method of preparing the gas-condensate mixture for transport by three-stage separation, which includes the formation gas supply to the first stage separator, the gas separated in the first stage through the heat exchanger of the first cooling stage to the second stage separator, the gas separated in the second stage through the heat exchanger of the second cooling stage and expanding (throttle or ejector) a device in the separator of the third stage, the supply of gas separated in the third stage in series through the heat exchangers of the second and ne a separate cooling stage and discharge from the liquid separators to the separators, in contrast to the prototype, the gas-condensate mixture preparation plant is additionally equipped with two tanks and gas pipelines after the primary separator to these tanks, in which unstable condensate is accumulated in turn and high pressure gas is supplied to transport condensate from the installation .
Предлагаемое изобретение поясняется чертежомThe invention is illustrated in the drawing.
Продукцию газоконденсатных скважин по трубопроводу 1 подают в сепаратор первой ступени 2, где из него отделяют механические примеси, воду и жидкую углеводородную фазу.The products of gas condensate wells are fed through a pipeline 1 to a separator of the first stage 2, where mechanical impurities, water and a liquid hydrocarbon phase are separated from it.
Жидкую фазу с низа сепаратора первой ступени 2 по трубопроводу 3 отводят в разделитель 4, а отсепарированный газ по трубопроводу 5 отводят из сепаратора 2 и подают в рекуперативный теплообменник первой ступени охлаждения 6.The liquid phase from the bottom of the separator of the first stage 2 through the pipe 3 is diverted to the separator 4, and the separated gas through the pipe 5 is diverted from the separator 2 and served in a regenerative heat exchanger of the first cooling stage 6.
После охлаждения в теплообменнике 6 газожидкостную смесь для разделения газа и жидкости по трубопроводу 7 подают в сепаратор второй ступени 8.After cooling in the heat exchanger 6, a gas-liquid mixture for separating gas and liquid is supplied through a pipe 7 to the separator of the second stage 8.
Жидкую фазу из сепаратора 7 по трубопроводу 8 отводят в разделитель 10, а газовую фазу из сепаратора 7 по трубопроводу 11 для дальнейшего охлаждения подают в рекуперативный теплообменник второй ступени 12. Далее этот газ подают по трубопроводу 13 для охлаждения за счет его расширения в редуцирующее устройство (дроссель или эжектор) 14. Охлажденную газожидкостную смесь по трубопроводу 15 подают в сепаратор третьей ступени 16.The liquid phase from the separator 7 through the pipe 8 is diverted to the separator 10, and the gas phase from the separator 7 through the pipe 11 for further cooling is fed to a regenerative heat exchanger of the second stage 12. Next, this gas is fed through the pipe 13 for cooling due to its expansion into a reducing device ( throttle or ejector) 14. The cooled gas-liquid mixture through a pipe 15 serves in the separator of the third stage 16.
Жидкую фазу из сепаратора 16 по трубопроводу 17 отводят в разделитель 10, а газовую фазу из сепаратора 16 по трубопроводу 18 подают для нагревания в теплообменник 12. Далее этот газ по трубопроводу 19 подают для нагревания в теплообменник 6 и далее по трубопроводу 20 выводят с установки в газотранспортную систему.The liquid phase from the separator 16 through the pipe 17 is diverted to the separator 10, and the gas phase from the separator 16 through the pipe 18 is supplied for heating to the heat exchanger 12. Then this gas is fed through the pipe 19 for heating to the heat exchanger 6 and then through the pipe 20 is removed from the installation to gas transportation system.
Водометанольный раствор из разделителя 4 по трубопроводу 21 выводят с установки, газовую фазу из разделителя 4 направляют по трубопроводу 22 в трубопровод 15, а нестабильный конденсат по трубопроводу 23 направляют поочередно в емкости 24 и 25 для накопления.The water-methanol solution from the separator 4 through the pipe 21 is removed from the installation, the gas phase from the separator 4 is sent via the pipe 22 to the pipe 15, and the unstable condensate is sent through the pipe 23 to the storage tanks 24 and 25, in turn.
Водометанольный раствор из разделителя 10 по трубопроводу 26 подают в трубопровод 21 и выводят с установки, газовую фазу из разделителя 10 направляют по трубопроводу 27 на эжектор 14, а нестабильный конденсат по трубопроводам 23 и 28 направляют поочередно в емкости 24 и 25 для накопления.The water-methanol solution from the separator 10 through the pipe 26 is fed into the pipe 21 and removed from the installation, the gas phase from the separator 10 is sent through the pipe 27 to the ejector 14, and the unstable condensate is sent through the pipes 23 and 28 to the storage tanks 24 and 25 alternately.
После накопления нестабильного конденсата в емкости 24 в нее по трубопроводу 29 осуществляется подача газа высокого давления для опорожнения и транспортировки нестабильного конденсата по трубопроводу 31. Одновременно происходит переключение подачи нестабильного конденсата: из разделителей 4 и 26 углеводородный конденсат поступает в накопительную емкость 25. После накопления нестабильного конденсата в емкости 25 по трубопроводу 30 в нее подается газ высокого давления для опорожнения и транспортировки конденсата с установки по трубопроводу 32. Таким образом, происходит поочередное накопление нестабильного углеводородного конденсата в емкостях 24 и 25 и поочередное выдавливание газом высокого давления из трубопроводов 29 и 30 углеводородного конденсата из емкостей 24 и 25, соответственно.After the unstable condensate has accumulated in the tank 24, high pressure gas is supplied to it through the pipe 29 to empty and transport the unstable condensate through the pipe 31. At the same time, the unstable condensate is switched: from the separators 4 and 26, hydrocarbon condensate flows into the storage tank 25. After the unstable condensate in a tank 25 through a pipe 30 high pressure gas is supplied to it for emptying and transporting condensate from the installation through a pipeline 32. Thus, an unstable hydrocarbon condensate accumulates alternately in tanks 24 and 25 and high pressure gas is alternately squeezed out of pipelines 29 and 30 of hydrocarbon condensate from tanks 24 and 25, respectively.
При этом реализуется безнасосная транспортировка нестабильного углеводородного конденсата при высоком давлении в однофазном режиме до места его последующей технологической переработки (стабилизации). Транспортировка нестабильного конденсата в однофазном (жидком) состоянии в рамках предлагаемого способа может осуществляться на значительные расстояния (от сотен метров до десятков километров), поскольку давление газа на первой ступени сепарации значительно выше давления, при котором происходит разгазирование углеводородного конденсата (в диапазоне температур, при которых осуществляется транспортировка конденсата на его переработку). Тем самым уменьшаются эксплуатационные затраты на перекачку конденсата и обеспечивается экономичный его транспорт в однофазном состоянии.At the same time, pump-free transportation of unstable hydrocarbon condensate at high pressure in single-phase mode to the place of its subsequent processing (stabilization) is realized. Transportation of unstable condensate in a single-phase (liquid) state within the framework of the proposed method can be carried out over considerable distances (from hundreds of meters to tens of kilometers), since the gas pressure at the first separation stage is much higher than the pressure at which the hydrocarbon condensate is degassed (in the temperature range, at which transport condensate to its processing). This reduces the operating costs of condensate pumping and ensures its economical transport in a single-phase state.
Для оценки эффективности предложенного способа по сравнению с аналогом-прототипом были проведены исследования на промысловой установке подготовки углеводородной смеси к транспорту. На 6-ю технологическую линию установки низкотемпературной: сепарации (УКПГ-2В Уренгойского месторождения) подавали пластовую продукцию газоконденсатного месторождения в количестве 90 тыс. м3/час.To assess the effectiveness of the proposed method in comparison with the analogue of the prototype, studies were conducted in a field installation for the preparation of a hydrocarbon mixture for transport. The 6th production line of the low-temperature: separation unit (UKPG-2V of the Urengoy field) was supplied with stratum production of a gas condensate field in the amount of 90 thousand m 3 / h.
Результаты проведенных исследований по обработке газоконденсатной смеси по прототипу и по предлагаемому техническому решению приведены в табл. В исследованных режимах давление и температура сырья на входе в сепараторы первой ступени составили соответственно 7,5 МПа и 15°С. Температура газа в сепараторах третьей (низкотемпературной) ступени поддерживалась на уровне минус 30°С.The results of studies on the processing of gas condensate mixtures according to the prototype and the proposed technical solution are given in table. In the studied modes, the pressure and temperature of the raw material at the inlet to the first stage separators were 7.5 MPa and 15 ° C, respectively. The gas temperature in the separators of the third (low temperature) stage was maintained at minus 30 ° C.
В существующей технологии, при поддержании давления в низкотемпературном сепараторе на уровне 4,5 МПа давление конденсата на выходе из установки составило 4,3 МПа. В предлагаемой новой технологии, при поддержании давления в низкотемпературном сепараторе 2,5 МПа давление нестабильного конденсата на выходе с установки составило 7,2 МПа. Следовательно, предлагаемая технология позволяет поддерживать давление в низкотемпературном сепараторе, при котором обеспечивается максимальная конденсация тяжелых углеводородов, и обеспечить безнасосную транспортировку нестабильного конденсата с установки. При этом сокращаются затраты на транспортировку конденсата.In the existing technology, while maintaining the pressure in the low-temperature separator at 4.5 MPa, the condensate pressure at the outlet of the unit was 4.3 MPa. In the proposed new technology, while maintaining the pressure in the low-temperature separator 2.5 MPa, the pressure of unstable condensate at the outlet of the unit was 7.2 MPa. Therefore, the proposed technology allows you to maintain pressure in the low-temperature separator, which ensures maximum condensation of heavy hydrocarbons, and ensure pump-free transportation of unstable condensate from the installation. At the same time, the cost of transporting condensate is reduced.
Таким образом, по предлагаемой технологии на Уренгойском месторождении возможно обеспечение безнасосной подачи конденсата до конца разработки месторождения первоначально за счет использования давления пластового газа, а в дальнейшем после ввода ДКС за счет использования давления газа после ДКС.Thus, according to the proposed technology, it is possible to provide a pump-free condensate supply at the Urengoyskoye field until the end of field development, initially by using the pressure of the reservoir gas, and later after entering the BC by using the gas pressure after the BC.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2005118194/03A RU2294430C1 (en) | 2005-06-14 | 2005-06-14 | Method for gaseous hydrocarbon preparation for transportation |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2005118194/03A RU2294430C1 (en) | 2005-06-14 | 2005-06-14 | Method for gaseous hydrocarbon preparation for transportation |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2294430C1 true RU2294430C1 (en) | 2007-02-27 |
Family
ID=37990698
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2005118194/03A RU2294430C1 (en) | 2005-06-14 | 2005-06-14 | Method for gaseous hydrocarbon preparation for transportation |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2294430C1 (en) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2470865C2 (en) * | 2011-03-30 | 2012-12-27 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский и проектный институт по переработке газа" ("ОАО "НИПИгазпереработка") | Method of preparing hydrocarbon gas and apparatus for realising said method |
RU2599157C1 (en) * | 2015-06-04 | 2016-10-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Method of preparing hydrocarbon gas for transportation |
-
2005
- 2005-06-14 RU RU2005118194/03A patent/RU2294430C1/en active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
ГРИЦЕНКО А.И. и др. Сбор и промысловая подготовка газа на северных месторождениях России. - М.: Недра, 1999, с.378-379. * |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2470865C2 (en) * | 2011-03-30 | 2012-12-27 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский и проектный институт по переработке газа" ("ОАО "НИПИгазпереработка") | Method of preparing hydrocarbon gas and apparatus for realising said method |
RU2599157C1 (en) * | 2015-06-04 | 2016-10-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Method of preparing hydrocarbon gas for transportation |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN108138596B (en) | Flexible conversion of gas processing plant waste heat to electricity and cooling based on improved Gauss Watt cycle | |
CN108138599B (en) | Conversion of waste heat to electrical power for gas processing plants based on kalina cycle | |
CA2574034C (en) | Process and apparatus for the liquefaction of carbon dioxide | |
CN101283078A (en) | Process and apparatus for removal of sour species from a natural gas stream | |
EA024769B1 (en) | Method for hydrocarbon removal and recovery from drill cuttings | |
CN103992829A (en) | Natural gas hydrate preparation system based on compressed gas refrigeration cycle | |
RU2294430C1 (en) | Method for gaseous hydrocarbon preparation for transportation | |
RU70461U1 (en) | INSTALLATION OF PREPARATION OF OIL GAS FOR TRANSPORT | |
RU118408U1 (en) | LOW PRESSURE OIL GAS PROCESSING PLANT | |
RU2294429C2 (en) | Method for gaseous hydrocarbon preparation for transportation | |
RU2240175C1 (en) | Method of purification from hydrocarbons of a steam-gaseous medium formed at petroleum storage and filling in containers (variants) and installation for its realization | |
CN206300409U (en) | A kind of utilization associated gas isolates the processing unit of LPG and stable light hydrocarbon | |
RU2612235C1 (en) | Method and plant for deethanization gas conditioning for transportation in gas pipeline | |
RU2555909C1 (en) | Method of preparation of hydrocarbon gas for transport | |
CN106839650A (en) | Gas in natural gas recovery system and technique | |
RU2285212C2 (en) | Method and device for liquefying natural gas | |
WO2005106368A1 (en) | Method for cleaning and dividing a mixture by rectification and a mass-exchange device | |
RU2259511C2 (en) | Method of preparing and utilizing low-pressure gas | |
RU2627754C1 (en) | Method of hydrocarbon gas treatment for transportation | |
RU2646899C1 (en) | Method of preparing hydrocarbon gas for transportation | |
RU2765415C1 (en) | Method for preparing hydrocarbon gas for transport by the low-temperature separation method | |
RU2217586C2 (en) | Process of preparation of gas for conveying | |
RU2271497C1 (en) | Plant for preparing oil or natural gas for transporting in pipeline | |
RU2144610C1 (en) | Method for preparing gas-condensate mixture to transportation | |
RU2525764C2 (en) | Hydrocarbon gas mix preparation and processing plant (versions) |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PD4A | Correction of name of patent owner |