RU2471979C2

RU2471979C2 - Associated gas treatment method

Info

Publication number: RU2471979C2
Application number: RU2011112803/03A
Authority: RU
Inventors: Григорий Александрович Ланчаков; Станислав Викторович Сорокин; Олег Павлович Кабанов; Вячеслав Алексеевич Ставицкий; Василий Михайлович Тугарев; Николай Александрович Цветков; Николай Александрович Дороничев; Анатолий Владимирович Кошелев; Игорь Васильевич Колинченко
Original assignee: Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой"
Priority date: 2011-04-01
Filing date: 2011-04-01
Publication date: 2013-01-10
Also published as: RU2011112803A

Abstract

FIELD: oil and gas industry.

SUBSTANCE: method involves use of turbocompressor unit with low and high pressure stage, filter separator for removal of gas from condensate, water and mechanical impurities, which are installed before low pressure stage, and after low pressure stage - gas air cooling unit, separator for removal of gas from liquid with gas inlet, gas outlet and liquid outlet connection pipes, intermediate and end gas air cooling unit that is installed after the first and the second stages of high pressure, intermediate and end separators for removal of gas from liquid with gas inlet, gas outlet, condensate and water outlet connection pipes. According to the invention, the use of additional gas air cooling unit is provided, which is connected in series to outlet of gas air cooling unit located after intermediate separator of high compression stage of turbocompressor unit, and additional pump by means of which mixed flow of condensate and paraffin formation inhibitors is supplied via the pipeline to new supply assembly of condensate and inhibitor of hydrate formation between in-series connected gas air cooling units.

EFFECT: increasing operating efficiency of wells operated by means of gas-lift method due to avoiding condensation of hydrocarbons by means of additional removal of heavy hydrocarbons from oil gas at compressor station.

2 cl, 1 dwg

Description

Изобретение относится к установкам подготовки попутного нефтяного газа для подачи его в газлифтную систему и в межпромысловый коллектор (транспортный трубопровод), может быть использовано в нефтедобывающей, нефтегазоперерабатывающей и других отраслях промышленности.The invention relates to facilities for the preparation of associated petroleum gas for supplying it to the gas lift system and to the interfield reservoir (transport pipeline), can be used in oil production, oil and gas processing and other industries.

Известна установка подготовки углеводородного газа (Берлин М.А., Гореченков В.Г. Переработка нефтяных и природных газов. - М.: Химия, 1981, с.315), включающая сырьевой компрессор, теплообменники для охлаждения газа, сепаратор для отделения газа от конденсата и воды, теплообменник для охлаждения конденсата, сепаратор для разгазирования конденсата, узел подготовки конденсата, дожимной компрессор для подачи газа в магистральный газопровод.A known installation for the preparation of hydrocarbon gas (Berlin MA, Gorechenkov VG Processing of oil and natural gases. - M .: Chemistry, 1981, p.315), including a raw material compressor, heat exchangers for cooling gas, a separator for separating gas from condensate and water, a heat exchanger for condensate cooling, a separator for degassing condensate, a condensate preparation unit, a booster compressor for supplying gas to the main gas pipeline.

Известна установка компримирования углеводородного газа (RU 2073182), содержащая компрессор со ступенью низкого и высокого давления, установленный за ступенью низкого давления межступенчатый холодильник газа, сепаратор разделения конденсата и воды, сепаратор отделения газа от конденсата и воды с патрубками входа газа, выхода газа и выхода жидкости, последний из которых соединен с патрубком входа сепаратора разделения конденсата и воды, концевой холодильник газа, установленный за ступенью высокого давления компрессора, сепаратор отделения газа от жидкости с патрубками входа газа, выхода газа, выхода конденсата и выхода воды, узел осушки газа, соединенный с патрубком выхода газа из сепаратора отделения газа от жидкости.A known installation for compressing hydrocarbon gas (RU 2073182), comprising a compressor with a low and high pressure stage, an interstage gas refrigerator installed behind a low pressure stage, a condensate and water separator, a gas and condensate gas separator with gas inlet, gas outlet and outlet nozzles liquids, the last of which is connected to the inlet of the condensate-water separation separator inlet, gas end cooler installed behind the compressor high pressure stage, separation separator gas from a liquid with nozzles for gas inlet, gas outlet, condensate outlet and water outlet, a gas dehydration unit connected to a gas outlet nozzle from a gas-liquid separator.

Данные технические решения не позволяют обеспечить требуемое качество подготовки газа, используемого для газлифтной системы.These technical solutions do not allow to provide the required quality of gas preparation used for the gas-lift system.

Признаками, совпадающими с существенными признаками заявляемого изобретения, являются следующие: турбокомпрессорный агрегат, включающий ступени сжатия низкого и высокого давления; входной сепаратор отделения газа от конденсата и воды, промежуточные сепараторы разделения конденсата и воды, соединенные с патрубком выхода жидкости сепараторов отделения газа от конденсата и воды, установленные после ступени сжатия высокого давления первой секции; сепаратор отделения газа от жидкости, установленный после ступени сжатия высокого давления второй секции, соединенный с патрубком выхода жидкости сепараторов отделения газа от конденсата и воды.Signs that coincide with the essential features of the claimed invention are the following: a turbocompressor unit comprising compression stages of low and high pressure; an inlet separator for separating gas from condensate and water, intermediate separators for separating condensate and water connected to a liquid outlet of separators for separating gas from condensate and water, installed after the high-pressure compression stage of the first section; a gas-liquid separator installed after the second-stage high-pressure compression stage, connected to a liquid outlet pipe of gas-condensate-water separators.

Вследствие охлаждения газа, содержащего высокое количество тяжелых углеводородов (УВ), в газлифтной системе нефтепромысла происходит конденсация УВ в газлифтных трубопроводах, что существенно снижает эффективную работу газлифтного комплекса нефтепромысла в целом, увеличивает эксплуатационные затраты на ликвидацию жидкостных пробок в трубопроводах. Следствием всех перечисленных осложнений является снижение добычи нефти и увеличение ее себестоимости.Due to the cooling of gas containing a high amount of heavy hydrocarbons (HC), hydrocarbon condensation occurs in the gas lift system of the oil field pipelines, which significantly reduces the effective operation of the gas lift complex of the oil field as a whole, increases the operating costs of eliminating liquid plugs in the pipelines. The consequence of all these complications is a decrease in oil production and an increase in its cost.

Задачей заявляемого изобретения является повышение эффективности работы скважин, эксплуатируемых газлифтным способом за счет исключения конденсации УВ путем дополнительного извлечения конденсата из нефтяного газа на компрессорной станции.The objective of the invention is to increase the efficiency of wells operated by a gas-lift method by eliminating the condensation of hydrocarbons by additional extraction of condensate from oil gas at a compressor station.

Это достигается снижением температуры перед промежуточным сепаратором ниже температуры, чем в газлифтной системе промысла (+5°С ÷ -5°С). Ограничивающим фактором для максимально возможного снижения температуры в аппарате воздушного охлаждения (АВО) газа является вероятность отложений парафинов и гидратов в трубках секций АВО газа. Для этого необходима подача метанола и ингибитора парафинообразования перед АВО газа для исключения образования гидратных и парафиновых пробок. Как вариант, взамен ингибитора парфинообразования предлагается использовать конденсат, получаемый на установке компрессорной станции.This is achieved by lowering the temperature in front of the intermediate separator below the temperature than in the gas lift system of fishing (+ 5 ° С ÷ -5 ° С). The limiting factor for the maximum possible reduction in temperature in the gas air cooling apparatus (AVO) is the likelihood of paraffin and hydrate deposits in the tubes of the gas ABO sections. This requires the supply of methanol and a paraffin inhibitor in front of the ABO gas to prevent the formation of hydrate and paraffin plugs. Alternatively, instead of an inhibitor of paraffin formation, it is proposed to use condensate obtained at the compressor station installation.

Охлаждение газа возможно осуществлять после любой из трех ступеней компримирования. На программной модели проведен расчет условий конденсации во всех сепараторах. Наиболее оптимальное давление конденсации (33-35 кгс/см²) получается в промежуточном сепараторе между второй и третей ступенями сжатия.Gas cooling is possible after any of the three stages of compression. On the software model, the condensation conditions in all separators were calculated. The most optimal condensation pressure (33-35 kgf / cm ² ) is obtained in the intermediate separator between the second and third stages of compression.

В нефтяном газе содержится незначительное количество парафинов, которые тем не менее при снижении температуры ниже 18°С будут постепенно откладываться в наиболее охлаждаемых участках трубок АВО.Petroleum gas contains an insignificant amount of paraffins, which, nevertheless, when the temperature drops below 18 ° C, will gradually be deposited in the most cooled sections of the ABO tubes.

Поверхностно-активные вещества, содержащиеся в углеводородных жидкостях, влияют на образование и отложение парафинов и гидратов, образуя на поверхности пленку, которая замедляет рост кристаллов и препятствуют их объединению.Surfactants contained in hydrocarbon fluids affect the formation and deposition of paraffins and hydrates, forming a film on the surface that slows down the growth of crystals and prevents their association.

Для предотвращения отложений парафинов и гидратов в трубках секций АВО газа предлагается оборудовать входной трубопровод АВО газа узлом ввода конденсата. Дополнительно предусмотреть возможность подачи ингибитора парафинообразования. Для получения наибольшего эффекта требуется, чтобы конденсат промывал нижние трубки АВО газа. Температура газа на входе в АВО составляет 100-120°С. При подаче конденсата в газ с такой температурой конденсат перейдет в газовую фазу и эффективность будет низкой. Предлагается разделить процесс охлаждения газа на два этапа. Для этого возможно задействовать дополнительный АВО газа, например с резервной линии компрессора. При этом на первом АВО газ будет охлаждаться до температуры начала выпадения парафинов (20-15°С), затем в поток газа подается конденсат, большая часть которого, без изменения фазового состояния, под действием сил гравитации распределится по нижним трубкам АВО газа.To prevent deposition of paraffins and hydrates in the tubes of the sections of the ABO gas, it is proposed to equip the inlet pipeline of the ABO gas with a condensate inlet unit. Additionally, provide the possibility of filing a paraffin inhibitor. To obtain the greatest effect, it is required that the condensate rinse the lower tubes of the ABO gas. The gas temperature at the inlet to the ABO is 100-120 ° C. When condensate is supplied to a gas with such a temperature, the condensate will transfer to the gas phase and the efficiency will be low. It is proposed to divide the gas cooling process into two stages. For this, it is possible to use an additional gas ABO, for example, from a backup compressor line. At the same time, the gas will be cooled at the first ABO to the temperature at which paraffins precipitate (20-15 ° C), then condensate is supplied to the gas stream, most of which, without changing the phase state, will be distributed through the lower tubes of the ABO gas under the influence of gravity.

Это достигается тем, что известная установка компримирования углеводородного газа, включающая турбокомпрессорный агрегат со ступенью низкого и высокого давления, фильтр-сепаратор и входной сепаратор для отделения газа от конденсата, воды и механических примесей, установленные перед ступенью низкого давления, за ступенью низкого давления - аппарат воздушного охлаждения для снижения температуры газа до температуры начала парафинообразования и гидратоотложения, сепаратор для отделения газа от жидкости с патрубками входа газа, выхода газа и выхода жидкости, промежуточный и концевой аппарат воздушного охлаждения газа, установленный за первой и второй ступенями высокого давления, промежуточный и концевой сепараторы для отделения газа от жидкости с патрубками входа газа, выхода газа, выхода конденсата и выхода воды, может быть снабжена узлом ввода конденсата (ингибитора парафинообразования), дополнительным АВО газа, последовательно соединенным с входом АВО газа, находящимся между промежуточными сепараторами высокой ступени сжатия ТКА, а также дополнительным насосом для подачи смешанного потока конденсата и ингибитора парафинообразования по трубопроводу в точку подачи конденсата и ингибитора парафинообразования между последовательно соединенными АВО газа. Ингибитор парафинообразования подается из отдельно стоящей емкости для его хранения, а конденсат подается из накопительной емкости.This is achieved by the fact that the known installation of hydrocarbon gas compression, including a turbocompressor unit with a low and high pressure stage, a filter separator and an inlet separator for separating gas from condensate, water and solids, installed in front of the low pressure stage, behind the low pressure stage - apparatus air cooling to reduce the temperature of the gas to the temperature of the onset of paraffin formation and hydrate deposition, a separator for separating gas from liquid with nozzles for gas inlet, outlet g for the liquid outlet and, the intermediate and end gas air cooling apparatus, installed behind the first and second high pressure stages, the intermediate and end separators for separating gas from the liquid with gas inlet, gas outlet, condensate and water outlet nozzles, can be equipped with an inlet unit condensate (paraffin inhibitor), an additional ABO gas, connected in series with the inlet of the ABO gas located between the intermediate separators of the high compression stage TKA, as well as an additional pump for feeding the mixed stream and the condensate through conduit wax formation inhibitor in the condensate feed point wax formation between the inhibitor and the serially connected gas ABO. The paraffin inhibitor is supplied from a separate tank for storage, and condensate is supplied from a storage tank.

На фиг.1 приведена принципиальная технологическая схема установки компримирования углеводородного газа.Figure 1 shows a schematic flow diagram of a unit for compressing hydrocarbon gas.

Установка компримирования углеводородного газа содержит блок редуцирования газа 2, снижающий давление попутного нефтяного газа, поступающего по трубопроводу 1, предохранительные клапаны 3 и 21, служащие для предотвращения повышения давления, входной сепаратор 4, фильтр-сепаратор тонкой очистки 5. В состав турбокомпрессорного агрегата (ТКА) 6 входят газотурбинный привод 7 и два корпуса сжатия: корпус низкого давления 8 (КНД) и корпус высокого давления 11 (КВД), обеспечивающие последовательное трехступенчатое компримирование попутного нефтяного газа. Технологические узлы замера газа 17, контролирующие работу ТКА 15, установлены перед каждой ступенью компримирования. Промежуточные аппараты воздушного охлаждения (АВО) газа 9 и 12, дополнительный АВО газа 14, соединенный последовательно с выходом АВО газа 12, а также конечный АВО газа 13, установленные после каждой ступени компримирования, обеспечивающие охлаждение попутного нефтяного газа. Промежуточные и конечный сепараторы 10, 15, 16 для очистки газа. Метанолопровод 34 предусмотренный для подачи ингибитора гидратообразования (метанола). Блок низкотемпературной сепарации газа 20, состоящий из рекуперативного теплообменника 18, регулятора давления 19 и низкотемпературного сепаратора 22. Трубопровод 25 для подачи подготовленного газа в МПК и трубопровод 24 для подачи газлифтного газа, а также блок замера газа 23. Для сбора жидких углеводородов от сепараторов 4, 5, 10, 15, 16, 22 предусмотрена накопительная емкость 27, полупогружной насос 30, перекачивающий жидкость в дренажную емкость 28, трубопровод 31. Насос 29, подающий смесь конденсата (из емкости 28) и ингибитора парафинообразования из отдельно стоящей емкости 32 по трубопроводу 26.The hydrocarbon gas compression unit contains a gas reduction unit 2, which reduces the pressure of associated petroleum gas flowing through the pipeline 1, safety valves 3 and 21, which serve to prevent the increase in pressure, an inlet separator 4, a fine filter separator 5. The turbocompressor unit (TCA) ) 6 includes a gas-turbine drive 7 and two compression housings: a low-pressure housing 8 (KND) and a high-pressure housing 11 (KVD), providing sequential three-stage compression of the associated oil of gas. Technological units for measuring gas 17, controlling the operation of the TCA 15, are installed before each stage of compression. Intermediate air-cooling apparatuses (ABOs) for gas 9 and 12, an additional ABO gas 14 connected in series with the outlet of the ABO gas 12, as well as the final ABO gas 13 installed after each stage of compression, providing cooling of associated petroleum gas. Intermediate and final separators 10, 15, 16 for gas purification. Methanol pipe 34 is provided for supplying a hydrate inhibitor (methanol). A low-temperature gas separation unit 20, consisting of a recuperative heat exchanger 18, a pressure regulator 19, and a low-temperature separator 22. A pipe 25 for supplying prepared gas to the MPC and a pipe 24 for supplying gas-lift gas, as well as a gas metering unit 23. For collecting liquid hydrocarbons from separators 4 , 5, 10, 15, 16, 22 a storage tank 27 is provided, a semi-submersible pump 30 pumping liquid to the drain tank 28, pipe 31. A pump 29 supplying a mixture of condensate (from the tank 28) and a paraffin inhibitor from a standing tank 32 via a pipe 26.

Установка компримирования углеводородного газа работает следующим способом.Installation of hydrocarbon gas compression works in the following way.

Попутный нефтяной газ от центрального пункта сбора по трубопроводу 1 поступает в блок редуцирования газа 2, где производится снижение давления газа. На выходе из блока предусмотрены предохранительный клапан 3, служащий для предотвращения повышения давления на входе ТКА 6 выше номинального в случае отказа регуляторов давления в блоке редуцирования 2. После блока редуцирования 2 газ направляется во входной сепаратор 4, где производится улавливание капельной жидкости, содержащейся в нефтяном попутном газе, а также жидкостных пробок. Далее газ поступает на вход сепаратора тонкой очистки (фильтр-сепаратор) 5, где производится окончательная очистка газа от жидкости и механических примесей для входного газа ТКА 6 (по техническим условиям). После сепараторов тонкой очистки 5 газ направляется на вход, по меньшей мере, одного ТКА 6. В состав ТКА 6 входит газотурбинный привод 7 и два корпуса сжатия: корпус низкого давления 8 (КНД) и корпус высокого давления 11 (КВД). В корпусах сжатия газ последовательно сжимается до 1,16 МПа в первом корпусе КНД 8 и до давления 8,16 МПа - во втором КВД 11. После КНД 8 производится промежуточное охлаждение газа в АВО газа 9. Выделившаяся при охлаждении газа жидкость улавливается в промежуточном сепараторе 10. На выходе из первой секции сжатия КВД в поток газа подается по метанолопроводу 34 (предусмотренному проектом) ингибитор гидратообразования (метанол) с охлаждением в АВО газа 12, а в поток газа, вышедший из АВО газа 12 с температурой и давлением, определенными техническим регламентом работы компрессорной станции, дополнительным насосом 29 подается смесь конденсата (из емкости 28) и тем же дополнительным насосом 29 подается ингибитор парафинообразования (из отдельно стоящей емкости 32 для его хранения), далее газ поступает в АВО газа 14, где температура газа снижается до 5-6°С, что на 10-15 градусов ниже штатной, это снижение температуры дает возможность извлечь из газа (в сепараторе 15) дополнительное количество жидких углеводородов, что, в свою очередь, повышает общую добычу нефтепромысла и существенно снижает количество жидкости в газлифтном газе, подаваемом по трубопроводу 24. Подача метанола в поток газа предотвращает образование гидратов в нижних секциях АВО газа 12 и 14. Подача смеси конденсата и ингибитора парафинообразования предотвращает отложения парафинов в АВО газа 14, так как компрессорная станция компримирует попутный нефтяной газ с высоким содержанием парафинов. После второй секции сжатия КВД 11 газ охлаждается в концевых АВО газа 13. Выделившаяся после охлаждения газа жидкость, состоящая из воды и конденсата, улавливается в концевом сепараторе 16.Associated petroleum gas from the central collection point through pipeline 1 enters the gas reduction unit 2, where the gas pressure is reduced. At the outlet of the unit, a safety valve 3 is provided, which serves to prevent the pressure increase at the inlet of the TCA 6 above the nominal in the event of a pressure regulator failure in the reduction unit 2. After the reduction unit 2, the gas is sent to the inlet separator 4, where the dropping liquid contained in the oil is captured associated gas, as well as liquid plugs. Next, the gas enters the inlet of the fine separator (filter separator) 5, where the final cleaning of the gas from the liquid and mechanical impurities for the inlet gas TKA 6 (according to technical conditions) is performed. After fine separators 5, gas is directed to the inlet of at least one TKA 6. The TKA 6 includes a gas turbine drive 7 and two compression housings: a low pressure housing 8 (KND) and a high pressure housing 11 (KVD). In the compression housings, the gas is sequentially compressed to 1.16 MPa in the first KND 8 case and to a pressure of 8.16 MPa in the second KVD 11. After the KND 8, the gas is intermediate cooled in the gas air cooler 9. The liquid released during gas cooling is trapped in the intermediate separator 10. At the outlet of the first HPC compression section, a hydrate inhibitor (methanol) is cooled through the methanol pipe 34 (provided by the project) with cooling in the gas air heater 12, and into the gas stream leaving the gas air heater 12 with the temperature and pressure determined by the technical regulations During operation of the compressor station, an additional pump 29 feeds a mixture of condensate (from tank 28) and a paraffin inhibitor (from a separate tank 32 for storing it) is supplied with the same additional pump 29, then the gas enters the gas ABO 14, where the gas temperature drops to 5 -6 ° C, which is 10-15 degrees lower than the standard one, this decrease in temperature makes it possible to extract additional liquid hydrocarbons from the gas (in the separator 15), which, in turn, increases the total production of the oil field and significantly reduces the amount liquids in the gas lift gas supplied through the pipeline 24. Methanol supply to the gas stream prevents the formation of hydrates in the lower sections of the ABO gas 12 and 14. The supply of a mixture of condensate and a paraffin inhibitor prevents the deposition of paraffins in the ABO gas 14, since the compressor station compresses the associated petroleum gas with high in paraffins. After the second compression section of the HPC 11, the gas is cooled in the terminal air cooler of the gas 13. The liquid released after cooling the gas, consisting of water and condensate, is trapped in the end separator 16.

Для контроля работы ТКА 6 перед каждой ступенью компримирования предусмотрен узел замера газа 17. Замерные устройства располагаются в ангаре ТКА 6.To control the operation of the TCA 6, a gas metering unit 17 is provided in front of each stage of compression. The metering devices are located in the hangar of the TCA 6.

После концевого сепаратора 16 часть скомпримированного газа по трубопроводу 24 отбирается для циклической газлифтной системы промысла, остальная часть поступает в блок низкотемпературной сепарации газа (НТС) 20 для осушки. Замер газлифтного газа предусматривается в блоке 23.After the end separator 16, part of the compressed gas is taken through line 24 for a cyclic gas lift system for the field, the rest goes to the low-temperature gas separation unit (NTS) 20 for drying. Measurement of gas lift gas is provided in block 23.

В состав оборудования установки НТС 20 входят рекуперативный теплообменник 18, регулятор давления 19 и низкотемпературный сепаратор 22. Скомпримированный газ после отбора газлифтного газа поступает на вход рекуперативного теплообменника 18, где охлаждается потоком осушенного газа от низкотемпературного сепаратора 22, после чего поступает на регулятор давления 19, где давление газа снижается. Температура при этом снижается, обеспечивая необходимую температуру точки росы газа по воде и углеводородам до параметров СТО Газпром 089-2010 осушенного газа. На выходе низкотемпературного сепаратора 22 предусмотрен предохранительный клапан 21, служащий для предотвращения повышения давления выше рабочего в случае отказа регуляторов давления и рассчитанный на полную производительность сепаратора. После низкотемпературного сепаратора 22 осушенный газ направляется на коммерческий замер в блок замера газа 23 и используется для собственных нужд промысла.The equipment of the NTS 20 installation includes a recuperative heat exchanger 18, a pressure regulator 19, and a low-temperature separator 22. After the gas lift gas is sampled, compressed gas is fed to the recuperative heat exchanger 18 inlet, where it is cooled by a stream of dried gas from the low-temperature separator 22, after which it is supplied to the pressure regulator 19, where the gas pressure decreases. The temperature decreases, providing the required temperature of the gas dew point for water and hydrocarbons to the parameters STO Gazprom 089-2010 of the dried gas. At the outlet of the low-temperature separator 22, a safety valve 21 is provided, which serves to prevent an increase in pressure above the worker in case of failure of the pressure regulators and is designed for the full performance of the separator. After the low-temperature separator 22, the dried gas is sent for commercial measurement to the gas metering unit 23 and is used for the own needs of the field.

Конденсат, выделившийся в сепараторах 4, 5, 10, 15, 16, 22, поступает в накопительную емкость 27, из нее полупогружным насосом 30 откачивается в емкость 28, далее по трубопроводу 31 на центральный пункт сбора.Condensate released in the separators 4, 5, 10, 15, 16, 22, enters the storage tank 27, from it is pumped by a semi-submersible pump 30 into the tank 28, then through the pipeline 31 to the central collection point.

Конденсат, подаваемый в поток газа по трубопроводу 26, используется циклически без привлечения дополнительной материальной базы, а именно насосом 29 забирается из емкости 28. В итоге, после всех ступеней сепарации конденсат возвращается в ту же емкость 28.The condensate supplied to the gas stream through the pipeline 26 is used cyclically without involving additional material resources, namely, the pump 29 is taken from the tank 28. As a result, after all stages of separation, the condensate is returned to the same tank 28.

При подготовке газлифтного газа предлагаемым способом достигается температура ниже, чем в газлифтной системе, что изменяет технологический режим подготовки газа и дополнительно увеличивает выход конденсата на сепараторах 15 и 16, а также существенно снижает количество тяжелых углеводородов в паровой фазе газа, подаваемого в газлифтную систему нефтепромыслов по трубопроводу 24.When preparing gas-lift gas by the proposed method, the temperature is lower than in the gas-lift system, which changes the technological mode of gas treatment and further increases the condensate output on separators 15 and 16, and also significantly reduces the amount of heavy hydrocarbons in the vapor phase of the gas supplied to the gas-lift oil field system pipeline 24.

Claims

1. A method of preparing associated petroleum gas, including the use of a turbocompressor unit with a low and high pressure stage, a filter separator and an inlet separator for separating gas from condensate, water and solids, which are installed in front of the low pressure stage, and behind the low pressure stage - apparatus air cooling of gas, a separator for separating gas from liquid with nozzles for gas inlet, gas outlet and liquid outlet, intermediate and end gas air cooling apparatus, which The second one is installed behind the first and second stages of high pressure, intermediate and end separators for separating gas from liquid with nozzles for gas inlet, gas outlet, condensate and water outlet, characterized in that they provide for the use of an additional gas air cooling apparatus, which is connected in series with the apparatus outlet air-cooled gas, located after the intermediate separator of the high compression stage of the turbocompressor unit, and an additional pump, which serves mixed the flow of condensate and paraffin inhibitors through the pipeline into a new condensate supply unit and a hydrate inhibitor between the gas air-cooling units connected in series.

2. The method according to claim 1, characterized in that the condensate, which is fed into the gas stream and is separated in a separator, is used cyclically.