RU2587175C2

RU2587175C2 - Способ подготовки углеводородного газа к транспорту

Info

Publication number: RU2587175C2
Application number: RU2014146359/05A
Authority: RU
Inventors: Александр Юрьевич Корякин; Олег Александрович Николаев; Николай Александрович Цветков; Андрей Владимирович Никитин; Павел Николаевич Ларев
Original assignee: Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой"
Priority date: 2014-11-18
Filing date: 2014-11-18
Publication date: 2016-06-20
Also published as: RU2014146359A

Abstract

Изобретение относится к газонефтяной промышленности, в частности к сбору и обработке природного углеводородного газа по технологии абсорбционной осушки, и может применяться в процессах промысловой подготовки к транспорту продукции газовых месторождений. Способ подготовки углеводородного газа к транспорту включает сепарацию газа дальних кустов скважин, введение регенерированного абсорбента в газовый поток после сепарации, выведение насыщенного влагой абсорбента из газового потока, транспортировку газа для дальнейшей подготовки совместно с газом ближних кустов скважин, сепарацию газа ближних кустов скважин, введение регенерированного абсорбента в газовый поток после сепарации, выведение насыщенного влагой абсорбента из газового потока, введение в газовый поток предварительно отсепарированного газа с дальних кустов скважин, сепарацию смесевого газа, компримирование и охлаждение в две ступени смесевого газа, введение в газовый поток регенерированного абсорбента, выведение из газового потока насыщенного абсорбента на регенерацию, охлаждение смесевого газа и вывод его из установки, при этом температуру точки росы транспортируемого газа обеспечивают ниже температуры транспортируемого газа на 7-12°C. Изобретение обеспечивает однофазную транспортировку газа и сокращение расхода метанола. 1 ил., 1 табл.

Description

Изобретение относится к газонефтяной промышленности, в частности к сбору и обработке природного углеводородного газа по технологии абсорбционной осушки, и может применяться в процессах промысловой подготовки к транспорту продукции газовых месторождений.

Известен способ сбора и подготовки углеводородного газа к транспорту методом абсорбционной осушки (см. Г.А. Ланчаков, В.А. Ставицкий, Р.В. Абдуллаев и др. Развитие технологии и основного технологического оборудования на УКПГ Уренгойского комплекса / Сборник научных трудов. ДОАО «ЦКБН» ОАО «Газпром» - 55 лет. - М: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2006, с. 67), технологическая схема которого включает подачу газа с кустов скважин, ввод в газовый поток насыщенного абсорбента, вывод из газового потока отработанного насыщенного абсорбента на регенерацию, компримирование и охлаждение газа в две ступени, ввод в газовый поток регенерированного абсорбента, вывод из газового потока насыщенного абсорбента, вывод газа из установки.

Недостатком данного способа является то, что на поздней и завершающей стадиях разработки месторождения вследствие снижения добычи газа загрузка оборудования установки комплексной подготовки газа становится ниже производительности оборудования компримирования газа. Это приводит к необходимости направлять часть сжатого газа перед газоперекачивающим агрегатом предварительно понизив давление этого газа. Из-за циркулирования части газа через газоперекачивающие агрегаты первой и второй ступеней сжатия происходит перерасход топливного газа у газоперекачивающих агрегатов. Для решения проблемы предлагается (см. Т.М. Бекиров, Г.А. Ланчаков. Технология обработки газа и конденсата, М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1999, с. 561) в заключительный период разработки месторождения вывести из эксплуатации одни установки комплексной подготовки газа (УКПГ), а газ с них подать на соседние УКПГ. Такие технические решения реализуются на Медвежьем месторождении путем объединения газовых промыслов 2 и 3 и газовых промыслов 5, 6 и 7 с ликвидацией на трех газовых промыслах (2, 5, 7) дожимных компрессорных станций (ДКС), цехов сепарации и осушки газа и вспомогательных систем (А.В. Калинкин, В.З. Минликаев, Д.В. Дикамов, и др. Инновационные решения для реконструкции объектов добычи / Газовая промышленность №6 2013). Это позволит обеспечить необходимую загрузку газоперекачивающих агрегатов и эффективно расходовать топливный газ.

Недостатком такого технического решения является снижение гидравлической эффективности трубопроводов при внутрипромысловом транспорте газовой и жидкой фаз из скважин с дальних кустов. В результате более низкого давления на входе в газоперекачивающие агрегаты требуется обеспечивать более высокую степень сжатия у компрессора, что увеличивает расход топливного газа. Кроме этого, при термодинамических условиях образования гидратов и льда необходимо применение ингибиторов гидрато- и льдообразования, что увеличивает эксплуатационные затраты.

Прототипом к предлагаемому техническому решению является сбор и подготовка углеводородного газа к транспорту, в котором газ с дальних кустов скважин проходит первичную сепарацию на установках предварительной подготовки газа (УППГ), откуда по трубопроводу поступает на окончательную подготовку на УКПГ. (см. А.И. Гриценко, В.А. Истомин, А.Н. Кульков и др. Сбор и промысловая подготовка газа на северных месторождениях России - М.: ОАО «Издательство «Недра», 1999, Стр. 83-85). Такой способ реализован при подготовке газа на УКПГ-1 и 4, на которые подается газ с основной площади Ямбургского месторождения и дальних кустов Анерьяхинской и Харвутинской площадей (см. В.И. Елистратов. Проектирование и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений Крайнего Севера: опыт, проблемы, предложения / Современное состояние и пути совершенствования оборудования и технологий промысловой подготовки углеводородного сырья на месторождениях ОАО «Газпром»: Материалы заседания секции «Добыча и промысловая подготовка газа и газового конденсата» Научно-технического совета ОАО «Газпром» (г. Тюмень, 2-6 июня 2008 г. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2008. Стр. 132-134). При подаче газа дальних кустов перед первой ступенью компримирования реализуется следующий способ сбора и подготовки углеводородного газа к транспорту: подают газ с дальних кустов на сепарацию, транспортируют газ для дальнейшей подготовки совместно с газом ближних кустов скважин. Подают газ с ближних кустов скважин на сепарацию, вводят в газовый поток предварительно отсепарированный газ с дальних кустов скважин, сепарируют смесевой газ, компримируют и охлаждают смесевой газ в две ступени, вводят в газовый поток регенерированный абсорбент, выводят из газового потока насыщенный абсорбент на регенерацию, охлаждают смесевой газ и выводят его из установки.

Для данного способа по сравнению с аналогом характерен больший объем оборудования на УКПГ, так как на нем производится подготовка собственного газа, а также газа поступающего с УШИ. По мере снижения объемов добычи газа за счет поэтапного вывода из эксплуатации части оборудования обеспечивается необходимая загрузка газоперекачивающих агрегатов. В результате сокращается расход топливного газа на газоперекачивающих агрегатах. Транспортировка предварительно отсепарированного газа с дальних кустов по трубопроводу сокращает расход метанола.

Недостатком данного способа является то, что при внутрипромысловом транспорте газа от УППГ на УКПГ вследствие охлаждения газа происходит выделение водной фазы из газа. При термодинамических условиях образования гидратов или льда необходима подача ингибитора (метанола), что ведет к росту эксплуатационных затрат.

При накоплении жидкости в трубопроводе снижается его гидравлическая эффективность и входное давление на установке комплексной подготовки газа. Это приводит к увеличению расхода топливного газа. Кроме того, после первой ступени компримирования возможно выделение жидкой фазы, которая будет поступать на 2-ю ступень компримирования.

Задачей изобретения является обеспечение однофазного транспорта газа с дальних кустов скважин на установку комплексной подготовки газа, а также транспортировка газа в однофазном состоянии на 2-ю ступень компримирования.

Технический результат достигается следующим образом. В способе сбора и подготовки углеводородного газа к транспорту методом абсорбционной осушки подают газ с дальних кустов скважин на сепарацию, транспортируют газ для дальнейшей подготовки совместно с газом ближних кустов скважин. Подают газ с ближних кустов скважин на сепарацию, вводят в газовый поток предварительно отсепарированный газ с дальних кустов скважин, сепарируют смесевой газ, компримируют и охлаждают смесевой газ в две ступени, вводят в газовый поток регенерированный абсорбент, выводят из газового потока насыщенный абсорбент на регенерацию, охлаждают смесевой газ и выводят его из установки, в отличие от прототипа ввод регенерированного гликоля в газовый поток и вывод насыщенного влагой абсорбента из газового потока осуществляют также после сепарации газа дальних и ближних кустов скважин. Температуру точки росы транспортируемого газа обеспечивают ниже температуры транспортируемого газа на 7-12°C.

Предлагаемое изобретение поясняется иллюстрацией фиг. 1.

На иллюстрации обозначены следующие элементы:

1 - трубопровод;

2 - сепаратор;

3 - трубопровод;

4 - трубопровод;

5 - абсорбер;

6 - трубопровод;

7 - трубопровод;

8 - трубопровод;

9 - трубопровод;

10 - сепаратор;

11 - трубопровод;

12 - трубопровод;

13 - абсорбер;

14 - трубопровод;

15 - трубопровод;

16 - трубопровод;

17 - сепаратор;

18 - трубопровод;

19 - трубопровод;

20 - компрессор;

21 - трубопровод;

22 - охладитель;

23 - трубопровод;

24 - компрессор;

25 - трубопровод;

26 - охладитель;

27 - трубопровод;

28 - абсорбер;

29 - трубопровод;

30 - трубопровод;

31 - трубопровод;

32 - охладитель;

33 - трубопровод.

Пластовый газ с дальних кустов скважин (условно не показаны) по трубопроводам 1 подают на установку предварительной подготовки газа во входной сепаратор 2, где из него выделяют механические примеси и жидкую фазу. Механические примеси и жидкую фазу из входного сепаратора 2 по трубопроводу 3 выводят из установки. Отсепарированный газ из входного сепаратора 2 по трубопроводу 4 подают в абсорберы 5 для предварительной осушки. Регенерированный абсорбент по трубопроводам 6 подают в абсорберы 5 и после поглощения влаги из газа насыщенный абсорбент по трубопроводам 7 выводят из установки. Предварительно осушенный газ из абсорберов 5 транспортируется по трубопроводам 8 в сепаратор 17 установки комплексной подготовки газа, где из него выделяют механические примеси. Механические примеси из сепаратора 17 по трубопроводу 18 выводят из установки. Предварительно осушенный и дополнительно отсепарированный газ дальних кустов скважин по трубопроводу 19 вводят в газовый поток с ближних кустов скважин в трубопровод 16.

Пластовый газ с ближних кустов скважин (условно не показаны) по трубопроводу 9 подают на установки комплексной подготовки газа во входной сепаратор 10, где из него выделяют механические примеси и жидкую фазу. Механические примеси и жидкую фазу из входного сепаратора 10 по трубопроводу 11 выводят из установки. Отсепарированный газ из входного сепаратора 10 по трубопроводу 12 подают в абсорбер 13 для предварительной осушки. Регенерированный абсорбент по трубопроводу 14 подают в абсорбер 13 и после поглощения влаги из газа насыщенный абсорбент по трубопроводу 15 выводят из установки. Предварительно осушенный газ из абсорбера 13 подают по трубопроводу 16 в компрессор 20 первой ступени дожимной компрессорной станции.

Смесевой газовый поток после сжатия в компрессоре 20 направляют по трубопроводу 21 в охладитель газа 22. Охлажденный газ по трубопроводу 23 подают в компрессор второй ступени сжатия дожимной компрессорной станции 24 и после сжатия направляют по трубопроводу 25 в охладитель 26. Охлажденный газ по трубопроводу 27 направляют в нижнюю часть абсорбера 28. В верхнюю часть абсорбера по трубопроводу 29 подают регенерированный абсорбент. Насыщенный абсорбент по трубопроводу 29 выводят из установки. Осушенный газ по трубопроводу 31 направляют в охладитель 32 и после охлаждения по трубопроводу 33 выводят из установки.

Такая технологическая схема обеспечивает межпромысловую транспортировку газовой фазы без выделения водной фазы на значительные расстояния (десятки километров и более), поскольку температура точки росы предварительно осушенного газа ниже температуры, при которой происходит выделение влаги из газа в диапазоне давлений транспортировки газа от УППГ на УКПГ для окончательной абсорбционной осушки.

Для оценки эффективности предложенного способа на Уренгойском нефтегазоконденсатном месторождении были проведены исследования совместной эксплуатации 12 и 13 промысла путем технологического моделирования процесса транспортировки и подготовки газа в программной системе «ГазКондНефть» (таблица 1).

В ходе исследований установка комплексной подготовки газа УКПГ-13 использовалась в качестве установки предварительной подготовки газа, где из всего комплекса оборудования для приема продукции газовых скважин данного промысла в работе находились сепараторы и абсорберы с подачей в них регенерированного диэтиленгликоля с концентрацией 99,3%. Эффективность абсорберов принята равной 1,8 теоретических тарелок. Удельная подача гликоля на УГШГ и УКПГ в абсорберы составляла 13 кг/1000 м³ газа. Компрессор 1-ой ступени сжатия обеспечивал выходное давление 3,0 МПа. Температура газа после охладителей на ДКС принята равной 15°C.

Отсепарированный и осушенный газ по внутрипромысловому не теплоизолированному газопроводу длиной 13 км (диаметром 1020 мм -5 км, диаметром 1420 мм - 3 км, диаметром 1020 мм - 5 км) подавался на УКПГ-12, которая выполняла функции установки комплексной подготовки газа, на которой производилась осушка газа в соответствии с требованиями СТО Газпром 089-2010 «Газ горючий природный, поставляемый и транспортируемый по магистральным газопроводам» к качеству газа в зимний период. Расход метанола подбирался для обеспечения температуры образования льда на 3°C меньше, чем температура газа.

Без предварительной осушки газа на УКПГ-13 в начале внутрипромыслового газопровода температура точки росы газа в диапазоне давлений 1,0-2,0 МПа и температуры газа 0-5°C составила от минус 0,11 до 5,39°C. При этом температура газа в конце трубопровода составляла от минус 0,15°C до минус 3,5°C. В результате охлаждения газа в трубопроводе без подачи метанола происходило выделение жидкой фазы в количестве 22,9-58,1 г/1000 м³. Для предотвращения образования льда в трубопроводе требовалась подача метанола в количестве 58-152 г/1000 м³. Потери давления в трубопроводе составляли от 0,07 до 0,106 МПа. Температура точки росы газа поступающего в компрессор 2-ой ступени сжатия изменялась от 3,52 до 18,52°C при давлении 1,5-2,0 МПа и температуре газа на выходе с промысла 0°C будет происходить выделение жидкой фазы и поступление ее в компрессор 2-ой ступени сжатия.

С использованием предлагаемого способа температура точки росы газа при аналогичных условиях составила от минус 6,5 до минус 16,27°C, что обеспечивало его однофазный транспорт между промыслами. Ингибирование трубопровода метанолом не требовалось. Перепад давления в трубопроводе уменьшился и составил от 0,047 до 0,099 МПа.

Результаты промысловых исследований свидетельствуют, что предложенный способ обеспечивает в однофазном режиме, без образования гидратов и льда, транспортировку на значительные расстояния газа между промыслами. При этом оптимизируются процессы и работа промыслового оборудования и сокращаются затраты на подготовку и внутрипромысловый транспорт газа.

Claims

Способ подготовки углеводородного газа к транспорту, который включает сепарацию газа дальних кустов скважин, транспортировку газа для дальнейшей подготовки совместно с газом ближних кустов скважин, сепарацию газа ближних кустов скважин, ввод в газовый поток предварительно отсепарированного газа с дальних кустов скважин, сепарацию смесевого газа, компримирование и охлаждение в две ступени смесевого газа, ввод в газовый поток регенерированного абсорбента, вывод из газового потока насыщенного абсорбента на регенерацию, охлаждение смесевого газа и вывод его из установки, отличающийся тем, что ввод регенерированного гликоля в газовый поток и вывод насыщенного влагой абсорбента из газового потока осуществляют также после сепарации газа ближних и дальних кустов скважин, а температуру точки росы транспортируемого газа обеспечивают ниже температуры транспортируемого газа на 7-12°C.