RU2635799C1 - Production cluster for production and processing of gas condensate of shelf field - Google Patents

Production cluster for production and processing of gas condensate of shelf field Download PDF

Info

Publication number
RU2635799C1
RU2635799C1 RU2016152110A RU2016152110A RU2635799C1 RU 2635799 C1 RU2635799 C1 RU 2635799C1 RU 2016152110 A RU2016152110 A RU 2016152110A RU 2016152110 A RU2016152110 A RU 2016152110A RU 2635799 C1 RU2635799 C1 RU 2635799C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
gas
condensate
unit
complex
stabilization
Prior art date
Application number
RU2016152110A
Other languages
Russian (ru)
Other versions
RU2635799C9 (en
Inventor
Игорь Анатольевич Мнушкин
Original Assignee
Игорь Анатольевич Мнушкин
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Игорь Анатольевич Мнушкин filed Critical Игорь Анатольевич Мнушкин
Priority to RU2016152110A priority Critical patent/RU2635799C9/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2635799C1 publication Critical patent/RU2635799C1/en
Publication of RU2635799C9 publication Critical patent/RU2635799C9/en

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
    • E21B43/40—Separation associated with re-injection of separated materials

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)

Abstract

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: production cluster for production and processing of shelf field gas condensate combines straight and non-return links of the underwater production complex. This complex is located on gas condensate shelf field. The gas-processing complex is located on the coastal part of the continental shelf and includes a block for receiving produced gas-condensate mixture, a block of gas condensate low-temperature separation, and a block of gas condensate low-temperature separation, a unit for stabilizing and separating unstable condensate and a compressor station unit connected by pipelines. In this case, it is possible to mix commercial gas with compressed gases for stabilisation and use as domestic and industrial fuel gas or as feedstock for the plant to be included in the gas-processing complex for production of export liquefied natural gas and/or gas-chemical plant.
EFFECT: increased production efficiency and processing of shelf field gas condensate.
12 cl, 1 dwg

Description

Изобретение относится к производственным кластерам для добычи и переработки газового конденсата шельфового месторождения и может быть использовано в газодобывающей и газоперерабатывающей отраслях промышленности.The invention relates to production clusters for the extraction and processing of gas condensate offshore fields and can be used in gas producing and gas processing industries.

Одним из наиболее перспективных направлений энергетики является разработка мощных шельфовых газоконденсатных месторождений с добычей газового конденсата, который далее подвергают глубокой очистке от влаги, диоксида углерода и других кислых газов и многостадийной переработке с получением топливного газа и обширного ассортимента ценных компонентов и фракций, являющихся сырьем газохимических предприятий или самостоятельными товарными продуктами.One of the most promising areas of energy is the development of powerful offshore gas condensate fields with gas condensate production, which is then subjected to deep purification from moisture, carbon dioxide and other acid gases and multi-stage processing to produce fuel gas and an extensive assortment of valuable components and fractions that are the raw materials of gas chemical enterprises or standalone commercial products.

Известен комплекс Абрамова для промысловой разработки месторождений природного газа, имеющий в своем составе соединенную с грунтом морскую платформу добычи природного газа (ПГ), химико-технологическую систему (ХТС) агрегатов подготовки ПГ, ХТС агрегатов получения жидкого продукта, например сжиженного природного газа (СПГ), метанола, установленные на борту плавучего завода преимущественно подводного базирования компрессорную станцию, хранилище с теплообменным устройством для переохлаждения жидкого продукта хладагентом и транспортные судна-продуктовозы для вывоза жидких продуктов на экспорт и внутренний рынок (патент на изобретение RU 2180305 С2, МПК В63В 35/44, заявлен 23.01.1997, опубликован 10.03.2002).The Abramov complex is known for commercial development of natural gas fields, which includes a marine platform for extracting natural gas (GHG) connected to the soil, a chemical-technological system (CTS) of gas preparation units, and CTS of units for producing a liquid product, such as liquefied natural gas (LNG) , methanol installed on board a floating plant, mainly underwater-based compressor station, storage with a heat exchanger for supercooling a liquid product with refrigerant and transport Includes product vessel for removal of liquid products for export and the domestic market (patent RU 2180305 C2, IPC V63V 35/44, 23.01.1997 pending, published 10.03.2002).

Недостатками данного изобретения являются:The disadvantages of this invention are:

Figure 00000001
практическая невозможность установки ряда химико-технологических систем, включающих большое количество агрегатов для подготовки природного газа, его сжижения и получения метанола: фракционирующих колонн, абсорберов, десорберов, теплообменников, холодильников, кипятильников, котлов, фильтров, емкостей, насосов, компрессоров и систем создания холода, на борту одного плавучего завода при высокой производительности систем из-за необходимости обеспечения производственной площадки в несколько гектаров;
Figure 00000001
the practical impossibility of installing a number of chemical-technological systems, including a large number of units for the preparation of natural gas, its liquefaction and methanol production: fractionation columns, absorbers, strippers, heat exchangers, refrigerators, boilers, boilers, filters, tanks, pumps, compressors and refrigeration systems , aboard one floating plant with high system performance due to the need to provide a production site of several hectares;

Figure 00000002
экономическая неэффективность установки ряда химико-технологических систем, включающих большое число агрегатов для подготовки природного газа, его сжижения и получения метанола: фракционирующих колонн, абсорберов, десорберов, теплообменников, холодильников, кипятильников, котлов, фильтров, емкостей, насосов, компрессоров и систем создания холода, на борту одного плавучего завода при низкой производительности систем из-за значительного повышения доли амортизационных отчислений капитальных затрат в себестоимость конечной продукции;
Figure 00000002
the economic inefficiency of installing a number of chemical-technological systems, including a large number of units for the preparation of natural gas, its liquefaction and methanol production: fractionation columns, absorbers, strippers, heat exchangers, refrigerators, boilers, boilers, filters, tanks, pumps, compressors and refrigeration systems , aboard one floating plant with low system performance due to a significant increase in the share of depreciation deductions for capital costs in the cost of the final product;

Figure 00000003
резкое снижение коэффициента полезного действия массообменных аппаратов, в т.ч. фракционирующих колонн, абсорберов, десорберов, и, как следствие, ухудшение функционирования химико-технологических систем в результате качки судна.
Figure 00000003
a sharp decrease in the efficiency of mass transfer apparatuses, including fractionating columns, absorbers, strippers, and, as a result, deterioration of the functioning of chemical-technological systems as a result of the ship's rolling.

Известен способ разработки газовых месторождений континентального шельфа в условиях его постепенного истощения, включающий бурение скважин, вскрытие газонасыщенных коллекторов и добычу газа из этих скважин в режиме истощения пластовой энергии, предусматривающий для избежания строительства дожимной компрессорной станции и компримирования газа для дальнейшего его транспорта, а также снижения затрат на освоение залежи, с некоторого (расчетного) момента времени введение в действие нагнетательных скважин для поддержания пластового давления и безнасосную закачку морской воды в них за счет столба воды от уровня моря до устьев скважин (патент на изобретение RU 2109930 С1, МПК Е21В 43/01, Е21В 43/20, заявлен 05.02.1996, опубликован 27.04.1998).A known method of developing gas fields on the continental shelf under conditions of its gradual depletion, including drilling wells, opening gas-saturated reservoirs and gas production from these wells in the mode of depletion of reservoir energy, provides for avoiding the construction of a booster compressor station and compression of gas for its further transport, as well as reducing the cost of developing the reservoir, from a certain (estimated) point in time, the commissioning of injection wells to maintain reservoir pressure water and pumping sea water into them due to a column of water from sea level to the wellheads (patent for invention RU 2109930 C1, IPC ЕВВ 43/01, ЕВВ 43/20, filed 05.02.1996, published 04.27.1998).

Недостатками данного изобретения являются:The disadvantages of this invention are:

Figure 00000004
практическая нереализуемость способа при истощении мелководных шельфовых месторождений, так как при глубинах 10-20 м составляющий всего 0,1-0,2 МПа дополнительный напор морской воды при ее безнасосной закачке является недостаточным для интенсификации работы залежи;
Figure 00000004
the practical impracticability of the method for the depletion of shallow shelf deposits, since at depths of 10–20 m the additional pressure of sea water, which is only 0.1–0.2 MPa, is not sufficient for pumping up the reservoir to intensify its operation;

Figure 00000005
невозможность исключения дожимной компрессорной станции из-за необходимости поддержания в магистральном трубопроводе давления 5-7 МПа при давлении пластового газа на выходе из залежи 2-3 МПа, снижающемся по мере эксплуатации залежи;
Figure 00000005
the impossibility of excluding the booster compressor station due to the need to maintain a pressure of 5-7 MPa in the main pipeline at a reservoir gas pressure at the outlet of the reservoir of 2-3 MPa, which decreases as the reservoir is in operation;

Figure 00000006
нерациональность транспортирования по магистральному трубопроводу добываемого газа, содержащего примеси, снижающие его теплотворную способность, без предварительной очистки.
Figure 00000006
irrationality of transportation through the main pipeline of produced gas containing impurities that reduce its calorific value, without preliminary purification.

Известен также способ добычи газа из газоконденсатного пласта, включающий остановку работающей скважины, очистку пласта в окрестности скважины от углеводородной жидкости путем подачи в скважину растворяющего агента и последующий пуск скважины в эксплуатацию, при этом в качестве растворяющего агента используют газ, перепускаемый из скважины с высоким пластовым давлением, предварительно подвергаемый сепарации от капельной жидкости без снижения давления и под собственным давлением нагнетаемый в пласт (заявка на изобретение RU 94028895 А1, МПК Е21В 43/22, заявлена 02.08.1994, опубликована 10.06.1996).There is also known a method of producing gas from a gas condensate formation, including shutting down a working well, cleaning the formation in the vicinity of the well of hydrocarbon liquid by supplying a solvent to the well and then putting the well into operation, using gas transferred from a high well well as a dissolving agent pressure, previously subjected to separation from the dropping liquid without reducing the pressure and injected into the formation under its own pressure (patent application RU 94028895 A1, M By E 21 B 43/22, declared 02.08.1994, published 10.06.1996).

Основным недостатком изобретения является снижение отбора товарного газа из-за возврата части газа на закачку в скважины для восстановления их продуктивности. Кроме того, при добыче газа из шельфового месторождения реализация способа затрудняется отсутствием свободных площадей на буровой платформе для размещения сепарационного оборудования.The main disadvantage of the invention is to reduce the selection of commercial gas due to the return of a portion of the gas for injection into wells to restore their productivity. In addition, when producing gas from an offshore field, the implementation of the method is hampered by the lack of free space on the drilling platform to accommodate separation equipment.

Известен также способ удаления газообразных примесей из сырьевого газового потока, включающий подачу потока сырьевого газа, его охлаждение до температуры, при которой образуется суспензия, содержащая твердую фазу примеси, жидкую фазу примеси и газообразную фазу, богатую метаном, и последовательное разделение суспензии в разделительных устройствах, откуда отводят газообразную фазу, обогащенную метаном, а также потоки жидкого продукта и рециркуляционного потока (заявка на изобретение RU 2011133062 А 109931 С1, МПК F25J 3/06, заявлена 06.01.2010, опубликована 20.02.2013).There is also known a method of removing gaseous impurities from a feed gas stream, comprising supplying a feed gas stream, cooling it to a temperature at which a suspension is formed containing a solid impurity phase, an impurity liquid phase and a methane-rich gaseous phase, and sequential separation of the suspension in separation devices, from where the gaseous phase enriched in methane is diverted, as well as the flows of the liquid product and the recycle stream (patent application RU 2011133062 A 109931 C1, IPC F25J 3/06, filed January 6, 2010, published on 02/20/2013).

Основным недостатком изобретения является высокая энергозатратность очистки газа от примесей, связанная с тем, что весь поток сырьевого газа необходимо охладить до температуры, при которой происходит конденсация или кристаллизация всех извлекаемых примесей. К тому же, для реализации данного процесса необходимо дорогостоящее криогенное устройство.The main disadvantage of the invention is the high energy consumption of gas purification from impurities, due to the fact that the entire flow of raw gas must be cooled to a temperature at which condensation or crystallization of all extracted impurities occurs. In addition, the implementation of this process requires an expensive cryogenic device.

Анализ патентной литературы показал, что реализация добычи газового конденсата, как и его эффективной переработки, характеризуется рядом существенных недостатков.An analysis of the patent literature showed that the implementation of gas condensate production, as well as its efficient processing, is characterized by a number of significant drawbacks.

При создании изобретения ставилась задача, которая заключается в разработке эффективного способа добычи и переработки газового конденсата шельфового месторождения, который позволит обеспечить как оптимизацию технологий добычи и переработки газового конденсата, так и рациональное размещение оборудования.When creating the invention, the goal was to develop an effective method for the extraction and processing of gas condensate from an offshore field, which would allow both optimization of technologies for the extraction and processing of gas condensate, as well as rational placement of equipment.

Поставленная задача решается за счет формирования единого производственного кластера для добычи и переработки газового конденсата шельфового месторождения, объединяющего прямыми и обратными связями, в частности - в виде трубопроводов подводный добычный комплекс, располагающийся на шельфовом месторождении газового конденсата, и газоперерабатывающий комплекс, располагающийся на прибрежной части материковой платформы и включающий следующие блоки:The problem is solved by forming a single production cluster for the extraction and processing of gas condensate offshore fields, combining direct and feedback, in particular in the form of pipelines, an underwater production complex located on the shelf gas condensate, and a gas processing complex located on the coastal part of the mainland platforms and including the following blocks:

а) блок приема газоконденсатной смеси, предусматривающий первичную сепарацию, выделение жидкостной пробки и получение комплексного газового сырья;a) a unit for receiving a gas-condensate mixture, providing for primary separation, separation of the liquid plug and obtaining complex gas feed;

б) блок низкотемпературной сепарации комплексного газового сырья, состоящий из установки низкотемпературной сепарации, обеспечивающей получение товарного газа в виде метана с примесью этана, нестабильного конденсата и водного раствора ингибитора образования кристаллогидратов, установки регенерации ингибитора, парка хранения ингибитора, возвращаемого далее на подводный добычный комплекс;b) a low-temperature separation unit for complex gas raw materials, consisting of a low-temperature separation unit, which provides commercial gas in the form of methane mixed with ethane, unstable condensate and an aqueous solution of a crystal hydrate formation inhibitor, an inhibitor recovery unit, an inhibitor storage park, which is then returned to the subsea production complex;

в) блок стабилизации и разделения нестабильного конденсата, состоящий из установки стабилизации конденсата, установки получения сжиженных углеводородов, установки фракционирования стабильного конденсата;c) a stabilization and separation unit for unstable condensate, consisting of a condensate stabilization unit, a liquefied hydrocarbon production unit, and a stable condensate fractionation unit;

г) блок компрессорных станций, предусматривающий компримирование промежуточных технологических потоков и подачу товарного газа в магистральный газопровод;d) a block of compressor stations, providing for the compression of intermediate process flows and the supply of commercial gas to the main gas pipeline;

связанные между собой трубопроводами, при этом вырабатываемый на блоке низкотемпературной сепарации комплексного газового сырья товарный газ смешивают с вырабатываемыми на блоке стабилизации и разделения нестабильного конденсата компримированными газами стабилизации и используют в качестве бытового и промышленного топливного газа или в качестве исходного сырья для входящего в газоперерабатывающий комплекс завода по получению экспортируемого сжиженного природного газа и/или газохимического завода, сочетающего отделение от метана более тяжелых алкановых углеводородов с получением при этом высококалорийного топливного газа и процессы газохимии с получением из более тяжелых алкановых углеводородов алкеновых углеводородов, используемых в качестве сырья газохимического завода для получения полимеров, спиртов и другой продукции газохимии.interconnected by pipelines, while the commercial gas produced at the low-temperature separation unit of the complex gas feed is mixed with the compressed stabilization gases generated at the stabilization and separation unit of unstable condensate and used as domestic and industrial fuel gas or as a feedstock for the plant entering the gas processing complex to obtain exported liquefied natural gas and / or gas chemical plant combining separation from methane and heavier alkane hydrocarbons to produce high-calorie fuel gas and gas chemistry processes to produce alkene hydrocarbons from heavier alkane hydrocarbons used as raw materials of a gas chemical plant for the production of polymers, alcohols and other gas chemistry products.

Реализация такой компактной структуры производственного кластера позволяет:The implementation of such a compact structure of the production cluster allows you to:

Figure 00000007
существенно удешевить подводный добычный комплекс, располагающийся на шельфовом месторождении газового конденсата, за счет конструктивного облегчения буровой платформы, находящейся вблизи от газоперерабатывающего комплекса, расположенного на прибрежной части материковой платформы и имеющего развитую инфраструктуру, благодаря переносу вспомогательного оборудования и помещений на территорию газоперерабатывающего комплекса;
Figure 00000007
significantly reduce the cost of the subsea production complex located on the offshore gas condensate field due to the constructive facilitation of the drilling platform located near the gas processing complex located on the coastal part of the mainland platform and having developed infrastructure due to the transfer of auxiliary equipment and premises to the territory of the gas processing complex;

Figure 00000008
использовать в технологии добычи газового конденсата углекислый газ, выделяемый из газового сырья на газоперерабатывающем комплексе в качестве отхода, для повышения газоотдачи пластов шельфового месторождения, особенно на этапе его истощения;
Figure 00000008
use carbon dioxide extracted from gas raw materials at the gas processing complex as a waste in gas condensate production technology to increase gas recovery of offshore field strata, especially at the stage of its depletion;

Figure 00000009
получать на газоперерабатывающем комплексе высококалорийный топливный газ за счет удаления из него обширного ассортимента низкокалорийных ценных компонентов и фракций, являющихся сырьем газохимических предприятий или самостоятельными товарными продуктами;
Figure 00000009
to receive high-calorific fuel gas at a gas processing complex by removing from it an extensive assortment of low-calorie valuable components and fractions that are raw materials of gas chemical enterprises or independent commercial products;

Figure 00000010
оптимизировать координацию взаимосвязи газодобывающих и газоперабатывающих мощностей в границах единого производственного кластера;
Figure 00000010
optimize the coordination of the relationship between gas production and gas processing capacities within the boundaries of a single production cluster;

Figure 00000011
существенно улучшить экономическую, социальную и демографическую ситуацию региона с наличием шельфового месторождения за счет формирования крупного производственного кластера в виде единого производственного кластера для подводной добычи и переработки газового конденсата шельфового месторождения.
Figure 00000011
significantly improve the economic, social and demographic situation of the region with the presence of the offshore field through the formation of a large production cluster in the form of a single production cluster for underwater production and processing of gas condensate from the offshore field.

Целесообразно получаемый на установке низкотемпературной сепарации блока низкотемпературной сепарации комплексного газового сырья товарный газ подавать на установку стабилизации конденсата блока стабилизации и разделения нестабильного конденсата в качестве хладагента в конденсатор колонны стабилизации, что позволяет эффективно использовать энергетический потенциал низкотемпературных технологических потоков за счет рекуперации холода.It is advisable that the commercial gas obtained at the low-temperature separation unit of the low-temperature separation of complex gas raw materials be supplied to the condensate stabilization unit of the stabilization unit and the separation of unstable condensate as refrigerant to the condenser of the stabilization column, which makes it possible to efficiently use the energy potential of low-temperature process flows due to the recovery of cold.

Целесообразно стабильный конденсат после колонны стабилизации установки стабилизации конденсата блока стабилизации и разделения нестабильного конденсата подавать на установку низкотемпературной сепарации блока низкотемпературной сепарации комплексного газового сырья в качестве теплоносителя в подогреватель нестабильного конденсата перед дегазацией, что позволяет эффективно использовать энергетический потенциал высокотемпературных технологических потоков за счет рекуперации тепла.It is expedient that the stable condensate after the stabilization column of the condensate stabilization installation of the stabilization unit and the separation of unstable condensate is fed to the low-temperature separation unit of the low-temperature separation unit of the complex gas feed as a coolant in the unstable condensate heater before degassing, which makes it possible to efficiently use the energy potential of high-temperature process flows due to heat recovery.

Целесообразно для очистки трубопровода от подводного добычного комплекса до блока приема газоконденсатной смеси предусмотреть поршневание газопровода товарным газом, компримируемым на установке компримирования поршневого газа блока компрессорных станций.It is advisable to clean the pipeline from the subsea production complex to the gas condensate mixture receiving unit to provide for the pistoning of the gas pipeline with commercial gas, which is compressed at the piston gas compression unit of the compressor station block.

Целесообразно при повышенном содержании кислых компонентов в добываемой газоконденсатной смеси поток газа после блока приема газоконденсатной смеси перед блоком низкотемпературной сепарации комплексного газового сырья и стабилизации подавать на установку удаления кислых газов.It is advisable, when the content of acid components in the produced gas condensate mixture is high, the gas stream after the gas condensate mixture receiving unit in front of the low-temperature separation unit of the complex gas feed and stabilization unit should be fed to the acid gas removal unit.

Целесообразно получаемые на установке удаления кислых газов кислые компоненты подавать на установку компримирования диоксида углерода блока компрессорных станций и возвращать на подводный добычный комплекс для повышения газоотдачи пластов шельфового месторождения.It is advisable that acid components obtained at the acid gas removal unit be fed to the carbon dioxide compression unit of the compressor station block and returned to the subsea production complex to increase gas recovery from offshore fields.

Целесообразно подавать возвращаемый на подводный добычный комплекс для повышения газоотдачи пластов шельфового месторождения диоксид углерода в непродуктивные скважины в сверхкритическом состоянии, что позволяет растворить отложения высокомолекулярных веществ в пласте и в дальнейшем включить их в сферу переработки на газоперерабатывающем комплексе.It is advisable to feed the carbon dioxide returned to the subsea production complex to increase gas recovery from the offshore fields of the offshore field in non-producing wells in a supercritical state, which allows to dissolve deposits of high molecular weight substances in the formation and further include them in the processing sector at the gas processing complex.

Целесообразно при наличии в составе добываемой газоконденсатной смеси достаточно высокой концентрации гелия экономически на заводе по получению экспортируемого сжиженного природного газа дополнительно извлекать гелий.It is advisable if the extracted gas condensate mixture has a sufficiently high concentration of helium, it is economically possible to extract helium additionally at the plant for the production of exported liquefied natural gas.

Целесообразно воду, выделяемую на установке регенерации ингибитора блока низкотемпературной сепарации комплексного газового сырья, возвращать на подводный добычный комплекс для повышения газоотдачи пластов шельфового месторождения за счет подачи ее в непродуктивные скважины.It is advisable to return the water released at the inhibitor recovery unit of the low-temperature separation unit of the complex gas feed to the subsea production complex to increase the gas recovery of the offshore field layers by supplying it to unproductive wells.

Целесообразно, чтобы получаемые на установке получения сжиженных углеводородов блока стабилизации и разделения нестабильного конденсата тяжелые углеводородные фракции использовались в качестве энергоносителей для собственных нужд при отсутствии потенциальных потребителей в пределах экономически рациональной транспортировки этих фракций.It is advisable that the heavy hydrocarbon fractions obtained at the installation for the production of liquefied hydrocarbons of the stabilization and separation unit of unstable condensate be used as energy carriers for their own needs in the absence of potential consumers within the framework of economically rational transportation of these fractions.

При расположении производственного кластера для добычи и переработки газового конденсата шельфового месторождения в северных регионах страны целесообразно в качестве ингибитора образования кристаллогидратов использовать метанол или алкилгликоли.When the production cluster is located for the extraction and processing of offshore gas condensate in the northern regions of the country, it is advisable to use methanol or alkyl glycols as an inhibitor of the formation of crystalline hydrates.

На фигуре 1 приведена схема производственного кластера для добычи и переработки газового конденсата шельфового месторождения, включающая следующие позиции:The figure 1 shows a diagram of a production cluster for the extraction and processing of gas condensate offshore fields, including the following positions:

100 - шельфовое месторождение;100 - offshore field;

110 - подводный добычный комплекс;110 - underwater mining complex;

120 - блок приема газоконденсатной смеси;120 - block receiving gas condensate mixture;

130 - блок компрессорных станций;130 - block compressor stations;

130/1 - установка компримирования газа;130/1 - gas compression unit;

130/2 - установка компримирования диоксида углерода;130/2 - installation of carbon dioxide compression;

130/3 - установка компримирования поршневого газа;130/3 - piston gas compression unit;

130/4 - установка компримирования газов стабилизации;130/4 - installation of compression gases stabilization;

140 - установка удаления кислых газов;140 - installation of acid gas removal;

150 - блок низкотемпературной сепарации комплексного газового сырья;150 - block low-temperature separation of complex gas raw materials;

150/1 - установка низкотемпературной сепарации;150/1 - installation of low-temperature separation;

150/2 - установка регенерации ингибитора гидратообразования;150/2 - hydrate formation inhibitor regeneration unit;

150/3 - парк хранения ингибитора;150/3 - inhibitor storage park;

160 - блок стабилизации и разделения нестабильного конденсата;160 - block stabilization and separation of unstable condensate;

160/1 - установка стабилизации конденсата;160/1 - condensate stabilization installation;

160/2 - установка получения сжиженных углеводородов;160/2 - installation for the production of liquefied hydrocarbons;

160/3 - установка фракционирования стабильного конденсата;160/3 - installation of fractionation of stable condensate;

170 - завод по сжижению природного газа;170 - natural gas liquefaction plant;

180 - газоперерабатывающий завод;180 - gas processing plant;

190 - газохимический завод;190 - gas chemical plant;

200 - установка нагрева промежуточного теплоносителя;200 - installation of heating the intermediate coolant;

1-47 - трубопроводы.1-47 - pipelines.

Газоконденсатная смесь с шельфового месторождения 100 по трубопроводу 1 добывается на подводном добычном комплексе 110 и далее по трубопроводу 2 подается в блок приема газоконденсатной смеси 120, предназначенный для улавливания жидкостной пробки при очистке трубопровода. В режиме сепарации на блоке приема газоконденсатной смеси 120 поток газоконденсатной смеси разделяется на потоки газа и конденсата. Поток газа по трубопроводу 5 подают на установку удаления кислых газов 140. При падении пластового давления на шельфовом месторождении 100 для интенсификации добычи конденсата возможна подача части потока газа из трубопровода 5 по трубопроводу 3 на установку компримирования газа 130/1 блока компрессорных станций 130, где газ компримируют до проектного давления и по трубопроводу 4 возвращают в трубопровод 5 для подачи на установку удаления кислых газов 140. На установке удаления кислых газов 140 осуществляют удаление из потока газа кислых компонентов, в первую очередь диоксида углерода, который по трубопроводу 6 сначала направляют на установку компримирования диоксида углерода 130/2 блока компрессорных станций 130, а затем по трубопроводу 7 - на подводный добычный комплекс 110 для закачивания по трубопроводу 35 в непродуктивные скважины шельфового месторождения 100.The gas-condensate mixture from the offshore field 100 through pipeline 1 is extracted at the subsea production complex 110 and then through pipeline 2 it is fed to the gas-condensate mixture receiving unit 120, which is designed to capture the liquid plug during pipeline cleaning. In the separation mode at the gas condensate mixture receiving unit 120, the gas condensate mixture stream is divided into gas and condensate streams. The gas flow through pipeline 5 is supplied to the acid gas removal unit 140. If reservoir pressure drops on the offshore field 100 to intensify condensate production, it is possible to supply part of the gas flow from pipeline 5 through pipeline 3 to the gas compression unit 130/1 of the compressor station block 130, where gas they are compressed to the design pressure and returned through line 4 to line 5 for supply to the acid gas removal unit 140. In the acid gas removal unit 140, acid components are removed from the gas stream first of all, carbon dioxide, which is first sent through pipeline 6 to the carbon dioxide compression unit 130/2 of the compressor station block 130, and then through pipeline 7 to an underwater production complex 110 for injection through pipeline 35 into unproductive wells of offshore field 100.

Поток очищенного газа после установки удаления кислых газов 140 по трубопроводу 8 подают на установку низкотемпературной сепарации 150/1 блока низкотемпературной сепарации комплексного газового сырья 150. На эту же установку по трубопроводу 39 направляют выделенный на блоке приема газоконденсатной смеси 120 нестабильный конденсат. На установке низкотемпературной сепарации 150/1 из газа выделяют тяжелые углеводороды, а также осуществляют дегазацию нестабильного конденсата и выделение из него водного раствора ингибитора гидратообразования.The purified gas stream after the acid gas removal unit 140 is piped 8 to the low-temperature separation unit 150/1 of the low-temperature separation unit of the complex gas feed 150. The unstable condensate separated at the gas condensate mixture receiving unit 120 is sent to the same installation via the pipeline 39. In the low temperature separation unit 150/1, heavy hydrocarbons are released from the gas, and the unstable condensate is degassed and an aqueous solution of a hydrate inhibitor is isolated from it.

Полученный на установке низкотемпературной сепарации 150/1 товарный газ по трубопроводу 9 подается на смешение со скомпримированными газами стабилизации трубопровода 24 и далее по трубопроводу 10 отправляется по одному из трех возможных направлений:The commercial gas obtained at the low-temperature separation unit 150/1 through pipeline 9 is mixed with the stabilized gases of stabilization of the pipeline 24 and then sent through pipeline 10 in one of three possible directions:

- в трубопровод 11 для подачи потребителям товарного газа;- in the pipeline 11 for supplying consumers with commercial gas;

- в трубопровод 12 для подачи на завод по сжижению природного газа (СПГ) 170 и дальнейшей отгрузки СПГ потребителям по трубопроводу 13;- into the pipeline 12 for supply to the plant for liquefying natural gas (LNG) 170 and further shipment of LNG to consumers through the pipeline 13;

- в трубопровод 14 для подачи на газоперерабатывающий завод 180 для разделения товарного газа на метан и тяжелые алкановые углеводороды, при этом метан по трубопроводу 15 отводят потребителям в качестве товарного топливного газа, а выделенные более тяжелые углеводороды по трубопроводу 16 подают на газохимический комплекс 190, где из них получают алкеновые углеводороды, используемые в качестве сырья для последующего получения полимеров, спиртов и другой продукции газохимии, отгружаемой по трубопроводу 17.- into a pipeline 14 for supplying a gas processing plant 180 for separating commercial gas into methane and heavy alkane hydrocarbons, while methane is diverted to consumers as commercial fuel gas through pipeline 15, and the separated heavier hydrocarbons are fed through pipeline 16 to a gas chemical complex 190, where from them alkene hydrocarbons are obtained, which are used as raw materials for the subsequent production of polymers, alcohols and other gas chemistry products shipped via pipeline 17.

Возможно направление части товарного газа трубопровода 9 с установки низкотемпературной сепарации 150/1 блока низкотемпературной сепарации комплексного газового сырья 150 на установку стабилизации конденсата 160/1 блока стабилизации и разделения нестабильного конденсата 160 по трубопроводу 44 для использования в качестве хладагента в конденсаторе колонны стабилизации. Подогретый товарный газ с установки стабилизации конденсата 160/1 по трубопроводу 45 возвращается в трубопровод 9.It is possible to direct part of the commercial gas from pipeline 9 from the low-temperature separation unit 150/1 of the low-temperature separation unit of complex gas feedstock 150 to the condensate stabilization unit 160/1 of the stabilization unit and the separation of unstable condensate 160 through pipeline 44 for use as a refrigerant in the condenser of the stabilization column. The heated commercial gas from the condensate stabilization installation 160/1 through the pipeline 45 is returned to the pipeline 9.

Полученный на установке низкотемпературной сепарации 150/1 блока низкотемпературной сепарации комплексного газового сырья 150 дегазированный конденсат подается по трубопроводу 18 на установку стабилизации конденсата 160/1 блока стабилизации и разделения нестабильного конденсата 160. Полученные на установке стабилизации конденсата 160/1 блока стабилизации и разделения нестабильного конденсата 160 газы стабилизации направляют по трубопроводу 19 на установку компримирования газов стабилизации 130/4 блока компрессорных станций 130, откуда скомпримированные газы стабилизации по трубопроводу 24 подают на смешение с товарным газом, поступающим по трубопроводу 9. Перед компримированием газов стабилизации возможно направление их по трубопроводу 20 на установку получения сжиженных углеводородов 160/2 блока стабилизации и разделения нестабильного конденсата 160, где из них выделяют сжиженный пропан-бутан технический и пентан-гексановую фракцию. Газ деэтанизации после установки получения сжиженных углеводородов 160/2 блока стабилизации и разделения нестабильного конденсата 160 по трубопроводу 21 отправляют в трубопровод 19 и далее на установку компримирования газов стабилизации 130/4 блока компрессорных станций 130.The degassed condensate obtained at the low-temperature separation unit 150/1 of the low-temperature separation unit for complex gas feeds 150 is supplied through line 18 to the condensate stabilization unit 160/1 of the stabilization and separation unit of unstable condensate 160. The condensate stabilization unit 160/1 of the stabilization and separation unit of unstable condensate obtained from the installation 160 stabilization gases are sent via pipeline 19 to the compression gas stabilization unit 130/4 of the compressor station unit 130, from where Stabilized stabilization gases are piped through 24 to mix with the commercial gas flowing through piping 9. Before compressing the stabilization gases, they can be sent through piping 20 to the liquefied hydrocarbon production unit 160/2 of the stabilization and separation unit for unstable condensate 160, where liquefied propane is recovered -butane technical and pentane-hexane fraction. The gas of deethanization after the installation for the production of liquefied hydrocarbons 160/2 of the stabilization unit and separation of unstable condensate 160 is sent through pipeline 21 to the pipeline 19 and then to the compression gas stabilization unit 130/4 of the compressor station unit 130.

С установки получения сжиженных углеводородов 160/2 блока стабилизации и разделения нестабильного конденсата 160 сжиженный пропан-бутан технический по трубопроводу 22 направляют потребителям, а пентан-гексановую фракцию по трубопроводу 23 - в трубопровод 25 для смешения с потоком стабильного конденсата.From the installation for the production of liquefied hydrocarbons 160/2 of the stabilization and separation unit of unstable condensate 160, the liquefied technical propane-butane is sent via pipeline 22 to consumers, and the pentane-hexane fraction through pipeline 23 is sent to pipeline 25 for mixing with a stable condensate stream.

Полученный на установке стабилизации конденсата 160/1 блока стабилизации и разделения нестабильного конденсата 160 стабильный конденсат направляется сначала по трубопроводу 25 на смешение с пентан-гексановой фракцией трубопровода 23, образующейся на установке получения сжиженных углеводородов 160/2 блока стабилизации и разделения нестабильного конденсата 160, и далее - по одному из двух возможных направлений:The stable condensate obtained from the condensate stabilization installation 160/1 of the stabilization and separation unit 160 of the unstable condensate is first sent through line 25 to the pentane-hexane fraction of the pipe 23 mixed with the production of liquefied hydrocarbons 160/2 of the stabilization and separation unit of the unstable condensate 160, and further - in one of two possible directions:

- отгружается по трубопроводу 26 потребителям в качестве товарной продукции;- it is shipped to the pipeline to 26 consumers as commercial products;

- по трубопроводу 27 направляется на установку фракционирования стабильного конденсата 160/3 блока стабилизации и разделения нестабильного конденсата 160.- through the pipeline 27 is sent to the installation of fractionation of stable condensate 160/3 block stabilization and separation of unstable condensate 160.

Возможно направление стабильного конденсата с установки стабилизации конденсата 160/1 блока стабилизации и разделения нестабильного конденсата 160 по трубопроводу 42 на установку низкотемпературной сепарации 150/1 блока низкотемпературной сепарации комплексного газового сырья 150 для использования его в качестве теплоносителя в подогревателе нестабильного конденсата перед дегазацией. Отдавший свое тепло стабильный конденсат по трубопроводу 43 возвращается в трубопровод 25.It is possible to direct stable condensate from the condensate stabilization unit 160/1 of the stabilization unit and the separation of unstable condensate 160 through the pipe 42 to the low-temperature separation unit 150/1 of the low-temperature separation unit of complex gas feedstock 150 for use as a coolant in the unstable condensate heater before degassing. The stable condensate that has given up its heat is returned via line 43 to line 25.

На установке фракционирования стабильного конденсата 160/3 осуществляется фракционирование стабильного конденсата с получением нафты, дизельного топлива и тяжелых углеводородных фракций, которые по трубопроводам 28, 29 и 30, соответственно, направляются потребителям в качестве товарной продукции.At the installation of fractionation of stable condensate 160/3, fractionation of stable condensate is carried out with the production of naphtha, diesel fuel and heavy hydrocarbon fractions, which, through pipelines 28, 29 and 30, respectively, are sent to consumers as commercial products.

Выделенный на установке низкотемпературной сепарации 150/1 блока низкотемпературной сепарации комплексного газового сырья 150 водный раствор ингибитора гидратообразования направляется по трубопроводу 31 на установку регенерации ингибитора гидратообразования 150/2 блока низкотемпературной сепарации комплексного газового сырья 150, откуда выделенную воду по трубопроводу 32 направляют на утилизацию, а регенерированный раствор ингибитора гидратообразования подают сначала по трубопроводу 33 в парк хранения ингибитора 150/3 блока низкотемпературной сепарации комплексного газового сырья 150, а затем по трубопроводу 34 - на подводный добычный комплекс 110 для подачи в поток добываемой газоконденсатной смеси для исключения гидратообразования в трубопроводе 2 при транспортировке от подводного добычного комплекса 110 до блока приема газоконденсатной смеси 120. Также имеется возможность (не показано на схеме) впрыска ингибитора гидратообразования в поток газа перед охлаждающими теплообменниками на блоке приема газоконденсатной смеси 120, установке компримирования газа 130/1 блока компрессорных станций 130 и установке удаления кислых газов 140.The water solution of the hydrate formation inhibitor allocated at the low temperature separation unit 150/1 of the low temperature separation unit of the complex gas feed 150 is sent via line 31 to the hydrate inhibitor regeneration unit 150/2 of the low temperature separation unit of the complex gas feed 150, from where the separated water is sent through line 32 to a disposal unit, and the regenerated solution of the hydrate inhibitor is first supplied via line 33 to the low temperature storage block of the inhibitor 150/3 separation of the complex gas feedstock 150, and then through the pipeline 34 to the underwater production complex 110 for supplying the produced gas condensate mixture to the stream to prevent hydrate formation in the pipeline 2 during transportation from the underwater production complex 110 to the gas condensate mixture receiving unit 120. It is also possible (not shown in the diagram) injection of a hydrate inhibitor into the gas stream in front of the cooling heat exchangers at the gas condensate mixture receiving unit 120, gas compression unit 130/1 compressor unit polar stations 130 and acid gas removal unit 140.

Для обеспечения тепловой нагрузки колонн на установках 140, 160/1, 160/2, 160/3, 150/2 используют промежуточный теплоноситель, подогреваемый на установке нагрева промежуточного теплоносителя 200 и подаваемый на указанные установки по трубопроводам 36, 37, 38, 40, 41, соответственно.To ensure the thermal load of the columns at the plants 140, 160/1, 160/2, 160/3, 150/2, an intermediate heat carrier is used, which is heated at the heating installation of the intermediate coolant 200 and supplied to these plants through pipelines 36, 37, 38, 40, 41, respectively.

Для очистки газопровода 2 от подводного добычного комплекса 110 до блока приемной газоконденсатной смеси 120 предусмотрена периодическая подача товарного газа из трубопровода 9 по трубопроводу 46 на установку компримирования поршневого газа 130/3 блока компрессорных станций 130 и последующая подача по трубопроводу 47 на подводный добычный комплекс 110, где компримированный газ направляется по трубопроводу 2 и очищает его от скопившейся там жидкости. Поршневание производится периодически при падении давления на входе в блок приема газоконденсатной смеси 120 ниже допустимого значения.To clean the gas pipeline 2 from the subsea production complex 110 to the receiving gas condensate mixture block 120, periodic supply of commercial gas from pipeline 9 is provided through pipeline 46 to the piston gas compression unit 130/3 of the compressor station unit 130 and subsequent supply through pipeline 47 to the subsea production complex 110, where the compressed gas is routed through line 2 and cleans it of the accumulated liquid there. Pistoning is carried out periodically when the pressure at the inlet to the gas condensate mixture receiving unit 120 drops below an acceptable value.

Таким образом, данное изобретение решает задачу разработки эффективного способа добычи и переработки газового конденсата шельфового месторождения, который позволяет обеспечить оптимизацию технологий добычи и переработки газового конденсата и рациональное размещение оборудования.Thus, this invention solves the problem of developing an effective method for the extraction and processing of gas condensate offshore fields, which allows for the optimization of technologies for the extraction and processing of gas condensate and the rational placement of equipment.

Claims (17)

1. Производственный кластер для добычи и переработки газового конденсата шельфового месторождения, объединяющий прямыми и обратными связями, в частности - в виде трубопроводов, подводный добычный комплекс, располагающийся на шельфовом месторождении газового конденсата, и газоперерабатывающий комплекс, располагающийся на прибрежной части материковой платформы и включающий следующие блоки:1. A production cluster for the extraction and processing of gas condensate from an offshore field, combining direct and feedback, in particular in the form of pipelines, an underwater production complex located on the offshore gas condensate field and a gas processing complex located on the coastal part of the mainland platform and including the following blocks: а) блок приема газоконденсатной смеси, предусматривающий первичную сепарацию, выделение жидкостной пробки и получение комплексного газового сырья;a) a unit for receiving a gas-condensate mixture, providing for primary separation, separation of the liquid plug and obtaining complex gas feed; б) блок низкотемпературной сепарации комплексного газового сырья, состоящий из установки низкотемпературной сепарации, обеспечивающей получение товарного газа в виде метана с примесью этана, нестабильного конденсата и водного раствора ингибитора образования кристаллогидратов, установки регенерации ингибитора и парка хранения ингибитора, возвращаемого далее на подводный добычный комплекс;b) a low-temperature separation unit for complex gas raw materials, consisting of a low-temperature separation unit, which provides commercial gas in the form of methane mixed with ethane, unstable condensate and an aqueous solution of a crystalline hydrate inhibitor, an inhibitor recovery unit, and an inhibitor storage park, which is then returned to the subsea production complex; в) блок стабилизации и разделения нестабильного конденсата, состоящий из установки стабилизации конденсата, обеспечивающей получение газов стабилизации, установки получения сжиженных углеводородов и установки фракционирования стабильного конденсата;c) a unit for stabilization and separation of unstable condensate, consisting of a condensate stabilization unit that provides stabilization gases, a liquefied hydrocarbon production unit, and a stable condensate fractionation unit; г) блок компрессорных станций, предусматривающий компримирование промежуточных технологических потоков и подачу товарного газа в магистральный газопровод;d) a block of compressor stations, providing for the compression of intermediate process flows and the supply of commercial gas to the main gas pipeline; связанные между собой трубопроводами, при этом вырабатываемый на блоке низкотемпературной сепарации комплексного газового сырья товарный газ смешивают с вырабатываемыми на блоке стабилизации и разделения нестабильного конденсата компримированными газами стабилизации и используют в качестве бытового и промышленного топливного газа или в качестве исходного сырья для входящего в газоперерабатывающий комплекс завода по получению экспортируемого сжиженного природного газа и/или газохимического завода, сочетающего отделение от метана более тяжелых алкановых углеводородов с получением при этом высококалорийного топливного газа и процессы газохимии с получением из более тяжелых алкановых углеводородов алкеновых углеводородов.interconnected by pipelines, while the commercial gas produced at the low-temperature separation unit of the complex gas feed is mixed with the compressed stabilization gases generated at the stabilization and separation unit of unstable condensate and used as domestic and industrial fuel gas or as a feedstock for the plant entering the gas processing complex to obtain exported liquefied natural gas and / or gas chemical plant combining separation from methane and heavier alkane hydrocarbons to produce high-calorie fuel gas and gas chemistry processes to produce alkene hydrocarbons from heavier alkane hydrocarbons. 2. Кластер по п. 1, отличающийся тем, что получаемый на установке низкотемпературной сепарации блока низкотемпературной сепарации комплексного газового сырья товарный газ подают на установку стабилизации конденсата блока стабилизации и разделения нестабильного конденсата в качестве хладагента в конденсатор колонны стабилизации.2. The cluster according to claim 1, characterized in that the commercial gas obtained at the low-temperature separation unit of the low-temperature separation of complex gas raw materials is fed to the condensate stabilization installation of the stabilization unit and separation of unstable condensate as a refrigerant into the condenser of the stabilization column. 3. Кластер по п. 1, отличающийся тем, что стабильный конденсат после колонны стабилизации установки стабилизации конденсата блока стабилизации и разделения нестабильного конденсата подают на установку низкотемпературной сепарации блока низкотемпературной сепарации комплексного газового сырья в качестве теплоносителя в подогреватель нестабильного конденсата перед дегазацией.3. The cluster according to claim 1, characterized in that the stable condensate after the stabilization column of the condensate stabilization installation of the stabilization and separation unit of the unstable condensate is fed to the low-temperature separation unit of the low-temperature separation unit of the complex gas feedstock as a coolant in the unstable condensate heater before degassing. 4. Кластер по п. 1, отличающийся тем, что для очистки трубопровода от подводного добычного комплекса до блока приема газоконденсатной смеси предусматривают поршневание газопровода товарным газом, компримируемым на установке компримирования поршневого газа блока компрессорных станций.4. The cluster according to claim 1, characterized in that for purification of the pipeline from the subsea production complex to the gas condensate mixture receiving unit, the pipeline is pistoned with commercial gas, which is compressed at a piston gas compression unit of the compressor station block. 5. Кластер по п. 1, отличающийся тем, что поток газа после блока приема газоконденсатной смеси перед блоком низкотемпературной сепарации комплексного газового сырья и стабилизации подают на установку удаления кислых газов.5. The cluster according to claim 1, characterized in that the gas stream after the gas-condensate mixture receiving unit before the low-temperature separation unit of the complex gas feed and stabilization unit is fed to the acid gas removal unit. 6. Кластер по п. 5, отличающийся тем, что получаемые на установке удаления кислых газов кислые компоненты подают на установку компримирования диоксида углерода блока компрессорных станций и возвращают на подводный добычный комплекс.6. The cluster according to claim 5, characterized in that the acidic components obtained from the acid gas removal unit are fed to the carbon dioxide compression unit of the compressor station unit and returned to the subsea production complex. 7. Кластер по п. 6, отличающийся тем, что возвращаемые на подводный добычный комплекс кислые компоненты подают в непродуктивные скважины в сверхкритическом состоянии.7. The cluster according to claim 6, characterized in that the acid components returned to the subsea production complex are delivered to non-producing wells in a supercritical state. 8. Кластер по п. 1, отличающийся тем, что на заводе по получению экспортируемого сжиженного природного газа дополнительно извлекают гелий.8. The cluster according to claim 1, characterized in that helium is additionally extracted at the plant for the production of exported liquefied natural gas. 9. Кластер по п. 1, отличающийся тем, что выделяемую на установке регенерации ингибитора блока низкотемпературной сепарации комплексного газового сырья воду возвращают на подводный добычный комплекс для повышения газоотдачи пластов шельфового месторождения за счет подачи ее в непродуктивные скважины.9. The cluster according to claim 1, characterized in that the water released at the inhibitor recovery unit of the low-temperature separation unit of the complex gas feed is returned to the subsea production complex to increase gas recovery of the offshore field layers by supplying it to unproductive wells. 10. Кластер по п. 1, отличающийся тем, что получаемые на установке получения сжиженных углеводородов блока стабилизации и разделения нестабильного конденсата тяжелые углеводородные фракции используют в качестве энергоносителей для собственных нужд.10. The cluster according to claim 1, characterized in that the heavy hydrocarbon fractions obtained at the liquefied hydrocarbon production unit of the stabilization and separation unit of unstable condensate are used as energy carriers for own needs. 11. Кластер по п. 1, отличающийся тем, что в качестве ингибитора образования кристаллогидратов используют метанол.11. The cluster according to claim 1, characterized in that methanol is used as an inhibitor of the formation of crystalline hydrates. 12. Кластер по п. 1, отличающийся тем, что в качестве ингибитора образования кристаллогидратов используют алкилгликоли.12. The cluster according to claim 1, characterized in that alkyl glycols are used as an inhibitor of the formation of crystalline hydrates.
RU2016152110A 2016-12-29 2016-12-29 Production cluster for production and processing of gas condensate of shelf field RU2635799C9 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2016152110A RU2635799C9 (en) 2016-12-29 2016-12-29 Production cluster for production and processing of gas condensate of shelf field

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2016152110A RU2635799C9 (en) 2016-12-29 2016-12-29 Production cluster for production and processing of gas condensate of shelf field

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2635799C1 true RU2635799C1 (en) 2017-11-16
RU2635799C9 RU2635799C9 (en) 2018-02-16

Family

ID=60328563

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2016152110A RU2635799C9 (en) 2016-12-29 2016-12-29 Production cluster for production and processing of gas condensate of shelf field

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2635799C9 (en)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2715772C1 (en) * 2019-09-02 2020-03-03 Владимир Александрович Чигряй Gas processing cluster
RU2715838C1 (en) * 2019-10-01 2020-03-03 Игорь Анатольевич Мнушкин Complex for processing natural hydrocarbon gas into commercial output

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20100000255A1 (en) * 2006-11-09 2010-01-07 Fluor Technologies Corporation Configurations And Methods For Gas Condensate Separation From High-Pressure Hydrocarbon Mixtures
RU119631U1 (en) * 2012-05-16 2012-08-27 Открытое акционерное общество "НОВАТЭК" INSTALLATION FOR INDUSTRIAL PREPARATION OF A GAS CONDENSATE WITH A HIGH CONTENT OF HEAVY HYDROCARBONS
RU123342U1 (en) * 2012-06-18 2012-12-27 Открытое акционерное общество "НОВАТЭК" INSTALLATION FOR INDUSTRIAL PREPARATION OF PRODUCTION OF GAS-CONDENSATE DEPOSITS USING UNSTABLE GAS CONDENSATE AS REFRIGERANT
RU2011133062A (en) * 2009-01-08 2013-02-20 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. METHOD FOR REMOVING GAS-BASED IMPURITIES FROM A GAS FLOW CONTAINING GAS-BASED IMPURITIES AND A DEVICE FOR ITS IMPLEMENTATION
RU2500453C1 (en) * 2012-05-16 2013-12-10 Открытое акционерное общество "НОВАТЭК" Method of field preparation of condensate pool products with high content of heavy hydrocarbons and plant to this end

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20100000255A1 (en) * 2006-11-09 2010-01-07 Fluor Technologies Corporation Configurations And Methods For Gas Condensate Separation From High-Pressure Hydrocarbon Mixtures
RU2011133062A (en) * 2009-01-08 2013-02-20 Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. METHOD FOR REMOVING GAS-BASED IMPURITIES FROM A GAS FLOW CONTAINING GAS-BASED IMPURITIES AND A DEVICE FOR ITS IMPLEMENTATION
RU119631U1 (en) * 2012-05-16 2012-08-27 Открытое акционерное общество "НОВАТЭК" INSTALLATION FOR INDUSTRIAL PREPARATION OF A GAS CONDENSATE WITH A HIGH CONTENT OF HEAVY HYDROCARBONS
RU2500453C1 (en) * 2012-05-16 2013-12-10 Открытое акционерное общество "НОВАТЭК" Method of field preparation of condensate pool products with high content of heavy hydrocarbons and plant to this end
RU123342U1 (en) * 2012-06-18 2012-12-27 Открытое акционерное общество "НОВАТЭК" INSTALLATION FOR INDUSTRIAL PREPARATION OF PRODUCTION OF GAS-CONDENSATE DEPOSITS USING UNSTABLE GAS CONDENSATE AS REFRIGERANT

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2715772C1 (en) * 2019-09-02 2020-03-03 Владимир Александрович Чигряй Gas processing cluster
RU2715838C1 (en) * 2019-10-01 2020-03-03 Игорь Анатольевич Мнушкин Complex for processing natural hydrocarbon gas into commercial output

Also Published As

Publication number Publication date
RU2635799C9 (en) 2018-02-16

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US10821398B2 (en) Combined dehydration of gas and inhibition of liquid from a well stream
US9255731B2 (en) Sour NGL stream recovery
Roy et al. Aspen-HYSYS simulation of natural gas processing plant
RU2509208C2 (en) Method for obtaining combined gaseous hydrocarbon flow and liquid hydrocarbon flows, and device for its implementation
US20140001097A1 (en) Process for the recovery of crude
US20170173520A1 (en) Flow management and co2-recovery apparatus and method of use
NO20201238A1 (en) System and method for offshore hydrocarbon production and storage
RU2635799C1 (en) Production cluster for production and processing of gas condensate of shelf field
JP2012116981A (en) Lpg fractionation recovery system
AU2017249441B2 (en) A system and method for liquefying production gas from a gas source
US9200833B2 (en) Heavy hydrocarbon processing in NGL recovery system
AU2015330970B2 (en) System and method for subsea cooling a wellhead gas to produce a single phase dew-pointed gas
RU2647301C1 (en) Gas-chemical cluster
CN103868322A (en) Pre-cooling type heavy hydrocarbon recycling system and technology for offshore natural gas extraction
CA2949051C (en) Process equipment for enhanced natural gas liquid recovery
RU2555909C1 (en) Method of preparation of hydrocarbon gas for transport
WO2016054695A1 (en) System and method for subsea cooling a wellhead gas to produce a single phase dew-pointed gas
Gas Natural gas processing: the crucial link between natural gas production and its transportation to market
SHAH Transformation of energy, technologies in purification and end use of shale gas
Obonukut Simulation and Optimization of a Natural Gas Dehydration Plant with Triethylene Glycol
AU2016363566B2 (en) Method of liquefying a contaminated hydrocarbon-containing gas stream
GB2575568A (en) Dehydration of gas from a well stream

Legal Events

Date Code Title Description
TH4A Reissue of patent specification
PC41 Official registration of the transfer of exclusive right

Effective date: 20181129

PD4A Correction of name of patent owner