RU2636499C1 - Method for collecting and preparing hydrocarbon gas for transporting - Google Patents

Method for collecting and preparing hydrocarbon gas for transporting Download PDF

Info

Publication number
RU2636499C1
RU2636499C1 RU2017101793A RU2017101793A RU2636499C1 RU 2636499 C1 RU2636499 C1 RU 2636499C1 RU 2017101793 A RU2017101793 A RU 2017101793A RU 2017101793 A RU2017101793 A RU 2017101793A RU 2636499 C1 RU2636499 C1 RU 2636499C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
gas
absorbent
plants
mixed
pipeline
Prior art date
Application number
RU2017101793A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Александр Юрьевич Корякин
Рустам Наилевич Исмагилов
Ровшан Вазир оглы Абдуллаев
Антон Александрович Типугин
Владимир Владимирович Семенов
Андрей Владимирович Никитин
Original Assignee
Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой"
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 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" filed Critical Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой"
Priority to RU2017101793A priority Critical patent/RU2636499C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2636499C1 publication Critical patent/RU2636499C1/en

Links

Images

Landscapes

  • Drying Of Gases (AREA)

Abstract

FIELD: oil and gas industry.SUBSTANCE: invention relates to the collection and treatment of natural hydrocarbon gas by the absorption drying technology, and can be used in field preparation processes for transporting gas fields products. According to the method for collecting and preparing hydrocarbon gas to the transporting by the absorption drying method for gas from the wells cluster of the plants of the gas preliminary preparation plants, the primary and additional separation is carried out, absorbent is introduced into gas, absorbent is withdrawn from gas. After that gas is withdrawn from gas preliminary preparation plants and transported to plant of complex gas preparation, secondary and additional secondary separation of gas from gas preliminary preparation plants is carried out. Gas from the wells cluster of the gas complex preparation plant passes the separation and the additional separation, the absorbent is introduced into the gas, the absorbent is withdrawn from the gas, gas is compressed and cooled, gas of installation of gas complex preparation with gas of gas preliminary preparation plants is mixed. After that mixed gas is compressed and cooled, absorbent is introduced into mixed gas, absorbent is withdrawn from gas, mixed gas is withdrawn from the plant. At that gas of gas preliminary preparation plants after removal of absorbent from it is compressed and cooled, after transportation and separation the gas of gas preliminary preparation plants is introduced into gas of complex preparation plant after compression and cooling.EFFECT: prevention of gas production due to mutual effect of wells and provision of efficient use of formation energy of gas pool.1 tbl, 1 dwg

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.The invention relates to the oil and gas industry, in particular to the collection and processing of natural hydrocarbon gas by absorption drying technology, and can be used in field preparation processes for transporting gas field products.

Известен способ сбора и подготовки углеводородного газа к транспорту методом абсорбционной осушки (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, с. 85), в котором газ с дальних кустов скважин проходит первичную сепарацию на установках предварительной подготовки газа, транспортируется на установку комплексной подготовки газа, вводят газ установок предварительной подготовки газа в газ с кустов скважин установки комплексной подготовки газа. Подготовка смесевого газа осуществляется, например, технологией абсорбционной осушки путем первичной сепарацией, дополнительной сепарацией, первичным компримированием и первичным охлаждением смесевого газа, вводом в смесевой газ абсорбента, выводом из смесевого газа абсорбента, вторичным компримированием и вторичным охлаждением газа, выводом осушенного газа с установки.A known method of collecting and preparing hydrocarbon gas for transport by absorption drying method (see A.I. Gritsenko, V.A. Istomin, A.N. Kulkov and others. Collection and field treatment of gas in the northern fields of Russia. - M .: OJSC Nedra Publishing House, 1999, p. 85), in which gas from distant well clusters passes primary separation at gas pre-treatment plants, is transported to a complex gas treatment plant, gas from gas pre-treatment plants is introduced into gas from well clusters of a comprehensive treatment plant gas. The preparation of the mixed gas is carried out, for example, by the technology of absorption drying by primary separation, additional separation, primary compression and primary cooling of the mixed gas, introduction of the absorbent into the mixed gas, removal of the absorbent from the mixed gas, secondary compression and secondary cooling of the gas, and removal of the dried gas from the installation.

Недостатком данного способа является то, что после первичной сепарации при внутрипромысловом транспорте газа по коллектору большого диаметра от установки предварительной подготовки газа на установку комплексной подготовки газа происходит выделение водной фазы из газа вследствие охлаждения газа. Это приводит к накоплению жидкости в трубопроводе и снижению его гидравлической эффективности. При термодинамических условиях образования гидратов или льда необходима подача ингибитора.The disadvantage of this method is that after the primary separation during infield transport of gas through a large-diameter collector from the gas pre-treatment unit to the complex gas treatment unit, the aqueous phase is released from the gas due to gas cooling. This leads to the accumulation of fluid in the pipeline and a decrease in its hydraulic efficiency. Under thermodynamic conditions for the formation of hydrates or ice, an inhibitor is required.

Наиболее близким аналогом к предлагаемому техническому решению является способ подготовки углеводородного газа к транспорту методом абсорбционной осушки, в котором газ с кустов скважин установок предварительной подготовки газа проходит первичную и дополнительную сепарацию, вводят в газ абсорбент, выводят из газа абсорбента, выводят газ с установок предварительной подготовки газа и транспортируют на установку комплексной подготовки газа, проводят вторичную и дополнительную вторичную сепарацию газа с установок предварительной подготовки газа, газ с кустов скважин установки комплексной подготовки газа проходит сепарацию и дополнительную сепарацию, вводят в газ абсорбент, выводят из газа абсорбента, компримируют и охлаждают газ, смешивают газ установки комплексной подготовки газа с газом с установок предварительной подготовки газа, смесевой газ компримируют и охлаждают, вводят в смесевой газ абсорбент, выводят из газа абсорбента, выводят смесевой газ из установки.The closest analogue to the proposed technical solution is a method of preparing hydrocarbon gas for transport by the method of absorption drying, in which gas from the well clusters of gas pre-treatment plants is subjected to primary and additional separation, the absorbent is introduced into the gas, the gas is absorbed from the gas, and the gas is removed from the pre-treatment plants gas and transported to the installation of integrated gas treatment, conduct secondary and additional secondary gas separation from the preliminary gas production, gas from well clusters of the integrated gas treatment unit is separated and additionally separated, injected into the gas absorbent, removed from the absorbent gas, compress and cool the gas, mix the gas of the complex gas treatment unit with gas from gas pre-treatment plants, the mixed gas is compressed and cooled, absorbent is introduced into the mixed gas, removed from the absorbent gas, mixed gas is removed from the installation.

В этом способе за счет предварительной осушки газа на установках предварительной подготовки газа транспортировка газа осуществляется в однофазном газовом состоянии, что обеспечивает высокую гидравлическую эффективность трубопровода и обеспечивает безгидратный транспорт.In this method, due to the preliminary dehydration of gas at gas pre-treatment plants, gas is transported in a single-phase gas state, which ensures high hydraulic efficiency of the pipeline and provides non-hydrated transport.

Недостатком этого способа является то, что отсутствует возможность регулировки отборов газа между разрабатываемыми площадями. При этом в случае различных давлений между скважинами установок предварительной подготовки газа и скважинами установок комплексной подготовки газа скважины установки с более высоким давлением снижают дебит скважин установки с более низким давлением. В случае дросселирования потока газа от установки с более высоким давлением для выравнивания давлений происходит нерациональное использование пластовой энергии.The disadvantage of this method is that there is no possibility of adjusting gas withdrawals between the developed areas. Moreover, in the case of different pressures between the wells of the gas pre-treatment units and the wells of the integrated gas treatment units, the wells of the higher-pressure installation reduce the flow rate of the wells of the lower-pressure installation. In the case of throttling the gas flow from the installation with a higher pressure to equalize the pressure, the wasteful use of reservoir energy occurs.

Целью изобретения является предотвращение сокращения добычи газа из-за взаимного влияния скважин и обеспечение эффективного использования пластовой энергии газовой залежи.The aim of the invention is to prevent a reduction in gas production due to the mutual influence of wells and ensuring the efficient use of reservoir energy of the gas reservoir.

Поставленная цель достигается следующим образом.The goal is achieved as follows.

В способе сбора и подготовки углеводородного газа методом абсорбционной осушки, в котором газ с дальних кустов скважин установок предварительной подготовки газа проходит первичную и дополнительную сепарацию, вводят в газ абсорбент, выводят из газа абсорбент, выводят газ с установок предварительной подготовки газа и транспортируют на установку комплексной подготовки газа, проводят вторичную и дополнительную вторичную сепарацию газа с установок предварительной подготовки газа, газ с ближних кустов скважин установки комплексной подготовки газа проходит сепарацию и дополнительную сепарацию, вводят в газ абсорбент, выводят из газа абсорбент, компримируют и охлаждают газ, смешивают газ установки комплексной подготовки газа с газом с установок предварительной подготовки газа, смесевой газ компримируют и охлаждают, вводят в смесевой газ абсорбент, выводят из смесевого газа абсорбент, выводят смесевой газ из установки, в отличие от прототипа газ установок предварительной подготовки газа после вывода из него абсорбента компримируют и охлаждают, после транспортировки и сепарации газ установок предварительной подготовки газа подают в газ установки комплексной подготовки газа после компримирования и охлаждения.In the method of collecting and preparing hydrocarbon gas by the method of absorption drying, in which gas from distant well clusters of gas pre-treatment plants passes primary and additional separation, absorbent is introduced into the gas, absorbent is removed from the gas, gas is removed from gas pre-treatment plants and transported to the complex unit gas treatment, conduct secondary and additional secondary gas separation from gas pre-treatment plants, gas from nearby well clusters of the integrated gas treatment plant The gas is separated and further separated, absorbent is introduced into the gas, the absorbent is removed from the gas, gas is compressed and cooled, the gas of the gas treatment complex is mixed with gas from gas pre-treatment plants, the mixed gas is compressed and cooled, the absorbent is introduced into the mixed gas, from the mixed gas absorbent, the mixed gas is removed from the installation, in contrast to the prototype, the gas of the preliminary gas treatment plants after the absorption of the absorbent from it is compressed and cooled, after transportation and Aracena gas is a gas treatment plants is fed to the gas complex gas after compression and cooling.

Предлагаемое изобретение поясняется технологической схемой фиг. 1 состоящей из следующих конструктивных элементов:The invention is illustrated in the flow chart of FIG. 1 consisting of the following structural elements:

1 - трубопровод1 - pipeline

2 - входной сепаратор2 - input separator

3 - трубопровод3 - pipeline

4 - трубопровод4 - pipeline

5 - фильтр-сепаратор5 - filter separator

6 - трубопровод6 - pipeline

7 - трубопровод7 - pipeline

8 - аппарат осушки газа8 - gas dehydration apparatus

9 - трубопровод9 - pipeline

10 - трубопровод10 - pipeline

11 - трубопровод11 - pipeline

12 - компрессор12 - compressor

13 - трубопровод13 - pipeline

14 - воздушный охладитель14 - air cooler

15 - трубопровод15 - pipeline

16 - трубопровод16 - pipeline

17 - сепаратор17 - separator

18 - трубопровод18 - pipeline

19 - трубопровод19 - pipeline

20 - фильтр-сепаратор20 - filter separator

21 - трубопровод21 - pipeline

22 - трубопровод22 - pipeline

23 - трубопровод23 - pipeline

24 - входной сепаратор24 - input separator

25 - трубопровод25 - pipeline

26 - трубопровод26 - pipeline

27 - фильтр-сепаратор27 - filter separator

28 - трубопровод28 - pipeline

29 - трубопровод;29 - pipeline;

30 - аппарат осушки газа первой ступени30 - apparatus for drying the gas of the first stage

31 - трубопровод31 - pipeline

32 - трубопровод32 - pipeline

33 - трубопровод33 - pipeline

34 - компрессор первой ступени34 - compressor of the first stage

35 - трубопровод35 - pipeline

36 - воздушный охладитель первой ступени36 - air cooler of the first stage

37 - трубопровод37 - pipeline

38 - компрессор второй ступени38 - second stage compressor

39 - трубопровод39 - pipeline

40 - воздушный охладитель второй ступени40 - second stage air cooler

41 - трубопровод41 - pipeline

42 - аппарат осушки газа второй ступени42 - apparatus for drying the gas of the second stage

43 - трубопровод43 - pipeline

44 - трубопровод44 - pipeline

45 - трубопровод45 - pipeline

Газ с дальних кустов скважин (условно не показаны) по трубопроводам 1 подают на установки предварительной подготовки газа во входные сепараторы 2, где из него выделяют жидкую фазу и механические примеси. Жидкую фазу с механическими примесями из входных сепараторов 2 по трубопроводам 3 выводят из установок. Первично отсепарированный газ из входных сепараторов 2 по трубопроводам 4 подают в фильтр-сепараторы 5, где из него выделяют жидкую фазу и механические примеси. Жидкую фазу с механическими примесями из фильтр-сепараторов 5 по трубопроводам 6 выводят из установок. Дополнительно отсепарированный газ из фильтр-сепараторов 5 по трубопроводам 7 подают в аппараты осушки газа 8 для предварительной осушки. Регенерированный гликоль по трубопроводам 9 подают в аппараты осушки газа 8 и после поглощения влаги из газа насыщенный гликоль по трубопроводам 10 выводят из установок. Предварительно осушенный газ из аппаратов осушки газа 8 направляют по трубопроводам 11 в компрессоры 12. После сжатия газа его подают по трубопроводам 13 в воздушные охладители 14 и направляют газ по трубопроводам 15 в трубопровод 16. Производят транспортировку газа по трубопроводу 16 на установку комплексной подготовки газа. Подают газ в сепаратор 17 для отделения механических примесей и жидкой фазы (при наличии фазы). Механические примеси и жидкую фазу (при наличии фазы) выводят по трубопроводу 18 из установки комплексной подготовки газа. Подают газ по трубопроводу 19 в фильтр-сепаратор 20 для отделения механических примесей и жидкой фазы (при наличии фазы). Механические примеси и жидкую фазу (при наличии фазы) выводят по трубопроводу 21 из установки комплексной подготовки газа.Gas from distant well clusters (not shown conditionally) is supplied through pipelines 1 to gas pre-treatment plants to inlet separators 2, where the liquid phase and solids are extracted from it. The liquid phase with mechanical impurities from the input separators 2 through pipelines 3 is removed from the plants. The initially separated gas from the inlet separators 2 is fed through pipelines 4 to the filter separators 5, where the liquid phase and solids are separated from it. The liquid phase with mechanical impurities from the filter separators 5 through pipelines 6 is removed from the plants. Additionally, the separated gas from the filter separators 5 through pipelines 7 is fed to the gas drying apparatus 8 for preliminary drying. Regenerated glycol via pipelines 9 is supplied to gas dehydration apparatuses 8 and after absorption of moisture from gas, saturated glycol via pipelines 10 is removed from the plants. The pre-dried gas from the gas dehydration apparatus 8 is sent via pipelines 11 to compressors 12. After gas compression, it is supplied via pipelines 13 to air coolers 14 and gas is sent via pipelines 15 to pipeline 16. Gas is transported via pipeline 16 to the complex gas treatment unit. Gas is supplied to the separator 17 to separate the mechanical impurities and the liquid phase (in the presence of phase). Mechanical impurities and the liquid phase (in the presence of phase) are discharged through line 18 from the complex gas treatment unit. Gas is supplied through line 19 to a filter separator 20 to separate solids and liquid phase (if phase is present). Mechanical impurities and the liquid phase (in the presence of a phase) are discharged through a pipe 21 from the complex gas treatment unit.

Газ с ближних кустов скважин (условно не показаны) по трубопроводу 23 подают на установку комплексной подготовки газа во входной сепаратор 24, где из него выделяют жидкую фазу и механические примеси. Жидкую фазу с механическими примесями из входного сепаратора 24 по трубопроводу 25 выводят из установки. Первично отсепарированный газ из входного сепаратора 24 по трубопроводу 26 подают в фильтр-сепаратор 27, где из него выделяют жидкую фазу и механические примеси. Жидкую фазу с механическими примесями из фильтр-сепаратора 27 по трубопроводу 28 выводят из установки. Газ из фильтр-сепаратора 27 по трубопроводу 29 подают в аппарат осушки газа первой ступени 30 для предварительной осушки. Регенерированный гликоль по трубопроводу 31 подают в аппараты осушки газа первой ступени 30 и после поглощения влаги из газа, насыщенный гликоль по трубопроводу 32 выводят из установки. Предварительно осушенный газ из аппарата осушки газа первой ступени 30 направляется по трубопроводу 33 в компрессор первой ступени 34. После сжатия газа его подают по трубопроводу 35 в воздушный охладитель первой ступени 36 и направляют газ по трубопроводу 37 в компрессор второй ступени 38.Gas from nearby well clusters (not shown conditionally) is supplied through a pipeline 23 to a complex gas treatment unit to an inlet separator 24, where a liquid phase and mechanical impurities are separated from it. The liquid phase with mechanical impurities from the inlet separator 24 through the pipeline 25 is removed from the installation. The initially separated gas from the inlet separator 24 is fed through a pipe 26 to the filter separator 27, where the liquid phase and solids are separated from it. The liquid phase with mechanical impurities from the filter separator 27 through the pipe 28 is removed from the installation. Gas from the filter separator 27 is supplied through a pipe 29 to the gas drying apparatus of the first stage 30 for preliminary drying. The regenerated glycol is supplied through the pipeline 31 to the gas dehydration apparatus of the first stage 30 and after absorption of moisture from the gas, the saturated glycol is withdrawn from the installation via the pipeline 32. The pre-dried gas from the gas drying apparatus of the first stage 30 is sent through a pipe 33 to the compressor of the first stage 34. After the gas has been compressed, it is fed through a pipe 35 to an air cooler of the first stage 36 and the gas is sent through a pipe 37 to a compressor of the second stage 38.

Вводят в трубопровод 37 газ установок предварительной подготовки газа. После сжатия смесевого газа в компрессоре второй ступени 38 его подают по трубопроводу 39 в воздушный охладитель второй ступени 40. Направляют после охлаждения смесевой газ по трубопроводу 41 в аппарат осушки газа второй ступени 42. Регенерированный гликоль по трубопроводу 43 подают в аппарат осушки газа второй ступени 42 и после поглощения влаги из смесевого газа насыщенный гликоль по трубопроводу 44 выводят из установки. Из аппарата осушки газа второй ступени 42 по трубопроводу 45 выводят смесевой осушенный газ из установки.Gas is introduced into the pipeline 37 of gas pre-treatment plants. After compression of the mixed gas in the compressor of the second stage 38, it is supplied through a pipe 39 to an air cooler of the second stage 40. After cooling, the mixed gas is sent through a pipe 41 to the gas drying apparatus of the second stage 42. The regenerated glycol through pipe 43 is supplied to the gas drying apparatus of the second stage 42 and after absorbing moisture from the mixed gas, the saturated glycol is discharged from the unit via line 44. From the apparatus for drying the gas of the second stage 42 through the pipeline 45 remove the mixed dried gas from the installation.

Для оценки эффективности предложенного способа на Уренгойском нефтегазоконденсатном месторождении были проведены промысловые исследования (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 входные сепараторы, фильтры-сепараторы, аппараты осушки газа с подачей в них регенерированного гликоля и компрессоры.To assess the effectiveness of the proposed method in the Urengoy oil and gas condensate field, field studies were carried out (table 1). In the course of the studies, the UKPG-13 complex gas treatment unit was used as a preliminary gas treatment unit, where inlet separators, filter separators, gas dehumidifiers with the supply of regenerated glycol and gas were supplied from the entire set of equipment for receiving gas wells from this field compressors.

Предварительно отсепарированный и осушенный газ первично сжимался в одну ступень и по внутрипромысловому газопроводу длиной 15,6 км и диаметром 1020-1420 мм подавался на УКПГ-12, которая выполняла функции установки комплексной подготовки газа с полным циклом осушки и компримирования в две ступени.The pre-separated and drained gas was initially compressed in one step and fed through the in-field gas pipeline 15.6 km long with a diameter of 1020-1420 mm to the UKPG-12, which served as an integrated gas treatment unit with a full drying and compression cycle in two stages.

Без первичного компримирования газа на УКПГ-12 входное давление на установку из-за влияния давления газа со скважин УКПГ-13 составляло 1.8 МПа. Среднее устьевое давление на скважинах УКПГ-12 равнялось 1.9 МПа. Количество работающих скважин составило 78 ед., а их средний дебит 6,1 тыс. м3/ч. Суммарная добыча газа на УКПГ-12 составила 472 тыс. м3/ч. На УКПГ-13 входное давление на установку составило 1,9 МПа, а среднее устьевое давление на скважинах было равно 1,8 МПа. Количество работающих скважин составило 87 ед., а их средний дебит 7,2 тыс. м3/ч. Суммарная добыча газа на УКПГ-12 составила 627 тыс. м3/ч. Общая добыча газа на УКПГ-12 и 13 была равна 1099 тыс. м3/ч.Without primary gas compression at UKPG-12, the inlet pressure to the installation due to the influence of gas pressure from UKPG-13 wells was 1.8 MPa. The average wellhead pressure at the UKPG-12 wells was 1.9 MPa. The number of working wells was 78 units, and their average production rate was 6.1 thousand m 3 / h. The total gas production at UKPG-12 amounted to 472 thousand m 3 / h. At UKPG-13, the inlet pressure to the installation was 1.9 MPa, and the average wellhead pressure in the wells was 1.8 MPa. The number of working wells was 87 units, and their average flow rate was 7.2 thousand m 3 / h. The total gas production at UKPG-12 amounted to 627 thousand m 3 / h. The total gas production at UKPG-12 and 13 was equal to 1099 thousand m 3 / h.

С использованием предлагаемого способа при компримировании газа в одну ступень на УКПГ-13 до давления 3,1 МПа, что обеспечивало транспортировку газа по внутрипромысловому газопроводу и подачу газа на вторую ступень дожимной компрессорной станции с давлением 3,0 МПа, параметры работы УКПГ-12 были следующими. Среднее устьевое давление на скважинах УКПГ-12 равнялось 1,6 МПа. Благодаря более низкому давлению на устье скважин количество работающих скважин увеличилось на 6 ед., при этом средний дебит скважин возрос на 0,8 тыс. м3/ч. Суммарная добыча газа на УКПГ-12 составила 580 тыс. м3/ч. Параметры эксплуатации фонда скважин УКПГ-13 не изменились. Общая добыча газа на УКПГ-12 и 13 увеличилась на 108 тыс. м3/ч.Using the proposed method when compressing gas in one stage at UKPG-13 to a pressure of 3.1 MPa, which ensured the transportation of gas through an infield gas pipeline and gas supply to the second stage of a booster compressor station with a pressure of 3.0 MPa, the operation parameters of UKPG-12 were following. The average wellhead pressure at the UKPG-12 wells was 1.6 MPa. Due to the lower pressure at the wellhead, the number of working wells increased by 6 units, while the average flow rate of wells increased by 0.8 thousand m 3 / h. The total gas production at UKPG-12 amounted to 580 thousand m 3 / h. The operating parameters of the UKPG-13 well stock have not changed. Total gas production at UKPG-12 and 13 increased by 108 thousand m 3 / h.

Результаты промысловых исследований свидетельствуют, что предложенный способ обеспечивает регулировку отборов газа на различных площадях месторождения за счет исключения влияния скважин друг на друга и эффективное использование пластовой энергии.The results of field studies indicate that the proposed method provides for the adjustment of gas production at different areas of the field by eliminating the influence of wells on each other and the efficient use of reservoir energy.

Figure 00000001
Figure 00000001

Claims (1)

Способ сбора и подготовки углеводородного газа к транспорту методом абсорбционной осушки, в котором газ с кустов скважин установок предварительной подготовки газа проходит первичную и дополнительную сепарацию, вводят в газ абсорбент, выводят из газа абсорбента, выводят газ с установок предварительной подготовки газа и транспортируют на установку комплексной подготовки газа, проводят вторичную и дополнительную вторичную сепарацию газа с установок предварительной подготовки газа, газ с кустов скважин установки комплексной подготовки газа проходит сепарацию и дополнительную сепарацию, вводят в газ абсорбент, выводят из газа абсорбент, компримируют и охлаждают газ, смешивают газ установки комплексной подготовки газа с газом с установок предварительной подготовки газа, смесевой газ компримируют и охлаждают, вводят в смесевой газ абсорбент, выводят из газа абсорбент, выводят смесевой газ из установки, отличающийся тем, что газ установок предварительной подготовки газа после вывода из него абсорбента компримируют и охлаждают, после транспортировки и сепарации газ установок предварительной подготовки газа вводят в газ установки комплексной подготовки газа после компримирования и охлаждения.A method of collecting and preparing hydrocarbon gas for transport by the method of absorption drying, in which the gas from the well bushes of the gas pre-treatment plants is subjected to primary and additional separation, the absorbent is introduced into the gas, the gas is absorbed from the gas, the gas is removed from the gas pre-treatment plants and transported to the complex gas preparation, conduct secondary and additional secondary gas separation from gas pre-treatment plants, gas from well clusters of a comprehensive treatment plant gas is separated and additionally separated, absorbent is introduced into the gas, absorbent is removed from the gas, gas is compressed and cooled, gas is mixed from gas pre-treatment plants from gas pre-treatment plants, mixed gas is compressed and cooled, absorbent is introduced into the mixed gas, removed from gas absorbent, the mixed gas is removed from the installation, characterized in that the gas of the gas pre-treatment plants after the absorption of the absorbent from it is compressed and cooled, after the gas is transported and separated ovok pretreatment gas is introduced into a gas preparation comprehensive gas after compression and cooling.
RU2017101793A 2017-01-19 2017-01-19 Method for collecting and preparing hydrocarbon gas for transporting RU2636499C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2017101793A RU2636499C1 (en) 2017-01-19 2017-01-19 Method for collecting and preparing hydrocarbon gas for transporting

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2017101793A RU2636499C1 (en) 2017-01-19 2017-01-19 Method for collecting and preparing hydrocarbon gas for transporting

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2636499C1 true RU2636499C1 (en) 2017-11-23

Family

ID=63853214

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2017101793A RU2636499C1 (en) 2017-01-19 2017-01-19 Method for collecting and preparing hydrocarbon gas for transporting

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2636499C1 (en)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2799882C1 (en) * 2022-12-26 2023-07-13 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" Group decentralized gas collection method

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU747507A1 (en) * 1978-05-03 1980-07-15 Специальное проектно-конструкторское бюро "Промавтоматика" Apparatus for conducting sorption processes
SU1066299A1 (en) * 1981-09-07 1984-12-30 Всесоюзный научно-исследовательский институт природных газов Method of preparing natural gas for transportation
US5782958A (en) * 1995-12-28 1998-07-21 Institut Francais Du Petrole Process for the dehydration, deacidification and stripping of a natural gas, utilizing a mixture of solvents
RU2587175C2 (en) * 2014-11-18 2016-06-20 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" Method of preparing hydrocarbon gas for transportation
RU2593300C2 (en) * 2014-11-18 2016-08-10 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" Method of preparing hydrocarbon gas for transportation

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU747507A1 (en) * 1978-05-03 1980-07-15 Специальное проектно-конструкторское бюро "Промавтоматика" Apparatus for conducting sorption processes
SU1066299A1 (en) * 1981-09-07 1984-12-30 Всесоюзный научно-исследовательский институт природных газов Method of preparing natural gas for transportation
US5782958A (en) * 1995-12-28 1998-07-21 Institut Francais Du Petrole Process for the dehydration, deacidification and stripping of a natural gas, utilizing a mixture of solvents
RU2587175C2 (en) * 2014-11-18 2016-06-20 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" Method of preparing hydrocarbon gas for transportation
RU2593300C2 (en) * 2014-11-18 2016-08-10 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" Method of preparing hydrocarbon gas for transportation

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2799882C1 (en) * 2022-12-26 2023-07-13 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" Group decentralized gas collection method
RU2799881C1 (en) * 2022-12-26 2023-07-13 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" Group decentralized gas collection method

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2557945C2 (en) Method for liquefaction of furnace gas from combustion plants
CN105422424A (en) Medium-pressure and high-pressure air compressor set
EP3248663B1 (en) Liquid solid separating device
RU2701020C1 (en) Method of hydrocarbon gas preparation for transport
CN102441290A (en) Oil gas condensation recovery method and device based on turboexpander refrigeration
RU2636499C1 (en) Method for collecting and preparing hydrocarbon gas for transporting
AU2013346096A1 (en) Refined-coal production method, and refined-coal production device
RU2587175C2 (en) Method of preparing hydrocarbon gas for transportation
RU2439452C1 (en) Method of low temperature treatment of hydrocarbon gas
SA517381246B1 (en) System and Method for Compressing and Conditioning Hydrocarbon Gas
RU2593300C2 (en) Method of preparing hydrocarbon gas for transportation
CN104877724A (en) Treatment method for recovering vent natural gas
RU2555909C1 (en) Method of preparation of hydrocarbon gas for transport
CN211059818U (en) Liquid-removing hydrocarbon-separating system suitable for reducing injection amount of hydrate inhibitor of wet gas sea pipe
RU2527922C1 (en) Installation for hydrocarbon gas preparation
RU2627754C1 (en) Method of hydrocarbon gas treatment for transportation
RU2294429C2 (en) Method for gaseous hydrocarbon preparation for transportation
RU2718398C1 (en) Method of preparing associated petroleum gas for transportation
RU2673925C1 (en) Method of emptying pipeline sections from gas in multiple gas pipeline systems
RU2471979C2 (en) Associated gas treatment method
AU624358B2 (en) A method and arrangement for pumping preferably refrigerants
RU136140U1 (en) INSTALLATION FOR PREPARATION OF ASSOCIATED OIL GAS OF LOW PRESSURE (OPTIONS)
RU2259511C2 (en) Method of preparing and utilizing low-pressure gas
RU2012142847A (en) INSTALLATION OF DISPOSAL OF ASSOCIATED OIL GAS (OPTIONS)
RU2381428C1 (en) Method of condensate extraction from natural gas