RU2673925C1 - Method of emptying pipeline sections from gas in multiple gas pipeline systems - Google Patents

Method of emptying pipeline sections from gas in multiple gas pipeline systems Download PDF

Info

Publication number
RU2673925C1
RU2673925C1 RU2018100846A RU2018100846A RU2673925C1 RU 2673925 C1 RU2673925 C1 RU 2673925C1 RU 2018100846 A RU2018100846 A RU 2018100846A RU 2018100846 A RU2018100846 A RU 2018100846A RU 2673925 C1 RU2673925 C1 RU 2673925C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
gas
pipeline
absorbent
pressure
treatment unit
Prior art date
Application number
RU2018100846A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Ровшан Вазир оглы Абдуллаев
Сергей Николаевич Сюлемез
Роман Олегович Панин
Андрей Владимирович Никитин
Антон Александрович Типугин
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 RU2018100846A priority Critical patent/RU2673925C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2673925C1 publication Critical patent/RU2673925C1/en

Links

Images

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17D—PIPE-LINE SYSTEMS; PIPE-LINES
    • F17D1/00—Pipe-line systems
    • F17D1/02—Pipe-line systems for gases or vapours

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Drying Of Gases (AREA)

Abstract

FIELD: gas industry.
SUBSTANCE: essence of the invention lies in the fact that in the method of emptying pipeline sections from gas in multiline gas pipeline systems, gas from the empty section is fed to an integrated gas treatment unit, the utilization gas pressure is reduced to the gas pressure value of the integrated gas treatment unit after the primary compression and cooling the utilization gas is injected to the gas of the integrated gas treatment unit, after its primary compression and cooling, the absorbent is first injected into the mixed gas, the absorbent is first removed from the mixed gas, the mixed gas is compressed and cooled for the second time, absorbent is injected for the second time into the mixed gas, absorbent is removed for the second time from the mixed gas, the mixed gas is removed from the complex gas treatment unit and transported to a parallel pipeline. By reducing the gas pressure of the utilization in the emptied area up to the pressure of the gas of the integrated gas treatment unit after the primary compression and cooling, the pressure of the recycling gas decreases to the value of the input pressure of the gas of the integrated gas treatment plant, disposal gas is fed to purification from mechanical impurities and moisture when it is present; gas is additionally purified from mechanical impurities and moisture when it is present; disposal gas is injected into gas of integrated gas treatment unit, after its additional purification from moisture and mechanical impurities, it is first compressed and cooled by the mixed gas, the absorbent is first introduced into the mixed gas, the absorbent is first removed from the mixed gas, the secondary gas is compressed and cooled again, the second time the absorbent is introduced into the mixed gas, the second time the absorbent is removed from the mixed gas, the mixed gas is removed from the complex gas treatment unit and transported to a parallel pipeline.
EFFECT: method is proposed for emptying gas pipeline sections from gas contained in them when carrying out repair work in main gas pipeline systems.
1 cl, 1 tbl, 2 dwg

Description

Изобретение относится к газовой промышленности, в частности к способам опорожнения участков газопроводных линий от содержащегося в них газа при выполнении ремонтных работ в многониточных системах газопроводов.The invention relates to the gas industry, in particular to methods for emptying sections of gas lines from the gas contained in them when performing repairs in multi-line gas pipeline systems.

Известен способ опорожнения участков трубопроводов (см. АС №544824, МПК F17D 1/00) в многониточных системах газопроводов, включающий отключение посредством линейных кранов опорожняемого участка и перекачку из него газа утилизации в параллельный трубопровод путем эжектирования высоконапорным газом того же параллельного трубопровода, при этом на эжектирование направляют весь поток высоконапорного газа, для чего на параллельном трубопроводе перекрывают линейный кран, а смешанный газовый поток после эжектирования вводят в параллельный трубопровод за перекрытым линейным краном.A known method of emptying sections of pipelines (see AS No. 544824, IPC F17D 1/00) in multi-line gas piping systems, including shutting down the emptied section by linear valves and pumping the utilization gas from it into a parallel pipeline by ejecting the same parallel pipeline by high-pressure gas, the entire flow of high-pressure gas is directed to ejection, for which a linear valve is shut off on the parallel pipeline, and the mixed gas stream after ejection is introduced into the parallel pipe the wire behind the closed linear tap.

Недостатком способа является то, что снижается производительность системы газопроводов, поскольку транспортировка смешанного газового потока по параллельному газопроводу после перекрытого линейного крана осуществляется ниже давления до перекрытого линейного крана. Кроме этого из-за требований по минимальному входному давлению газа на компрессорные станции может потребоваться повысить давление в трубопроводе на участке до эжектирования газа. В случае подачи газа с установок подготовки газа в трубопровод на участке до эжектирования газа дожимные компрессорные станции этих установок должны иметь запас по степени сжатия газа. При его отсутствии из-за роста давления газа в трубопроводе на участке до эжектирования газа рост выходного давления установки подготовки газа приведет к увеличению давления в газосборной сети, на устье скважин и сокращению добычи газа.The disadvantage of this method is that the performance of the gas pipeline system is reduced, since the mixed gas stream is transported through a parallel gas pipeline after a closed linear tap is lower than pressure to a closed linear tap. In addition, due to the requirements for minimum gas inlet pressure to compressor stations, it may be necessary to increase the pressure in the pipeline in the area before ejecting the gas. In the case of gas supply from gas treatment plants to the pipeline at the site before gas ejection, the booster compressor stations of these plants must have a margin of gas compression ratio. If it is absent due to an increase in gas pressure in the pipeline at the site prior to gas ejection, an increase in the outlet pressure of the gas treatment unit will increase the pressure in the gas collection network at the wellhead and reduce gas production.

Наиболее близким аналогом к предлагаемому техническому решению является способ опорожнения участков трубопровода от газа в многониточных системах газопроводов (А.с. 970036), включающий отключение посредством линейных кранов опорожняемого участка, эжектирование газа утилизации из концевой части опорожняемого участка в одну или несколько ступеней частью потока высоконапорного газа из параллельного трубопровода, подачу смешанного газового потока в трубопровод после опорожняемого участка.The closest analogue to the proposed technical solution is a method of emptying pipeline sections from gas in multi-line gas pipeline systems (A.S. 970036), including shutting down the empty section by linear taps, ejecting the utilization gas from the end part of the empty section to one or several stages by a part of the high-pressure flow gas from a parallel pipeline, the supply of a mixed gas stream to the pipeline after the emptied section.

Данный способ позволяет предотвратить снижение производительности параллельного трубопровода благодаря отбору части потока высоконапорного газа. Недостатком способа является то, что при входе на компрессорную станцию давление высоконапорного газа и давление смешанного газового потока будут отличаться на величину понижение давления на эжекторе. Потребуется понижение давления высоконапорного газа для выравнивания давлений в трубопроводах перед подачей на компрессорную станцию, что приведет к нерациональному использованию энергии газа. Как и в аналоге из-за требований по минимальному входному давлению газа на компрессорные станции может потребоваться повысить давление в трубопроводе на участке до эжектирования газа. В случае подачи газа с установок подготовки газа в трубопровод на участке до эжектирования газа дожимные компрессорные станции этих установок должны иметь запас по степени сжатия газа. При его отсутствии из-за роста давления газа в трубопроводе на участке до эжектирования газа рост выходного давления установки подготовки газа приведет к увеличению давления в газосборной сети, в скважинах и сокращению добычи газа.This method allows to prevent a decrease in the productivity of the parallel pipeline due to the selection of part of the high-pressure gas stream. The disadvantage of this method is that when entering the compressor station, the pressure of the high-pressure gas and the pressure of the mixed gas stream will differ by the magnitude of the decrease in pressure on the ejector. It will be necessary to lower the pressure of the high-pressure gas in order to equalize the pressure in the pipelines before being supplied to the compressor station, which will lead to irrational use of gas energy. As in the analogue, due to the requirements for the minimum gas inlet pressure to compressor stations, it may be necessary to increase the pressure in the pipeline in the section before ejecting the gas. In the case of gas supply from gas treatment plants to the pipeline at the site before gas ejection, the booster compressor stations of these plants must have a margin of gas compression ratio. If it is absent due to an increase in gas pressure in the pipeline at the site prior to gas ejection, an increase in the outlet pressure of the gas treatment unit will increase the pressure in the gas collection network and in wells and reduce gas production.

Целью изобретения является предотвращение влияния процесса утилизации газа из трубопроводных линий на нерациональное использование энергии газа и на сокращение добычи газа на установках комплексной подготовки газа.The aim of the invention is to prevent the impact of the process of gas utilization from pipelines on the wasteful use of gas energy and on the reduction of gas production in integrated gas treatment plants.

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

В способе опорожнения участков трубопровода от газа в многониточных системах газопроводов, включающем отключение посредством линейных кранов опорожняемого участка, эжектирование газа утилизации из концевой части опорожняемого участка в одну или несколько ступеней высоконапорным газом из параллельного газопровода, подачу смешанного газового потока в параллельный трубопровод после опорожняемого участка, в отличие от прототипа газ утилизации с опорожняемого участка подают на установку комплексной подготовки газа, понижают давление газа утилизации до величины давления газа установки комплексной подготовки газа после первичного компримирования и охлаждения, вводят газ утилизации в газ установки комплексной подготовки газа, после его первичного компримирования и охлаждения, первично вводят в смесевой газ абсорбент, первично выводят из смесевого газа абсорбент, вторично компримируют и охлаждают смесевой газ, вторично вводят в смесевой газ абсорбент, вторично выводят из смесевого газа абсорбент, выводят смесевой газ с установки комплексной подготовки газа и транспортируют в параллельный трубопровод, на втором этапе при снижении давления газа утилизации в опорожняемом участке до величины давления газа установки комплексной подготовки газа после первичного компримирования и охлаждения понижают давление газа утилизации до величины входного давления газа установки комплексной подготовки газа, подают газ утилизации на очистку от механических примесей и влаги при ее наличии, дополнительно очищают газ утилизации от механических примесей и влаги при ее наличии, вводят газ утилизации в газ установки комплексной подготовки газа, после его дополнительной очистки от влаги и механических примесей, первично компримируют и охлаждают смесевой газ, первично вводят в смесевой газ абсорбент, первично выводят из смесевого газа абсорбент, вторично компримируют и охлаждают смесевой газ, вторично вводят в смесевой газ абсорбент, вторично выводят из смесевого газа абсорбент, выводят смесевой газ с установки комплексной подготовки газа и транспортируют в параллельный трубопровод.In the method of emptying pipeline sections from gas in multi-line gas pipeline systems, including shutting off the emptied section by linear valves, ejecting the utilization gas from the end of the emptied section into one or more stages with high-pressure gas from the parallel gas pipeline, supplying a mixed gas stream to the parallel pipeline after the emptying section, unlike the prototype, utilization gas from the emptied area is fed to the integrated gas treatment unit, and the pressure is reduced utilization gas to the gas pressure of the integrated gas treatment unit after the primary compression and cooling, the utilization gas is introduced into the gas of the integrated gas treatment unit, after its primary compression and cooling, the absorbent is first introduced into the mixed gas, the absorbent is first removed from the mixed gas, and compressed again the mixed gas is cooled, the absorbent is introduced into the mixed gas for the second time, the absorbent is removed from the mixed gas for the second time, the mixed gas is removed from the complex gas treatment unit and transp they are merged into a parallel pipeline, at the second stage, when the pressure of the utilization gas in the emptied section is reduced to the gas pressure of the integrated gas treatment unit, after primary compression and cooling, the pressure of the utilization gas is reduced to the gas inlet pressure of the integrated gas treatment unit, and utilization gas is purged from mechanical impurities and moisture, if any, further purify the utilization gas from mechanical impurities and moisture, and introduce utilization gas into the installation gas comprehensive gas preparation, after its additional purification from moisture and mechanical impurities, the mixture gas is first compressed and cooled, the absorbent is first introduced into the mixed gas, the absorbent is first removed from the mixed gas, the absorbed gas is compressed and cooled again, and the absorbent is introduced into the mixed gas for the second time the absorbent is removed from the mixed gas, the mixed gas is removed from the complex gas preparation unit and transported to a parallel pipeline.

Предлагаемое изобретение поясняется технологической схемой на фиг. 1.The invention is illustrated in the flow diagram of FIG. one.

На иллюстрации обозначены следующие элементы:The following elements are indicated in the illustration:

1 - опорожняемый участок трубопровода;1 - emptied section of the pipeline;

2 - линейный кран;2 - linear crane;

3 - трубопровод;3 - pipeline;

4 - редуцирующее устройство;4 - reducing device;

5 - трубопровод;5 - pipeline;

6 - кран;6 - crane;

7 - трубопровод;7 - pipeline;

8 - входной сепаратор;8 - input separator;

9 - трубопровод;9 - pipeline;

10 - трубопровод;10 - pipeline;

11 - фильтр-сепаратор;11 - filter separator;

12 - трубопровод;12 - pipeline;

13 - трубопровод; 13 - pipeline;

14-компрессор;14-compressor;

15 - трубопровод;15 - pipeline;

16 - воздушный охладитель;16 - air cooler;

17 - трубопровод;17 - pipeline;

18 - аппарат осушки газа;18 - gas drying apparatus;

19 - трубопровод;19 - pipeline;

20 - трубопровод;20 - pipeline;

21 - трубопровод;21 - pipeline;

22 - трубопровод;22 - pipeline;

23 - компрессор;23 - compressor;

24 - трубопровод;24 - pipeline;

25 - воздушный охладитель;25 - air cooler;

26 - трубопровод;26 - pipeline;

27 - аппарат осушки газа;27 — gas dehydration apparatus;

28 - трубопровод;28 - pipeline;

29 - трубопровод;29 - pipeline;

30 - трубопровод;30 - pipeline;

31 - параллельный трубопровод;31 - parallel pipeline;

32 - трубопровод;32 - pipeline;

33 - кран;33 - crane;

34 - трубопровод;34 - pipeline;

35 - сепаратор;35 - separator;

36 - трубопровод;36 - pipeline;

37 - трубопровод;37 - pipeline;

38 - фильтр-сепаратор;38 - filter separator;

39 - трубопровод;39 - pipeline;

40 - трубопровод.40 - pipeline.

Опорожняемый участок трубопровода 1 отсекают от остальной части трубопровода с помощью линейных кранов 2. Газ утилизации из опорожняемого участка трубопровода 1 по трубопроводу 3 направляют для понижения давления на редуцирующее устройство 4 и подают по трубопроводу 5 в открытый кран 6.The emptied section of the pipeline 1 is cut off from the rest of the pipeline using linear valves 2. The gas of utilization from the emptied section of the pipeline 1 is sent through pipeline 3 to reduce the pressure on the reducing device 4 and is fed through the pipeline 5 to the open valve 6.

Газ установки комплексной подготовки газа с кустов скважин по трубопроводу 7 подают во входной сепаратор 8, где от газа отделяют жидкую фазу и механические примеси (сепарация). Жидкую фазу с механическими примесями из входного сепаратора 8 по трубопроводу 9 выводят из установки. Газ установки комплексной подготовки газа из входного сепаратора 8 по трубопроводу 10 подают в фильтр-сепаратор 11, где из него выделяют жидкую фазу и механические примеси (дополнительная сепарация). Жидкую фазу с механическими примесями из фильтр-сепаратора 11 по трубопроводу 12 выводят из установки. Газ установки комплексной подготовки газа из фильтр-сепаратора 11 по трубопроводу 13 подают в компрессор 14 для компримирования и далее по трубопроводу 15 для охлаждения в воздушный охладитель 16. Газ установки комплексной подготовки газа по трубопроводу 17 направляют в нижнюю часть аппарата осушки газа 18 для абсорбции влаги.The gas of the complex gas treatment unit from the well clusters is fed through a pipeline 7 to the inlet separator 8, where the liquid phase and solids (separation) are separated from the gas. The liquid phase with mechanical impurities from the inlet separator 8 through the pipe 9 is removed from the installation. The gas of the complex gas treatment unit from the inlet separator 8 is fed through a pipeline 10 to the filter separator 11, where the liquid phase and mechanical impurities are separated from it (additional separation). The liquid phase with mechanical impurities from the filter separator 11 through the pipe 12 is removed from the installation. The gas of the integrated gas treatment unit from the filter separator 11 is fed through a pipe 13 to a compressor 14 for compression and then through a pipe 15 for cooling to an air cooler 16. The gas of the integrated gas preparation unit is sent through a pipe 17 to the lower part of the gas drying apparatus 18 for moisture absorption .

Вводят по трубопроводу 19 газ утилизации через кран 6 в трубопровод 17 для смешивания с газом установки комплексной подготовки газа и подают в верхнюю часть аппарата осушки газа по трубопроводу 20 гликоль. Насыщенный гликоль с нижней части аппарата осушки газа выводят по трубопроводу 21 из установки. Первично осушенный смесевой газ по трубопроводу 22 отводят с верхней части аппарата осушки в компрессор 23 для вторичного компримирования и далее по трубопроводу 24 для вторичного охлаждения в воздушный охладитель 25. Смесевой газ по трубопроводу 26 направляют в нижнюю часть аппарата осушки газа 27 для абсорбции влаги. Подают в верхнюю часть аппарата осушки газа по трубопроводу 28 гликоль, насыщенный гликоль с нижней части аппарата осушки газа выводят по трубопроводу 29 из установки. Вторично осушенный смесевой газ по трубопроводу 30 отводят с верхней части аппарата осушки 27 в параллельный трубопровод 31.Gas of utilization gas is introduced through the pipe 19 through a valve 6 into the pipe 17 for mixing with the gas of the complex gas treatment unit and is supplied to the upper part of the gas dehydration apparatus via the glycol pipe 20. Saturated glycol from the bottom of the gas dryer is discharged through a pipe 21 from the installation. The initially dried mixed gas is discharged through a pipe 22 from the upper part of the drying apparatus to a compressor 23 for secondary compression and then through a secondary cooling pipe 24 to an air cooler 25. The mixed gas is sent through a pipe 26 to the lower part of the gas drying apparatus 27 for moisture absorption. Glycol is supplied to the upper part of the gas dehydration apparatus through the pipeline 28, saturated glycol from the lower part of the gas dehydration apparatus is discharged through the pipeline 29 from the installation. The secondly dried mixed gas is discharged through a pipe 30 from the upper part of the drying apparatus 27 to a parallel pipe 31.

При снижении давления газа утилизации в опорожняемом участке трубопровода 1 до величины давления газа установки комплексной подготовки газа после воздушного охладителя 16 закрывают кран 6 и прекращают подачу газа утилизации из трубопровода 5 через кран 6 в трубопровод 19. Открывают кран 33, понижают давление газа утилизации с помощью редуцирующего устройства 4 до величины входного давления газа с кустов скважин установки комплексной подготовки газа. Газ утилизации из трубопровода 5 направляют в трубопровод 32 и через открытый кран 33 по трубопроводу 34 подают в сепаратор 35, где от газа отделяют механические и примеси жидкую фазу при ее наличии. Механические примеси и жидкую фазу при ее наличии из входного сепаратора 35 по трубопроводу 36 выводят из установки. Газ утилизации из сепаратора 35 по трубопроводу 37 подают в фильтр-сепаратор 38, где от газа отделяют механические примеси и жидкую фазу при ее наличии (дополнительная сепарация). Жидкую фазу с механическими примесями из фильтр-сепаратора 38 по трубопроводу 39 выводят из установки. Газ утилизации с давлением равным давлению газа установки комплексной подготовки газа после дополнительной сепарации направляют по трубопроводу 40 в трубопровод 13. Смесевой газ по трубопроводу 13 подают в компрессор 14 для компримирования и далее по трубопроводу 15 для охлаждения в воздушный охладитель 16. Далее смесевой газа по трубопроводу 17 направляют в нижнюю часть аппарата осушки газа 18 для абсорбции влаги, подают в верхнюю часть аппарата осушки газа по трубопроводу 20 гликоль. Насыщенный гликоль с нижней части аппарата осушки газа выводят по трубопроводу 21 из установки. Первично осушенный смесевой газ по трубопроводу 22 отводят с верхней части аппарата осушки в компрессор 23 для вторичного компримирования и далее по трубопроводу 24 для вторичного охлаждения в воздушный охладитель 25. Смесевой газ по трубопроводу 26 направляют в нижнюю часть аппарата осушки газа 27 для абсорбции влаги. Подают в верхнюю часть аппарата осушки газа по трубопроводу 28 гликоль. Насыщенный гликоль с нижней части аппарата осушки газа выводят по трубопроводу 29 из установки. Вторично осушенный смесевой газ по трубопроводу 30 отводят с верхней части аппарата осушки 27 в параллельный трубопровод 31.If the pressure of the utilization gas in the emptied section of the pipeline 1 decreases to the gas pressure of the integrated gas treatment unit after the air cooler 16, the valve 6 is closed and the utilization gas from the pipeline 5 is stopped through the valve 6 to the pipeline 19. The valve 33 is opened, the utilization gas pressure is reduced by reducing device 4 to the value of the inlet gas pressure from the well clusters of the integrated gas treatment unit. Utilization gas from pipeline 5 is sent to pipeline 32 and through an open valve 33 through pipeline 34 it is fed to a separator 35, where the mechanical and impurities are separated from the gas from the liquid phase, if any. Mechanical impurities and the liquid phase, if any, are removed from the unit from the inlet separator 35 through a pipe 36. The utilization gas from the separator 35 is fed through a pipe 37 to the filter separator 38, where mechanical impurities and the liquid phase are separated from the gas (additional separation). The liquid phase with mechanical impurities from the filter separator 38 through the pipe 39 is removed from the installation. Utilization gas with a pressure equal to the gas pressure of the integrated gas treatment unit after additional separation is sent via line 40 to line 13. The mixed gas is fed through line 13 to compressor 14 for compression and then through line 15 for cooling to the air cooler 16. Next, the mixture gas is piped 17 is directed to the lower part of the gas drying apparatus 18 to absorb moisture, and glycol is supplied to the upper part of the gas drying apparatus through the pipeline 20. Saturated glycol from the bottom of the gas dryer is discharged through a pipe 21 from the installation. The initially dried mixed gas is discharged through a pipe 22 from the upper part of the drying apparatus to a compressor 23 for secondary compression and then through a secondary cooling pipe 24 to an air cooler 25. The mixed gas is sent through a pipe 26 to the lower part of the gas drying apparatus 27 for moisture absorption. Serve in the upper part of the apparatus for drying gas through the pipeline 28 glycol. Saturated glycol from the bottom of the gas dryer is discharged through a pipe 29 from the installation. The secondly dried mixed gas is discharged through a pipe 30 from the upper part of the drying apparatus 27 to a parallel pipe 31.

Такое изобретение обеспечивает опорожнение участков трубопроводов за счет его компримирования первоначально на второй ступени сжатия, а затем на первой и второй ступени сжатия до величины давления газа поступившего на установку с кустов скважин без необходимости увеличения давления в параллельном трубопроводе.Such an invention provides for emptying sections of pipelines by compressing it initially at the second stage of compression, and then at the first and second stage of compression to the pressure of the gas supplied to the installation from the well clusters without the need for increasing pressure in the parallel pipeline.

Для оценки эффективности предложенного способа на Уренгойском нефтегазоконденсатном месторождении были проведены расчетные исследования утилизации газа из отсекаемого трубопровода протяженностью 16665 м, диаметром 1400 мм и толщиной стенки 16 мм.To assess the effectiveness of the proposed method at the Urengoy oil and gas condensate field, computational studies of gas utilization from a cut-off pipeline with a length of 16665 m, a diameter of 1400 mm and a wall thickness of 16 mm were carried out.

Для прототипа в программной системе «ГазКондНефть» были установлены зависимости давления смешанного газового потока по прототипу от давления части потока высоконапорного газа (от 5,5 до 7,5 МПа) и давления газа утилизации (фиг. 2).For the prototype, in the GasKondNeft software system, the dependences of the pressure of the mixed gas stream according to the prototype on the pressure of a part of the high-pressure gas stream (from 5.5 to 7.5 MPa) and the pressure of the utilization gas (Fig. 2) were established.

В условиях Уренгойского месторождения минимальное давление газа установок комплексной подготовки газа с кустов скважин составляет около 1,0 МПа. Компримирование газа осуществляется с помощью газоперекачивающих агрегатов на каждой ступени сжатия с приводом мощностью 16 МВт НК 16СТ. В нагнетателе первой ступени сжатия применяется сменная проточная часть СПЧ 16/30-3,0 МУ со степенью повышения давления 3,0, в нагнетателе второй ступени сжатия применяется сменная проточная часть СПЧ 16/76-2,0 М2 со степенью повышения давления 2,0.Under the conditions of the Urengoy field, the minimum gas pressure of integrated gas treatment plants from well clusters is about 1.0 MPa. Gas compression is carried out using gas pumping units at each compression stage with a 16 MW drive NK 16ST. The supercharger of the first compression stage uses a replaceable flow part of the HRC 16 / 30-3.0 MU with a degree of pressure increase of 3.0, in the supercharger of the second compression stage uses a replaceable flow part of the HRC 16 / 76-3.0 M2 with a degree of increase of pressure 2, 0.

Дожимные компрессорные станции могут обеспечить выходное давление газа до 6,0 МПа. Минимальное давление газа в трубопроводах составляет 5,0 МПа. Из фиг. 2 следует, что прототип обеспечивает опорожнение трубопровода до минимального давления 2,2 МПа. Объем газа утилизации составит 1035,11 тыс. м3. Для его утилизации газа на эжекторы необходимо будет подать 18631,98 тыс. м3 с давлением 6,0 МПа. Расход топливного газа для компримирования всего объема газа составит 819,8 тыс. м3. В случае компримирования 18631,98 тыс. м3 с давлением 5,0 МПа, расход топливного газа составит 732,05 тыс. м3. Таким образом, расход топливного газа утилизацию газа составит 87,76 тыс.м3.Booster compressor stations can provide an outlet gas pressure of up to 6.0 MPa. The minimum gas pressure in the pipelines is 5.0 MPa. From FIG. 2 it follows that the prototype provides emptying the pipeline to a minimum pressure of 2.2 MPa. The volume of gas utilized will be 1,035.11 thousand m 3 . For its utilization for gas ejectors will need to submit 18631.98 thousand. M 3 with a pressure of 6.0 MPa. Fuel gas consumption for compression of the total gas volume will be 819.8 thousand m 3 . In the case of compression of 18631.98 thousand m 3 with a pressure of 5.0 MPa, the fuel gas consumption will be 732.05 thousand m 3 . Thus, the fuel gas consumption of gas utilization will be 87.76 thousand m 3 .

По изобретению в ходе исследований установка комплексной подготовки газа УКПГ-4 использовалась в качестве установки подготовки газа, на которую подавался газ утилизации из отсекаемого участка трубопровода.According to the invention, in the course of research, the complex gas treatment unit UKPG-4 was used as a gas treatment unit to which utilization gas was supplied from a cut-off section of the pipeline.

Обеспечивалось опорожнение трубопровода до величины входного давление газа установки комплексной подготовки газа УКПГ-4 с кустов скважин - 1,0 МПа. Температура газа перед началом и после утилизации была равна температуре грунта и составила 268 К. Расчет расхода топливного газа газоперекачивающими агрегатами 8 и 16 определялся по СТО Газпром 3.1-2-006-2008 «Методика определения нормативов расхода газа горючего природного на собственные нужды добывающих организаций ОАО «Газпром».The pipeline was emptied to the inlet gas pressure of the complex gas treatment unit UKPG-4 from well clusters - 1.0 MPa. The gas temperature before and after disposal was equal to the soil temperature and amounted to 268 K. Calculation of fuel gas consumption by gas pumping units 8 and 16 was determined according to STO Gazprom 3.1-2-006-2008 “Methodology for determining the standards of natural gas consumption for own needs of mining companies of OJSC Gazprom

Первоначально вводят по трубопроводу 19 газ утилизации из крана 6 в трубопровод 17. Давление газа в отсекаемом трубопроводе понижают до давления 2,5 МПа. Объем газа утилизации составит 948,68 тыс. м3. Расход топливного газа на компримирование газа утилизации на 2-й ступени сжатия составляет 24,57 тыс. м3.Initially, the utilization gas from the tap 6 is introduced into the pipeline 17. The gas pressure in the cut-off pipe is reduced to a pressure of 2.5 MPa. The volume of gas utilization amount to 948.68 thousand. M3. Fuel gas consumption for compression of utilization gas at the 2nd compression stage is 24.57 thousand m 3 .

На втором этапе подают газ утилизации из трубопровода 5 в трубопровод 32 и кран 33. Давление газа в отсекаемом трубопроводе понижают до давления 1,0 МПа. Объем газа утилизации составит 514,27 тыс. м3. Расход топливного газа на компримирование газа утилизации на 1-й и 2-й ступени сжатия составляет 20,21 тыс. м3.At the second stage, utilization gas is supplied from pipeline 5 to pipeline 32 and valve 33. The gas pressure in the shut-off pipeline is reduced to a pressure of 1.0 MPa. The volume of gas utilization will be 514.27 thousand m 3 . Fuel gas consumption for compression of utilization gas at the 1st and 2nd stage of compression is 20.21 thousand m 3 .

Суммарный расход топливного газа составил 44,78 тыс. м3. Благодаря внедрению предлагаемого изобретения объем утилизируемого газа составил 1462,95 тыс. м3.The total fuel gas consumption amounted to 44.78 thousand m 3 . Thanks to the implementation of the invention, the volume of utilized gas amounted to 1462.95 thousand m 3 .

Результаты исследований свидетельствуют, что предложенный способ утилизацию газа на установке комплексной подготовки газа до давления газового потока после дополнительной сепарации обеспечивает утилизацию большего объема газа и сокращает расход топливного газа, необходимого для утилизации газа.The research results indicate that the proposed method of gas utilization at the complex gas treatment unit to the pressure of the gas stream after additional separation ensures the utilization of a larger volume of gas and reduces the consumption of fuel gas needed for gas utilization.

Figure 00000001
Figure 00000001

Claims (1)

Способ опорожнения участков трубопровода от газа в многониточных системах газопроводов, включающий отключение посредством линейных кранов опорожняемого участка, эжектирование газа утилизации из концевой части опорожняемого участка в одну или несколько ступеней высоконапорным газом из параллельного газопровода, подачу смешанного газового потока в параллельный трубопровод после опорожняемого участка, отличающийся тем, что газ утилизации с опорожняемого участка подают на установку комплексной подготовки газа, понижают давление газа утилизации до величины входного давления газа установки комплексной подготовки газа после первичного компримирования и охлаждения, вводят газ утилизации в газ установки комплексной подготовки газа, после его первичного компримирования и охлаждения, первично вводят в смесевой газ абсорбент, первично выводят из смесевого газа абсорбент, вторично компримируют и охлаждают смесевой газ, вторично вводят в смесевой газ абсорбент, вторично выводят из смесевого газа абсорбент, выводят смесевой газ с установки комплексной подготовки газа и транспортируют в параллельный трубопровод, на втором этапе при снижении давления газа утилизации в опорожняемом участке до величины давления газа установки комплексной подготовки газа после первичного компримирования и охлаждения понижают давление газа утилизации до величины входного давления газа установки комплексной подготовки газа, подают газ утилизации на очистку от механических примесей и влаги при ее наличии, дополнительно очищают газ утилизации от механических примесей и влаги при ее наличии, вводят газ утилизации в газ установки комплексной подготовки газа, после его дополнительной очистки от влаги и механических примесей, первично компримируют и охлаждают смесевой газ, первично вводят в смесевой газ абсорбент, первично выводят из смесевого газа абсорбент, вторично компримируют и охлаждают смесевой газ, вторично вводят в смесевой газ абсорбент, вторично выводят из смесевого газа абсорбент, выводят смесевой газ с установки комплексной подготовки газа и транспортируют в параллельный трубопровод.A method of emptying pipeline sections from gas in multi-line gas pipeline systems, including shutting off the emptied section by linear valves, ejecting the utilization gas from the end of the emptied section into one or more stages with high-pressure gas from the parallel gas pipeline, supplying a mixed gas stream to the parallel pipeline after the emptying section, characterized the fact that the utilization gas from the emptied area is fed to the complex gas treatment unit, the gas is lowered pressure utilization to the gas inlet pressure of the integrated gas treatment unit after the primary compression and cooling, gas is introduced into the gas of the integrated gas treatment unit, after its primary compression and cooling, the absorbent is first introduced into the mixed gas, the absorbent is first removed from the mixed gas, and compressed again the mixed gas is cooled, the absorbent is introduced into the mixed gas for the second time, the absorbent is removed from the mixed gas for the second time, the mixed gas is removed from the complex gas treatment unit, and after a primary compression and cooling, the utilization gas pressure is reduced to the inlet gas pressure of the integrated gas treatment unit, the utilization gas is purged from mechanical impurities and moisture, if any, additionally purify the utilization gas from mechanical impurities and moisture, and introduce utilization gas into the gas After complex purification of the gas, after additional purification from moisture and mechanical impurities, the mixed gas is first compressed and cooled, the absorbent is first introduced into the mixed gas, the absorbent is first removed from the mixed gas, the absorbed gas is compressed and cooled again, and the absorbent is introduced into the mixed gas for the second time. the absorbent is withdrawn from the mixed gas for the second time, the mixed gas is removed from the complex gas treatment unit and transported to a parallel pipeline.
RU2018100846A 2018-01-10 2018-01-10 Method of emptying pipeline sections from gas in multiple gas pipeline systems RU2673925C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2018100846A RU2673925C1 (en) 2018-01-10 2018-01-10 Method of emptying pipeline sections from gas in multiple gas pipeline systems

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2018100846A RU2673925C1 (en) 2018-01-10 2018-01-10 Method of emptying pipeline sections from gas in multiple gas pipeline systems

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2673925C1 true RU2673925C1 (en) 2018-12-03

Family

ID=64603799

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2018100846A RU2673925C1 (en) 2018-01-10 2018-01-10 Method of emptying pipeline sections from gas in multiple gas pipeline systems

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2673925C1 (en)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2809523C1 (en) * 2022-12-28 2023-12-12 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Самара" Method for drying process pipelines of compressor shop

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU544824A1 (en) * 1975-08-15 1977-01-30 Всесоюзный Научно-Исследовательский Институт Природных Газов "Вниигаз" Method of emptying pipeline sections in multi-line gas pipeline systems
SU970036A1 (en) * 1981-06-11 1982-10-30 Всесоюзный научно-исследовательский институт природных газов Method for emptying sections of pipeline in multiple gas pipeline systems
SU1721387A1 (en) * 1990-02-05 1992-03-23 Специальное конструкторско-технологическое бюро "Узгазтехника" Gas distribution station
DE4401283A1 (en) * 1993-01-19 1994-07-21 Dieter Wagner Evacuation of section of natural gas pipeline for repair and maintenence
RU127177U1 (en) * 2012-11-21 2013-04-20 Открытое акционерное общество "НОВАТЭК" INSTALLATION FOR GAS PREPARATION WITH REMOTE CONTROL TERMINAL AND USE OF AUTOMATIC CONTROL PROGRAM COMPLEX BY TECHNOLOGICAL PROCESS
RU2619669C1 (en) * 2016-01-25 2017-05-17 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Самара" Method of selection of natural gas from disconnected main gas pipeline in multiline system (variants) and system for carrying it out

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU544824A1 (en) * 1975-08-15 1977-01-30 Всесоюзный Научно-Исследовательский Институт Природных Газов "Вниигаз" Method of emptying pipeline sections in multi-line gas pipeline systems
SU970036A1 (en) * 1981-06-11 1982-10-30 Всесоюзный научно-исследовательский институт природных газов Method for emptying sections of pipeline in multiple gas pipeline systems
SU1721387A1 (en) * 1990-02-05 1992-03-23 Специальное конструкторско-технологическое бюро "Узгазтехника" Gas distribution station
DE4401283A1 (en) * 1993-01-19 1994-07-21 Dieter Wagner Evacuation of section of natural gas pipeline for repair and maintenence
RU127177U1 (en) * 2012-11-21 2013-04-20 Открытое акционерное общество "НОВАТЭК" INSTALLATION FOR GAS PREPARATION WITH REMOTE CONTROL TERMINAL AND USE OF AUTOMATIC CONTROL PROGRAM COMPLEX BY TECHNOLOGICAL PROCESS
RU2619669C1 (en) * 2016-01-25 2017-05-17 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Самара" Method of selection of natural gas from disconnected main gas pipeline in multiline system (variants) and system for carrying it out

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2809523C1 (en) * 2022-12-28 2023-12-12 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Самара" Method for drying process pipelines of compressor shop

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US2765045A (en) Methods and means for separating oil and gas
CN102557315B (en) Process and system for treating gasified grey water
RU2297520C2 (en) Method for low-pressure gas utilization
RU2415307C1 (en) System and procedure for controlled build-up of pressure of low pressure gas
RU2412336C1 (en) Procedure for utilisation of low pressure gas
RU2673925C1 (en) Method of emptying pipeline sections from gas in multiple gas pipeline systems
EP0169007A2 (en) Method and apparatus for the production of liquid gas products
CN102606881B (en) Clean air distributing device and clean air distribution method for plume testing platform
RU2555909C1 (en) Method of preparation of hydrocarbon gas for transport
RU2587175C2 (en) Method of preparing hydrocarbon gas for transportation
CN213576815U (en) Oil field low pressure flash distillation gas pipeline defeated hydrops control system that stops
RU2627754C1 (en) Method of hydrocarbon gas treatment for transportation
RU2646899C1 (en) Method of preparing hydrocarbon gas for transportation
CN104774644B (en) The buffering integrated integrating device in crude oil two Room
RU2523315C2 (en) Associated petroleum gas utilisation plant
CN208687699U (en) A kind of air suspended type flash vessel steam discharge working medium and residual neat recovering system
RU109007U1 (en) INSTALLATION OF PREPARATION OF FUEL GAS FROM NATURAL OR ASSOCIATED OIL GAS
CN207195147U (en) Gas-pressed equipment
RU2593300C2 (en) Method of preparing hydrocarbon gas for transportation
CN112178457A (en) System and method for controlling liquid conveying stoppage of low-pressure flash gas pipeline in oil field
CN202000987U (en) Oil gas field gas gathering station sewage divides row branch and stores up device
RU2615699C1 (en) System of collection, transportation and treatment of oil, gas and water
CN204718297U (en) Diffuse gas utilization device and natural gas pipe network pressure energy recycling system
RU2636499C1 (en) Method for collecting and preparing hydrocarbon gas for transporting
RU2689623C1 (en) Gas treatment unit