RU2762763C1 - Method for treating natural gas from deposits in the far north - Google Patents
Method for treating natural gas from deposits in the far north Download PDFInfo
- Publication number
- RU2762763C1 RU2762763C1 RU2020135806A RU2020135806A RU2762763C1 RU 2762763 C1 RU2762763 C1 RU 2762763C1 RU 2020135806 A RU2020135806 A RU 2020135806A RU 2020135806 A RU2020135806 A RU 2020135806A RU 2762763 C1 RU2762763 C1 RU 2762763C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- low
- temperature
- separation
- methanol
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
- F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
- F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Thermal Sciences (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Separation Of Gases By Adsorption (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано на газоконденсатных месторождениях, расположенных в зоне многолетнемерзлых грунтов, для извлечения нестабильного конденсата из пластового газа и подготовки его к транспортированию по трубопроводу.The invention relates to the gas industry and can be used at gas condensate fields located in the permafrost zone, to extract unstable condensate from reservoir gas and prepare it for transportation through a pipeline.
Известен способ подготовки природного газа (Бекиров Т.М., Ланчаков Г.А. Технология обработки газа и конденсата. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1999. С.596), заключающийся в осушке газа с использованием адсорбентов по двух- или трехадсорбентной схеме. В указанном способе осуществляют первичную сепарацию, в результате которой отделяют жидкость от природного газа, после чего газ первичной сепарации подвергают адсорбционной осушке. При движении газа по слою адсорбента вода поглощается поверхностью гранул цеолита или силикагеля до остаточного содержания не более нескольких мг/м3, что соответствует температуре точки росы по воде (ТТРВ) минус 60…минус 80°С. Данный способ применим для природных газов, не содержащих углеводородов С5+, например, для газа сеноманских залежей месторождений Крайнего Севера. Недостатками данного способа являются чувствительность адсорбентов к наличию механических примесей и тяжелых (коксующихся) углеводородов в осушаемом газе. Кроме того, газ с месторождений Крайнего Севера, как правило, необходимо подавать в магистральные газопроводы (МГ) с низкой температурой (минус 2°С), поэтому в состав технологических объектов промысла требуется включать специальные холодильные установки (турбодетандерные или с внешним холодильным циклом с использованием пропана или другого хладагента), что увеличивает капитальные и эксплуатационный затраты. Кроме того, указанный способ не обеспечивает достижения требуемых значений температуры точки росы по углеводородной фазе (ТТРУВ).A known method for the preparation of natural gas (Bekirov T.M., Lanchakov G.A. Technology of processing gas and condensate. M .: LLC "Nedra-Business Center", 1999. S. 596), which consists in drying gas using adsorbents in two or triadsorbent scheme. In this method, primary separation is carried out, as a result of which liquid is separated from natural gas, after which the primary separation gas is subjected to adsorption drying. When the gas moves along the adsorbent layer, water is absorbed by the surface of zeolite or silica gel granules to a residual content of no more than a few mg / m 3 , which corresponds to the water dew point temperature (TTP B ) minus 60 ... minus 80 ° C. This method is applicable for natural gases that do not contain C 5+ hydrocarbons, for example, for gas from the Cenomanian deposits of the Far North fields. The disadvantages of this method are the sensitivity of the adsorbents to the presence of mechanical impurities and heavy (coking) hydrocarbons in the dried gas. In addition, gas from the Far North fields, as a rule, must be supplied to main gas pipelines (MGs) with a low temperature (minus 2 ° C), therefore, special refrigeration units (turbo-expander or with an external refrigeration cycle using propane or other refrigerant), which increases capital and operating costs. In addition, the specified method does not ensure the achievement of the required values of the dew point temperature for the hydrocarbon phase (MTP HC ).
Таким образом, известный способ имеет ограниченное применение и не способен в полной мере обеспечить требования к газу, подлежащему транспортированию по МГ на месторождениях Крайнего Севера.Thus, the known method has limited application and is not able to fully meet the requirements for the gas to be transported along the main pipeline in the fields of the Far North.
Наиболее близким к предлагаемому способу по выполнению требований к подготовленному газу на месторождениях Крайнего Севера (прототипом) является способ, реализованный на газодобывающих промыслах Бованенковского месторождения (Кубанов А.Н., Воронцов М.А., Федулов Д.М., Глазунов В.Ю. Технологический анализ работы турбохолодильной техники на начальном этапе эксплуатации УКПГ-2 Бованенковского НГКМ. // Вести газовой науки. 2013. №4 (15). С.84-89). Известный способ включает трехступенчатую сепарацию пластовой продукции. При реализации способа в качестве холодопроизводящего элемента используют турбодетандерный агрегат. Подготовку газа по ТТРВ и ТТРув осуществляют в низкотемпературном сепараторе на температурном уровне минус 30°С при давлении 5,3 МПа. Для предупреждения гидратообразования при охлаждении входного газа применяют метанол. Подготовленный газ перед его подачей в МГ компримируют до давления в трубопроводе и охлаждают газом низкотемпературной сепарации в рекуперативном теплообменнике до температуры минус 2°С.The closest to the proposed method for meeting the requirements for prepared gas in the fields of the Far North (prototype) is the method implemented at the gas production fields of the Bovanenkovo field (Kubanov A.N., Vorontsov M.A., Fedulov D.M., Glazunov V.Yu. Technological analysis of the operation of turbo-refrigeration equipment at the initial stage of operation of the GPP-2 of the Bovanenkovo oil and gas condensate field. // Vesti gazovoy nauki. 2013. No. 4 (15). P.84-89). The known method includes a three-stage separation of formation products. When implementing the method, a turbo-expander unit is used as a cooling element. Gas preparation according to TTP B and TTP uv is carried out in a low-temperature separator at a temperature level of minus 30 ° C at a pressure of 5.3 MPa. Methanol is used to prevent hydrate formation when cooling the inlet gas. The prepared gas is compressed to the pressure in the pipeline before it is fed to the MG and cooled with low-temperature separation gas in a recuperative heat exchanger to a temperature of
Известный способ характеризуется большими потерями метанола в составе товарного газа (на уровне 0,25 г/м3) и недостаточно глубоким извлечением углеводородов С5+ в составе товарного конденсата. Кроме того, данный способ обеспечивает выполнение требований к подготовленному газу для его транспортировки по газопроводам на территории России, но он не способен обеспечить выполнение более жестких требований к ТТРВ и ТТРув, предъявляемых европейскими потребителями газа. По этой причине газ, например, ямальских месторождений проходит стадию дополнительной осушки перед подачей зарубежным потребителям, что приводит к увеличению капитальных и эксплуатационных затрат.The known method is characterized by large losses of methanol in the composition of commercial gas (at the level of 0.25 g / m 3 ) and insufficiently deep extraction of C 5+ hydrocarbons in the composition of commercial condensate. In addition, this method ensures the fulfillment of the requirements for the prepared gas for its transportation through gas pipelines on the territory of Russia, but it is not able to ensure the fulfillment of the more stringent requirements for the TTP B and TTP uv , imposed by European gas consumers. For this reason, gas, for example, from the Yamal fields, undergoes an additional drying stage before being supplied to foreign consumers, which leads to an increase in capital and operating costs.
Задачей, на решение которой направлено предлагаемое изобретение, является разработка альтернативного способа, позволяющего осуществить подготовку к транспортировке по МГ природного газа месторождений Крайнего Севера.The problem to be solved by the present invention is the development of an alternative method that allows for the preparation for transportation of natural gas from the Far North fields along the main pipeline.
Техническим результатом, на достижение которого направлено изобретение, является повышение эффективности подготовки природного газа за счет максимального снижения значения основных показателей качества подготовленного газа - ТТРВ и ТТРУВ, дополнительного извлечении жидких углеводородов, снижения потерь метанола с подготовленным газом и сокращения капитальных и эксплуатационных затрат путем исключения производственных мощностей по дополнительной подготовке газа перед его транспортировкой по протяженным МГ, в т.ч. зарубежным потребителям.The technical result, which the invention is aimed at, is to increase the efficiency of natural gas preparation by minimizing the value of the main indicators of the quality of the prepared gas - TTP B and TTP HC , additional recovery of liquid hydrocarbons, reducing the loss of methanol with the prepared gas and reducing capital and operating costs by exclusion of production capacities for additional gas treatment prior to its transportation along long main pipelines, incl. foreign consumers.
Указанный технический результат достигается за счет того, что в способе подготовки природного газа, включающем первичную сепарацию пластового газа с получением нестабильного конденсата первичной сепарации и газа первичной сепарации, подачу метанола в газ первичной сепарации и его низкотемпературную сепарацию с получением нестабильного конденсата низкотемпературной сепарации, водно-метанольного раствора и газа низкотемпературной сепарации, последовательный нагрев, компримирование и охлаждение полученного газа низкотемпературной сепарации, извлечение воды, метанола, углеводородов С5+ из газа низкотемпературной сепарации с получением товарного газа и охлаждение товарного газа газом низкотемпературной сепарации, низкотемпературную сепарацию осуществляют при температуре минус 10 ÷минус 15°С. Извлечение воды, метанола, углеводородов С5+ из газа низкотемпературной сепарации осуществляют адсорбцией. Для регенерации адсорбентов используют часть товарного газа, а газ регенерации направляют на смешение с пластовым газом.The specified technical result is achieved due to the fact that in the method of natural gas preparation, including the primary separation of reservoir gas to obtain unstable primary separation condensate and primary separation gas, supply of methanol to the primary separation gas and its low-temperature separation to obtain unstable low-temperature condensate methanol solution and low-temperature separation gas, sequential heating, compression and cooling of the obtained low-temperature separation gas, extraction of water, methanol, C 5+ hydrocarbons from low-temperature separation gas to obtain commercial gas and cooling the commercial gas with low-temperature separation gas, carry out low-temperature separation minus 10 ÷ minus 15 ° С. Extraction of water, methanol, С 5+ hydrocarbons from low-temperature separation gas is carried out by adsorption. For the regeneration of the adsorbents, a part of the commercial gas is used, and the regeneration gas is directed for mixing with the formation gas.
В предлагаемом способе подготовки природного газа месторождений Крайнего Севера осуществляют две стадии подготовки газа по параметрам ТТРв и ТТРУВ: низкотемпературную сепарацию и адсорбцию.In the proposed method for the preparation of natural gas from the fields of the Far North, two stages of gas preparation are carried out according to the parameters of the TTP in and the TTP HC : low-temperature separation and adsorption.
Структурная схема реализации предлагаемого способа подготовки природного газа представлена на чертеже.The block diagram of the implementation of the proposed method for the preparation of natural gas is shown in the drawing.
Способ осуществляют следующим образом:The method is carried out as follows:
- пластовый газ, представляющий собой смесь воды, газа и углеводородного конденсата, направляют во входной сепаратор С-1. При этом для предотвращения гидратообразования в газосборную систему при необходимости подают метанол;- formation gas, which is a mixture of water, gas and hydrocarbon condensate, is directed to the inlet separator C-1. In this case, to prevent hydrate formation, methanol is fed into the gas collection system, if necessary;
- в газ первичной сепарации, вышедший из входного сепаратора С-1, подают метанол и направляют на установку низкотемпературной сепарации (НТС), включающую холодопроизводящий элемент и сепаратор С-2. В качестве холодопроизводящего элемента используют: в осенне-зимне-весенний периоды года дроссельное устройство Д, в летний период - турбодетандерный агрегат (ТДА), состоящий из турбины Τ и компрессора К;- methanol is fed into the primary separation gas leaving the inlet separator С-1 and directed to the low-temperature separation unit (LTS), which includes a refrigerating element and a separator С-2. The following is used as a refrigerating element: in the autumn-winter-spring periods of the year, a throttle device D, in the summer period - a turbo-expander unit (TDA), consisting of a turbine Τ and a compressor K;
- на установке НТС газ первичной сепарации охлаждают до температуры минус 10…минус 15°С, после чего в сепараторе С-2 отделяют основное количество воды и нестабильного углеводородного конденсата;- at the LTS unit, the primary separation gas is cooled to a temperature of minus 10 ... minus 15 ° C, after which the main amount of water and unstable hydrocarbon condensate is separated in the C-2 separator;
- отсепарированную смесь водно-метанольного раствора и нестабильного углеводородного конденсата направляют на установки регенерации метанола и стабилизации конденсата, соответственно (на чертеже не показаны).- the separated mixture of water-methanol solution and unstable hydrocarbon condensate is directed to the units for methanol recovery and condensate stabilization, respectively (not shown in the drawing).
- газ низкотемпературной сепарации из С-2 направляют в рекуперативный теплообменник Т-1, в котором за счет теплообмена между газом сепарации и товарным газом с установки адсорбции газ низкотемпературной сепарации нагревают до 10-15°С, а товарный газ охлаждают до температуры минус 2°С;- the low-temperature separation gas from С-2 is directed to the recuperative heat exchanger Т-1, in which, due to heat exchange between the separation gas and the commercial gas from the adsorption unit, the low-temperature separation gas is heated to 10-15 ° С, and the commercial gas is cooled to a temperature of minus 2 ° WITH;
- далее нагретый газ низкотемпературной сепарации последовательно компримируют на компрессоре ТДА и дожимной компрессорной станции (ДКС) до давления, превышающего требуемое давление транспорта товарного газа на 0,3…0,5 МПа;- then the heated low-temperature separation gas is sequentially compressed on a TDA compressor and a booster compressor station (BCS) to a pressure exceeding the required pressure of commercial gas transport by 0.3 ... 0.5 MPa;
- скомпримированный газ охлаждают в аппаратах воздушного охлаждения (АВО) до 20-30°С и направляют в установку адсорбции на окончательную подготовку, где осуществляют извлечение из газа воды, метанола и углеводородов С5+. Установка адсорбции содержит два адсорбента, один из которых предназначен для извлечения воды и метанола, а второй - для тяжелых углеводородов С5+;- the compressed gas is cooled in air coolers (AVO) to 20-30 ° C and sent to the adsorption unit for final preparation, where water, methanol and C 5+ hydrocarbons are extracted from the gas. The adsorption unit contains two adsorbents, one of which is designed for the extraction of water and methanol, and the other for heavy hydrocarbons C 5+ ;
- скомпримированный и подготовленный газ охлаждают в теплообменнике Т-1 газом низкотемпературной сепарации из С-2 и направляют в МГ;- the compressed and prepared gas is cooled in the T-1 heat exchanger with low-temperature separation gas from C-2 and sent to the MG;
- часть подготовленного газа (до 10% от общего объема добычи газа) используют для регенерации адсорбентов;- part of the prepared gas (up to 10% of the total gas production) is used for the regeneration of adsorbents;
- насыщенный газ регенерации адсорбентов направляют на смешение с пластовой продукцией перед входным сепаратором С-1.- the saturated gas of adsorbent regeneration is directed for mixing with formation products before the inlet separator C-1.
Таким образом, технологическая стадия НТС обеспечивает выполнение двух функций: предварительную подготовку сырого газа и выработку холода для последующего охлаждения подготовленного газа перед его подачей в МГ, а стадия адсорбции - обеспечивает выполнение требований к товарному газу: ТТР по водной и углеводородной фазам.Thus, the technological stage of the LTS ensures the performance of two functions: preliminary preparation of raw gas and the generation of cold for subsequent cooling of the prepared gas before it is fed to the main gas pipeline, and the stage of adsorption ensures the fulfillment of the requirements for the commercial gas: MTP for the water and hydrocarbon phases.
Сравнительные показатели, достигаемые при реализации в аналогичных условиях известного и предлагаемого способов, приведены в таблице.Comparative indicators achieved when implementing the known and proposed methods under similar conditions are shown in the table.
Дополнительное извлечение углеводородов С5+ составляет 0,28 г/м3, а экономия метанола - 0,19 г/м3. Для месторождения с добычей 30 млрд. м /год дополнительный выход конденсата составит 8,4 тыс.т/год, а сокращение потерь метанола - 5,7 тыс.т/год.The additional extraction of С 5+ hydrocarbons is 0.28 g / m 3 , and the saving of methanol is 0.19 g / m 3 . For a field with a production of 30 billion m3 / year, the additional condensate yield will be 8.4 thousand tons / year, and the reduction in methanol losses will be 5.7 thousand tons / year.
Таким образом, реализация предлагаемого способа позволяет обеспечить следующие преимущества:Thus, the implementation of the proposed method provides the following advantages:
- не требуется специальная холодильная установка для охлаждения подготовленного газа перед его подачей в МГ;- no special refrigeration unit is required to cool the prepared gas before it is fed to the main gas pipeline;
- газ регенерации адсорбента содержит метанол и возвращается в технологический цикл подготовки газа, поэтому на установке НТС требуется его меньшая подача, что обеспечивает минимальное потребление метанола: оно определяется, в основном, содержанием в утилизируемой воде и в товарном углеводородном конденсате. Остаточное содержание в товарном газе менее 0,01 г/м3;- the gas from the regeneration of the adsorbent contains methanol and is returned to the technological cycle of gas preparation, therefore, a lower supply of it is required at the LTS unit, which ensures the minimum consumption of methanol: it is mainly determined by the content in the disposed water and in the commercial hydrocarbon condensate. The residual content in the commercial gas is less than 0.01 g / m 3 ;
- обеспечение низких значений температур точек росы подготовленного газа по углеводородам (ТТРУВ) и водной фазе (ТТРВ), что важно для протяженных МГ и для выполнения максимально жестких требований к газу, поставляемому за рубеж. Указанное преимущество позволит отказаться от практики дополнительной осушки экспортного газа в месте передачи зарубежному потребителю.- ensuring low values of the temperatures of the treated gas dew points for hydrocarbons (TTP HC ) and the water phase (TTP B ), which is important for long main pipelines and for meeting the most stringent requirements for gas supplied abroad. This advantage will make it possible to abandon the practice of additional drying of export gas at the point of transfer to a foreign consumer.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020135806A RU2762763C1 (en) | 2020-10-29 | 2020-10-29 | Method for treating natural gas from deposits in the far north |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020135806A RU2762763C1 (en) | 2020-10-29 | 2020-10-29 | Method for treating natural gas from deposits in the far north |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2762763C1 true RU2762763C1 (en) | 2021-12-22 |
Family
ID=80038986
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020135806A RU2762763C1 (en) | 2020-10-29 | 2020-10-29 | Method for treating natural gas from deposits in the far north |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2762763C1 (en) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1245826A1 (en) * | 1983-02-18 | 1986-07-23 | Всесоюзный научно-исследовательский институт природных газов | Method of preparing natural gas for transportation |
| RU2120587C1 (en) * | 1997-03-06 | 1998-10-20 | Открытое акционерное общество Научно-исследовательский и проектный институт по переработке газа | Plant for cleaning liquefied hydrocarbon gases from methanol |
| US20070157662A1 (en) * | 2006-01-11 | 2007-07-12 | Roberts Mark J | Method and apparatus for producing products from natural gas including helium and liquefied natural gas |
| RU2527922C1 (en) * | 2013-01-09 | 2014-09-10 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский и проектный институт по переработке газа" ОАО "НИПИгазпереработка" | Installation for hydrocarbon gas preparation |
| RU2615703C2 (en) * | 2015-09-10 | 2017-04-06 | Публичное акционерное общество "НОВАТЭК" | Method of gas condensate deposits complex processing with c3+ hydrocarbons deep extraction and plant for its implementation |
-
2020
- 2020-10-29 RU RU2020135806A patent/RU2762763C1/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1245826A1 (en) * | 1983-02-18 | 1986-07-23 | Всесоюзный научно-исследовательский институт природных газов | Method of preparing natural gas for transportation |
| RU2120587C1 (en) * | 1997-03-06 | 1998-10-20 | Открытое акционерное общество Научно-исследовательский и проектный институт по переработке газа | Plant for cleaning liquefied hydrocarbon gases from methanol |
| US20070157662A1 (en) * | 2006-01-11 | 2007-07-12 | Roberts Mark J | Method and apparatus for producing products from natural gas including helium and liquefied natural gas |
| RU2527922C1 (en) * | 2013-01-09 | 2014-09-10 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский и проектный институт по переработке газа" ОАО "НИПИгазпереработка" | Installation for hydrocarbon gas preparation |
| RU2615703C2 (en) * | 2015-09-10 | 2017-04-06 | Публичное акционерное общество "НОВАТЭК" | Method of gas condensate deposits complex processing with c3+ hydrocarbons deep extraction and plant for its implementation |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| USRE39826E1 (en) | Comprehensive natural gas processing | |
| CN101104825B (en) | Method for producing liquefied natural gas of mine gas | |
| CN85103384B (en) | Two stage rectification for the separation of hydrocarbons | |
| CN105038882A (en) | Comprehensive fine dewatering technique for recovering LNG/LPG/NGL (liquefied natural gas/liquefied petroleum gas/natural gas liquid) product from saturated hydrous petroleum associated gas | |
| CN115069057A (en) | Method for recovering carbon dioxide by low-temperature rectification purification | |
| US9964034B2 (en) | Methods for producing a fuel gas stream | |
| CN104293402B (en) | Method of separating and purifying methane gas containing hydrogen gas and carbon monoxide to prepare liquefied natural gas | |
| RU2762763C1 (en) | Method for treating natural gas from deposits in the far north | |
| JP6357155B2 (en) | A method for optimizing condensable component removal from fluids | |
| CN205011721U (en) | Smart dewatering system of synthesis of LNGLPGNGL product is retrieved to saturation wet oil associated gas | |
| CN104804760B (en) | Mixed hydrocarbon from oil associated gas recovery system and method | |
| RU2321797C1 (en) | Method of preparing oil gas | |
| CN101290184B (en) | Chemical industry tail gas liquefied separation method and equipment | |
| RU2617153C2 (en) | Method of gas field processing | |
| CN210560264U (en) | Light hydrocarbon extraction system | |
| RU2587175C2 (en) | Method of preparing hydrocarbon gas for transportation | |
| RU2670171C1 (en) | Installation and method for producing liquid carbon dioxide from gas mixtures containing carbon dioxide using membrane technology | |
| CN210048683U (en) | System for retrieve ethane in follow gas mixture | |
| CN209098595U (en) | A kind of associated gas condensate recovery device for offshore marginal oilfield | |
| CN201212765Y (en) | Liquefaction separation device for chemical industrial exhaust | |
| RU2814313C1 (en) | Device for preparing hydrocarbon gas for transport | |
| CN111589267A (en) | Purification unit in vehicle-mounted movable oilfield vent gas recovery system and purification method thereof | |
| CN109336113A (en) | A kind of production method and products thereof of the ultrapure carbon dioxide of electron level | |
| RU2803501C1 (en) | Natural gas adsorption drying and stripping unit | |
| CN217479386U (en) | Shale oil associated gas recovery system rich in carbon dioxide |