RU2775239C1 - Способ подготовки природного газа на завершающей стадии разработки газоконденсатного месторождения - Google Patents
Способ подготовки природного газа на завершающей стадии разработки газоконденсатного месторождения Download PDFInfo
- Publication number
- RU2775239C1 RU2775239C1 RU2021107797A RU2021107797A RU2775239C1 RU 2775239 C1 RU2775239 C1 RU 2775239C1 RU 2021107797 A RU2021107797 A RU 2021107797A RU 2021107797 A RU2021107797 A RU 2021107797A RU 2775239 C1 RU2775239 C1 RU 2775239C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- low
- liquid
- condensate
- stage
- Prior art date
Links
- 239000007789 gas Substances 0.000 title claims abstract description 186
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 title claims abstract description 7
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 59
- 239000006096 absorbing agent Substances 0.000 claims abstract description 58
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 38
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 36
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract description 33
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 14
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims abstract description 11
- 238000007872 degassing Methods 0.000 claims abstract description 10
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims abstract description 4
- GBMDVOWEEQVZKZ-UHFFFAOYSA-N methanol;hydrate Chemical compound O.OC GBMDVOWEEQVZKZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 18
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 claims description 6
- 239000000112 cooling gas Substances 0.000 claims description 5
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 claims 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract description 10
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 238000002844 melting Methods 0.000 abstract 1
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 39
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 11
- 239000003570 air Substances 0.000 description 11
- 230000002262 irrigation Effects 0.000 description 9
- 238000003973 irrigation Methods 0.000 description 9
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Chemical compound O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 4
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 3
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 3
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 3
- 101700086945 BMP6 Proteins 0.000 description 2
- 238000007664 blowing Methods 0.000 description 2
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 2
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 2
- 230000000875 corresponding Effects 0.000 description 2
- 230000003247 decreasing Effects 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 2
- 238000005191 phase separation Methods 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 238000005057 refrigeration Methods 0.000 description 2
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- 101700050571 SUOX Proteins 0.000 description 1
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 description 1
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 description 1
- 239000012080 ambient air Substances 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- HOWJQLVNDUGZBI-UHFFFAOYSA-N butane;propane Chemical compound CCC.CCCC HOWJQLVNDUGZBI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000002425 crystallisation Methods 0.000 description 1
- 230000005712 crystallization Effects 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
Images
Abstract
Настоящее изобретение относится к способу подготовки природного газа газоконденсатных залежей, включающий трехступенчатую низкотемпературную сепарацию газа от эксплуатационных скважин, компримирование и охлаждение газа в турбодетандерном агрегате, охлаждение газа в аппарате воздушного охлаждения, теплообменниках «газ-газ» и «газ-жидкость», дросселе, эжекторе, разделение отсепарированной и абсорбированной жидкости по фазам с получением водометанольного раствора (BMP), газового углеводородного конденсата и газов дегазации, эжектирование образующихся газов дегазации, подачу углеводородного конденсата с разделителя жидкости, отсепарированной на первой ступени сепарации, в массообменную часть низкотемпературного абсорбера через теплообменник «жидкость-жидкость», контактирование охлажденных газа и углеводородного конденсата в массообменной части низкотемпературного абсорбера. При этом газ после первой ступени сепарации подвергается компримированию и охлаждению на дожимной компрессорной станции, подача газового углеводородного конденсата в низкотемпературный абсорбер осуществляется с помощью насосов. В случае выпадения тугоплавких парафинов в низкотемпературном абсорбере и нарушения нормального протекания массообменного процесса осуществляется временная подача в массообменную часть низкотемпературного абсорбера мимо теплообменника «жидкость-жидкость» газового углеводородного конденсата из разделителя первой ступени, поступающего из сепаратора первой ступени, или насосом из буферной емкости, в которую газовый углеводородный конденсат поступает из разделителя первой ступени. Технический результат - стабильная работа эксплуатационных скважин и трубопроводов внутрипромысловой системы сбора газа, обеспечение высокого извлечения компонентов газового конденсата из подготавливаемого газа. 1 ил.
Description
Изобретение относится к области подготовки продукции скважин, эксплуатирующих газоконденсатные залежи путем выделения из природного газа паров воды и углеводородного конденсата, в частности к обеспечению процесса низкотемпературной абсорбции с получением в качестве товарных продуктов осушенного газа и нестабильного газового конденсата.
Известен способ подготовки природного газа, содержащего компоненты газового конденсата, путем его низкотемпературной сепарации, включающий две или три ступени сепарации, охлаждение газа с помощью дросселирующих устройств, эжекторов, аппаратов воздушного охлаждения (АВО), холодильных машин или установок и/или турбодетандерных агрегатов (ТДА), теплообменное оборудование, разделители фаз газожидкостных потоков (см., например, Гриценко А.И., Истомин В.А., Кульков А.Н., Сулейманов Р.С. Сбор и промысловая подготовка газа на северных месторождениях России, М: Недра, 1999, с. 371 - 403).
Недостатком данного способа является несовершенство термодинамического процесса однократной конденсации, при котором степень извлечения компонентов газового конденсата из охлаждаемого газа при заданном давлении и температуре в низкотемпературном сепараторе третьей ступени сепарации зависит только от химического состава исходного потока, поступающего для подготовки.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому решению является способ подготовки природного газа к транспорту методом низкотемпературной абсорбции, включающий первичную сепарацию газожидкостного потока от эксплуатационных скважин, охлаждение полученного в результате предварительной сепарации газового потока в рекуперативных теплообменниках «газ-газ» и «газ-жидкость», дросселе, холодильной установке и/или ТДА, подачу охлажденного газового потока в массообменную часть абсорбера-сепаратора, подачу полученной при первичной сепарации жидкости в разделительную емкость для разделения потока по фазам, направление газа дегазации от разделительной емкости в куб абсорбера-сепаратора, углеводородного конденсата от разделительной емкости на охлаждение в рекуперативный теплообменник «жидкость-жидкость» и далее в качестве абсорбента в массообменную часть абсорбера-сепаратора, противоточный контакт охлажденных газа и углеводородного конденсата, направление частично осушенного от воды и компонентов газового конденсата газа от верха массообменной части абсорбера-сепаратора в рекуперативный теплообменник «газ-газ» и далее в газопровод на выход с установки подготовки газа, подачу углеводородного конденсата от низа массообменной части абсорбера-сепаратора в рекуперативные теплообменники «газ-жидкость» и «жидкость-жидкость» и далее в куб абсорбера-сепаратора для его дегазации, направление газа дегазации из куба абсорбера-сепаратора в нижнюю часть массообменной части абсорбера-сепаратора, подачу жидкого углеводородного конденсата от куба абсорбера-сепаратора в конденсатопровод на выход с установки подготовки газа (Авторское свидетельство СССР №1318770, кл. F25J 3/00, опубл. 1987).
Недостатком данного способа является невозможность снижения давления в первичном сепараторе и разделительной емкости до значения, обеспечивающего стабильную работу эксплуатационных скважин и внутрипромысловой системы сбора газа на завершающей стадии разработки газоконденсатной залежи при снижении устьевых параметров эксплуатационных скважин, прежде всего давления. Это проявляется в первую очередь при снижении значения перепада давления между первичным сепаратором и низкотемпературным абсорбером-сепаратором до значения, которое не обеспечивает нормальную работу производящего холод оборудования (дроссель и/или ТДА), что делает невозможным реализацию процесса низкотемпературной сепарации. Во вторую очередь при достижении значения перепада давления между разделительной емкостью и массообменной секцией абсорбера-сепаратора, которое не обеспечивает подачу потока углеводородного конденсата на орошение, исключается возможность работы в режиме низкотемпературной абсорбции. Вынужденный переход на процесс низкотемпературной сепарации с работой абсорбера-сепаратора только в качестве низкотемпературного сепаратора приведет к снижению степени извлечения компонентов газового конденсата из газа: пропан-бутановой фракции - на 10-15%, тяжелых углеводородов С5+ - на 5%. Давление в абсорбере-сепараторе зависит от давления в газопроводе на выходе с установки и не может быть снижено ниже определенного уровня вследствие необходимости обеспечения транспорта подготовленного газа на головную компрессорную станцию. В результате давление в первичных сепараторах и, следовательно, на устьях скважин поддерживается на определенном фиксированном уровне. При падении забойных давлений скважин в процессе разработки газоконденсатной залежи снижается перепад давлений между забоем и устьем скважин, что приводит к снижению дебита скважин и скорости потока добываемого флюида. Это приводит к нестабильной работе скважин и в конечном итоге к их остановке в результате отсутствия выноса жидкости с забоя и, как следствие, самозадавливания. При выводе на технологический режим работы нестабильно работающих скважин осуществляется их продувка на факельную установку с подачей метанола, что приводит к увеличению безвозвратных потерь газа и метанола. Снижение расхода газа по газопроводам-шлейфам и коллекторам системы сбора газа в результате нестабильной работы и остановки скважин приводит к снижению скорости газожидкостного потока и их нестабильной работе из-за повышения рисков дополнительного охлаждения газожидкостного потока, образования жидкостных пробок, и, как следствие, отложений гидратов и/или льда, что требует дополнительной подачи метанола.
Также отрицательным моментом применения технического решения по прототипу является отсутствие возможности поддержания величины давления в абсорбере-сепараторе, которое обеспечивает оптимальное протекание процесса противоточного контакта охлажденных газа и углеводородного конденсата в массообменной части с увеличением извлечения целевых компонентов газового конденсата.
Задачей, на решение которой направлен заявляемый способ, является обеспечение нормальной работы производящего холод оборудования установки комплексной подготовки газа (УКПГ), подачи углеводородного конденсата, возникающего при разделении по фазам жидкости, образующейся при первичной сепарации газожидкостного потока от эксплуатационных скважин, в низкотемпературный абсорбер-сепаратор в целях обеспечения нормальной работы процесса низкотемпературной абсорбции на завершающей стадии разработки газоконденсатной залежи с одновременным исключением указанных недостатков.
Техническим результатом, достигаемым от реализации изобретения, является стабильная работа эксплуатационных скважин и трубопроводов внутрипромысловой системы сбора газа, обеспечение высокого извлечения компонентов газового конденсата из подготавливаемого газа.
Указанная задача решается, а технический результат достигается способом подготовки природного газа газоконденсатных залежей, включающим трехступенчатую низкотемпературную сепарацию газа от эксплуатационных скважин, насыщение парами метанола газа в абсорбере «отдувки» метанола, подачу водометанольного раствора (BMP) высокой концентрации в соответствующие точки технологической схемы с целью предотвращения гидратообразования, компримирование и охлаждение газа в ТДА, охлаждение газа в АВО, теплообменнике «газ-газ» и «газ-жидкость», дросселе, эжекторе, разделение отсепарированной и абсорбированной жидкости по фазам с получением BMP, углеводородного конденсата и газа дегазации, подача углеводородного конденсата с разделителя жидкости, отсепарированной на первой ступени сепарации, в массообменную часть низкотемпературного абсорбера через теплообменник «жидкость-жидкость», контактирование охлажденных газа и углеводородного конденсата в массообменной части низкотемпературного абсорбера, при этом газ от эксплуатационных скважин подвергается компримированию и охлаждению на дожимной компрессорной станции (ДКС), подача углеводородного конденсата в низкотемпературный абсорбер осуществляется с помощью насосов, а в случае выпадения тугоплавких парафинов в низкотемпературном абсорбере и нарушения нормального протекания массообменного процесса осуществляется временная подача в массообменную часть «теплого» углеводородного конденсата.
Сущность способа состоит в том, что насос применяется для поднятия давления потока углеводородного конденсата от разделителя жидкости, отсепарированной на первой ступени сепарации, до массообменной части низкотемпературного абсорбера. Это позволяет снизить давление газожидкостного потока от эксплуатационных скважин в сепаратор первой ступени и тем самым обеспечить стабильную эксплуатацию скважин и трубопроводов системы сбора газа.
Низкое давление в сепараторе первой ступени и, как следствие, отсутствие необходимого перепада давления между данным сепаратором и низкотемпературным абсорбером не обеспечивает нормальную эксплуатацию производящего холод оборудования, а именно ТДА, эжектора, дросселя. С целью обеспечения необходимого перепада давления по установке подготовки газа применяется компримирование газа, отсепарированного в сепараторе первой ступени, на газоперекачивающих агрегатах ДКС с охлаждением газа в АВО. Это также позволяет поддерживать в низкотемпературном абсорбере оптимальное давление, обеспечивающее наибольшее извлечение компонентов углеводородного конденсата из подготавливаемого газа.
В холодное время года нормативный температурный уровень в низкотемпературном абсорбере обеспечивается за счет применения АВО газа, эжектора и дросселя. В теплое время года по причине высоких температур наружного воздуха охлаждения газа на АВО недостаточно для обеспечения требуемой температуры абсорбции, что решается применением ТДА. Использование ТДА более эффективно по сравнению с дросселем, так как удельное снижение температуры больше на турбине ТДА, чем на дросселе. Кроме того, в результате изоэнтропийного расширения газа на турбине ТДА создается полезная работа, используемая через общий вал на компрессоре ТДА для компримирования подготавливаемого газа. Использование для охлаждения газа в теплое время года АВО газа, ТДА, эжектора и дросселя приводит к снижению фактического перепада давления на дросселе. Дополнительное повышение давления газа на компрессоре ТДА позволяет достигать меньшей температуры газа в результате его подачи на турбину ТДА и дроссель.
В зависимости от состава газа, поступающего на УКПГ, в массообменной части низкотемпературного абсорбера может происходить кристаллизация тугоплавких парафинов, отложения которых нарушают нормальную работу внутренних устройств массообменной секции, что приводит к снижению степени излечения компонентов углеводородного конденсата из осушаемого газа. Для повышения температуры выпавшего из углеводородного конденсата парафина в массообменную секцию временно подается углеводородный конденсат из разделителя жидкости, отсепарированной в первичном сепараторе, минуя рекуперативный теплообменник «жидкость-жидкость», при этом поток охлажденного газа временно переподключается от массообменной секции к сепарационной секции низкотемпературного абсорбера. Нагрев выпавших парафинов углеводородным конденсатом, не прошедшим охлаждение в рекуперативном теплообменнике «жидкость-жидкость», приводит к их переходу в жидкую фазу, после чего они выводятся в куб низкотемпературного абсорбера.
На фигуре представлена принципиальная технологическая схема УКПГ на завершающей стадии разработки газоконденсатной залежи. В ней использованы следующие обозначения:
1 - поток добытой газожидкостной смеси, поступающий на вход УКПГ;
2 - сепаратор первой ступени;
3 - газоперекачивающие агрегаты ДКС;
4 - АВО ДКС;
5 - абсорбер «отдувки» метанола;
6 - BMP, направляемый на «отдувку»;
7 - отработанный BMP после «отдувки»;
8 - сепарационная секция и куб абсорбера «отдувки» метанола;
9 - массообменная секция абсорбера «отдувки» метанола;
10 - фильтрующая секция абсорбера «отдувки» метанола;
11 - компрессор ТДА;
12 - АВО газа;
13, 14 - запорная арматура, позволяющая отбирать газ в теплообменник «газ-жидкость» 17, до или после АВО газа 12;
15 - клапан-регулятор расхода газа в теплообменник «газ-жидкость»;
16 - теплообменник «газ-газ»;
17 - «газ-жидкость»;
18 - промежуточный сепаратор;
19, 20 - запорная арматура, позволяющая направлять отсепарированную жидкость в промежуточном сепараторе 18 в конечный разделитель 43 или в поток орошения низкотемпературного абсорбера 28;
21 - турбина ТДА;
22 - дроссель;
23 - эжектор «газ-газ»;
24, 25 - запорная арматура, позволяющая отбирать активный газ на эжектор «газ-газ» после абсорбера «отдувки» метанола 5 или после промежуточного сепаратора 18;
26, 27 - запорная арматура, позволяющая направлять газ после дросселя 22 в массообменную секцию 29 или сепарационную секцию 31 низкотемпературного абсорбера 28;
28 - низкотемпературный абсорбер;
29 - массообменная секция низкотемпературного абсорбера;
30 - куб низкотемпературного абсорбера;
31 - сепарационная секция низкотемпературного абсорбера;
32 - разделитель первой ступени;
33 - BMP, включающий конденсационную, пластовую воду и метанол;
34, 35 - запорная арматура, позволяющая направлять поток газового конденсата от разделителя первой ступени 32 в буферную емкость 36 и насос 37, либо минуя их в теплообменник «жидкость-жидкость»;
36 - буферная емкость;
37 - насос подачи конденсата на орошение;
38, 39 - запорная арматура, позволяющая подавать газовый конденсат в теплообменник «жидкость-жидкость», либо минуя его на орошение низкотемпературного абсорбера 28;
40 - теплообменник «жидкость-жидкость»;
41, 42 - запорная арматура, позволяющая подавать газ выветривания от разделителя первой ступени в линию пассивного газа эжектора «газ-газ» 23 или в куб 30 низкотемпературного абсорбера 28;
43 - конечный разделитель;
44 - отработанный BMP УКПГ;
45 - товарный нестабильный конденсат;
46 - товарный газ, частично осушенный от воды и углеводородов.
Газожидкостной поток от эксплуатационных скважин 1 поступает в сепаратор первой ступени 2. Отсепарированный газ подается на компримирование в газоперекачивающие агрегаты ДКС 3, в результате чего повышается его давление и температура. С целью снижения температуры скомпримированный газ охлаждается в АВО 4. После чего поступает в сепарационную секцию 8 абсорбера «отдувки» метанола 5, где из потока извлекается жидкая фаза. Далее газ поступает в массообменную секцию 9, где контактирует противоточно с BMP высокой концентрации 6. Из BMP 6 часть метанола переходит в газовую фазу, а из газовой фазы извлекаются пары воды в BMP, после чего данный поток 7 выводится из массообменной секции 9. Насыщенный метанолом газ поступает в фильтрующую секцию 10, где извлекается уносимая из массообменной секции 9 жидкость. Насыщенный метанолом и частично осушенный от паров воды газовый поток поступает на компримирование в компрессор ТДА 11, в результате чего повышается давление и температура потока. Далее газовый поток распределяется по двум направлениям: основная часть направляется в АВО 12, где он охлаждается потоком окружающего воздуха; оставшаяся часть направляется в теплообменник «газ-жидкость» 17, где охлаждается потоком газового конденсата от теплообменника «жидкость-жидкость» 40. Соотношение потоков основной части газового потока и оставшейся регулируется клапаном 15. При этом существует возможность подачи оставшейся части газового потока в теплообменник «газ-жидкость» 17 с отбором до или после АВО 12 с помощью запорной арматуры 13 и 14. После АВО 12 основная часть газового потока направляется в теплообменник «газ-газ» 16, где охлаждается газом, частично осушенным от воды и компонентов газового конденсата в низкотемпературном абсорбере 28. Потоки от теплообменников «газ-газ» 16 и «газ-жидкость» 17 объединяются и направляются в промежуточный сепаратор 18 для выделения из потока капельной жидкости, которая через переключение запорной арматуры 19 и 20 направляется или в конечный разделитель 43 или в поток орошения газовым конденсатом низкотемпературного абсорбера 28. Отсепарированный газовый поток поступает в турбину 21 ТДА, где за счет изоэнтропийного расширения происходит падение давления и температуры газа. После газовый поток дросселируется на дросселе 22, в результате чего понижается его температура. Часть газового потока после абсорбера «отдувки» метанола 5 или промежуточного сепаратора 18 направляется в качестве активного газа в эжектор 23 через переключение запорной арматуры 24 и 25. Охлажденный газожидкостной поток после дросселя 22 поступает на противоточный контакт в массообменную часть 29 низкотемпературного абсорбера 28 с газовым конденсатом, охлажденным в теплообменнике «жидкость-жидкость» 40 газовым конденсатом с куба 30 низкотемпературного абсорбера 28.
Отсепарированная в сепараторе первой ступени 2 и сепарационной секции 8 абсорбера «отдувки» метанола 5 жидкость направляется в разделитель первой ступени 32, где происходит разделение на BMP 33, газовый конденсат и газ выветривания. Газ выветривания в зависимости от давления в разделителе первой ступени 32 направляется через переключение запорной арматуры 41 и 42 в куб 30 низкотемпературного абсорбера 28 или в поток пассивного газа эжектора 23. Газовый конденсат через переключение запорной арматуры 34 и 35 направляется в зависимости от давления в разделителе первой ступени 32 в буферную емкость 36 или теплообменник «жидкость-жидкость» 40. С буферной емкости 36 газовый конденсат забирается насосом 37 и подается в теплообменник «жидкость-жидкость» 40, где охлаждается газовым конденсатом с куба 30 низкотемпературного абсорбера 28.
При этом в случае выпадения в массообменной части 29 низкотемпературного абсорбера 28 тугоплавких парафинов производится подача «теплого» орошения через переключение запорной арматуры 38 и 39 газовый конденсат от разделителя первой ступени 32 или насоса 37 подается мимо теплообменника «жидкость-жидкость» 40 в массообменную часть 29 низкотемпературного абсорбера 28, а охлажденный газ временно переводится через переключение запорной арматуры 26 и 27 из массообменной секции 29 в сепарационную секцию 31 низкотемпературного абсорбера 28. После удаления выпавших тугоплавких парафинов из массообменной секции 29 технологическая схема возвращается в прежнее положение.
Частично осушенный от компонентов газового конденсата газовый поток после противоточного контакта в массообменной секции 29 низкотемпературного абсорбера 28 с газовым конденсатом от теплообменника «жидкость-жидкость» 40 поступает в сепарационную секцию 31, где происходит отделение уносимой из массообменной секции 29 жидкости. После низкотемпературного абсорбера 28 осушенный газ поступает в теплообменник «газ-газ» 16, где нагревается газовым потоком от АВО 12, и выводится за пределы УКПГ и газового конденсата в качестве товарного газа 46.
Сконденсировавшаяся жидкость в результате охлаждения газового потока в турбине 21 ТДА, в дросселе 22 и в эжекторе 23 вместе с газовым конденсатом, который частично извлек из охлажденного газового потока компоненты газового конденсата после противоточного контакта в массообменной секции 29 низкотемпературного абсорбера 28, и жидкостью, выделенной из газового потока в сепарационной секции 31, поступают по перетоку в куб 30 низкотемпературного абсорбера 28, где происходит их дегазация. Газ дегазации поступает в массообменную секцию 29. Газовый конденсат от куба 30 низкотемпературного абсорбера 28 поступает в теплообменник «жидкость-жидкость» 40, где нагревается потоком газового конденсата от разделителя первой ступени 32 или насоса 37. Далее он поступает в теплообменник «газ-жидкость» 17, где нагревается частью общего газового потока от компрессора ТДА 11 или от АВО 12. После этого газовый конденсат поступает в конечный разделитель 43, где происходит его разделение на BMP 44, товарный нестабильный конденсат 45, который выводится за пределы установки подготовки газа и газового конденсата, и газ дегазации, поступающий в качестве пассивного газа в эжектор 23.
Для предотвращения гидратообразования применяется подача ингибитора по соответствующим точкам технологической схемы.
К примеру, в случае реализации технического решения по предлагаемому способу на УКПГ-1В Ямбургского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ) обеспечивается стабильный режим работы низкопродуктивных скважин (не обеспечивающих полный вынос жидкости с забоя) за счет снижения давления на входе газопроводов системы сбора газа от эксплуатационных скважин в УКПГ-1В. Анализ показал, что в результате снижения давления на входе газопроводов-шлейфов в УКПГ, снизилось количество скважин, находящихся в бездействии, и скважин, работающих нестабильно и требующих продувок на факельную установку с подачей метанола. В результате этого произошел прирост добычи газа и газового конденсата за счет ввода в работу бездействующих скважин и стабильной работы низкопродуктивных скважин. Также снизились потери газа и метанола за счет сокращения продувок скважин на факельную установку.
Моделирование технологического процесса низкотемпературной абсорбции на УКПГ-1В ЯНГКМ с учетом текущих составов исходного сырья показывает максимальное извлечение компонентов нестабильного газового конденсата С3+ из осушаемого газа при рабочем давлении низкотемпературной абсорбции, находящемся в пределах 4,5÷4,75 МПа. Данное изменение технологического режима приводит к увеличению удельного извлечения компонентов С3+ из газа в нестабильный конденсат по сравнению с прежним давлением в низкотемпературном абсорбере в пределах 3,5÷3,75 МПа.
Появление уносов жидкости с газом от низкотемпературных абсорберов УКПГ-1В ЯНГКМ, которое определяется инструментально и ежесуточно, является показателем выпадения тугоплавких парафинов в массообменной части и нарушения нормального протекания процесса низкотемпературной абсорбции, которое приводит к снижению извлечения углеводородных компонентов из газа и, следственно снижению выхода товарного нестабильного конденсата. Причиной является относительно высокая температура помутнения газового конденсата, направляемого на орошение в низкотемпературные абсорберы. Работа технологической схемы подготовки в режиме «теплого» орошения массообменной части низкотемпературных абсорберов в течение нескольких часов позволяет удалить выпавшие парафины с внутренних элементов и восстановить уровень извлечения углеводородных компонентов нестабильного конденсата. Стоит отметить, что на УКПГ-1В ЯНГКМ имеется два цеха подготовки газа, которые ведут подготовку газа двух разных фондов скважин, отличающихся устьевым давлением. Фонд скважин, введенных недавно и обладающих более высоким устьевым давлением, содержит в своей продукции большее количество тугоплавких парафинов по сравнению со вторым фондом скважин с более низким устьевым давлением. В результате этого низкотемпературные абсорбера цеха подготовки газа, предназначенные для газа и газового конденсата фонда скважин с более высоким устьевым давлением, были больше подвержены выпадению тугоплавких парафинов, в том числе на постоянной основе с необходимостью повышения температуры низкотемпературной абсорбции, что приводило к значительному снижению выхода товарной продукции. В результате реализации буферной емкости и насоса подачи конденсата на орошение низкотемпературных абсорберов, получаемый в разделителях первой ступени газовый конденсат от двух фондов скважин с разным устьевым давлением стал смешиваться в буферной емкости, что привело к относительно низкой температуре помутнения общего потока конденсата и исключению выпадения тугоплавких парафинов на постоянной основе в низкотемпературных абсорберах.
Представленный способ обеспечивает нормальное протекание процесса низкотемпературной абсорбции в условиях снижения забойных давлений эксплуатационных скважин газоконденсатной залежи и наличия в подготавливаемом газе тугоплавких парафинов с получением в качестве товарных продуктов осушенного от паров воды и компонентов углеводородного конденсата газа и нестабильного углеводородного конденсата. Представленные преимущества способа приводят к стабильной работе эксплуатационного фонда скважин и системы внутрипромыслового сбора газа, максимально возможному извлечению компонентов углеводородного конденсата из подготавливаемого газа и стабильной работе процесса низкотемпературной абсорбции. В конечном итоге это приводит к повышению количества добываемого газа и нестабильного конденсата, снижению безвозвратных потерь газа и метанола.
Claims (1)
- Способ подготовки природного газа газоконденсатных залежей, включающий трехступенчатую низкотемпературную сепарацию газа от эксплуатационных скважин, компримирование и охлаждение газа в турбодетандерном агрегате, охлаждение газа в аппарате воздушного охлаждения, теплообменниках «газ-газ» и «газ-жидкость», дросселе, эжекторе, разделение отсепарированной и абсорбированной жидкости по фазам с получением водометанольного раствора (BMP), газового углеводородного конденсата и газов дегазации, эжектирование образующихся газов дегазации, подачу углеводородного конденсата с разделителя жидкости, отсепарированной на первой ступени сепарации, в массообменную часть низкотемпературного абсорбера через теплообменник «жидкость-жидкость», контактирование охлажденных газа и углеводородного конденсата в массообменной части низкотемпературного абсорбера, отличающийся тем, что газ после первой ступени сепарации подвергается компримированию и охлаждению на дожимной компрессорной станции, подача газового углеводородного конденсата в низкотемпературный абсорбер осуществляется с помощью насосов, а в случае выпадения тугоплавких парафинов в низкотемпературном абсорбере и нарушения нормального протекания массообменного процесса осуществляется временная подача в массообменную часть низкотемпературного абсорбера мимо теплообменника «жидкость-жидкость» газового углеводородного конденсата из разделителя первой ступени, поступающего из сепаратора первой ступени, или насосом из буферной емкости, в которую газовый углеводородный конденсат поступает из разделителя первой ступени.
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2775239C1 true RU2775239C1 (ru) | 2022-06-28 |
Family
ID=
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2816915C1 (ru) * | 2023-06-13 | 2024-04-08 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Устройство десорбции метанола |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1318770A1 (ru) * | 1985-07-25 | 1987-06-23 | Всесоюзный научно-исследовательский институт природных газов | Способ подготовки природного газа к транспорту |
| RU85361U1 (ru) * | 2009-02-06 | 2009-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Установка подготовки природного газа к транспорту |
| RU2551704C2 (ru) * | 2013-05-07 | 2015-05-27 | Открытое акционерное общество "Тюменский проектный и научно-исследовательский институт нефтяной и газовой промышленности им. В.И. Муравленко" ОАО "Гипротюменнефтегаз" | Способ промысловой подготовки углеводородного газа к транспорту |
| RU2646899C1 (ru) * | 2017-01-09 | 2018-03-12 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Способ подготовки углеводородного газа к транспорту |
| WO2018236750A1 (en) * | 2017-06-19 | 2018-12-27 | Saudi Arabian Oil Company | TREATMENT OF RAW NATURAL GAS |
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1318770A1 (ru) * | 1985-07-25 | 1987-06-23 | Всесоюзный научно-исследовательский институт природных газов | Способ подготовки природного газа к транспорту |
| RU85361U1 (ru) * | 2009-02-06 | 2009-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Установка подготовки природного газа к транспорту |
| RU2551704C2 (ru) * | 2013-05-07 | 2015-05-27 | Открытое акционерное общество "Тюменский проектный и научно-исследовательский институт нефтяной и газовой промышленности им. В.И. Муравленко" ОАО "Гипротюменнефтегаз" | Способ промысловой подготовки углеводородного газа к транспорту |
| RU2646899C1 (ru) * | 2017-01-09 | 2018-03-12 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Способ подготовки углеводородного газа к транспорту |
| WO2018236750A1 (en) * | 2017-06-19 | 2018-12-27 | Saudi Arabian Oil Company | TREATMENT OF RAW NATURAL GAS |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Гриценко А.И. и др. Сбор и промысловая подготовка газа на северных месторождениях России. - М.: ОАО "Издательство "Недра", 1999, стр. 371-403. * |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2816915C1 (ru) * | 2023-06-13 | 2024-04-08 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Устройство десорбции метанола |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US11073050B2 (en) | Kalina cycle based conversion of gas processing plant waste heat into power | |
| JP6608526B2 (ja) | 有機ランキンサイクルに基づく、ガス処理プラント廃熱の電力及び冷却への変換 | |
| RU2392552C1 (ru) | Очистка сжиженного природного газа | |
| CA1097564A (en) | Process for the recovery of ethane and heavier hydrocarbon components from methane-rich gases | |
| CA3029950C (en) | System and method for liquefaction of natural gas | |
| RU2476789C1 (ru) | Способ низкотемпературной подготовки природного газа и извлечения нестабильного углеводородного конденсата из пластового газа (варианты) и установка для его осуществления | |
| RU2382301C1 (ru) | Установка низкотемпературного разделения углеводородного газа | |
| US20020095062A1 (en) | Process and installation for separation of a gas mixture containing methane by distillation | |
| RU2614947C1 (ru) | Способ переработки природного газа с извлечением С2+ и установка для его осуществления | |
| CN103038590A (zh) | 用于液化来自燃烧设施的烟道气的方法和设施 | |
| RU2718073C1 (ru) | Способ реконструкции установки низкотемпературной сепарации газа с предотвращением образования факельных газов | |
| RU2640969C1 (ru) | Способ извлечения сжиженных углеводородных газов из природного газа магистральных газопроводов и установка для его осуществления | |
| RU2775239C1 (ru) | Способ подготовки природного газа на завершающей стадии разработки газоконденсатного месторождения | |
| CN104804760B (zh) | 油田伴生气混合烃回收系统和方法 | |
| RU2725320C1 (ru) | Способ подготовки углеводородного газа к транспорту | |
| RU2365835C1 (ru) | Способ подготовки углеводородного газа к транспорту с северных морских месторождений | |
| CN202039031U (zh) | 采用涡流管二次制冷的撬装式中小型轻烃提取系统 | |
| RU2555909C1 (ru) | Способ подготовки углеводородного газа к транспорту | |
| RU2285212C2 (ru) | Способ и устройство для сжижения природного газа | |
| RU2640050C1 (ru) | Способ удаления тяжелых углеводородов при сжижении природного газа и устройство для его осуществления | |
| CN106766669B (zh) | 一种用于高压射流天然气液化的脱烃工艺及其系统 | |
| RU2646899C1 (ru) | Способ подготовки углеводородного газа к транспорту | |
| RU2790002C1 (ru) | Газоперерабатывающий завод | |
| RU2615703C2 (ru) | Способ комплексной подготовки газоконденсатных залежей с глубоким извлечением углеводородов с3+ и установка для его осуществления | |
| RU2828195C1 (ru) | Способ подготовки углеводородного газа к транспорту |