RU2175882C2 - Способ подготовки углеводородного газа к транспорту "оптимет" - Google Patents
Способ подготовки углеводородного газа к транспорту "оптимет" Download PDFInfo
- Publication number
- RU2175882C2 RU2175882C2 RU99126816A RU99126816A RU2175882C2 RU 2175882 C2 RU2175882 C2 RU 2175882C2 RU 99126816 A RU99126816 A RU 99126816A RU 99126816 A RU99126816 A RU 99126816A RU 2175882 C2 RU2175882 C2 RU 2175882C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- separator
- stage
- separation
- aqueous phase
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Изобретение относится к газонефтяной промышленности, в частности к обработке углеводородного газа с использованием низкотемпературного процесса, и может быть использовано в процессах промысловой подготовки и заводской обработки углеводородных газов. Способ подготовки газоконденсатной смеси включает в себя подачу газа с кустов скважин на трехступенчатую сепарацию, компримирование и охлаждение газового потока, введение в него водорастворимого летучего ингибитора гидратообразования, выведение из сепараторов жидкости, разделение ее на углеводородную и водную фазы, направление последней в поток газа, поступающий на одну из ступеней сепарации, и подачу водной фазы, отводимой из сепаратора третьей ступени, в теплообменный аппарат первой ступени сепарации. Водную фазу, отводимую из сепаратора второй ступени сепарации, смешивают с водной фазой, отводимой с первой ступени сепарации, и полученную смесь подают в массообменную часть десорбера-сепаратора, устанавливаемого на потоке газа после его компримирования, а водную фазу, выделяющуюся в десорбере-сепараторе, направляют на утилизацию. Предусматривается также подача водной фазы с первой ступени сепарации в верхнюю часть массообменной секции десорбера-сепаратора, а жидкой водной фазы со второй ступени сепарации - в среднюю часть массообменной секции десорбера-сепаратора. Изобретение позволяет снизить расход летучего ингибитора гидратообразования и улучшить экологические показатели работы установки подготовки газа на поздних стадиях эксплуатации газоконденсатного месторождения при падении пластового давления. 2 с. и 1 з.п.ф-лы, 2 табл., 1 ил.
Description
Изобретение относится к газонефтяной промышленности, в частности к обработке углеводородного газа с использованием низкотемпературного процесса, и может быть использовано в процессах промысловой подготовки и заводской обработки углеводородных газов.
Известен способ подготовки углеводородного газа к транспорту методом низкотемпературной сепарации (НТС) газа (см. Балыбердина И.Т. Физические методы переработки и использования газа. -М.: Недра, 1988, с. 153-154). Этот способ осуществляется путем охлаждения газа в теплообменниках и редуцирующих устройствах (дросселях, детандерах и/или эжекторах) с последующим отделением конденсирующихся фаз в сепараторах. При температуре в концевом низкотемпературном сепараторе ниже минус 25oC обеспечивается высокая степень извлечения жидких углеводородов (C5H12+высшие) из природного газа газоконденсатных месторождений (выше 95%). Для предупреждения гидратообразования в поток газа перед теплообменниками и расширительными устройствами подается ингибитор гидратообразования (обычно гликоль или метанол). Отработанный (насыщенный) ингибитор регенерируется методом ректификации на отдельной установке регенерации.
Трехступенчатая схема НТС реализована на Уренгойском газоконденсатном месторождении с использованием в качестве ингибитора гидратообразования метанола (см. Бурмистров А.Г., Истомин В.А., Сулейманов Р.С., Кульков А.Н. Расход метанола и пути его сокращения при промысловой обработке газа Уренгойского газоконденсатного месторождения. Подготовка, переработка и использование газа. -М.: ВНИИЭгазпром, 1986, N 1, с. 8-11).
Недостатком указанного способа является повышенный расход метанола и энергетические затраты на регенерацию отработанного метанола. Регенерация метанола методом ректификации неэффективна при низких концентрациях метанола в насыщенном растворе (ниже 10-15 мас.%). В связи с этим метанольные воды низких концентраций утилизируют методом сжигания или закачкой через специальные скважины в поглощающий пласт (горизонт). Поскольку метанол является сильно токсичным веществом, это отрицательно сказывается на экологии окружающей среды (воздушного бассейна и геологической среды).
Наиболее близким аналогом по сути к предлагаемому техническому решению является способ подготовки газоконденсатной смеси к транспорту трехступенчатой сепарацией (см. патент СССР N 1350447, кл. F 17 D 1/05, 1987), включающий ступенчатую сепарацию, охлаждение газового потока между ступенями сепарации, введение в поток газа водорастворимого летучего органического ингибитора гидратообразования, выведение из сепараторов жидкости, разделение ее на углеводородную и водную фазы и направление последней в поток газа, поступающий на одну из предыдущих ступеней сепарации.
Подача насыщенного летучего ингибитора (например, метанола) с последующих ступеней сепарации на предыдущую (т.е. в голову технологического процесса) сокращает расход концентрированного (исходного ингибитора) за счет его испарения из водной фазы в газовую, а в благоприятных случаях позволяет полностью отказаться от традиционной технологии регенерации насыщенных растворов ингибитора - метанола методом ректификации (его регенерация в схеме по патенту N 1350447, кл. F 17 D 1/05, 1987, фактически осуществляется непосредственно в самом технологическом процессе за счет использования энергии потока газа на первых ступенях сепарации).
Указанный способ подготовки газа показал работоспособность и высокую эффективность в начальный период эксплуатации газоконденсатного месторождения, когда газосборные сети (система внутрипромысловых газопроводов, связывающих кусты газоконденсатных скважин с установкой промысловой подготовки газа) функционировали практически в "безгидратном" режиме. Рассматриваемый способ-прототип реализован на одной из установок комплексной подготовки газа (УКПГ-5В) Уренгойского газоконденсатного месторождения с использованием метанола в качестве летучего и растворимого в сжатом природном газе ингибитора гидратообразования. Однако в процессе падения пластового давления и уменьшения производительности кустов скважин изменяется термодинамический режим работы системы внутрипромысловых трубопроводов (коллекторов и шлейфов, соединяющих кусты газоконденсатных скважин с установкой НТС). При этом постепенно снижается температура газа на устьях скважин, поэтому коллектора и шлейфы все в большей степени начинают работать в гидратном режиме. Концентрированный метанол начинают подавать на кусты скважин с целью ингибирования шлейфов и коллекторов. Это приводит к тому, что в жидкой водной фазе, отделяемой в сепараторе первой ступени установки НТС, концентрация отработанного метанола составляет 3-20 мас.% и более (концентрация метанола в отработанном водном растворе зависит от температуры в шлейфах на входе в установку подготовки газа, которая в свою очередь зависит от температуры воздуха). Тем самым снижается эффективность подготовки углеводородного газа к транспорту по способу-прототипу за счет ухудшения условий для испарения на первой ступени сепарации подаваемого с предыдущей ступени сепарации отработанного метанола (из-за понижения температуры и присутствия паров метанола в газе, поступающем на первую ступень сепарации). Кроме того, отделяемый в сепараторе первой ступени водный метанол относительно низкой концентрации уже не подлежит регенерации и закачивается в пласт через специальную скважину. При этом не только увеличивается норма расхода метанола, но и резко ухудшаются экологические показатели рассматриваемого технологического процесса.
Цель предлагаемого изобретения - снизить расход летучего ингибитора гидратообразования и улучшить экологические показатели на поздних стадиях эксплуатации газоконденсатного месторождения, работающего в условиях Крайнего Севера, при падении пластового давления и необходимости включения в технологическую схему НТС дожимной компрессорной станции (ДКС), устанавливаемой после сепаратора первой ступени установки НТС.
Этот способ не требует применения новых дорогостоящих реагентов, снижается расход обычно применяемого ингибитора гидратообразования - метанола и не требует традиционной регенерации отработанного метанола низких концентраций. Способ улучшает экологические показатели установки НТС.
Предлагаемый способ заключается в том, что в известном способе, включающем подачу газа с кустов скважин на трехступенчатую сепарацию, компримирование и охлаждение газового потока, введение в него водорастворимого летучего ингибитора гидратообразования (например, метанола), выведение из сепараторов жидкости, разделение ее на углеводородную и водную фазы, направление последней в поток газа, поступающий на одну из предыдущих ступеней сепарации, водную фазу, отводимую из сепаратора третьей ступени, подают в теплообменный аппарат первой ступени сепарации, водную фазу, отводимую из сепаратора второй ступени, смешивают с водной фазой, отводимой с первой ступени сепарации, и полученную смесь подают в массообменную часть десорбера-сепаратора, устанавливаемого на потоке газа после его компримирования, а водную фазу, выделяющуюся в десорбере-сепараторе направляют на утилизацию.
Кроме того, водную фазу, выделившуюся в сепараторе третьей ступени, делят на две части, одну из которых подают на кусты скважин, а вторую смешивают с водной фазой из сепаратора второй ступени и подают в массообменную часть десорбера-сепаратора.
Второй вариант предлагаемого способа заключается в том, что в известном способе, включающем подачу газа с кустов скважин на трехступенчатую сепарацию, компримирование и охлаждение газового потока, введение в него водорастворимого летучего ингибитора гидратообразования, выведение из сепараторов жидкости, разделение ее на углеводородную и водную фазы, направление последней в поток газа, поступающий на одну из предыдущих ступеней сепарации и подачу водной фазы, отводимой из сепаратора третьей ступени, в теплообменный аппарат первой ступени, водную фазу, отводимую с первой ступени сепарации, подают в верхнюю, а отводимую со второй ступени сепарации, - в среднюю части массообменного десорбера-сепаратора, устанавливаемого на потоке газа после его компримирования, а водную фазу, выделяющуюся в десорбере-сепараторе, направляют на утилизацию.
Данное техническое решение иллюстрируется чертежом, на котором представлена схема подготовки углеводородного газа газоконденсатной залежи к транспорту по предлагаемому изобретению.
Способ осуществляется следующим образом.
Пластовую продукцию с кустов газоконденсатных скважин по трубопроводу 1 подают в сепаратор первой ступени 2, где из него отделяют механические примеси, водную фазу (представляющую собой смесь конденсационной воды, пластовой минерализованной воды и отработанного ингибитора гидратообразования, например метанола) и жидкую углеводородную смесь (углеводородный конденсат). Отсепарированный газ поступает на компримирование на дожимную компрессорную станцию 3 и далее в десорбер-сепаратор 4. В десорбер-сепаратор 4 подают в противотоке с обрабатываемым углеводородным газом водный раствор метанола, при этом осуществляется отдувка метанола в поток газа, а стекающая водная фаза (представляющая собой воду с незначительными примесями летучего ингибитора гидратообразования) из низа десорбера направляется на утилизацию. Далее поток углеводородного газа направляют в аппарат воздушного охлаждения 5, теплообменник 6 и промежуточный сепаратор 7. В промежуточном сепараторе 7 отделяют водный раствор ингибитора и углеводородный конденсат. Водные фазы из входного сепаратора 2 и промежуточного сепаратора 7 объединяют и подают в верх десорбера сепаратора 4. Отсепарированный на промежуточной ступени сепарации газ направляют в теплообменник 8 и расширительное устройство 9 (в качестве расширительного устройства используют дроссель, турбодетандер или эжектор) и далее в концевой низкотемпературный сепаратор 10. В сепараторе 10 отделяют водную фазу (представляющую собой водный раствор ингибитора достаточно высоких концентраций) и углеводородный конденсат. Водную фазу из сепаратора 10 вводят в поток газа перед теплообменником 6, а потоки углеводородного конденсата со всех ступеней сепарации объединяют и направляют на дальнейшую обработку (на установки газофракционирования). Концентрированный летучий ингибитор гидратообразования, например метанол, вводят в поток газа перед теплообменником 8. Осушенный и очищенный от тяжелых углеводородов природный газ через рекуперативные теплообменники 8 и 6 поступает в магистральную газотранспортную систему для подачи потребителю.
Для оценки эффективности предложенного способа по сравнению с аналогом-прототипом были проведены исследования. На технологическую линию установки низкотемпературной сепарации (УКПГ-2В) подавали пластовую продукцию газоконденсатного месторождения в количестве 200 тыс.м3/час (текущий состав продукции газоконденсатных залежей Уренгойского газоконденсатного месторождения на четырех действующих установках приведен в табл. 1).
В качестве летучего ингибитора гидратообразования использовался концентрированный метанол (его концентрация составляла 93 мас.%).
Результаты проведенных исследований по обработке газоконденсатной смеси по прототипу (т. е. по изобретению N 1350447) и предлагаемому техническому решению приведены в табл. 1. В исследованных режимах давление и температура сырья на входе в сепаратор первой ступени были соответственно 10 МПа и 25oC. Давление газа в третьей (низкотемпературной) ступени сепарации в соответствии с требуемыми показателями по качеству подготовки газа и условиям магистрального транспорта газа поддерживалось на уровне 5,4-5,5 МПа, а температура минус 28 - минус 30oC. Температура газа на входе в ДКС составляла плюс 12oC, на выходе из ДКС - плюс 55oC, после охлаждения в аппарате воздушного охлаждения температура газа снижалась до 25oC.
В существующей технологии концентрированный метанол подавали на кусты скважин и перед теплообменником 8. В предлагаемой новой технологии концентрированный метанол подается перед теплообменником 8, причем на кусты скважин поступает в необходимом количестве водный раствор метанола, отбираемый из концевого низкотемпературного сепаратора 10.
Из полученных данных (см. табл. 2, где представлено сопоставление показателей прототипа и предлагаемого процессов, отнесенные к 1000 нормальных м3 газа) следует, что расход исходного концентрированного метанола по предлагаемой технологии снизился на ~ 25%. В то же время сброс метанола в сточные воды (направляемые на утилизацию) сократился в 16 раз. При этом концентрация метанола в сточных водах снизилась более чем на порядок и стала соответствовать действующим показателям ПДК на сбросные воды, закачиваемые в поглощающие горизонты.
Таким образом, по предлагаемой технологии достигаются не только более лучшие технико-экономические показатели, экономится ингибитор, но резко улучшаются экологические показатели. При этом отпадает необходимость в оплате штрафных санкций за закачку сточных вод, содержащих метанол.
Claims (3)
1. Способ подготовки углеводородного газа к транспорту, включающий подачу газа с кустов скважин на трехступенчатую сепарацию, компримирование и охлаждение газового потока, введение в него водорастворимого летучего ингибитора гидратообразования, выведение из сепараторов жидкости, разделение ее на углеводородную и водную фазы, направление последней в поток газа, поступающий на одну из предыдущих ступеней сепарации, и подачу водной фазы, отводимой из сепаратора третьей ступени, в теплообменный аппарат первой ступени сепарации, отличающийся тем, что водную фазу, отводимую из сепаратора второй ступени, смешивают с водной фазой, отводимой с первой ступени сепарации, и полученную смесь подают в массообменную часть десорбера-сепаратора, устанавливаемого на потоке газа после его компримирования, а водную фазу, выделяющуюся в десорбере-сепараторе, направляют на утилизацию.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что водную фазу, выделившуюся в сепараторе третьей ступени, делят на две части, одну из которых подают на кусты скважин, а вторую смешивают с водной фазой из сепаратора второй ступени и подают в массообменную часть десорбера-сепаратора.
3. Способ подготовки углеводородного газа к транспорту, включающий подачу газа с кустов скважин на трехступенчатую сепарацию, компримирование и охлаждение газового потока, введение в него водорастворимого летучего ингибитора гидратообразования, выведение из сепараторов жидкости, разделение ее на углеводородную и водную фазы, направление последней в поток газа, поступающий на одну из предыдущих ступеней сепарации, и подачу водной фазы, отводимой из сепаратора третьей ступени, в теплообменный аппарат первой ступени сепарации, отличающийся тем, что водную фазу, отводимую с первой ступени сепарации, подают в верхнюю, а отводимую с второй ступени сепарации, - в среднюю части массообменного десорбера-сепаратора, устанавливаемого на потоке газа после его компримирования, а водную фазу, выделяющуюся в десорбере-сепараторе, направляют на утилизацию.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU99126816A RU2175882C2 (ru) | 1999-12-22 | 1999-12-22 | Способ подготовки углеводородного газа к транспорту "оптимет" |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU99126816A RU2175882C2 (ru) | 1999-12-22 | 1999-12-22 | Способ подготовки углеводородного газа к транспорту "оптимет" |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2175882C2 true RU2175882C2 (ru) | 2001-11-20 |
RU99126816A RU99126816A (ru) | 2002-02-20 |
Family
ID=20228355
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU99126816A RU2175882C2 (ru) | 1999-12-22 | 1999-12-22 | Способ подготовки углеводородного газа к транспорту "оптимет" |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2175882C2 (ru) |
Cited By (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2471979C2 (ru) * | 2011-04-01 | 2013-01-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Способ подготовки попутного нефтяного газа |
RU2505763C2 (ru) * | 2011-10-21 | 2014-01-27 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Аэрогаз" | Способ дегидратации газа, содержащего co2 |
RU2532057C1 (ru) * | 2013-06-11 | 2014-10-27 | Андрей Владиславович Курочкин | Фракционирующий холодильник-конденсатор |
CN104923028A (zh) * | 2015-06-02 | 2015-09-23 | 江苏三美化工有限公司 | 一种偏氟乙烯生产中粗裂解气的脱水方法及脱水装置 |
CN105370248A (zh) * | 2014-08-30 | 2016-03-02 | 中石化重庆涪陵页岩气勘探开发有限公司 | 一种页岩气井试气采气装置及流程 |
RU2588912C1 (ru) * | 2015-04-21 | 2016-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Способ подготовки к транспортировке природного газа |
RU2694266C1 (ru) * | 2018-11-08 | 2019-07-11 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Способ утилизации газа из газопровода-шлейфа при подготовке к ремонту или проведению внутритрубной диагностики |
RU2794267C1 (ru) * | 2021-12-27 | 2023-04-13 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Иркутск" (сокр. ООО "Газпром добыча Иркутск") | Способ подготовки природного газа к транспорту |
-
1999
- 1999-12-22 RU RU99126816A patent/RU2175882C2/ru active IP Right Revival
Cited By (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2471979C2 (ru) * | 2011-04-01 | 2013-01-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Способ подготовки попутного нефтяного газа |
RU2505763C2 (ru) * | 2011-10-21 | 2014-01-27 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Аэрогаз" | Способ дегидратации газа, содержащего co2 |
RU2532057C1 (ru) * | 2013-06-11 | 2014-10-27 | Андрей Владиславович Курочкин | Фракционирующий холодильник-конденсатор |
CN105370248A (zh) * | 2014-08-30 | 2016-03-02 | 中石化重庆涪陵页岩气勘探开发有限公司 | 一种页岩气井试气采气装置及流程 |
RU2588912C1 (ru) * | 2015-04-21 | 2016-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Способ подготовки к транспортировке природного газа |
CN104923028A (zh) * | 2015-06-02 | 2015-09-23 | 江苏三美化工有限公司 | 一种偏氟乙烯生产中粗裂解气的脱水方法及脱水装置 |
RU2694266C1 (ru) * | 2018-11-08 | 2019-07-11 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Способ утилизации газа из газопровода-шлейфа при подготовке к ремонту или проведению внутритрубной диагностики |
RU2794267C1 (ru) * | 2021-12-27 | 2023-04-13 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Иркутск" (сокр. ООО "Газпром добыча Иркутск") | Способ подготовки природного газа к транспорту |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
AU779505B2 (en) | Process for pretreating a natural gas containing acid gases | |
CN1826165B (zh) | 含酸性气体的处理液的再生 | |
US4606741A (en) | Process for purifying natural gas | |
CN200975826Y (zh) | 一种工业废气回收液化装置 | |
CN107438475B (zh) | 从吸收剂中能量有效回收二氧化碳的方法和适于运行该方法的设备 | |
WO2012038866A1 (en) | A system and process for carbon dioxide recovery | |
CN106866368B (zh) | 基于气提法和真空膜蒸馏法的气田含醇污水甲醇回收装置及工艺 | |
RU2175882C2 (ru) | Способ подготовки углеводородного газа к транспорту "оптимет" | |
RU2714651C1 (ru) | Адсорбционная установка подготовки углеводородного газа | |
RU2714807C1 (ru) | Установка подготовки газа к транспорту | |
CN111996049A (zh) | 集水合物法与膜分离法于一体联合脱除天然气中酸气的装置和方法 | |
CN1063086A (zh) | 低温甲醇洗装置 | |
RU2701020C1 (ru) | Способ подготовки углеводородного газа к транспорту | |
CN100491245C (zh) | 利用水泥窑尾气制备食品级液体二氧化碳的方法 | |
CN109701364B (zh) | 一种水合法分离气体的***及方法 | |
RU2725320C1 (ru) | Способ подготовки углеводородного газа к транспорту | |
RU2599157C1 (ru) | Способ подготовки углеводородного газа к транспорту | |
CN111732982B (zh) | 天然气脱蜡方法及装置 | |
RU2124930C1 (ru) | Способ подготовки природного газа | |
RU2555909C1 (ru) | Способ подготовки углеводородного газа к транспорту | |
RU2097648C1 (ru) | Способ переработки природного газа | |
RU2803501C1 (ru) | Установка адсорбционной осушки и отбензинивания природного газа | |
RU2788945C1 (ru) | Устройство для аминовой очистки производственного газа и способ ее осуществления | |
RU2124929C1 (ru) | Способ переработки природного газа | |
RU2784052C1 (ru) | Способ очистки природного газа от примесей диоксида углерода и метанола |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20091223 |
|
NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20101227 |