способ подготовки углеводородного газа к транспорту "оптимет"
Классы МПК: | B01D53/00 Разделение газов или паров; извлечение паров летучих растворителей из газов; химическая или биологическая очистка отходящих газов, например выхлопных газов, дыма, копоти, дымовых газов, аэрозолей B01D53/26 сушка газов или паров F25J3/00 Способы и устройства для разделения компонентов газовых смесей, включая использование сжижения или отверждения F25J3/02 ректификацией, те путем непрерывного обмена тепла и материала между потоком пара и потоком жидкости F17D1/05 предупреждение замерзания E21B43/00 Способы или устройства для добычи нефти, газа, воды, растворимых или плавких веществ или полезных ископаемых в виде шлама из буровых скважин |
Автор(ы): | Беспрозванный А.В., Грицишин Д.Н., Дудов А.Н., Истомин В.А., Кульков А.Н., Ланчаков Г.А., Сулейманов Р.С., Ставицкий В.А., Салихов Ю.Б., Толстов В.А., Цветков Н.А. |
Патентообладатель(и): | ООО "Уренгойгазпром" ОАО "Газпром" |
Приоритеты: |
подача заявки:
1999-12-22 публикация патента:
20.11.2001 |
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.
Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3
Формула изобретения
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.Описание изобретения к патенту
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.Класс B01D53/00 Разделение газов или паров; извлечение паров летучих растворителей из газов; химическая или биологическая очистка отходящих газов, например выхлопных газов, дыма, копоти, дымовых газов, аэрозолей
Класс B01D53/26 сушка газов или паров
Класс F25J3/00 Способы и устройства для разделения компонентов газовых смесей, включая использование сжижения или отверждения
Класс F25J3/02 ректификацией, те путем непрерывного обмена тепла и материала между потоком пара и потоком жидкости
Класс F17D1/05 предупреждение замерзания
Класс E21B43/00 Способы или устройства для добычи нефти, газа, воды, растворимых или плавких веществ или полезных ископаемых в виде шлама из буровых скважин