способ подготовки углеводородного газа к транспорту "оптимет"

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 25^oC обеспечивается высокая степень извлечения жидких углеводородов (C₅H_{12+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 25^oC. 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 30^oC. Температура газа на входе в ДКС составляла плюс 12^oC, на выходе из ДКС - плюс 55^oC, после охлаждения в аппарате воздушного охлаждения температура газа снижалась до 25^oC.

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.