способ извлечения конденсата из природного газа

Формула изобретения

Способ извлечения конденсата из природного газа методом охлаждения и сепарации газа в технологических линиях, включая последовательную трехступенчатую дегазацию отсепарированного конденсата с утилизацией низконапорного газа дегазации высоконапорным газом в эжекторах, отличающийся тем, что низконапорный газ второй ступени дегазации конденсата поступает в эжектор одной технологической линии, низконапорный газ третьей ступени дегазации конденсата - в эжектор другой технологической линии, причем давление газа в дегазаторах устанавливают в пределах (3,0-3,8) МПа для второй и (2,8-3,0) МПа для третьей ступени дегазации.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано для промысловой подготовки газа и газового конденсата на газоконденсатных или нефтегазоконденсатных месторождениях в составе установок, использующих способ низкотемпературной конденсации (сепарации) для осушки газа по влаге и тяжелым углеводородам и способ ступенчатой дегазации конденсата для его частичной стабилизации.

Известны способы низкотемпературной сепарации газа и ступенчатой дегазации газового конденсата для промысловой подготовки сырого газа, включающие процессы двухфазной и трехфазной сепарации потоков с их охлаждением, в которых утилизацию газа дегазации конденсата выполняют с помощью одноступенчатых эжекторов «газ-газ», а частично стабилизированный конденсат транспортируют потребителю по конденсатопроводу под действием давления газа в концевом трехфазном сепараторе /Бекиров Т.М., Ланчаков Г.А. Технология обработки газа и конденсата - М., Недра, 1999, стр.290, 308, 309/.

Также известны комбинированные способы промысловой подготовки газа с утилизацией газа дегазации в блоке стабилизации конденсата с колонным аппаратом /Патент РФ № 2096701, Кл. F25J. 3/02, Опубликовано 20.11.1997 г./.

Наиболее простые установки низкотемпературной сепарации газа с одноступенчатой эжекторной утилизацией газа дегазации конденсата имеют недостаточную степень утилизации газа дегазации, а реализация комбинированных установок с колонными аппаратами экономически оправдана только при их большой единичной производительности.

Ближайшим прототипом настоящего изобретения является способ утилизации газа дегазации конденсата на установке комплексной подготовки газа (УКПГ-2 В) Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения. Эта установка содержит несколько параллельных технологических линий с последовательно подключенными сепараторами, рекуперативными теплообменниками, эжекторами и трехфазными сепараторами (дегазаторами отсепарированного конденсата в составе блока трехступенчатой дегазации).

По способу подключения к источникам (аппаратам) газа дегазации эжекторы УКПГ-2В объединяют в 2 группы:

- первую группу эжекторов подключают к трехфазным сепараторам УКПГ-2В;

- вторую группу эжекторов подключают к установке стабилизации конденсата на Уренгойском заводе по переработке газового конденсата ввиду его близкого расположения к УКПГ-2В. /Бекиров Т.М., Ланчаков Г.А. Технология обработки газа и конденсата-М., Недра, 1999, стр.309, 310, 482, 489/.

При значительных, например более 100 км, расстояниях между УКПГ и централизованными установками стабилизации конденсата используют насосную подачу кондесата в конденсатопровод. В этом случае давление газа в третьей (концевой) ступени дегазации конденсата на УКПГ задают по условиям всасывания конденсатного насоса, а одноступенчатое эжектирование газа дегазации не обеспечивает необходимую степень сжатия газа дегазации, что приводит к его потерям.

Технической задачей предложенного способа является повышение эффективности утилизации газа дегазации конденсата в установках промысловой подготовки газа на газоконденсатных месторождениях.

Поставленная задача достигается тем, что низконапорный газ второй ступени дегазации конденсата поступает в эжектор одной технологической линии, низконапорный газ третьей ступени дегазации - в эжектор другой технологической линии, причем давление газа в дегазаторах устанавливают в пределах (3,0-3,8) МПа для второй и (2,8-3,0) МПа - для третьей ступени дегазации.

Предложенный способ извлечения конденсата из природного газа может быть реализован на установке, принципиальная схема которой показана на Фиг.1. Установка содержит подключенные к трубопроводу сырого газа 1 (Фиг.1), технологические линии 2 и 3, каждая из которых включает сепараторы 4, 5, рекуперативные теплообменники 6 и 7, эжекторы 8, 9 и байпасные регуляторы расхода высоконапорного газа 10.

Узлы дегазации конденсата выполняют общими для всех технологических линий и содержат трехфазные сепараторы 11, 12, 13, образующие соответственно первую, вторую и третью ступени дегазации конденсата. Осушенный газ отводят по трубопроводу 14, частично стабилизированный конденсат - по трубопроводу 15 с помощью насоса 16, водные растворы - по трубопроводам 17.

Газ дегазации конденсата из трехфазного сепаратора 11 подают в основной поток газа на вход в сепараторы 5 под действием перепада давления между аппаратами. Газы дегазации конденсата из трехфазных сепараторов 12 и 13 подают в основной поток газа с помощью эжекторов соответственно 8 и 9. На трубопроводах подачи низконапорного газа от трехфазных сепараторов к эжекторам устанавливают регуляторы давления газа 18, 19.

Для месторождений с конденсатным фактором более 100 г/м³ теплообменники 6 могут быть выполнены из двух секций с дополнительным сепаратором между секциями. На условия северных месторождений перед сепараторами, теплообменниками и эжекторами предусматривают подачу метанола или другого ингибитора гидратообразования для обеспечения надежной работы. Число технологических линий составляет не менее двух и зависит от пропускной способности установки.

Работа установки осуществляется следующим образом. Сырой, высоконапорный газ, например, продукция скважин газоконденсатного месторождения с содержанием метана порядка 90 об.% предварительно очищают от жидких и твердых компонентов во входных сепараторах 4 и охлаждают в рекуперативных теплообменниках 6. Жидкость, отсепарированная во входном сепараторе, направляют в трехфазный разделитель 11, где осуществляют ее дегазацию и разделение на углеводородный конденсат и водные растворы. Влажный газ из теплообменников 6 направляют в сепараторы 5 через предвключенные узлы эжектирования и регулирования расхода газа. Температуру газа в сепараторах 5 регулируют байпасным перепуском обратного потока газа в теплообменниках 6 и изменением перепада давления высоконапорных потоков газа на узлах эжектирования и регулирования расхода газа.

Конденсат, отсепарированный в разделителе 11 первой ступени дегазации, направляют в разделители 12 и 13 соответственно второй и третьей ступени дегазации за счет снижения давления газа в этих аппаратах. Низконапорные газы дегазации из разделителя 12 утилизируют эжектором 8, из разделителя 13 - эжектором 9. Стабильную работу разделителей 12 и 13 по давлению низконапорных газов дегазации конденсата в этих аппаратах при изменении, например, входного давления высоконапорного газа обеспечивают за счет резервного перепада давления на регуляторах 18 и 19 трубопроводов подачи газов дегазации от разделителей к эжекторам. Осушенный газ и частично стабилизированный конденсат тяжелых углеводородов направляют в межпромысловые трубопроводы.

Работоспособность способа извлечения конденсата из природного газа подтверждена в условиях опытно-промышленной эксплуатации узлов эжектирования на технологических линиях установки комплексной подготовки газа и газового конденсата Северо-Уренгойского газоконденсатного месторождения. Типичные рабочие параметры установки приведены в таблице. Как видно из таблицы, подключение эжектора одной технологической линии УКПГ к разделителю второй ступени дегазации конденсата, а эжектора другой технологической линии - к разделителю третьей ступени дегазации обеспечивает увеличение дебита газа дегазации на 4,7%. При снижении давления концевой дегазации положительный эффект от применения способа увеличивается.

Таблица
Параметры эксплуатации УКПГ на Северо-Уренгойском ГКМ с использованием способа извлечения конденсата из природного газа.
№	Параметр	Величина
1	Дебит товарного газа, тыс. нм3/час	280
2	Число рабочих технологических линий, шт.	2
3	Давление газа на входе, МПа	8,9
4	Давление газа в низкотемпературном сепараторе, (С-2), МПа	5,4
5	Температура низкотемпературной сепарации газа, °С	минус 31
6	Давление газа в разделителе первой ступени, (Р-1), МПа	5,45
7	Давление газа в разделителе второй ступени, (Р-2), МПа	3,25
8	Давление газа в разделителе третьей ступени, (Р-3), МПа	3,00
9	Давление низконапорного газа на входе в эжекторы, МПа	2,0-2,2
10	Расход газа дегазации из Р-1, тыс. нм3/час	3,56
11	Расход газа дегазации из Р-2, тыс. нм3/час	6,93
12	Расход газа дегазации из Р-3, тыс. нм3/час	0,58
13	Давление товарного газа, МПа	5,32
14	Удельный выход конденсата, г/нм3	177,6