СПОСОБ ПОДГОТОВКИ УГЛЕВОДОРОДНОГО ГАЗА К ТРАНСПОРТУ МЕТОДОМ НИЗКОТЕМПЕРАТУРНОЙ СЕПАРАЦИИ
METHOD FOR PREPARING HYDROCARBON GAS FOR TRANSPORT BY THE LOW-TEMPERATURE SEPARATION METHOD

Изобретение относится к газовой промышленности, в частности к сбору и обработке углеводородного газа с использованием низкотемпературного процесса сепарации, и может применяться в процессах промысловой подготовки к транспорту продукции газоконденсатных месторождений.
Известен способ подготовки углеводородного газа к транспорту методом низкотемпературной сепарации (НТС) газа [Н.А. Цветков. Разработка энергосберегающих технологий подготовки газа валанжинских залежей Уренгойского месторождения в компрессорный период эксплуатации: автореф. дис. канд. техн. наук. Уфа, 2007, 24 с.], в котором конденсатосодержащий газовый поток от кустов скважин подают на установку комплексной подготовки газа (УКПГ) на первичную сепарацию, охлаждают газовый поток отсепарированным газом, проводят вторичную сепарацию газового потока, вторично последовательно охлаждают газовый поток отсепарированным газом и путем понижения давления проводят окончательную сепарацию газового потока, нагревают отсепарированный газ газовым потоком, дополнительно охлаждают отсепарированный газ путем понижения давления, вторично нагревают отсепарированный газ газовым потоком, отсепарированный газ выводят из установки, жидкие углеводородную и водную фазы направляют на дальнейшую подготовку.
Недостатком данного способа является то, что при снижении входного давления конденсатосодержащего газового потока в установку ниже 5,5 МПа ввиду отсутствия дожимной компрессорной станции невозможно понизить температуру в низкотемпературном сепараторе до минус 30°С. Также данный способ не обеспечивает совместную подготовку конденсатосодержащих газовых потоков с различными термобарическими параметрами. Кроме этого, при подаче на УКПГ конденсатосодержащего газового потока с тугоплавкими парафинами из-за смешения теплого конденсата, полученного при первичной и вторичной сепарации, с холодным конденсатом, полученным при низкотемпературной сепарации в буферных емкостях установки, образуются парафиноотложения.
Наиболее близким аналогом к предлагаемому техническому решению является способ подготовки углеводородного газа к транспорту [Влияние централизованной насосной станции перекачки конденсата на материально-компонентные балансы подготовки углеводородного сырья валанжинских залежей Уренгойского НГКМ / А.А. Типугин, И.В. Колинченко // Сб. науч. тр. ООО «ТюменНИИгипрогаз» / ООО «ТюменНИИгипрогаз» - Тюмень, 2013. С. 243-247], в котором конденсатосодержащий газовый поток от кустов скважин подают на технологические нитки установки комплексной подготовки газа на предварительную и дополнительную сепарацию, компримируют и последовательно охлаждают газовый поток воздухом и отсепарированным газом, проводят первичную сепарацию газового потока, охлаждают газовый поток отсепарированным газом, проводят вторичную сепарацию газового потока, вторично последовательно охлаждают газовый поток отсепарированным газом и путем понижения давления проводят окончательную сепарацию газового потока, нагревают отсепарированный газ газовым потоком, дополнительно охлаждают отсепарированный газ путем понижения давления, вторично нагревают отсепарированный газ газовым потоком, отсепарированный газ выводят из установки, жидкие углеводородную и водную фазы направляют на дальнейшую подготовку, на эжекторы различных технологических ниток возможна подача газов насосной станции перекачки конденсата и попутного нефтяного.
В данном способе возможно обеспечить температуру в низкотемпературном сепараторе минус 30°С при снижении входного давления на установку ниже 5,5 МПа за счет применения дожимной компрессорной станции.
Недостатком данного способа является то, что он не обеспечивает совместную подготовку конденсатосодержащих газовых потоков с различными термобарическими параметрами и при подаче на УКПГ конденсатосодержащего газового потока с тугоплавкими парафинами из-за смешения теплого конденсата, полученного при первичной и вторичной сепарации, с холодным конденсатом, полученном при низкотемпературной сепарации в буферных емкостях установки, образуются парафиноотложения.
Задачей настоящего изобретения является обеспечение совместной подготовки конденсатосодержащих пластовых флюидов с различными термобарическими параметрами, а также не содержащих и содержащих тугоплавкие парафины.
Поставленная задача решается следующим образом. В способе подготовки углеводородного газа к транспорту методом низкотемпературной сепарации, конденсатосодержащий газовый поток от кустов скважин с низким давлением подают на технологические нитки установки комплексной подготовки газа на предварительную и дополнительную сепарации, компримируют и последовательно охлаждают газовый поток воздухом и отсепарированным газом, проводят первичную сепарацию газового потока, охлаждают газовый поток отсепарированным газом, проводят вторичную сепарацию газового потока, вторично последовательно охлаждают газовый поток отсепарированным газом и путем понижения давления проводят окончательную сепарацию газового потока, нагревают отсепарированный газ газовым потоком, дополнительно охлаждают отсепарированный газ путем понижения давления, вторично нагревают отсепарированный газ газовым потоком, отсепарированный газ выводят из установки, жидкие углеводородную и водную фазы направляют на дальнейшую подготовку, согласно изобретению конденсатосодержащий газовый поток с тугоплавкими парафинами от кустов скважин с высоким давлением подают на дополнительно смонтированную установку предварительной подготовки газа на предварительную и дополнительную сепарацию, после чего отсепарированную жидкую фазу разделяют на газ дегазации, конденсат с тугоплавкими парафинами и водную фазу, конденсат с тугоплавкими парафинами нагревают и выводят из установки для транспортировки на дальнейшую подготовку, водную фазу выводят из установки, газ дегазации вводят в предварительно отсепарированный высоконапорный газовый поток, который направляют на отдельные технологические нитки установки комплексной подготовки газа, проводят первичную сепарацию высоконапорного газового потока, охлаждают высоконапорный газовый поток отсепарированным газом из высоконапорного газового потока, проводят вторичную сепарацию высоконапорного газового потока, вторично последовательно охлаждают высоконапорный газовый поток отсепарированным газом из высоконапорного газового потока, и за счет понижения давления проводят окончательную сепарацию высоконапорного газового потока, нагревают отсепарированный газ из высоконапорного газового потока высоконапорным газовым потоком, охлаждают отсепарированный газ из высоконапорного газового потока за счет понижения давления, нагревают отсепарированный газ из высоконапорного газового потока высоконапорным газовым потоком, смешивают высоконапорный отсепарированный газ и отсепарированный газ, смесевой газ выводят из установки, жидкие углеводородную и водную фазы направляют на дальнейшую подготовку.
Технический результат заключается в повышении эффективности процесса промысловой подготовки к транспорту углеводородов, обеспечивая совместную подготовку конденсатосодержащих пластовых флюидов с различными термобарическими параметрами, содержащих и не содержащих тугоплавкие парафины, отсутствия необходимости строительства полноценной установки комплексной подготовки газа, эффективней используются высвободившиеся мощности существующей производственной инфраструктуры.
Предлагаемое изобретение поясняется чертежом, на котором показано оборудование, через которое проходят потоки:
первый поток - конденсатосодержащий газовый поток от кустов скважин с низким давлением;
второй поток - конденсатосодержащий газовый поток с тугоплавкими парафинами от кустов скважин с высоким давлением.
Первый конденсатосодержащий газовый поток от кустов скважин с низким давлением подается на установку комплексной подготовки газа А. Поток по трубопроводу 1 поступает во входной сепаратор 2 установки А, где из него отделяют механические примеси, жидкие углеводородную и водную фазы. Жидкие углеводородную и водную фазы из входного сепаратора 2 по трубопроводу 3 направляют на дальнейшую подготовку. Газовый поток из входного сепаратора 2 по трубопроводу 4 подают в фильтр-сепаратор 5, где из него выделяют механические примеси и жидкие углеводородную и водную фазы. Жидкие углеводородную и водную фазы из фильтр-сепаратора 5 по трубопроводу 6 направляют на дальнейшую подготовку.
Газовый поток по трубопроводу 7 подают в компрессор 8 первой ступени сжатия дожимной компрессорной станции и после сжатия направляют по трубопроводу 9 в аппарат воздушного охлаждения газа 10. Газовый поток по трубопроводу 11 подают в компрессор 12 второй ступени сжатия дожимной компрессорной станции и после сжатия направляют по трубопроводу 13 в аппарат воздушного охлаждения газа 14. Газовый поток по трубопроводу 15 подают в сепаратор 16, где из него отделяют механические примеси, воду и жидкую углеводородную фазу. Жидкую фазу из сепаратора 16 по трубопроводу 17 отводят на дальнейшую подготовку, газовый поток по трубопроводу 18 направляют в рекуперативный теплообменник первой ступени охлаждения 19. Далее газовый поток по трубопроводу 20 подают в сепаратор 21 для разделения газа и жидкости. Жидкую фазу из сепаратора 21 по трубопроводу 22 отводят на дальнейшую подготовку, газовый поток по трубопроводу 23 направляют в рекуперативный теплообменник второй ступени охлаждения 24. Далее газовый поток для охлаждения за счет его расширения направляют по трубопроводу 25 в редуцирующее устройство 26. Газовый поток по трубопроводу 27 подают в сепаратор 28. Жидкую фазу из сепаратора 28 по трубопроводу 29 отводят на дальнейшую подготовку, а отсепарированный газ по трубопроводу 30 направляют в рекуперативный теплообменник 24 для нагревания. Далее отсепарированный газ для охлаждения за счет его расширения по трубопроводу 31 подают в редуцирующее устройство 32. Отсепарированный газ для нагревания подают по трубопроводу 33 в рекуперативный теплообменник 19, и по трубопроводу 34 выводят из установки низкотемпературной сепарации и далее направляют в компрессор дожимной компрессорной станции (условно не показан).
Для осуществления заявляемого способа дополнительно монтируется установка предварительной подготовки газа известной конструкции.
Второй конденсатосодержащий газовый поток с тугоплавкими парафинами от кустов скважин с высоким давлением подается на дополнительно смонтированную установку предварительной подготовки газа В. Поток по трубопроводу 35 подают во входной сепаратор 36 установки В, где из него отделяют механические примеси, воду и жидкую углеводородную фазу. Жидкую фазу из входного сепаратора 36 по трубопроводу 37 направляют на разделение в трехфазный разделитель 38. Предварительно отсепарированный газовый поток без тугоплавких парафинов из входного сепаратора 36 по трубопроводу 39 подают в фильтр - сепаратор 40, где из него выделяют механические примеси и жидкую фазу. Жидкую фазу из фильтр-сепаратора 40 по трубопроводу 41 направляют на разделение в трехфазный разделитель 38.
Жидкую фазу в трехфазном разделителе 38 разделяют на газ дегазации, конденсат с тугоплавкими парафинами и водную фазы, жидкую водную фазу по трубопроводу 42 выводят из установки, конденсат с тугоплавкими парафинами по трубопроводу 43 направляют в подогреватель 44, после нагрева в подогревателе 44 конденсат с тугоплавкими парафинами по трубопроводу 45 выводят из установки для транспортировки на дальнейшую подготовку, газ дегазации по трубопроводу 46 вводят в предварительно отсепарированный высоконапорный газовый поток.
Предварительно отсепарированный высоконапорный газовый поток по трубопроводу 47 направляют на установку комплексной подготовки газа на выделенные технологические нитки в сепаратор первой ступени 48 УКПГ, где из него отделяют механические примеси, воду и жидкую углеводородную фазу. Жидкую фазу из сепаратора первой ступени 48 по трубопроводу 49 отводят на дальнейшую подготовку, высоконапорный газовый поток по трубопроводу 50 направляют в рекуперативный теплообменник первой ступени охлаждения 51. Далее высоконапорный газовый поток для разделения газа и жидкости по трубопроводу 52 подают в сепаратор 53. Жидкую фазу из сепаратора 53 по трубопроводу 54 отводят на дальнейшую подготовку, высоконапорный газовый поток по трубопроводу 55 направляют в рекуперативный теплообменник второй ступени охлаждения 56. Далее высоконапорный газовый поток для охлаждения за счет его расширения направляют по трубопроводу 57 в редуцирующее устройство 58. Высоконапорный газовый поток по трубопроводу 59 подают в сепаратор 60. Жидкую фазу из сепаратора 60 по трубопроводу 61 отводят на дальнейшую подготовку, а отсепарированный газ из высоконапорного газового потока по трубопроводу 62 направляют в рекуперативный теплообменник 56 для нагревания. Далее отсепарированный газ из высоконапорного газового потока для охлаждения за счет его расширения по трубопроводу 63 подают в редуцирующее устройство 64. Отсепарированный газ из высоконапорного газового потока подают по трубопроводу 65 для нагревания в рекуперативный теплообменник 51 и по трубопроводу 66 выводят из установки низкотемпературной сепарации, смешивают отсепарированный газовый поток с отсепарированным газом из высоконапорного газового потока. Смесевой газ по трубопроводу 67 направляют в компрессор дожимной компрессорной станции (условно не показан), компримируют, охлаждают и выводят из установки.
Предложенное изобретение позволяет обеспечить совместную подготовку конденсатосодержащего пластового флюида и конденсатосодержащего пластового флюида с тугоплавкими парафинами от скважин с высоким давлением с использованием технологического оборудования установки низкотемпературной сепарации без отложения в нем парафинов для различных входных давлений на установку.
Для оценки эффективности предложенного способа по сравнению с аналогом-прототипом были проведены исследования подготовки конденсатосодержащего пластового флюида и конденсатосодержащего пластового флюида с тугоплавкими парафинами от скважин с высоким давлением в системе установки предварительной подготовки газа УППГ-30 - УКПГ-1АВ Уренгойского месторождения. Вместо установки комплексной подготовки газа УКПГ-30 для ачимовского участка 3А было осуществлено строительство предварительной подготовки газа УППГ-30. Конденсатосодержащий пластовый флюид с тугоплавкими парафинами от ачимовских скважин с высоким давлением направлялся для сепарации газа и жидкости, и разделения углеводородной и водной фазы на УППГ-30. Нестабильный углеводородный конденсат после нагрева выводился из установки для подачи на установку стабилизации конденсата. Водная фаза выводилась для утилизации. Отсепарированный газ с установки по трубопроводу диаметром 720 мм и длиной 10500 м поступал на существующую установку комплексной подготовки конденсатосодержащего пластового флюида валанжинских залежей УКПГ-1АВ, которая состояла из цеха очистки газа, дожимной компрессорной станции и двух цехов низкотемпературной сепарации с четырьмя технологическими нитками в каждом цехе. После этого первый поток проходил сепарацию, компримировался на дожимной компрессорной станции и поступал в первый технологический цех подготовки, а отсепарированный газ с УППГ-30 подавался во второй цех низкотемпературной сепарации. После подготовки газ сепарации двух цехов смешивался и выводился с установки для компримирования и подачи в Единую систему газоснабжения ПАО «Газпром». Планируется, что к 2026 году на установке будет загружен только один цех низкотемпературной сепарации.