СПОСОБ ПОДГОТОВКИ УГЛЕВОДОРОДНОГО ГАЗА К ТРАНСПОРТУ
METHOD OF HYDROCARBON GAS PREPARATION FOR TRANSPORT

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности, к обработке углеводородного газа с использованием низкотемпературного процесса и может быть использовано в процессах промысловой подготовки продукции газоконденсатных месторождений.
Известен способ подготовки углеводородного газа к транспорту методом низкотемпературной сепарации (НТС) газа в три ступени (см. «Сбор и промысловая подготовка газа на северных месторождениях России», А.И. Гриценко, В.А. Истомин и др. М.: ОАО Издательство «Недра», 1999, стр. 378-379), включающий в себя первичную сепарацию газового потока, охлаждение газового потока и его вторичную сепарацию, охлаждение газового потока, понижение его давления с дополнительным охлаждением, окончательную сепарацию газового потока и его нагрев в две ступени, вывод отсепарированного и нагретого газа из установки, понижение давления отделенной при первичной сепарации жидкости и разделение ее на газовую, углеводородную и водную фазы, подачу 25% углеводородной фазы в газовый поток, поступающий на окончательную сепарацию.
Общими признаками заявляемого способа с аналогом является то, что в процессе отделения углеводородного конденсата от природного газа применятся низкотемпературная сепарация с охлаждением понижением давления, тяжелый углеводородный конденсат отделяется на первой и второй ступенях сепарации, легкий углеводородный конденсат отделяется на третьей низкотемпературной ступени сепарации. Легкий и тяжелый углеводородные конденсаты смешиваются и направляются на стабилизацию. В качестве ингибитора гидратообразования применяется метанол.
Недостатком аналога является то, что при наличии легкоплавких парафинов в углеводородной фазе, полученной при первичной сепарации, происходит их кристаллизация и образование парафиноотложений при окончательной сепарации.
Дополнительным недостатком является отсутствие мероприятий по вторичному использованию метанола, а также снижение его содержания в углеводородном конденсате на выходе из установки.
Кроме этого, данный способ характеризуется повышенным расходом метанола для ингибирования гидратообразования из-за растворения ингибитора в водном растворе и нестабильном конденсате.
Известен также способ подготовки газоконденсатной смеси к транспорту трехступенчатой сепарацией (Опыт эксплуатации основного технологического оборудования по подготовке к транспорту газа ачимовских горизонтов на УКПГ-22 ООО «Газпром добыча Уренгой». О.А. Николаев, А.В. Букин. Приоритетные направления развития Уренгойского комплекса. / Сборник научных трудов, посвященный 35-летию ООО «Газпром добыча Уренгой». - М.: ИД Недра, 2013. С. 83-90), в котором газовый поток от кустов скважин подают на первичную сепарацию, десорбируют газовым потоком метанол из водометанольного раствора (BMP), охлаждают газовый поток воздухом, углеводородным конденсатом, газом в две ступени, проводят вторичную сепарацию газового потока, охлаждают его газом и за счет понижения давления, проводят окончательную сепарацию газового потока, нагревают в три ступени отсепарированный газ газовым потоком и выводят газ из установки, смешивают жидкую фазу после первичной сепарации газового потока и водный раствор после десорбции метанола, вводят в нее жидкую фазу после вторичной сепарации газового потока, направляют для отделения от углеводородного конденсата газа дегазации и водного раствора, вводят газ дегазации в газовый поток перед окончательной сепарацией, выводят водный раствор из установки, направляют жидкую фазу после окончательной сепарации для разделения на углеводородный конденсат, газ и водометанольный раствор, возвращают газ на повторную окончательную сепарацию совместно с газовым потоком, вводят водометанольный раствор в газовый поток, выводят водный раствор из газового потока, углеводородный конденсат нагревают газовым потоком и смешивают с углеводородным конденсатом после первичной и вторичной сепарации, направляют углеводородный конденсат для отделения от него газа дегазации низкого давления и водометанольного раствора, эжектируют газ дегазации низкого давления в газовый поток, выводят из установки углеводородный конденсат и водометанольный раствор.
За счет теплообмена углеводородного конденсата с газовым потоком после охлаждения его воздухом обеспечивается температура, при которой не происходит кристаллизации парафинов при подготовке газа и конденсата. Кроме этого, благодаря подаче водометанольного раствора, выделенного из жидкой фазы при окончательной сепарации газа в газовый поток после первичной сепарации для десорбции метанола, понижается концентрация метанола в водном растворе, выводимом с установки, до уровня, когда регенерация метанола не требуется.
Общими признаками заявляемого способа с аналогом является то, что водометанольная смесь вторично используется в качестве ингибитора гидратообразования.
Недостатком аналога является острая зависимость эффективности десорбции и вторичного использования метанола от входной температуры газового потока от кустов скважин. С понижением температуры газового потока эффективность десорбции снижается.
Дополнительным недостатком аналога являются существенные потери метанола с углеводородным конденсатом, вызванные растворением. Мероприятия по снижению содержания метанола в углеводородном конденсате на выходе из установки в аналоге не предусмотрены.
За прототип принят способ подготовки углеводородного газа к транспорту (RU №2600141, МПК B01D 19/00, опубликовано 20.10.2016). Согласно прототипу газовый поток от кустов скважин подают на первичную сепарацию, десорбируют газовым потоком метанол из водометанольного раствора, вводят в газовый поток метанол, охлаждают газовый поток воздухом, углеводородным конденсатом, газом в две ступени, проводят вторичную сепарацию газового потока, вводят в газовый поток метанол, охлаждают газовый поток газом и за счет понижения давления проводят окончательную сепарацию газового потока, нагревают в три ступени отсепарированный газ газовым потоком и выводят газ из установки, смешивают жидкую фазу после первичной сепарации газового потока и водный раствор после десорбции метанола, вводят в нее жидкую фазу после вторичной сепарации газового потока, направляют для отделения от углеводородного конденсата газа и водного раствора, вводят газ в газовый поток перед окончательной сепарацией, выводят водный раствор из установки, направляют жидкую фазу после окончательной сепарации для разделения на углеводородный конденсат, газ и водометанольный раствор, возвращают газ на повторную окончательную сепарацию совместно с газовым потоком, вводят водометанольный раствор в газовый поток, выводят водный раствор из газового потока, углеводородный конденсат нагревают газовым потоком и смешивают с углеводородным конденсатом после первичной и вторичной сепарации, направляют углеводородный конденсат для отделения от него газа низкого давления и водометанольного раствора, эжектируют газ низкого давления в газовый поток, выводят из установки углеводородный конденсат и водометанольный раствор, причем водный раствор, выводимый из установки, делят на две части, первую часть водного раствора выводят из установки, вторую часть водного раствора вводят в углеводородный конденсат, нагретый газовым потоком, абсорбируют водным раствором метанола из углеводородного конденсата, отделяют от углеводородного конденсата водометанольный раствор и газ низкого давления, эжектируют газ низкого давления в газовый поток, водометанольный раствор, выводимый из установки, направляют в водометанольный раствор, вводимый в газовый поток, смешивают углеводородный конденсат после абсорбции метанола с углеводородным конденсатом после первичной и вторичной сепарации, отделяют от углеводородного конденсата газ низкого давления, выводят углеводородный конденсат из установки, вводят газ низкого давления в эжектируемый поток газа низкого давления.
Недостатком прототипа является то, что он предусматривает подготовку углеводородного газа для случая, когда температура пластового газа на входе в первичную сепарацию выше температуры гидратообразования и не требует подачи метанола для борьбы с гидратами. В случае если температура будет ниже и метанол будет необходимо подавать, из разделителя первой ступени от нестабильного конденсата будет отделяться 5-15% водометанольный раствор. При вводе его в поток легкого конденсата эффективность экстракции метанола из конденсата водой будет ниже, так как соотношение метанол-вода-конденсат увеличиться в сторону метанола.
Дополнительным недостатком является то, что с понижением температуры входного потока эффективность десорбции метанола из пластового газа в колонне-десорбере снизится.
Задача заявляемого изобретения заключается в разработке способа подготовки углеводородного газа к транспорту.
Технический результат заявляемого изобретения заключается в сокращении расхода ингибитора гидратообразования в процессе подготовки углеводородного газа к транспорту.
Указанный технический результат достигается тем, что применяется способ подготовки углеводородного газа к транспорту, включающий подачу углеводородного газа от кустов скважин на первичную сепарацию газа, ввод метанола в газовый поток после первичной сепарации, охлаждение потоком подготовленного газа, проведение промежуточной сепарации газового потока, последующее охлаждение газового потока падением давления, проведением окончательной сепарации, последующим нагревом газового потока пластовым газом и выводом из установки подготовки газа и конденсата к транспорту, отделение жидкости на первичной сепарации, разделение жидкости на низкоконцентрированую смесь пластовой воды и метанола, углеводородного нестабильного конденсата и газа дегазации, отделение потока углеводородного газа от потока углеводородной жидкости на промежуточной сепарации, отделение легкого углеводородного конденсата на окончательной ступени сепарации, ввод углеводородного конденсата после промежуточной сепарации и легкого углеводородного конденсата после окончательной сепарации в поток нестабильного углеводородного конденсата после трехфазного разделения, разделение смешанного потока нестабильного углеводородного конденсата на газ выветривания и нестабильный углеводородный конденсат, ввод газа дегазации после трехфазного разделения в газовый поток после адиабатного расширения и охлаждения для дальнейшей окончательной сепарации, ввод газа выветривания на эжектор в качестве пассивного газа, согласно изобретению в газовый поток углеводородного газа от кустов скважин вводят метанол для ингибирования гидратообразования, поток нестабильного углеводородного конденсата после выветривания нагревают потоком стабильного конденсата, разделяют на газ дегазации, дегазированный нестабильный конденсат и водометанольный раствор, нагревают поток дегазированного нестабильного конденсата потоком стабильного конденсата, стабилизируют в ректификационной колонне, поток стабильного конденсата после ректификационной колонны охлаждают в две ступени потоками нестабильного конденсата и выводят из установки углеводородного газа и конденсата, поток газов стабилизации охлаждают воздушным потоком, отделяют от сконденсировавшихся широких фракций легких углеводородов, повышают давление компримированием, охлаждают воздушным потоком, вводят в газовый поток и выводят из установки подготовки углеводородного газа и конденсата, поток широких фракций легких углеводородов выводят из установки подготовки углеводородного газа и конденсата, поток низкоконцентрированной смеси метанола и пластовой воды после трехфазного разделения углеводородной жидкости вводят в поток водометанольного раствора после трехфазного разделения нестабильного углеводородного конденсата, нагревают поток водометанольного раствора потоком метанольной воды, ректифицируют на метанол и метанольную воду, охлаждают поток метанола воздухом, конденсируют, повторно вводят в газовый поток в качестве ингибитора гидратообразования, выводят метанольную воду после ректификации, охлаждают потоком низкоконцентрированного раствора пластовой воды и метанола, часть потока выводят из установки подготовки газа и конденсата, повышают давление другой части потока метанольной воды, вводят поток метанольной воды в поток нестабильного углеводородного конденсата, экстрагируют метанол из нестабильного конденсата.
Отличием заявляемого изобретения от прототипа является то, что в газовый поток углеводородного газа от кустов скважин вводят метанол для ингибирования гидратообразования, поток нестабильного углеводородного конденсата после выветривания нагревают потоком стабильного конденсата, разделяют на газ дегазации, дегазированный нестабильный конденсат и водометанольный раствор, нагревают поток дегазированного нестабильного конденсата потоком стабильного конденсата, стабилизируют в ректификационной колонне, поток стабильного конденсата после ректификационной колонны охлаждают в две ступени потоками нестабильного конденсата и выводят из установки углеводородного газа и конденсата, поток газов стабилизации охлаждают воздушным потоком, отделяют от сконденсировавшихся широких фракций легких углеводородов, повышают давление компримированием, охлаждают воздушным потоком, вводят в газовый поток и выводят из установки подготовки углеводородного газа и конденсата, поток широких фракций легких углеводородов выводят из установки подготовки углеводородного газа и конденсата, поток низкоконцентрированной смеси метанола и пластовой воды после трехфазного разделения углеводородной жидкости вводят в поток водометанольного раствора после трехфазного разделения нестабильного углеводородного конденсата, нагревают поток водометанольного раствора потоком метанольной воды, ректифицируют на метанол и метанольную воду, охлаждают поток метанола воздухом, конденсируют, повторно вводят в газовый поток в качестве ингибитора гидратообразования, выводят метанольную воду после ректификации, охлаждают потоком низкоконцентрированного раствора пластовой воды и метанола, часть потока выводят из установки подготовки газа и конденсата, повышают давление другой части потока метанольной воды, вводят поток метанольной воды в поток нестабильного углеводородного конденсата, экстрагируют метанол из нестабильного конденсата.
Наличие отличительных признаков, позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого изобретения условию патентоспособности «новизна».
В заявляемом способе впервые в технологии добычи и подготовки природного газа и углеводородного конденсата к транспорту применяется ректификация метанола из насыщенного водометанольного раствора с дополнительной экстракцией метанола из нестабильного конденсата метанольной водой - побочным продуктом регенерации ингибитора. Благодаря данному решению объем вторично используемого метанола увеличивается за счет снижения потерь при растворении в углеводородном конденсате, а вновь вводимого - сокращается, что и приводит к его экономии.
Из уровня техники не выявлено решений, имеющих признаки, совпадающие с отличительными признаками заявленного изобретения, что позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого изобретения условию патентоспособности «изобретательский уровень».
Заявляемое изобретение поясняется схемой.
На фиг. 1 приведена схема подготовки углеводородного газа с экстракцией метанола из нестабильного конденсата кубовым остатком из блока огневой регенерации.
На схеме представлены следующие элементы:
1 - трубопровод;
2 - трубопровод;
3 - сепаратор первой ступени;
4 - трубопровод;
5 - трубопровод;
6 - теплообменник «газ - газ»;
7 - трубопровод;
8 - сепаратор второй ступени;
9 - трубопровод;
10 - турбодетандер;
11 - трубопровод;
12 - трубопровод;
13 - эжектор;
14 - трубопровод;
15 - сепаратор третьей ступени;
16 - трубопровод;
17 - трубопровод;
18 - трубопровод;
19 - трубопровод;
20 - трехфазный разделитель;
21 - трубопровод;
22 - трубопровод;
23 - трубопровод;
24 - трубопровод;
25 - трубопровод;
26 - трубопровод;
27 - трубопровод;
28 - выветриватель;
29 - трубопровод;
30 - теплообменник «жидкость - жидкость»;
31 - трубопровод;
32 - трехфазный разделитель;
33 - трубопровод;
34 - теплообменник «жидкость - жидкость»;
35 - трубопровод;
36 - ректификационная колонна;
37 - трубопровод;
38 - воздушный охладитель;
39 - трубопровод;
40 - рефлюксная емкость;
41 - трубопровод;
42 - компрессор;
43 - воздушный охладитель;
44 - трубопровод;
45 - трубопровод;
46 - трубопровод;
47 - трубопровод;
48 - трубопровод;
49 - трубопровод;
50 - теплообменник «жидкость - жидкость»;
51 - трубопровод;
52 - ректификационная колонна;
53 - трубопровод;
54 - воздушный охладитель;
55 - трубопровод;
56 - накопительная емкость;
57 - трубопровод;
58 - трубопровод;
59 - трубопровод;
60 - трубопровод;
61 - трубопровод;
62 - трубопровод;
63 - насос;
64 - трубопровод;
65 - насос;
66 - трубопровод;
67 - трубопровод;
68 - трубопровод;
69 - трубопровод.
Продукцию газоконденсатных скважин по трубопроводу 1 подают в сепаратор первой ступени 3, где из него отделяют механические примеси, воду и жидкую углеводородную фазу. В трубопровод 1 в поток продукции газоконденсатных скважин вводят метанол по трубопроводу 2.
Отсепарированный газовый поток выводят с верха сепаратора первой ступени 3 по трубопроводу 4. Вводят метанол в трубопровод 4 по трубопроводу 5. Подают газовый поток для охлаждения по трубопроводу 4 в теплообменник «газ-газ» 6. Охлажденный газовый поток по трубопроводу 7 подают в сепаратор промежуточной ступени 8 для отделения от сконденсировавшейся углеводородной жидкости и водометанольного раствора. Поток отделенного газа выходит с верха промежуточного сепаратора 8 по трубопроводу 9. Часть газового потока трубопровода 9 отводится по трубопроводу 11 для охлаждения в детандерную часть турбодетандерного агрегата 10 за счет политропного расширения. Другая часть газового потока 9 отводится по трубопроводу 12 для охлаждения за счет адиабатного расширения в эжекторе 13. Газовые потоки на выходе из турбодетандерного агрегата 10 и эжектора 13 смешиваются в трубопроводе 14. Газовый поток по трубопроводу 14 поступает на ступень окончательной сепарации 15 для низкотемпературного отделения газа от сконденсировавшегося углеводородного конденсата и водометанольного раствора. Газовый поток выводится с верха сепаратора окончательной ступени 15 по трубопроводу 16, нагревается в теплообменнике «газ-газ» 6 и выводится из теплообменника 6 по трубопроводу 17. Газовый поток по трубопроводу 17 поступает в компрессорную часть турбодетандерного агрегата 10, где повышает давление компримированием и выходит из установки по трубопроводу 18.
Отделившуюся углеводородную жидкость, низкоконцентрированный раствор метанола и пластовой воды выводят из сепаратора первой ступени пот трубопроводу 19 и вводят в трехфазный разделитель 20, где разделяют на низкоконцентрированный водометанольный раствор, газ дегазации высокого давления и тяжелый углеводородный конденсат. Газ дегазации высокого давления по трубопроводу 22 вводят в газовый поток 14 и далее подают в сепаратор 15 для окончательной сепарации. Тяжелый углеводородный конденсат выводят из разделителя 20 по трубопроводу 23 и вводят в выветриватель 28.
Отделившуюся в промежуточном сепараторе 8 смесь водометанольного раствора средней концентрации и углеводородного конденсата выводят из сепаратора 8 по трубопроводу 24.
Отделившуюся смесь водометанольного раствора большой концентрации и легкого углеводородного конденсата выводят из сепаратора окончательной ступени 15 по трубопроводу 25.
Потоки жидкостей трубопроводов 24 и 25 вводятся в трубопровод 27, далее вводятся в поток тяжелого углеводородного конденсата 23 и далее вводят в выветриватель 28.
Газ выветривания из выветривателя 28 по трубопроводу 26 вводят в диффузор эжектора 13 и далее вводят в сепаратор окончательной сепарации 15.
Частично дегазированная смесь углеводородной жидкости и водометанольного раствора выводят из выветривателя 28 по трубопроводу 29, нагревают в теплообменнике «жидкость-жидкость» и по трубопроводу 31 вводят в трехфазный разделитель 32.
Поток углеводородного конденсата выводят из трехфазного разделителя 32 по трубопроводу 33, нагревают в теплообменнике «жидкость-жидкость», по трубопроводу 35 стабилизируют в ректификационной колонне 36.
Поток водометанольного раствора по трубопроводу 49 выводят из трехфазного разделителя 32 и вводят в трубопровод 21.
Поток газов стабилизации углеводородного конденсата выводят с верха колонны-ректификации 36 по трубопроводу 37, охлаждают в воздушном охладителе 38, по трубопроводу 39 вводят в рефлексную емкость 40, где происходит отделение газа стабилизации от сконденсировавшихся широких фракций легких углеводородов. Широкие фракции легких углеводородов по трубопроводу 48 выводятся из накопительной установки для выхода из установки подготовки углеводородного газа и конденсата или подается на орошение верха колонны ректификации 36.
Газ дегазации из трехфазного разделителя 32 по трубопроводу 69 вводят в поток газов стабилизации углеводородного конденсата в трубопроводе 39.
Газы стабилизации выводят из рефлюксной емкости 40 по трубопроводу 41, повышают давление компримированием на компрессоре 42, охлаждают в воздушном охладителе 43, по трубопроводу 44 вводят в поток товарного природного газа и выводят из установки подготовки газа и конденсата.
Стабильный конденсат по трубопроводу 45 выводят из колонны ректификации 36, охлаждают в две ступени в теплообменниках «жидкость-жидкость» 34 и 30 через трубопровод 46, по трубопроводу 47 выводят из установки подготовки газа и конденсата.
Низконцентрированный раствор метанола и пластовой воды выводят из трехфазного разделителя 20 по трубопроводу 21. Нагревают в теплообменнике «жидкость-жидкость», по трубопроводу 51 вводят в колонну ректификации 52, где дистиллируют метанол из метанольной воды. Выводят с верха колонны метанол по трубопроводу 53, охлаждают в воздушном охладителе 54, по трубопроводу 55 направляют в накопительную емкость 56. Часть метанола по трубопроводу 57 направляют на орошение верха колонны-ректификации 52, другую часть по трубопроводу 58 вводят в насос 65, повышают давление, выводят из насоса 65 по трубопроводу 66, часть потока метанола по трубопроводу 67 вводят в поток природного газа, движущегося по трубопроводу 4, часть вводят по трубопроводу 68 в поток природного газа трубопровода 1 с целью ингибирования гидратообразований.
Метанольную воду выводят из кубовой части колонны-ректификации 52 по трубопроводу 59, охлаждают в теплообменнике «жидкость-жидкость» 50, выводят из теплообменника по трубопроводу 60, часть потока метанольной воды по трубопроводу 61, выводят из установки подготовки газа и конденсата, другую часть по трубопроводу 62 направляют на насос 63, повышают давление, выводят из насоса по трубопроводу 64, вводят в поток нестабильного углеводородного конденсата с целью экстракции метанола.
Результаты проведенных исследований по обработке углеводородного газа и конденсата по прототипу и предлагаемому техническому решению представлены в таблице 1. В исследованных режимах давление и температура входного сырья на входе в сепаратор первой ступени составили соответственно 11 МПа и 15°С, давление в сепараторе второй ступени составило 10,5 МПа.
2
Температура в сепараторе второй ступени подбиралась с учетом поверхности теплообмена теплообменника «газ-газ» 2400 м и его коэффициента теплопередачи 200 Вт/°СхК. Давление и температура газа в сепараторах третьей (низкотемпературной) ступени составили соответственно 5,5 МПа и минус 35°С.
3
3
По результатам исследований расход метанола для ингибирования гидратообразований установки подготовки углеводородного газа по изобретению ниже на 1,653 г/м пластового газа (на 68%) по сравнению с прототипом. Снижение расхода метанола происходит за счет практически полного сокращения потерь метанола с водометанольным раствором, в том числе затрачиваемого при ингибировании системы сбора газа, за счет его регенерации в ректификационной колонне и возвращение в технологию подготовки газа к транспорту. Увеличение вторично используемого метанола так же происходит за счет значительного сокращения (на 0,565 г/м пластового газа) потерь метанола с углеводородным конденсатом благодаря экстракции метанола из нестабильного углеводородного конденсата слабометанольной пластовой водой из кубового остатка колонны регенерации метанола.
Таким образом, по предлагаемой технологии на газоконденсатных УКПГ возможно сократить расход метанола при подготовке газа и конденсата за счет ректификации метанола из водометанольного раствора с дополнительной экстракцией метанола из нестабильного конденсата рециркулированной пластовой водой, отделившейся при ректификации.
Использование заявляемого изобретения позволит сократить расход ингибитора гидратообразования в процессе подготовки газа к транспорту.