СПОСОБ ПОДГОТОВКИ УГЛЕВОДОРОДНОГО ГАЗА К ТРАНСПОРТУ
METHOD OF PREPARING HYDROCARBON GAS FOR TRANSPORTATION

Изобретение относится к газонефтяной промышленности, в частности к сбору и обработке природного углеводородного газа по технологии абсорбционной осушки, и может применяться в процессах промысловой подготовки к транспорту продукции газовых и газоконденсатных месторождений.
Известен способ подготовки углеводородного газа к транспорту методом абсорбционной осушки (см. Г.А. Ланчаков, В.А. Ставицкий, О.П. Кабанов, Н.А. Цветков и др. «Оптимизация подготовки газа валанжинских залежей Уренгойского НГКМ», Газовая промышленность. - 2005. - №3 - с. 48-50), технологическая схема которого включает подачу газа со скважин газовых залежей на сепарацию, компримирование и охлаждение газа, ввод регенерированного абсорбента в газовый поток, вывод насыщенного влагой абсорбента из газового потока, ввод в газовый поток газа газоконденсатных залежей, подготовленного низкотемпературной сепарацией, компримирование и охлаждение газа, вывод газа из установки.
Недостатком данного способа является то, что давление в оборудовании установки низкотемпературной сепарации зависит от входного давления на компрессоре 2-й ступени сжатия установки абсорбционной осушки газа. При снижении входного давления на установке подготовки газа низкотемпературной сепарацией ниже определенного уровня происходит рост температуры в низкотемпературных сепараторах, уменьшение извлечения конденсата из конденсатсодержащего газа и ухудшение качества подготовленного газа.
Наиболее близким аналогом (Н.А. Цветков. «Разработка энергосберегающих технологий подготовки газа валанжинских залежей уренгойского месторождения в компрессорный период эксплуатации». Дисс. на соискание ученой степени к.т.н. Уфа. 2007, с. 71) к предлагаемому техническому решению является способ абсорбционной осушки газа на установке комплексной подготовки газа, который, в отличие от аналога, предусматривает подачу газа из скважин газовых залежей на сепарацию, ввод в газовый поток газа газоконденсатных залежей, подготовленный низкотемпературной сепарацией, компримирование и охлаждение смесевого газового потока, ввод регенерированного абсорбента в газовый поток, вывод насыщенного влагой абсорбента из газового потока, компримирование и охлаждение смесевого газового потока и вывод смесевого газового потока из установки.
В этом способе за счет подачи подготовленного газа с установки низкотемпературной сепарации перед компрессором 1-й ступени дожимной компрессорной станции, предусмотрена возможность поддерживать более низкие давления в оборудовании установки низкотемпературной сепарации с обеспечением требуемой температуры в низкотемпературных сепараторах, необходимым выходом конденсата из конденсатсодержащего газа и качеством подготовленного газа при более низких входных давлениях.
Недостатком данного способа является то, что при смешивании газа газового промысла, не прошедшего подготовку, и газа газоконденсатного промысла, прошедшего подготовку низкотемпературной сепарации, смесевой газ не соответствует требованиям СТО Газпром 089-2010 «Газ горючий природный, поставляемый и транспортируемый по магистральным газопроводам» и требуется его дальнейшая подготовка на установке абсорбционной осушки. Из-за увеличения объема газа, поступающего в абсорбер, необходимо увеличить подачу гликоля, что приводит к увеличению эксплуатационных затрат при его регенерации и росту потерь гликоля с осушенным газом в паровой фазе и капельном виде. Кроме этого при температурах смешанного газа ниже минус 6°C выделяется водная фаза, которая поступает с газом на 1-ю ступень дожимной компрессорной станции.
Целью изобретения является предотвращение необходимости подготовки смесевого газа из газов газовых и газоконденсатных месторождений абсорбционной осушкой, что снизит эксплуатационные затраты за счет сокращения количества гликоля используемого при осушке газа, сокращения потерь гликоля с осушенным газом. Кроме этого необходимо предотвращение образования водной фазы в газовом потоке, поступающем на 1-ю ступень компримирования дожимной компрессорной станции.
Поставленная цель достигается следующим образом.
Способ абсорбционной осушки газа на установке комплексной подготовки газа который, в отличие от аналога, предусматривает подачу газа из скважин газовых залежей на сепарацию, ввод в газовый поток газа газоконденсатных залежей, подготовленного низкотемпературной сепарацией, компримирование и охлаждение смесевого газового потока, ввод регенерированного абсорбента в газовый поток, вывод насыщенного влагой абсорбента из газового потока, компримирование и охлаждение смесевого газового потока и вывод смесевого газового потока из установки, отличающийся тем, что ввод регенерированного абсорбента в газовый поток и вывод насыщенного влагой абсорбента из газового потока осуществляют после сепарации газа газовых залежей, после чего газовый поток направляется на повторную сепарацию.
Предлагаемое изобретение поясняется фиг. 1.
На иллюстрации обозначены следующие элементы:
1 - трубопровод;
2 - сепаратор;
3 - трубопровод;
4 - трубопровод;
5 - абсорбер;
6 - трубопровод;
7 - трубопровод;
8 - трубопровод;
9 - сепаратор;
10 - трубопровод;
11 - трубопровод;
12 - смеситель;
13 - трубопровод;
14 - сепаратор;
15 - трубопровод;
16 - трубопровод;
17 - трубопровод;
18 - компрессор;
19 - трубопровод;
20 - охладитель;
21 - трубопровод;
22 - компрессор;
23 - трубопровод;
24 - охладитель;
25 - трубопровод.
Газ с кустов скважин (условно не показаны) газовых залежей по трубопроводу 1 подают на установку абсорбционной осушки газа в сепаратор 2, где из него выделяют механические примеси и жидкую фазу. Механические примеси и жидкую фазу из сепаратора 2 по трубопроводу 3 выводят из установки. Газовую фазу из сепаратора 2 по трубопроводу 4 подают в абсорбер 5. Регенерированный гликоль по трубопроводу 6 подают в абсорбер 5 и после поглощения влаги из газа насыщенный влагой гликоль по трубопроводу 7 выводят из установки. Осушенный газ из абсорбера 5 поступает по трубопроводу 8 в сепаратор 9 для отделения от газа капель насыщенного влагой гликоля. Насыщенный влагой гликоль из сепаратора 9 по трубопроводу 10 выводят из установки. Газ из сепаратора 9 по трубопроводу 11 направляют в смеситель 12.
Подготовленный газ с установки низкотемпературной сепарации (условно не показана) газоконденсатных залежей по трубопроводу 13 подают на установку абсорбционной осушки газа в сепаратор 14, где из него выделяют механические примеси и жидкую фазу, при ее наличие. Механические примеси и жидкую фазу, при ее наличие, из сепаратора 14 по трубопроводу 15 выводят из установки. Газовую фазу из сепаратора 14 по трубопроводу 16 подают в смеситель 12.
Смесовой газ по трубопроводу 17 подают в компрессор 1-й ступени 18. После сжатия газа в компрессоре 1-й ступени 18 газ по трубопроводу 19 направляют в охладитель 1-й ступени 20. Из охладителя 1-й ступени 20 газ по трубопроводу 21 направляют для сжатия в компрессор 2-й ступени 22. После сжатия газа в компрессоре 2-й ступени 22 газ по трубопроводу 23 направляют в охладитель 2-й ступени 24 и выводят газ из установки по трубопроводу 25.
3
Для оценки эффективности предложенного способа по сравнению с прототипом были проведены исследования с помощью технологических моделей установок подготовки газа в программной системе «ГазКондНефть». На технологическую линию установки абсорбционной осушки газа (УКПГ-8 Уренгойского месторождения) подавали пластовую продукцию газового месторождения в количестве 1 млн м/сут и подготовленный газ из пластовой продукции газоконденсатного месторождения методом низкотемпературной сепарации при давлении в низкотемпературном сепараторе 4,0 МПа и температуре минус 30°C. Давление пластовой продукции газового месторождения на входе в установку составляло 1,5 МПа, а температура 2°C. Давление подготовленного газа с установки низкотемпературной сепарации на входе в установку абсорбционной осушки составляло 1,5 МПа, а температура минус 15°C. Температура точки росы по воде составляла минус 30,3°C. Доля газа с установки низкотемпературной сепарации в общем объеме газа на установке абсорбционной осушки изменялась от 20 до 66,7%.
3
После компрессора и охладителя 1-й ступени сжатия давление и температура составляли соответственно 3,3 МПа и 25°C. После компрессора и охладителя 2-й ступени сжатия давление и температура составляли соответственно 5,5 МПа и 25°C. Эффективность абсорбера осушки газа составляла 1,8 теоретических тарелок. Капельный унос из абсорбера и сепаратора принят соответственно 3 и 100 г/1000 м газа.
В качестве регенерированного абсорбента был принят диэтиленгликоль с концентрацией 99,1% масс. Расход гликоля подбирался для обеспечения температуры точки росы смесевого газа по влаге минус 14°C при давлении 4,0 МПа, что соответствует требованиям СТО Газпром 089-2010 «Газ горючий природный, поставляемый и транспортируемый по магистральным газопроводам» к качеству газа в летний период. Расчет удельной подачи и удельных потерь гликоля проведен для газа из газовых залежей, так как его объем во всех случаях был неизменным.
3
3
Результаты проведенных исследований по обработке газовой смеси по прототипу и по предлагаемому техническому решению приведены в таблице 1. В существующей технологии температура точки росы газа по воде, поступающего в смеситель, составляет для существующей технологии 1,9°C, а для предлагаемой технологии она изменяется от минус 2,5°C до минус 12,1°C. Благодаря подаче на установку абсорбционной осушки подготовленного низкотемпературной сепарацией газа газоконденсатных залежей расход диэтиленгликоля при этом снижается с 28-42 кг/1000 м газа до 2,2-7,0 кг/1000 м.
3
3
В существующей технологии общие потери гликоля с осушенным газом при увеличении объема подачи газа с установки низкотемпературной сепарации увеличиваются с 7,4 до 16,9 г/1000 м. В предлагаемой технологии потери гликоля с осушенным газом не зависят от объема подачи газа с установки низкотемпературной сепарации и составляют 3,9-4,1 г/1000 м.
В существующей технологии температура смесевого газа на входе в компрессор первой ступени ниже температуры точки росы газа по воде при содержании газа с установки низкотемпературной сепарации в объеме 20-55,6%. Вследствие этого в компрессор 1-й ступени сжатия будет попадать жидкая фаза, что снижает надежность его эксплуатации. Выделения жидкой фазы в смесевом газе, поступающем в компрессор 1-й ступени сжатия, не происходит при содержании газа с установки низкотемпературной сепарации в объеме 55,6-66,7%.
В предлагаемой новой технологии температура газа на входе в компрессор 1-й ступени выше температуры точки росы газа по влаге при любом объеме подаваемого газа с установки низкотемпературной сепарации. Вследствие этого жидкая фаза перед компрессором 1-й ступени сжатия выделяться не будет.
Результаты технологического моделирования свидетельствуют, что предложенный способ сокращается расход гликоля, подаваемого на установку абсорбционной осушки в 6-14 раз, а потери гликоля с газом уменьшаются более чем в 4 раза. При этом обеспечивается однофазный транспорт газа в компрессор 1-й ступени дожимной компрессорной станции, что повышает надежность его работы.
Эффективность предложенного технического решения подтверждается предварительными технико-экономическими результатами внедрения на УКПГ-1АС, 2, 5, 8 Уренгойского месторождения.