СПОСОБ ПОЛУЧЕНИЯ ОБЪЕДИНЕННОГО ГАЗООБРАЗНОГО УГЛЕВОДОРОДНОГО ПОТОКА И ЖИДКИХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ПОТОКОВ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ

1. Способ получения объединенного газообразного углеводородного потока (260) и жидких углеводородных потоков (90, 100), по меньшей мере, из двух многофазных углеводородных потоков (10, 20), который включает, по меньшей мере, стадии:
(1) использование первой технологической линии (А), содержащей первый трубопровод (10) для первого многофазного углеводородного потока (10) из одной или нескольких первых углеводородных скважин (30), первый приемный сепаратор (50), который разделяет первый многофазный углеводородный поток (10), чтобы получить первый газообразный углеводородный поток (70) и первый жидкий углеводородный поток (90), и первый сепаратор низкого давления (110), который разделяет первый жидкий углеводородный поток (90), чтобы получить первый сырьевой конденсатный поток (130) и первый головной газообразный углеводородный поток (150);
(2) использование второй технологической линии (В), содержащей второй трубопровод (20), для второго многофазного углеводородного потока (30) из одной или нескольких вторых углеводородных скважин (40), второй приемный сепаратор (60), который разделяет второй многофазный углеводородный поток (20), чтобы получить второй газообразный углеводородный поток (80) и второй жидкий углеводородный поток (100), и второй сепаратор (120) низкого давления, который разделяет второй жидкий углеводородный поток (100), чтобы получить второй сырьевой конденсатный поток (140) и второй головной газообразный углеводородный поток (160); и
(3) объединение второго газообразного углеводородного потока (80), ниже по ходу потока от второй технологической линии (В), с первым газообразным углеводородным потоком (70), ниже по ходу потока от первой технологической линии (А), чтобы получить объединенный газообразный углеводородный поток (260);
причем первая технологическая линия (А) структурно отличается от второй технологической линии (В), таким образом, что в первой и второй технологических линиях (А, В) создаются различные технологические условия.
2. Способ по п.1, в котором структурное отличие между первой и второй технологическими линиями (А, В) состоит в наличии одной или нескольких из следующих отличительных характеристик, присущих первой и/или второй технологической линии:
- компрессор (240) для истощенной скважины, который сжимает первый или второй газообразный углеводородный поток (70, 80);
- одно или оба из устройств (15) изоляции и нагревания в первом или втором трубопроводах (10, 20); и
- установка (280, 310) обработки ингибитора образования гидратов.
3. Способ по п.2, в котором одна или несколько отличительных характеристик, присутствующих в одной первой или второй технологической линии (А, В), отсутствует в другой первой или второй технологической линии (А, В).
4. Способ по п.3, в котором:
- использование первой технологической линии (А) на стадии (1) включает:
(a) пропускание первого многофазного углеводородного потока (10) из одной или нескольких первых углеводородных скважин (30) по первому трубопроводу (10);
(b) разделение первого многофазного углеводородного потока (10) в первом приемном сепараторе (50) на газообразные и жидкие компоненты, чтобы получить первый газообразный углеводородный поток (70) и первый жидкий углеводородный поток (90);
(c) разделение первого жидкого углеводородного потока (90) при пониженном давлении в первом сепараторе низкого давления (110), чтобы получить первый сырьевой конденсатный поток (130) и первый головной газообразный углеводородный поток (150); и
- использование второй технологической линии (В) на стадии (2) включает:
(d) пропускание второго многофазного углеводородного потока (20) из одной или нескольких вторых углеводородных скважин (40) по второму трубопроводу (20);
(e) разделение второго многофазного углеводородного потока (20) во втором приемном сепараторе (60) на газообразные и жидкие компоненты, чтобы получить второй газообразный углеводородный поток (80) и второй жидкий углеводородный поток (100);
(f) разделение второго жидкого углеводородного потока (100) при пониженном давлении во втором сепараторе низкого давления (120) на газообразные и жидкие компоненты, чтобы получить второй сырьевой конденсатный поток (140) и второй головной газообразный углеводородный поток (160).
5. Способ по п.1, в котором указанный первый многофазный углеводородный поток (10) выбирают из группы, состоящей из: многофазного углеводородного потока с подавлением гидратов, многофазного углеводородного потока без подавления гидратов, многофазного углеводородного потока высокого давления и многофазного углеводородного потока низкого давления, причем второй многофазный углеводородный поток отличается от первого многофазного углеводородного потока.
6. Способ по п.1, в котором первая технологическая линия (А) эксплуатируется с использованием первого метода обеспечения потока, а вторая технологическая линия (В) эксплуатируется без первого метода обеспечения потока.
7. Способ по п.6, в котором в первом методе обеспечения потока для первого углеводородного потока (10) подавляется образование гидратов, причем метод выбирают из одного или нескольких методов из группы, включающей:
(i) введение ингибитора образования гидратов в первый многофазный углеводородный поток (10) во время прохождения первого многофазного углеводородного потока (10) из одной или нескольких первых углеводородных скважин (30) по первому трубопроводу (10) или до него;
(ii) изоляцию первого трубопровода (10) изолирующим устройством (15); и
(iii) нагревание первого трубопровода (10) с использованием нагревающего устройства (15).
8. Способ по п.7, в котором в методе обеспечения потока (i) ингибитор образования гидратов выбирают из одного или нескольких ингибиторов из группы, включающей: термодинамические ингибиторы, кинетические ингибиторы и анти-агломерирующие агенты.
9. Способ по п.7, в котором в методе обеспечения потока (i) ингибитор образования гидратов содержит термодинамический ингибитор, выбранный из спиртов и/или гликолей.
10. Способ по п.1, в котором разделение в первом сепараторе (110) низкого давления в первой технологической линии А дополнительно приводит к получению первого водного потока (270), и указанный способ дополнительно включает в себя стадию:
(g) обработки первого водного потока (270) в установке (280) обработки воды, чтобы получить поток (290) воды.
11. Способ по п.1, в котором первый многофазный углеводородный поток (10) представляет собой первый многофазный углеводородный поток с подавлением гидратов, содержащий ингибитор образования гидратов, и в котором разделение в первом сепараторе (110) низкого давления в первой технологической линии А дополнительно приводит к получению первого потока (300) отработанного ингибитора образования гидратов.
12. Способ по п.11, который дополнительно включает стадию:
(h) обработки первого потока (300) отработанного ингибитора образования гидратов в регенерирующей установке (310), чтобы получить поток (320) ингибитора образования гидратов.
13. Способ по п.12, который дополнительно включает стадию:
(i) введения потока (320) ингибитора образования гидратов в одну или несколько из одной или нескольких первых углеводородных скважин (30).
14. Способ по п.1, в котором второй многофазный углеводородный поток (20) является многофазным углеводородным потоком низкого давления, первый многофазный углеводородный поток (10) является многофазным углеводородным потоком высокого давления, причем первый приемный сепаратор (50) эксплуатируется при более высоком давлении, чем второй приемный сепаратор (60); и указанный способ дополнительно включает в себя стадии:
(j) сжатие второго газообразного углеводородного потока (80), который представляет собой второй газообразный углеводородный поток (80а) низкого давления, в компрессоре (240) для истощенной скважины, чтобы получить сжатый второй газообразный углеводородный поток (250); и
(k) объединение сжатого второго газообразного углеводородного потока (250) с первым газообразным углеводородным потоком (70), чтобы получить объединенный газообразный углеводородный поток (260).
15. Способ по п.1, который дополнительно включает стадии:
(1) пропускание третьего многофазного углеводородного потока (15) в третий приемный сепаратор (55);
(m) разделение третьего многофазного потока (15) в третьем приемном сепараторе (55), чтобы получить третий газообразный углеводородный поток (75) и третий жидкий углеводородный поток (95);
(n) пропускание третьего газообразного углеводородного потока (75) в один или несколько потоков, выбранных из группы, состоящей из: первого газообразного углеводородного потока (70), второго газообразного углеводородного потока (80) и объединенного газообразного углеводородного потока (260); и
(o) пропускание третьего жидкого углеводородного потока (95) в один или оба из: первого жидкого углеводородного потока (90) и второго жидкого углеводородного потока (100).
16. Способ по п.1, в котором объединенный газообразный углеводородный поток (260) дополнительно обрабатывается, чтобы получить сжиженный углеводородный поток (610) из объединенного газообразного углеводородного потока (260).
17. Способ по п.16, в котором сжиженный углеводородный поток представляет собой поток сжиженного природного газа.
18. Способ по любому из пп.1-17, которому предшествует стадия получения по меньшей мере двух многофазных углеводородных потоков из углеводородных скважин.
19. Устройство для получения объединенного газообразного углеводородного потока (260) и жидких углеводородных потоков (90, 100), по меньшей мере, из двух многофазных углеводородных потоков (10, 20), которое включает:
- первую технологическую линию (А), содержащую первый трубопровод (10), для первого многофазного углеводородного потока (10), который соединяется с первым входным патрубком (52) первого приемного сепаратора (50), указанный первый приемный сепаратор (50), содержащий первый выходной патрубок (54) для первого газообразного углеводородного потока (70) и второй выходной патрубок (56) для первого жидкого углеводородного потока (90), указанный второй выходной патрубок (56) соединен с первым входным патрубком (112) первого сепаратора (110) низкого давления, указанный первый сепаратор (110) низкого давления содержит первый выходной патрубок (114) для первого сырьевого конденсатного потока (130) и второй выходной патрубок (116) для первого головного газообразного углеводородного потока (150); и
- вторая технологическая линия (В), которая содержит второй трубопровод (20) для второго многофазного углеводородного потока (20), соединенный с первым входным патрубком (62) второго приемного сепаратора (60), указанный второй приемный сепаратор (60), имеющий первый выходной патрубок (64) для второго газообразного углеводородного потока (80) и второй выходной патрубок (66) для второго жидкого углеводородного потока (100), указанный второй выходной патрубок (66) соединен с первым входным патрубком (122) второго сепаратора низкого давления (120), указанный второй сепаратор низкого давления (120) содержит первый выходной патрубок (124) для второго сырьевого конденсатного потока (140) и второй выходной патрубок (126) для второго головного газообразного углеводородного потока (160); и
причем первый выходной патрубок (64) второго приемного сепаратора (60) и первый выходной патрубок (54) первого приемного сепаратора (50) соединены по текучей среде ниже по ходу потока от первой и второй технологической линии (А, В), чтобы получить объединенный газообразный углеводородный поток (260), и первая технологическая линия (А) структурно отличается от второй технологической линии (В) при условии, что в ходе эксплуатации в первой и второй технологических линиях (А, В) поддерживаются различные технологические условия.