RU2646899C1 - Method of preparing hydrocarbon gas for transportation - Google Patents
Method of preparing hydrocarbon gas for transportation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2646899C1 RU2646899C1 RU2017100410A RU2017100410A RU2646899C1 RU 2646899 C1 RU2646899 C1 RU 2646899C1 RU 2017100410 A RU2017100410 A RU 2017100410A RU 2017100410 A RU2017100410 A RU 2017100410A RU 2646899 C1 RU2646899 C1 RU 2646899C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- gas stream
- methanol
- separation
- pressure
- Prior art date
Links
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 45
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 45
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims abstract description 43
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 17
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 69
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract description 51
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 31
- GBMDVOWEEQVZKZ-UHFFFAOYSA-N methanol;hydrate Chemical compound O.OC GBMDVOWEEQVZKZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 28
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims abstract description 25
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 20
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 claims abstract description 17
- 238000003795 desorption Methods 0.000 claims abstract description 6
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims abstract description 5
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims abstract description 5
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 134
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 13
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 11
- 239000003570 air Substances 0.000 description 6
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 6
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 2
- 239000012080 ambient air Substances 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 2
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- 244000019194 Sorbus aucuparia Species 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 238000002425 crystallisation Methods 0.000 description 1
- 230000008025 crystallization Effects 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 description 1
- 238000011068 loading method Methods 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 1
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 1
- 235000006414 serbal de cazadores Nutrition 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/002—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by condensation
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
- B01D53/26—Drying gases or vapours
- B01D53/265—Drying gases or vapours by refrigeration (condensation)
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geology (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Thermal Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к газовой промышленности, в частности к обработке углеводородного газа с использованием низкотемпературного процесса, и может быть использовано в процессах промысловой подготовки конденсатсодержащего газа.The invention relates to the gas industry, in particular to the processing of hydrocarbon gas using a low-temperature process, and can be used in field processes for the preparation of condensate gas.
Известен способ подготовки углеводородного газа к транспорту методом низкотемпературной сепарации (НТС) газа в три ступени (патент РФ №2294429), 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, нагрев отсепарированного газа газовым потоком, понижение давления с охлаждением отсепарированного газа, нагрев отсепарированного газа газовым потоком, вывод отсепарированного и нагретого газа из установки, понижение давления отделенной при первичной сепарации жидкости и разделение ее на газовую, углеводородную и водную фазы.A known method of preparing hydrocarbon gas for transport by the method of low-temperature separation (STS) of gas in three stages (RF patent No. 2294429), including primary separation of the gas stream, cooling the gas stream and its secondary separation, cooling the gas stream, lowering its pressure with additional cooling , final separation of the gas stream, heating the separated gas by the gas stream, depressurizing with cooling of the separated gas, heating the separated gas by the gas stream, output of the separator Rowan and heated gas from the plant, lowering the pressure in the primary separation of the separated liquid and its separation into a gas, a hydrocarbon and an aqueous phase.
Недостатками этого способа является то, что в зимний период не используется холод окружающего воздуха, а водная фаза, выводимая из установки, содержит значительное количество метанола и требуется регенерация водной фазы для извлечения из нее метанола. Кроме этого при наличии парафинов в углеводородной фазе, из-за капельного уноса жидкости при первичной сепарации, происходит кристаллизация и образование парафиноотложений в оборудовании при последующем охлаждении газового потока. Также недостатком этого способа является снижение энергоэффективности установки, так как при увеличении перепада давления у отсепарированного газа происходит сокращение рекуперации энергии при теплообмене отсепарированного газа и газового потока. Как следствие необходимо снижать выходное давление с установки и увеличивать степень сжатия на ДКС, на которую подается подготовленный газ, и увеличивать расход топливного газа. Кроме этого невозможно обеспечить перепад давления между входом на установку и низкотемпературным сепаратором до 0,5 МПа.The disadvantages of this method is that during the winter period the ambient air cold is not used, and the aqueous phase removed from the installation contains a significant amount of methanol and regeneration of the aqueous phase is required to extract methanol from it. In addition, in the presence of paraffins in the hydrocarbon phase, crystallization and the formation of paraffin deposits in the equipment occur during subsequent cooling of the gas stream due to drip entrainment of the liquid during primary separation. Another disadvantage of this method is the reduction in the energy efficiency of the installation, since with an increase in the pressure drop of the separated gas there is a reduction in energy recovery during heat transfer of the separated gas and gas stream. As a result, it is necessary to reduce the outlet pressure from the installation and increase the compression ratio on the BCS to which the prepared gas is supplied, and increase the fuel gas consumption. In addition, it is impossible to provide a pressure differential between the inlet to the installation and the low-temperature separator up to 0.5 MPa.
Наиболее близким аналогом, по сути, к предлагаемому техническому решению является 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, 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 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.The closest analogue, in fact, to the proposed technical solution is a method of preparing a gas-condensate mixture for three-stage separation transport (Operation experience of the main technological equipment for preparing the Achimov horizons for gas transportation at UKPG-22 of Gazprom dobycha Urengoy LLC. O. Nikolaev, A. Bukin, Priority Directions for the Development of the Urengoy Complex. / Collection of scientific papers dedicated to the 35th anniversary of Gazprom Dobycha Urengoy LLC - Moscow: Nedra Publishing House, 2013. P. 83-90), in which the gas flow from well clusters fed to the primary separation, methanol is desorbed from the water-methanol solution by a gas stream, the gas stream is cooled by air, hydrocarbon condensate, gas in two stages, the gas stream is secondary separated, cooled by gas and the gas stream is finally separated, heated in three stages separated gas by a gas stream and gas is removed from the unit, the liquid phase is mixed after the primary separation of the gas stream and the aqueous solution after methanol desorption, liquid is introduced into it phase after the secondary separation of the gas stream, sent to separate gas and aqueous solution from the hydrocarbon condensate, inject gas into the gas stream before final separation, remove the aqueous solution from the installation, direct the liquid phase after final separation to separate into hydrocarbon condensate, gas and water-methanol solution return the gas to the final final separation together with the gas stream, introduce the water-methanol solution into the gas stream, remove the aqueous solution from the gas stream, hydrocarbon first condensate is heated by the gas flow and is mixed with the hydrocarbon condensate after primary and secondary separation is fed a hydrocarbon condensate to separate it from a low pressure gas and water-methanol solution, low-pressure gas ejected into the gas stream is withdrawn from the installation and hydrocarbon condensate water-methanol solution.
В этом способе за счет применения воздушного охлаждения в зимний период используется холод окружающего воздуха, а благодаря десорбции метанола в газовом потоке после первичной сепарации из водометанольного раствора, полученного при окончательной сепарации газа и последующего выделения водометанольного раствора из жидкой фазы, понижается концентрация метанола в водном растворе, выводимом с установки, до уровня, когда регенерация метанола не требуется. Прохождение газового потока через водометанольный раствор также задерживает в нем парафины, что предотвращает образование парафиноотложений при последующем охлаждении газового потока.In this method, due to the use of air cooling in winter, the ambient air cold is used, and due to the desorption of methanol in the gas stream after the initial separation from the water-methanol solution obtained during the final gas separation and the subsequent separation of the water-methanol solution from the liquid phase, the methanol concentration in the aqueous solution is reduced discharged from the unit to a level where methanol recovery is not required. The passage of the gas stream through the water-methanol solution also retains paraffins in it, which prevents the formation of paraffin deposits during subsequent cooling of the gas stream.
Недостатком этого способа является невозможность использования существующих мощностей компримирования газа с входными давлениями до 1,5 МПа для компримирования отсепарированного газа и обеспечения требуемого перепада давления на установки с целью подготовки газа при температуре минус 30°C и давлением максимальной конденсации углеводородов C3+B (4,0-5,0 МПа).The disadvantage of this method is the inability to use existing gas compression capacities with inlet pressures of up to 1.5 MPa to compress the separated gas and provide the required pressure drop across the plants in order to prepare the gas at a temperature of
Целью изобретения является повышение энергоэффективности процесса подготовки конденсатсодержащего газа путем многоступенчатого понижения давления на установке и равномерной загрузке теплообменников с обеспечением заданного давления максимальной конденсации тяжелых углеводородов в низкотемпературном сепараторе и выходного давления подготовленного к транспорту газа.The aim of the invention is to increase the energy efficiency of the process of preparation of condensate-containing gas by multi-stage lowering the pressure at the installation and uniform loading of heat exchangers with a predetermined pressure of maximum condensation of heavy hydrocarbons in the low-temperature separator and the outlet pressure of the gas prepared for transport.
Поставленная цель достигается следующим образом. В способе подготовки углеводородного газа к транспорту, в котором 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, в отличие от прототипа понижают давление отсепарированного газа после окончательной сепарации до уровня, обеспечивающего минимального допустимую температуру до минус 47°C теплообмена с газовым потоком, нагревают отсепарированный газ газовым потоком, понижают давление отсепарированного газа до давления 3,1 МПа, обеспечивающего возможность транспортировки с установки отсепарированного газа на компримирование.The goal is achieved as follows. In the method of preparing hydrocarbon gas for transport, in which the gas stream from the well clusters is fed to the primary separation, methanol is desorbed from the water-methanol solution by the gas stream, methanol is introduced into the gas stream, the gas stream is cooled by air, hydrocarbon condensate, gas in two stages, secondary separation is carried out of the gas stream, methanol is introduced into the gas stream, the gas stream is cooled by gas and the gas stream is finally separated by lowering the pressure, the separated g is heated in three stages with a gas stream and remove gas from the installation, mix the liquid phase after the primary separation of the gas stream and the aqueous solution after desorption of methanol, introduce the liquid phase after the secondary separation of the gas stream, direct it to separate the gas and the aqueous solution from the hydrocarbon condensate, introduce gas into the gas flow before final separation, the aqueous solution is removed from the installation, the liquid phase is sent after the final separation to separate into hydrocarbon condensate, gas and water-methanol solution, gas is returned for re-final separation together with the gas stream, the water-methanol solution is introduced into the gas stream, the aqueous solution is removed from the gas stream, the hydrocarbon condensate is heated by the gas stream and mixed with the hydrocarbon condensate after the primary and secondary separation, the hydrocarbon condensate is sent to separate the low pressure gas from it and water-methanol solution, low pressure gas is ejected into the gas stream, hydrocarbon condensate and water-methanol solution are removed from the installation, unlike of the liner, the pressure of the separated gas is reduced after the final separation to a level that ensures the minimum allowable temperature to minus 47 ° C heat exchange with the gas stream, the separated gas is heated by the gas stream, the pressure of the separated gas is reduced to a pressure of 3.1 MPa, which allows transportation of the separated gas from the installation to Compression.
Предлагаемое изобретение поясняется чертежом фиг. 1.The invention is illustrated by the drawing of FIG. one.
На иллюстрации обозначены следующие элементы:The following elements are indicated in the illustration:
1 - трубопровод;1 - pipeline;
2 - сепаратор первой ступени;2 - a separator of the first stage;
3 - трубопровод;3 - pipeline;
4 - трубопровод;4 - pipeline;
5 - колонна-десорбер;5 - column stripper;
6 - трубопровод;6 - pipeline;
7 - трубопровод;7 - pipeline;
8 - трубопровод;8 - pipeline;
9 - трубопровод;9 - pipeline;
10 - воздушный охладитель;10 - air cooler;
11 - трубопровод;11 - pipeline;
12 - теплообменник «газ-конденсат»;12 - gas-condensate heat exchanger;
13 - трубопровод;13 - pipeline;
14 - теплообменник «газ-газ»;14 - gas-gas heat exchanger;
15 - трубопровод;15 - pipeline;
16 - теплообменник «газ-газ»;16 - gas-gas heat exchanger;
17 - трубопровод;17 - pipeline;
18 - сепаратор второй ступени;18 - a separator of the second stage;
19 - трубопровод;19 - pipeline;
20 - трубопровод;20 - pipeline;
21 - трубопровод;21 - pipeline;
22 - теплообменник «газ-газ»;22 - gas-gas heat exchanger;
23 - трубопровод;23 - pipeline;
24 - редуцирующее устройство (эжектор);24 - reducing device (ejector);
25 - трубопровод;25 - pipeline;
26 - сепаратор третьей ступени;26 - a separator of the third stage;
27 - трубопровод;27 - pipeline;
28 - трубопровод;28 - pipeline;
29 - редуцирующее устройство (дроссель);29 - reducing device (throttle);
30 - трубопровод;30 - pipeline;
31 - трубопровод;31 - pipeline;
32 - редуцирующее устройство (дроссель);32 - reducing device (throttle);
33 - трубопровод;33 - pipeline;
34 - трубопровод;34 - pipeline;
35 - трубопровод;35 - pipeline;
36 - трехфазный разделитель;36 - three-phase separator;
37 - трубопровод;37 - pipeline;
38 - трубопровод;38 - pipeline;
39 - трубопровод;39 - pipeline;
40 - трехфазный разделитель;40 - three-phase splitter;
41 - трубопровод;41 - pipeline;
42 - трубопровод;42 - pipeline;
43 - трубопровод;43 - pipeline;
44 - трехфазный разделитель;44 - three-phase splitter;
45 - трубопровод;45 - pipeline;
46 - трубопровод;46 - pipeline;
47 - трубопровод.47 - pipeline.
Газовый поток по трубопроводу 1 подают в сепаратор первой ступени 2 для отделения жидкой фазы. Жидкую фазу из сепаратора первой ступени 2 по трубопроводу 3 отводят в трехфазный разделитель 36 для отделения от углеводородного конденсата газа и водного раствора.The gas stream through pipeline 1 is fed to the separator of the
Отсепарированный газовый поток из сепаратора первой ступени 2 подают по трубопроводу 4 в колонну-десорбер 5 для поглощения газовым потоком метанола из водометанольного раствора, поступающего в колонну-десорбер 5, по трубопроводу 6. Водный раствор после десорбции метанола из колонны-десорбера 5 по трубопроводу 7 вводят в водный раствор, транспортируемый по трубопроводу 3.The separated gas stream from the
Вводят метанол по трубопроводу 9 в газовый поток, транспортируемый по трубопроводу 8. Подают газовый поток для охлаждения по трубопроводу 8 в воздушный охладитель 10 и по трубопроводу 11 в теплообменник «газ-конденсат» 12. Далее газовый поток подают для дополнительного охлаждения в две ступени по трубопроводу 13 в теплообменник «газ-газ» 14 и по трубопроводу 15 в теплообменник «газ-газ» 16.Methanol is introduced through line 9 into the gas stream transported through
Охлажденный газовый поток подают в сепаратор второй ступени 18 по трубопроводу 17 для отделения от газового потока жидкой фазы. Газовый поток из сепаратора 18 подают по трубопроводу 19 для охлаждения в теплообменник «газ-газ» 22. Вводят метанол по трубопроводу 21 в газовый поток, транспортируемый по трубопроводу 19.The cooled gas stream is fed to the separator of the
Из теплообменника «газ-газ» 22 подают газовый поток по трубопроводу 23 для охлаждения за счет понижения давления в редуцирующее устройство (эжектор) 24. Охлажденный газовый поток по трубопроводу 25 подают в сепаратор третьей ступени 26 для отделения от газового потока жидкой фазы.From the gas-
Отсепарированный газ из сепаратора 26 подают по трубопроводу 27 для охлаждения за счет понижения давления в редуцирующее устройство (дроссель) 29. Охлажденный отсепарированный газ направляют для нагревания по трубопроводу 30 в теплообменник «газ-газ» 22. Нагретый отсепарированный газ подают по трубопроводу 31 для охлаждения за счет понижения давления в редуцирующее устройство (дроссель) 32. Охлажденный отсепарированный газ подают для нагревания в две ступени по трубопроводу 32 в теплообменник «газ-газ» 16 и по трубопроводу 34 в теплообменник «газ-газ» 14. Нагретый отсепарированный газ по трубопроводу 35 выводят из установки.The separated gas from the
Газ из разделителя 36 вводят по трубопроводу 37 в газовый поток трубопровода 25.Gas from the
Жидкую фазу из сепаратора 26 по трубопроводу 28 направляют в трехфазный разделитель 40 для разделения на углеводородный конденсат, газ и водометанольный раствор. Газ из разделителя 40 по трубопроводу 41 направляют в сепаратор третьей ступени 26. Углеводородный конденсат направляют по трубопроводу 42 для нагревания в теплообменник «газ-конденсат» 12. Водометанольный раствор из разделителя 40 по трубопроводу 6 направляют в колонну-десорбер 5.The liquid phase from the
Углеводородный конденсат из теплообменника «газ-конденсат» 12, транспортируемый по трубопроводу 43, смешивают с углеводородным конденсатом из трехфазного разделителя 36, подаваемым по трубопроводу 38 и направляют в трехфазный разделитель 44 для отделения от него газа низкого давления и водометанольного раствора. Газ низкого давления из разделителя 44 по трубопроводу 45 подают в эжектор 24. Из трехфазного разделителя 44 по трубопроводу 46 выводят из установки углеводородный конденсат, а по трубопроводу 47 выводят из установки водометанольный раствор. Из трехфазного разделителя 36 по трубопроводу 39 выводят из установки водный раствор.Hydrocarbon condensate from the gas-
Для оценки эффективности предложенного способа по сравнению с аналогом-прототипом были проведены исследования с помощью технологической модели УКПГ-22 Уренгойского месторождения. На технологическую линию установки низкотемпературной сепарации подавали пластовую продукцию газоконденсатного месторождения в количестве 3,8 млн. м3/сут.To assess the effectiveness of the proposed method in comparison with the prototype analogue, studies were conducted using the technological model UKPG-22 of the Urengoy field. The production line of the low-temperature separation unit was supplied with the production of gas condensate field in the amount of 3.8 million m 3 / day.
Результаты проведенных исследований по обработке газоконденсатной смеси по прототипу и по предлагаемому техническому решению приведены в таблице 1. В исследованных режимах давление и температура сырья на входе в сепаратор первой ступени составили соответственно 7,0-11,0 МПа и 30°C, давление в сепараторе второй ступени составило 10,8 МПа. Температура газа после воздушного холодильника принята равной 30°C. Температура газа после теплообменника «газ-конденсат» 12 определялась исходя из температуры нагрева конденсата в теплообменнике 25°C.The results of the studies on the processing of the gas condensate mixture according to the prototype and the proposed technical solution are shown in table 1. In the investigated modes, the pressure and temperature of the raw material at the inlet to the first stage separator were 7.0-11.0 MPa and 30 ° C, respectively, the pressure in the separator the second stage was 10.8 MPa. The gas temperature after the air cooler is taken equal to 30 ° C. The gas temperature after the gas-
Температура в сепараторе второй ступени подбиралась с учетом поверхности теплообменников 14, 16 и 22 по 850 м2 и их коэффициента теплопередачи 200 Вт/°C×K. Для прототипа температура в сепараторе третьей ступени 26 составляла минус 30°C, а давление в сепараторе третьей ступени 26 подбиралось исходя из обеспечения необходимой температуры. Давление на выходе из установки определялось давлением в низкотемпературном сепараторе 26 и потерями давления в теплообменниках 14, 16, 22. Для изобретения температура в сепараторе 26 подбиралась исходя из выходного давления с установки 3,1 МПа, что обеспечивает подачу газа на расположенную рядом дожимную компрессорную станцию сеноманской установки подготовки газа, и минимально возможной температуры газа минус 47°C, поступающего в теплообменник 22. Величина давления в сепараторе третьей ступени 26 также определялась характеристиками эжектора.The temperature in the separator of the second stage was selected taking into account the surface of the
В существующей технологии при поддержании температуры в сепараторе третьей ступени 26 минус 30°C давление в сепараторе третьей ступени составляло 3,62-5,77 МПа. В предлагаемой технологии при температурах в сепараторе третьей ступени 26 минус 30…минус 37,9°C давление сепарации составило 4,23…5,63 МПа. Более низкое максимальное давление у изобретения объясняется увеличением объема низконапорного газа из-за температуры в сепараторе 26 минус 37,9°C, поступающего на эжектор. Таким образом, применение изобретения позволяет поддерживать более высокие давления в сепараторах третьей ступени 26 и, как следствие, более высокую их производительность. С ростом входного давления на установку (трубопровод 1) изобретение позволяет обеспечить температуру в сепараторе третьей ступени 26 до минус 37,9°C, против минус 30°C у прототипа, что увеличивает выход нестабильного конденсата с установки.In the existing technology, while maintaining the temperature in the
При практически одинаковых термобарических параметрах в сепараторе третьей ступени 26 давление на входе в установку (трубопровод 1) по прототипу составляет 7,0 МПа, а по изобретению 8,0 МПа. Более высокие входные давления (трубопровод 1) у изобретения позволяют отодвинуть ввод дожимной компрессорной станции для ачимовской установки подготовки газа на более поздний срок.With almost the same thermobaric parameters in the separator of the
Таким образом, по предлагаемой технологии на установках комплексной подготовки газа ачимовских залежей Уренгойского месторождения возможно эффективно использовать холод, образующийся на установке, при подаче газа сепарации на дожимную компрессорную станцию рядом расположенного промысла. При этом сроки ввода дожимной компрессорной станции для ачимовской установки сдвигаются на более поздний срок.Thus, according to the proposed technology, it is possible to efficiently use the cold generated at the installation in the gas treatment plants of the Achimov deposits of the Urengoy field when the separation gas is supplied to the booster compressor station of a nearby field. At the same time, the commissioning time of the booster compressor station for the Achimov installation is shifted to a later date.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017100410A RU2646899C1 (en) | 2017-01-09 | 2017-01-09 | Method of preparing hydrocarbon gas for transportation |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017100410A RU2646899C1 (en) | 2017-01-09 | 2017-01-09 | Method of preparing hydrocarbon gas for transportation |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2646899C1 true RU2646899C1 (en) | 2018-03-12 |
Family
ID=61627576
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017100410A RU2646899C1 (en) | 2017-01-09 | 2017-01-09 | Method of preparing hydrocarbon gas for transportation |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2646899C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2701020C1 (en) * | 2018-12-24 | 2019-09-24 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Method of hydrocarbon gas preparation for transport |
| RU2775239C1 (en) * | 2021-03-23 | 2022-06-28 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Method for preparing natural gas at the final stage of development of a gas condensate field |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4454914A (en) * | 1982-05-03 | 1984-06-19 | Union Oil Company Of California | Method for conditioning geothermal brine to reduce scale formation |
| SU1606827A1 (en) * | 1988-11-29 | 1990-11-15 | Уренгойское Производственное Объединение Им.С.А.Оруджева | Method of preparing hydrocarbon gas to conveying |
| RU2161526C1 (en) * | 2000-06-06 | 2001-01-10 | Ананенков Александр Георгиевич | Natural gas treatment process |
| RU2294429C2 (en) * | 2004-12-01 | 2007-02-27 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Уренгойгазпром" | Method for gaseous hydrocarbon preparation for transportation |
| RU2341738C1 (en) * | 2007-02-22 | 2008-12-20 | Закрытое акционерное общество "Центральное конструкторское бюро нефтегазовой промышленности" (ЗАО "ЦКБ НГП") | Method of preparation of hydrocarbon gas |
| RU2599157C1 (en) * | 2015-06-04 | 2016-10-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Method of preparing hydrocarbon gas for transportation |
-
2017
- 2017-01-09 RU RU2017100410A patent/RU2646899C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4454914A (en) * | 1982-05-03 | 1984-06-19 | Union Oil Company Of California | Method for conditioning geothermal brine to reduce scale formation |
| SU1606827A1 (en) * | 1988-11-29 | 1990-11-15 | Уренгойское Производственное Объединение Им.С.А.Оруджева | Method of preparing hydrocarbon gas to conveying |
| RU2161526C1 (en) * | 2000-06-06 | 2001-01-10 | Ананенков Александр Георгиевич | Natural gas treatment process |
| RU2294429C2 (en) * | 2004-12-01 | 2007-02-27 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Уренгойгазпром" | Method for gaseous hydrocarbon preparation for transportation |
| RU2341738C1 (en) * | 2007-02-22 | 2008-12-20 | Закрытое акционерное общество "Центральное конструкторское бюро нефтегазовой промышленности" (ЗАО "ЦКБ НГП") | Method of preparation of hydrocarbon gas |
| RU2599157C1 (en) * | 2015-06-04 | 2016-10-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Method of preparing hydrocarbon gas for transportation |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2701020C1 (en) * | 2018-12-24 | 2019-09-24 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Method of hydrocarbon gas preparation for transport |
| RU2775239C1 (en) * | 2021-03-23 | 2022-06-28 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Method for preparing natural gas at the final stage of development of a gas condensate field |
| RU2799882C1 (en) * | 2022-12-26 | 2023-07-13 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Group decentralized gas collection method |
| RU2799881C1 (en) * | 2022-12-26 | 2023-07-13 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Group decentralized gas collection method |
| RU2828195C1 (en) * | 2023-12-26 | 2024-10-07 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Method of preparing hydrocarbon gas for transportation |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2689452C2 (en) | Modular installation for processing flow of composition of reverse inflow and methods for processing it | |
| US20210370196A1 (en) | Low Energy Ejector Desalination System | |
| US20130213085A1 (en) | Hydrocarbon Mixture Processing System and Method using Vapor Recovery | |
| CN104350133A (en) | Gas treatment system using supersonic separators | |
| CN105779049A (en) | Method for preparing coalbed methane hydrate | |
| RU2497929C1 (en) | Method of preparing mixture of gaseous hydrocarbons for transportation | |
| RU119389U1 (en) | INSTALLATION FOR PREPARATION OF GAS OIL AND GAS-CONDENSATE DEPOSITS FOR TRANSPORT | |
| CN102168905A (en) | Feed gas processing device for natural gas | |
| RU2701020C1 (en) | Method of hydrocarbon gas preparation for transport | |
| RU2646899C1 (en) | Method of preparing hydrocarbon gas for transportation | |
| RU137211U1 (en) | INSTALLATION OF COMPREHENSIVE PREPARATION OF GAS AND HYDROCARBON CONDENSATE (OPTIONS) | |
| CN202024572U (en) | Natural gas feed gas processing device | |
| RU2493898C1 (en) | Method of field processing of gas condensate deposit products using unstable gas condensate as coolant and plant to this end | |
| RU2600141C1 (en) | Method of preparing hydrocarbon gas for transportation | |
| RU2599157C1 (en) | Method of preparing hydrocarbon gas for transportation | |
| RU2627754C1 (en) | Method of hydrocarbon gas treatment for transportation | |
| CN104804760B (en) | Mixed hydrocarbon from oil associated gas recovery system and method | |
| CN201648315U (en) | Skid-mounted natural gas condensate stabilizer | |
| RU2555909C1 (en) | Method of preparation of hydrocarbon gas for transport | |
| CN207108722U (en) | Synthesize ammonia Desalting Water System | |
| RU2725320C1 (en) | Method of hydrocarbon gas preparation for transport | |
| RU2294429C2 (en) | Method for gaseous hydrocarbon preparation for transportation | |
| RU2175882C2 (en) | Method of treating hydrocarbon gas for transportation | |
| CN112031717A (en) | Method for exploiting petroleum and oil production system with same | |
| RU2587175C2 (en) | Method of preparing hydrocarbon gas for transportation |