RU2835431C1 - Method of stabilizing gas condensate during geological exploration of exploratory well - Google Patents
Method of stabilizing gas condensate during geological exploration of exploratory well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2835431C1 RU2835431C1 RU2024110118A RU2024110118A RU2835431C1 RU 2835431 C1 RU2835431 C1 RU 2835431C1 RU 2024110118 A RU2024110118 A RU 2024110118A RU 2024110118 A RU2024110118 A RU 2024110118A RU 2835431 C1 RU2835431 C1 RU 2835431C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas condensate
- gas
- condensate
- pressure
- tank
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Область примененияScope of application
Изобретение относится к геологоразведочным работам, а именно к подготовке газового конденсата до стабильного состояния на площадке разведочной газоконденсатной скважины в период ее пробной эксплуатации.The invention relates to geological exploration work, namely to the preparation of gas condensate to a stable state at the site of an exploratory gas condensate well during its trial operation.
Газовый конденсат выделяют из газов методом низкотемпературной конденсации (сепарации) с применением холода, получаемого при дросселировании или детандировании либо на специальных холодильных установках. Добываемый непосредственно из скважины газовый конденсат называется нестабильным (сырым), так как содержит в себе растворенный природный газ (широкую фракцию легких углеводородов).Gas condensate is separated from gases by low-temperature condensation (separation) using cold obtained by throttling or expansion or in special refrigeration units. Gas condensate extracted directly from a well is called unstable (raw), since it contains dissolved natural gas (a wide fraction of light hydrocarbons).
В связи с отсутствием на скважинах разведочного фонда необходимой инфраструктуры все извлекаемое при выполнении газодинамических и газоконденсатных исследований сырье (газ и газовый конденсат) сжигается на горизонтально-факельной установке (ГФУ).Due to the lack of necessary infrastructure at the exploration wells, all raw materials (gas and gas condensate) extracted during gas-dynamic and gas condensate studies are burned in a horizontal flare unit (HFU).
Уровень техникиState of the art
Известен способ выделения стабильного конденсата из природного газа путем сепарации исходной газоконденсатной смеси, дегазации выделенного конденсата, охлаждения газа сепарации и газа дегазации с отделением сконденсировавшихся при этом углеводородов и стабилизации дегазированного конденсата и сконденсировавшихся углеводородов, при этом выделенный конденсат подвергают дополнительной дегазации и стабилизации в отпарной колонне, полученный при этом газ стабилизации, а также газ дополнительной дегазации охлаждают и подвергают стабилизации совместно со сконденсировавшимися углеводородами, а в качестве стабильного конденсата выводят смесь кубового продукта отпарной колонны и конденсата, выделенного при стабилизации сконденсировавшихся углеводородов [RU 2171270 C2, МПК C10G 5/00, C10G 7/02, опубл. 27.07.2001].A method is known for separating stable condensate from natural gas by separating the initial gas condensate mixture, degassing the separated condensate, cooling the separation gas and the degassing gas with the separation of the hydrocarbons condensed in the process, and stabilizing the degassed condensate and condensed hydrocarbons, wherein the separated condensate is subjected to additional degassing and stabilization in a stripping column, the stabilization gas obtained in the process, as well as the additional degassing gas, are cooled and subjected to stabilization together with the condensed hydrocarbons, and a mixture of the bottoms product of the stripping column and the condensate separated during the stabilization of the condensed hydrocarbons is withdrawn as stable condensate [RU 2171270 C2, IPC C10G 5/00, C10G 7/02, published 27.07.2001].
К недостаткам известного способа для подготовки газового конденсата при пробной эксплуатации разведочной скважины можно отнести следующее: наличие в технологическом цикле отпарных колонн и в связи с этим невозможность разместить на площадке разведочной скважины - требуется отведение дополнительной территории для размещения большого количества оборудования. Необходимая территория для размещения кратно превышает стандартную площадь площадки разведочной скважины. Данный способ разработан для постоянного расхода эксплуатационного фонда и неспособен выпускать продукцию необходимого качества в условиях резко меняющегося расхода разведочной скважины, при проведении газодинамических исследований. The disadvantages of the known method for preparing gas condensate during trial operation of an exploratory well include the following: the presence of stripping columns in the technological cycle and, in connection with this, the impossibility of placing them on the exploratory well site - additional territory is required to accommodate a large amount of equipment. The required territory for placement is many times greater than the standard area of the exploratory well site. This method is designed for a constant consumption of the operating fund and is unable to produce products of the required quality in conditions of sharply changing consumption of the exploratory well, during gas-dynamic studies.
Известен способ стабилизации газового конденсата, включающий сепарацию нестабильного конденсата, которую осуществляют в одну ступень в вертикальной отпарной пленочной колонне, оснащенной верхним и нижним блоками тепломассообменных элементов и зоной питания, расположенной между ними. В верхнюю часть внутреннего пространства верхнего блока тепломассообменных элементов подают нестабильный конденсат, выводят из его нижней части и направляют в зону питания. С верха колонны выводят газ выветривания, а с низа колонны выводят конденсат, который нагревают, подают в качестве теплоносителя в нижнюю часть внутреннего пространства нижнего блока тепломассообменных элементов и выводят из его верхней части в качестве товарного конденсата. Редуцированный нестабильный газовый конденсат предварительно сепарируют с получением газа сепарации, который смешивают с газом выветривания. Нагретый конденсат дополнительно сепарируют с получением товарного конденсата и газа стабилизации, который подают в низ колонны в качестве отпаривающего агента [RU 2600339 C1, МПК B01D 3/14, C07C7/04, опубл. 20.10.2016].A method for stabilizing gas condensate is known, including separation of unstable condensate, which is carried out in one stage in a vertical stripping film column equipped with upper and lower blocks of heat and mass transfer elements and a feed zone located between them. Unstable condensate is fed into the upper part of the internal space of the upper block of heat and mass transfer elements, removed from its lower part and sent to the feed zone. From the top of the column, weathering gas is removed, and from the bottom of the column, condensate is removed, which is heated, fed as a heat carrier to the lower part of the internal space of the lower block of heat and mass transfer elements and removed from its upper part as marketable condensate. The reduced unstable gas condensate is preliminarily separated to obtain separation gas, which is mixed with weathering gas. The heated condensate is further separated to obtain commercial condensate and stabilization gas, which is fed to the bottom of the column as a stripping agent [RU 2600339 C1, IPC B01D 3/14, C07C7/04, published 20.10.2016].
К недостаткам известного способа для подготовки газового конденсата при пробной эксплуатации разведочной скважины можно отнести следующее: применение в технологии отпарной пленочной колонны, тепломассообменных элементов и зоной питания и в связи с этим невозможность разместить на площадке разведочной скважины - требуется отведение дополнительной территории для размещения большого количества оборудования. Необходимая территория для размещения кратно превышает стандартную площадь площадки разведочной скважины. Способ разработан для постоянного расхода эксплуатационного фонда и неспособен выпускать продукцию необходимого качества в условиях резко меняющегося расхода разведочной скважины, при проведении газодинамических исследований.The disadvantages of the known method for preparing gas condensate during trial operation of an exploratory well include the following: the use of a stripping film column, heat and mass exchange elements and a feed zone in the technology and, in connection with this, the impossibility of placing it on the exploratory well site - additional territory is required to accommodate a large amount of equipment. The required territory for placement is many times greater than the standard area of the exploratory well site. The method is designed for a constant consumption of the operating fund and is unable to produce products of the required quality under conditions of sharply changing consumption of the exploratory well, during gas-dynamic studies.
Известен способ переработки нестабильного газового конденсата непосредственно на месторождении, который может быть использован для получения моторного топлива [RU 2477301 С1, C10G /02. B01D 3/14, опубл. 10.03.2013]. Способ переработки сырья, в качестве которого используют нестабильный газовый конденсат в смеси с попутной нефтью нефтегазоконденсатных месторождений, включает деэтанизацию, стабилизацию сырья и последующее фракционирование с выделением керосиновой фракции 140-240°С в виде бокового погона. Способ осуществляют в установке, содержащей функциональные блоки стабилизации конденсата и фракционирования с ректификационной колонной. Блок стабилизации конденсации содержит колонну-деэтанизатор и колонну-стабилизатор, при этом колонна-деэтанизатор посредством системы трубопроводов соединена с сепаратором, теплообменником и печью, а колонна-стабилизатор посредством системы трубопроводов в верхней части соединена с воздушным холодильником, связанным с рефлюксной емкостью, а в нижней части с печью и воздушным холодильником, причем указанные колонны соединены между собой через теплообменник, указанный блок фракционирования конденсата дополнительно содержит стриппинг-колонну, соединенную с ректификационной колонной, стрипинг-колонна посредством системы трубопроводов соединена с нижней частью ректификационной колонны через теплообменник, воздушный холодильник, емкость и насос, в верхней части ректификационная колонна посредством системы трубопроводов соединена с воздушным холодильником и емкостью. Данный способ позволяет осуществлять качественную переработку нестабильного газового конденсата непосредственно на месторождении. A method for processing unstable gas condensate directly at the field is known, which can be used to obtain motor fuel [RU 2477301 C1, C10G / 02. B01D 3/14, published 10.03.2013]. The method for processing raw materials, which use unstable gas condensate mixed with associated oil from oil and gas condensate fields, includes deethanization, stabilization of the raw material and subsequent fractionation with the separation of a kerosene fraction of 140-240 ° C in the form of a side stream. The method is carried out in an installation containing functional units for condensate stabilization and fractionation with a rectification column. The condensation stabilization unit comprises a deethanizer column and a stabilizer column, wherein the deethanizer column is connected to a separator, a heat exchanger and a furnace via a pipeline system, and the stabilizer column is connected to an air cooler connected to a reflux tank via a pipeline system in its upper part, and to the furnace and the air cooler in its lower part, wherein said columns are connected to each other via a heat exchanger, said condensate fractionation unit additionally comprises a stripping column connected to a rectification column, the stripping column is connected to the lower part of the rectification column via a heat exchanger, an air cooler, a tank and a pump via a pipeline system, and in its upper part the rectification column is connected to the air cooler and the tank via a pipeline system. This method enables high-quality processing of unstable gas condensate directly at the field.
К недостаткам известного способа для подготовки газового конденсата при пробной эксплуатации разведочной скважины можно отнести следующее: применение в технологии ректификационной колоны, которая является объектом капитального строительства и в связи с этим невозможность разместить на площадке разведочной скважины - требуется отведение дополнительной территории для размещения большого количества оборудования. Необходимая территория для размещения кратно превышает стандартную площадь площадки разведочной скважины. Способ разработан для постоянного расхода эксплуатационного фонда и неспособен выпускать продукцию необходимого качества в условиях резко меняющегося расхода разведочной скважины, при проведении газодинамических исследований.The disadvantages of the known method for preparing gas condensate during trial operation of an exploratory well include the following: the use of a rectification column in the technology, which is an object of capital construction and, in connection with this, the impossibility of placing it on the site of the exploratory well - it is necessary to allocate additional territory to accommodate a large amount of equipment. The required territory for placement is many times greater than the standard area of the site of the exploratory well. The method is designed for a constant consumption of the operating fund and is unable to produce products of the required quality in conditions of sharply changing consumption of the exploratory well, during gas-dynamic studies.
В известных стационарных и мобильных технологиях подготовки газового конденсата для вторичной дегазации применяют метод стабилизации выделенных углеводородов ректификацией. Стационарные и мобильные технологии по подготовке газового конденсата являются высокотехнологичными и разработаны для условий стабильного расхода с эксплуатационных скважин. Вывод на режим таких установок занимает значительное время и в случае изменения расхода нарушается технологический процесс и качество продукции. При проведении газодинамических и газоконденсатных исследований на разведочных скважинах обеспечить стабильный расход газового конденсата невозможно.In known stationary and mobile technologies for preparing gas condensate for secondary degassing, the method of stabilizing the separated hydrocarbons by rectification is used. Stationary and mobile technologies for preparing gas condensate are high-tech and are designed for conditions of stable consumption from production wells. Bringing such installations to the mode takes a significant amount of time and in case of a change in consumption, the technological process and product quality are disrupted. When conducting gas-dynamic and gas condensate studies at exploratory wells, it is impossible to ensure a stable consumption of gas condensate.
Сущность технического решенияThe essence of the technical solution
Задачей, на решение которой направлено заявляемое техническое решение, является разработка способа подготовки стабильного конденсата на площадке разведочной скважины в условиях регулярно, многократно меняющегося дебита разведочной скважины, при проведении газодинамических и газоконденсатных исследований, с получением товарной продукции и использования в качестве топлива для собственных нужд, а также в качестве топлива для котельных и генерации электроэнергии в процессе строительства и освоения скважин. The task, which the claimed technical solution is aimed at solving, is the development of a method for preparing stable condensate at the site of an exploratory well under conditions of regularly, repeatedly changing flow rate of the exploratory well, during gas-dynamic and gas-condensate studies, with the production of commercial products and use as fuel for own needs, as well as fuel for boiler houses and electricity generation during the construction and development of wells.
При осуществлении изобретения поставленная задача решается за счет достижения технического результата, который заключается в обеспечении качества товарного продукта - стабильного газоконденсата, соответствующего требованиям ГОСТа Р 54389-2011, в условиях резко, многократно меняющегося дебита разведочной скважины, при проведении исследований. In implementing the invention, the set task is solved by achieving a technical result, which consists in ensuring the quality of the commercial product - stable gas condensate, corresponding to the requirements of GOST R 54389-2011, under conditions of sharply, repeatedly changing flow rate of the exploratory well, during research.
Указанный технический результат достигается тем, что способ стабилизации газового конденсата включает три этапа дегазации газового конденсата. На первом этапе дегазация реализуется стандартным для всех технологий методом снижения давления до атмосферного в емкости буферной без изменения температурного режима при поступлении из сепаратора. На втором этапе подготовки нестабильный газовый конденсат перекачивают через подогреватель при давлении не выше 1 кгс/см2, при этом температура нагрева не превышает 50°С (для установленного опытным путем предотвращения выпаривания С5+) в емкость первичной стабилизации дегазации (термобарические параметры в емкости дегазации от +30°С до +40°С). На первых двух этапах расход газового конденсата является переменным значением и зависит от дебита скважины на текущий момент, устанавливаемый операторами в зависимости от режимов газоконденсатных и газодинамических исследований. Также режим может меняться по оперативным решениям Недропользователя. В связи с этим газовый конденсат на финише второго этапа подготовки имеет ДНП от 800 мм рт.ст до 1200 мм рт.ст. На третьем этапе газовый конденсат из емкости первичной стабилизации (дегазации) перекачивают при давлении не выше 1 кгс/см2, в емкость вторичной дегазации, где запускается на циклическую подготовку, через подогреватель при 50°С и давлении не выше 1 кгс/см2. Таким образом, подготовка до необходимого значения ДНП уже не зависит от текущего расхода разведочной скважины и может быть доведена до ДНП 500 мм рт.ст. в среднем за 4-6 циклов (емкость - подогреватель). За один цикл в среднем значение ДНП снижается до 100 мм рт.ст.The specified technical result is achieved by the fact that the method of gas condensate stabilization includes three stages of gas condensate degassing. At the first stage, degassing is implemented by the method standard for all technologies of reducing the pressure to atmospheric in the buffer tank without changing the temperature mode upon receipt from the separator. At the second stage of preparation, unstable gas condensate is pumped through a heater at a pressure of no more than 1 kgf/cm 2 , while the heating temperature does not exceed 50 ° C (for the experimentally established prevention of C 5+ evaporation) into the primary degassing stabilization tank (thermobaric parameters in the degassing tank from + 30 ° C to + 40 ° C). At the first two stages, the gas condensate flow rate is a variable value and depends on the well flow rate at the current moment, set by operators depending on the modes of gas condensate and gas dynamic studies. The mode can also be changed according to the operational decisions of the Subsoil User. In this regard, the gas condensate at the end of the second stage of preparation has a DNP from 800 mm Hg to 1200 mm Hg. At the third stage, the gas condensate is pumped from the primary stabilization (degassing) tank at a pressure of no more than 1 kgf/cm 2 into the secondary degassing tank, where it is launched for cyclic preparation, through a heater at 50 ° C and a pressure of no more than 1 kgf/cm 2 . Thus, preparation to the required DNP value no longer depends on the current flow rate of the exploratory well and can be brought to a DNP of 500 mm Hg on average in 4-6 cycles (tank - heater). In one cycle, on average, the DNP value decreases to 100 mm Hg.
Причинно-следственная связь между заявленными существенными признаками изобретения и техническом результатом заключается в том, что в предлагаемом способе стабилизации газового конденсата на разведочной скважине необходимое качество продукции при изменении расхода регулируют количеством циклов без изменения термобарических параметров. The cause-and-effect relationship between the claimed essential features of the invention and the technical result is that in the proposed method for stabilizing gas condensate at an exploratory well, the required quality of the product when changing the flow rate is regulated by the number of cycles without changing the thermobaric parameters.
Перечень и краткое содержание чертежейList and summary of drawings
На чертеже схематично представлен технологический процесс стабилизации газового конденсата на разведочной скважине, где цифрами обозначены: 1 - разведочная скважина, 2 - сепаратор, 3 - ГФУ высокого давления, 4 - емкость буферная, 5, 7 - нагреватели, 6 - емкости первичной дегазации, 8 - емкостной парк с емкостями вторичной стабилизации, 9 - наливная эстакада. Трубопроводная обвязка и арматура обеспечивает подключение исследуемого объекта - разведочной скважины к элементам технологической схемы, а также управление потоками.The drawing schematically shows the technological process of stabilizing gas condensate at an exploratory well, where the numbers indicate: 1 - exploratory well, 2 - separator, 3 - high-pressure gas condensate unit, 4 - buffer tank, 5, 7 - heaters, 6 - primary degassing tanks, 8 - tank farm with secondary stabilization tanks, 9 - loading rack. The piping and fittings ensure the connection of the object under study - the exploratory well to the elements of the technological scheme, as well as flow control.
Осуществление способаImplementation of the method
При проведении пробной эксплуатации все извлекаемое из разведочных скважин сырье (газ и газовый конденсат), как правило, подлежит утилизации посредством сжигания на горизонтальной факельной установке в процессе освоения и проведения газодинамических и газоконденсатных исследований. Учитывая экологические, технико-технологические и экономические особенности проведения испытаний и пробной эксплуатации разведочных скважин, предоставляется очевидной необходимостью сократить объемы сжигания газового конденсата.During trial operation, all raw materials extracted from exploratory wells (gas and gas condensate) are usually subject to utilization by burning in a horizontal flare unit during development and conducting gas-dynamic and gas condensate studies. Considering the environmental, technical, technological and economic features of testing and trial operation of exploratory wells, it is obvious that it is necessary to reduce the volumes of gas condensate burning.
Вариант с подготовкой газового конденсата на площадке разведочной скважины и транспортировка продукта по трубопроводу в большинстве случаев просто невозможен в связи с тем, что инфраструктуры на месторождении, как правило, на этом этапе геологоразведки месторождения еще нет, а в случаях наличия необходимой инфраструктуры, требует значительных временных и финансовых затрат, так как является уже объектом капитального строительства.The option of preparing gas condensate at the site of the exploration well and transporting the product via pipeline is simply impossible in most cases due to the fact that, as a rule, there is no infrastructure at the field at this stage of geological exploration of the field, and in cases where the necessary infrastructure is available, it requires significant time and financial costs, since it is already a capital construction project.
Самым оптимальным решением является подготовка стабильного конденсата на площадке разведочной скважины на мобильно-блочной установке (МБУ) с применением циклической технологии по стабилизации газового конденсата и дальнейшая транспортировка наливным транспортом конечному потребителю.The most optimal solution is to prepare stable condensate at the exploration well site using a mobile block unit (MBU) using cyclic technology to stabilize gas condensate and then transport it by bulk transport to the end consumer.
Технология подготовки газового конденсата до стабильного состояния во время проведения пробной эксплуатации заключается в поступлении газоконденсатной смеси с разведочной скважины 1 в трехфазный сепаратор 2 (ПКИОС), где происходит разделение газоконденсатной смеси на газовую (метан, этан) и жидкую фракции (нестабильный газовый конденсат с ШФЛУ и воду), с которого газ сепарации идет на ГФУ 3 и утилизируется, пластовая вода выводится на ГФУ 3 для выпаривания, а нестабильный газовый конденсат поступает в емкость буферную (дегазации) 4 (термобарические параметры в емкости от +30°С до +40°С), в которой происходит выделение ШФЛУ, направляемой по трубопроводу для утилизации на факельной установке. Нестабильный конденсат из емкости буферной 4 нагревают при давлении не выше 1 кгс/см2 до температуры не выше 50°С и выводят в емкость первичной стабилизации 6. Далее конденсат первичной дебутанизации перекачивают при давлении не выше 1 кгс/см2 в емкость вторичной дегазации, где запускается на циклическую подготовку путем нагрева при температуре не выше 50°С и давлении не выше 1 кгс/см2. ШЛФУ выводят для утилизации на факельную установку.The technology for preparing gas condensate to a stable state during trial operation consists of feeding the gas condensate mixture from exploratory well 1 to three-phase separator 2 (PPSW), where the gas condensate mixture is separated into gas (methane, ethane) and liquid fractions (unstable gas condensate with NGL and water), from which the separation gas goes to GFU 3 and is utilized, formation water is discharged to GFU 3 for evaporation, and unstable gas condensate goes to buffer tank (degassing) 4 (thermobaric parameters in the tank from +30°C to +40°C), where NGL is separated and sent through a pipeline for utilization at a flare unit. Unstable condensate from buffer tank 4 is heated at a pressure of no more than 1 kgf/ cm2 to a temperature of no more than 50°C and discharged into primary stabilization tank 6. Then, primary debutanization condensate is pumped at a pressure of no more than 1 kgf/ cm2 into the secondary degassing tank, where it is launched for cyclic preparation by heating at a temperature of no more than 50°C and a pressure of no more than 1 kgf/ cm2 . The SHLFU is discharged to a flare unit for disposal.
Подготовку стабильного конденсата на площадке разведочной скважины осуществляют с применением мобильно-блочной установки (МБУ) по циклической технологии стабилизации. В пределах существующей площадки разведочной скважины устанавливают и обвязывают оборудование МБУ для технологии стабилизации газового конденсата согласно схеме. Схема обвязки МБУ предусматривается с учетом подачи продукции скважины на факельную установку, минуя МБУ по отдельному коллектору.Preparation of stable condensate at the exploration well site is carried out using a mobile-block unit (MBU) using cyclic stabilization technology. Within the existing exploration well site, MBU equipment is installed and tied in for gas condensate stabilization technology according to the diagram. The MBU tie-in diagram is provided taking into account the supply of well products to the flare unit, bypassing the MBU via a separate collector.
В качестве сепаратора 2 возможно использование устройства ПКИОС, в состав которого входит трехфазный сепаратор. Средства КИПиА ПКИОС позволяют измерять: дебит газового и жидкостного потока после сепарации; давление и температуру входящего потока; давление и температуру газового (газ сепарации) и жидкостного потока (пластовая вода) после сепарации; уровень жидкости в сепараторе. As separator 2 it is possible to use the PKIOS device, which includes a three-phase separator. The PKIOS instrumentation and automation means allow measuring: the flow rate of the gas and liquid flow after separation; the pressure and temperature of the incoming flow; the pressure and temperature of the gas (separation gas) and liquid flow (formation water) after separation; the liquid level in the separator.
Горизонтальная факельная установка (ГФУ) предназначена для утилизации газоконденсатной смеси, расположена в обустроенном земляном амбаре в комплекте с устройством дистанционного розжига и системой автоматики. The horizontal flare unit (HFU) is designed for the utilization of gas condensate mixture and is located in a specially equipped earthen barn, complete with a remote ignition device and an automation system.
Между емкостями: буферной 4, первичной стабилизации 6 и вторичной стабилизации устанавливают соответственно нагреватели 5, 7. В качестве нагревателей на месторождении применены подогреватели нефти с промежуточным теплоносителем ППТ - 0,2Г.Between the tanks: buffer 4, primary stabilization 6 and secondary stabilization, heaters 5, 7 are installed respectively. Oil heaters with intermediate heat carrier PPT - 0.2G are used as heaters at the field.
Емкости вторичной стабилизации расположены в емкостном парке 8, оборудованы электрическими подогревателями и обвязаны с факельной установкой низкого давления. Обвязка и подключение (электроприводные задвижки на входе в емкости) емкостей в зависимости от дебита разведочной скважины обеспечивают автоматическое переключение между ними по датчику уровня, установленному в каждой емкости от заполнения.The secondary stabilization tanks are located in tank farm 8, equipped with electric heaters and tied to a low-pressure flare unit. The piping and connection (electrically driven valves at the entrance to the tanks) of the tanks, depending on the flow rate of the exploratory well, ensure automatic switching between them using a level sensor installed in each tank from filling.
На выходе из емкостного парка 8 устанавливают наливную эстакаду 9 со стояком верхнего налива НЭ.СВН3-01 для открытого или герметичного налива товарной продукции.At the exit from the tank farm 8, a loading rack 9 is installed with a top loading standpipe NE.SVN3-01 for open or sealed loading of commercial products.
Автоматический контроль, поддержание и регулирование режимов работы оборудования осуществляют посредством АСУТП. Автоматизация системы управления достигается за счет распределения вычислительных, контролирующих и регулирующих функций АСУТП по нескольким локальным системам управления (ЛСУ), при этом сохраняется принцип централизованного контроля и управления системой в целом. Для хранения технологических данных предусмотрен сервер архивной информации МБУ на базе отдельного промышленного компьютера. ЛСУ обеспечивает: поддержание значений необходимых параметров технологического процесса в автоматическом режиме: автоматическое поддержание заданных значений оператором до начала работ давления, температуры и уровня емкостях; автоматическое, дистанционное и местное управление исполнительными механизмами (насосами, запорно-регулирующей арматурой). Предусмотрена возможность автоматического частотного регулирования производительности насосных агрегатов через блок частотного регулирования привода. Система автоматизации обеспечивает аварийную и предупредительную сигнализацию об отклонении параметров технологического процесса за заданные пределы, определенные технологическим регламентом МБУ.Automatic control, maintenance and regulation of equipment operating modes are carried out by means of the APCS. Automation of the control system is achieved by distributing the computing, monitoring and regulating functions of the APCS across several local control systems (LCS), while maintaining the principle of centralized control and management of the system as a whole. A server of archive information MBU based on a separate industrial computer is provided for storing process data. LCS ensures: maintaining the values of the required process parameters in automatic mode: automatic maintenance of the set values by the operator before the start of work of pressure, temperature and level in tanks; automatic, remote and local control of actuators (pumps, shut-off and control valves). The possibility of automatic frequency regulation of the performance of pumping units is provided through the frequency regulation unit of the drive. The automation system provides emergency and warning signaling about deviation of the process parameters beyond the set limits determined by the process regulations of the MBU.
Шкафы распределенных систем управления устанавливают на рамах технологического оборудования, что позволяет минимизировать кабельную разводку по эстакадам технологической площадки и сократить время развертывания МБУ в целом. Связь шкафов распределенных систем управления с коммуникационным шкафом управления МБУ осуществляют при помощи сети Ethernet. Питание шкафов распределенных систем управления, коммуникационного шкафа управления осуществляют от источников бесперебойного электропитания, расположенных в блоке автоматики или операторной. Первичные преобразователи сигналов КИПиА размещены на технологическом оборудовании. Distributed control system cabinets are installed on the frames of the process equipment, which allows minimizing the cabling along the process platform overpasses and reducing the overall deployment time of the MBU. The connection of the distributed control system cabinets with the MBU control communication cabinet is carried out using the Ethernet network. The power supply of the distributed control system cabinets and the control communication cabinet is carried out from uninterruptible power supplies located in the automation unit or control room. The primary converters of instrumentation and automation signals are located on the process equipment.
Пример осуществления способаExample of the method implementation
Пластовый газ с разведочной скважины 1 поступает в сепаратор 2, где при давлении 4,5 МПа происходит ее разделение на газ сепарации и пластовую жидкость. Газ сепарации из сепаратора 2 поступает в газопровод и утилизируется на ГФУ 3 высокого давления. Нестабильный конденсат поступает в нагреватель 5. Опытным путем установлено, что для предотвращения выпаривания С5+ температура не должна превышать 50°С. Нагретый конденсат первичной дебутанизации поступает в емкость первичной стабилизации (дегазации) 6. На выходе из емкости первичной стабилизации 6 отбирается контрольная проба для анализа в аккредитованной лаборатории и при её достижении требованиям ГОСТа составляется паспорт качества товарной продукции. Если нестабильный конденсат первичной стабилизации (дегазации) соответствует требованиям ГОСТа, то стабильный конденсат через узел учета с замером количества продукта насосами наливной эстакады 9 поставляют конечному потребителю. В случае несоответствия требованиям ГОСТа конденсат первичной стабилизации из емкости вторичной сепарации повторно направляют на нагреватель 7 по циклу до выхода на необходимый уровень ДНП: после нагрева в нагревателе 7 насосным блоком конденсат первичной стабилизации перекачивают в накопительную емкость емкостного парка 8 для вторичной дегазации циклическим методом. Суть циклического метода заключается в многократной термической дебутанизации нестабильного конденсата по циклу с накопительной емкости вторичной стабилизации в нагреватель 7 и обратно по кругу. За каждый цикл давление насыщенных паров снижается в среднем до 100 мм рт.ст. При этом температуру нестабильного конденсата в ППТ рекомендуется держать не выше 50°С для избежания потерь С5+. В зависимости от дебита разведочной скважины емкостей для вторичной стабилизации может быть от одной и более.Formation gas from exploration well 1 enters separator 2, where at a pressure of 4.5 MPa it is separated into separation gas and formation fluid. Separation gas from separator 2 enters the gas pipeline and is utilized at high-pressure gas processing unit 3. Unstable condensate enters heater 5. It has been established experimentally that to prevent evaporation of C5+, the temperature should not exceed 50°C. Heated primary debutanization condensate enters primary stabilization (degassing) tank 6. At the outlet of primary stabilization tank 6, a control sample is taken for analysis in an accredited laboratory and, upon reaching GOST requirements, a quality certificate for the commercial product is drawn up. If unstable primary stabilization (degassing) condensate meets GOST requirements, then stable condensate is supplied to the end user through a metering unit with product quantity measurement by pumps of loading rack 9. In case of non-compliance with the GOST requirements, the primary stabilization condensate from the secondary separation tank is re-directed to the heater 7 in a cycle until the required DNP level is reached: after heating in the heater 7 by the pumping unit, the primary stabilization condensate is pumped into the storage tank of the tank farm 8 for secondary degassing using the cyclic method. The essence of the cyclic method lies in multiple thermal debutanization of unstable condensate in a cycle from the secondary stabilization storage tank to the heater 7 and back in a circle. During each cycle, the saturated vapor pressure decreases to an average of 100 mm Hg. In this case, the temperature of the unstable condensate in the PPT is recommended to be kept no higher than 50 ° C to avoid C5 + losses. Depending on the flow rate of the exploratory well, there may be one or more tanks for secondary stabilization.
В ходе проведения пробной эксплуатации выявлены закономерности снижения давления насыщенных паров (ДНП) за один цикл дегазации нестабильного газового конденсата от изменения расхода и температуры нагрева в путевом подогревателе при изменении режима работы скважины во время проведения исследований (газодинамических, газоконденсатных), в среднем 50-100 мм рт.ст. При этом изменение расхода при проведении газодинамических исследований не влияет на работу установки, осуществляется мгновенный вывод на технологический режим работы установки. During the trial operation, patterns of reduction of saturated vapor pressure (SVP) for one cycle of degassing of unstable gas condensate from changes in flow rate and heating temperature in the line heater when changing the well operating mode during studies (gas-dynamic, gas condensate) were identified, on average 50-100 mm Hg. At the same time, the change in flow rate during gas-dynamic studies does not affect the operation of the unit, and the unit is immediately brought to the technological operating mode.
Произведен отбор проб для проведения лабораторных исследований отобранных проб флюидов в аккредитованной химико-аналитической лаборатории и выдан паспорт качества (результаты представлены в таблице).Samples were collected for laboratory testing of the selected fluid samples in an accredited chemical analytical laboratory and a quality certificate was issued (the results are presented in the table).
ТаблицаTable
По заявленному способу на месторождении получен стабильный газовый конденсат с содержанием воды не более 0,5% и давлением насыщенных паров не выше 500 мм рт.ст., что полностью соответствует ГОСТу Р 54389.According to the declared method, stable gas condensate with a water content of no more than 0.5% and a saturated vapor pressure of no more than 500 mm Hg was obtained at the field, which fully complies with GOST R 54389.
Таким образом, технология по подготовке стабильного газового конденсата на площадке разведочной скважины позволяет использовать его не только в качестве топлива для дальнейшей генерации электроэнергии и тепла на самом автономном месторождении, но и производить поставки внешним потребителям в регионе.Thus, the technology for preparing stable gas condensate at the site of an exploratory well allows it to be used not only as fuel for further generation of electricity and heat at the autonomous field itself, but also to supply external consumers in the region.
Claims (1)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2835431C1 true RU2835431C1 (en) | 2025-02-25 |
Family
ID=
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2171270C2 (en) * | 1998-03-18 | 2001-07-27 | ОАО "Газпром" | Method of recovery of stable condensate from natural gas |
| US20120172649A1 (en) * | 2009-07-02 | 2012-07-05 | Manoj Yadav | Process for recovery of propylene and lpg from fcc fuel gas using stripped main column overhead distillate as absorber oil |
| RU2477301C1 (en) * | 2011-12-08 | 2013-03-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром переработка" | Unstable gas condensate processing method, and plant for its implementation |
| RU2500453C1 (en) * | 2012-05-16 | 2013-12-10 | Открытое акционерное общество "НОВАТЭК" | Method of field preparation of condensate pool products with high content of heavy hydrocarbons and plant to this end |
| CN102491866B (en) * | 2011-11-30 | 2014-07-23 | 神华集团有限责任公司 | Olefin separation process and system |
| RU2600339C1 (en) * | 2015-08-21 | 2016-10-20 | Андрей Владиславович Курочкин | Method for stabilisation of gas condensate |
| RU2800096C1 (en) * | 2023-04-03 | 2023-07-18 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Method for stabilizing gas condensate |
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2171270C2 (en) * | 1998-03-18 | 2001-07-27 | ОАО "Газпром" | Method of recovery of stable condensate from natural gas |
| US20120172649A1 (en) * | 2009-07-02 | 2012-07-05 | Manoj Yadav | Process for recovery of propylene and lpg from fcc fuel gas using stripped main column overhead distillate as absorber oil |
| CN102491866B (en) * | 2011-11-30 | 2014-07-23 | 神华集团有限责任公司 | Olefin separation process and system |
| RU2477301C1 (en) * | 2011-12-08 | 2013-03-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром переработка" | Unstable gas condensate processing method, and plant for its implementation |
| RU2500453C1 (en) * | 2012-05-16 | 2013-12-10 | Открытое акционерное общество "НОВАТЭК" | Method of field preparation of condensate pool products with high content of heavy hydrocarbons and plant to this end |
| RU2600339C1 (en) * | 2015-08-21 | 2016-10-20 | Андрей Владиславович Курочкин | Method for stabilisation of gas condensate |
| RU2800096C1 (en) * | 2023-04-03 | 2023-07-18 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Method for stabilizing gas condensate |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US7575672B1 (en) | Sled mounted separator system | |
| US20160129371A1 (en) | System and method to measure hydrocarbons produced from a well | |
| RU2340841C1 (en) | Method of processing of associated oil gas and facility for implementation of this method | |
| US10052565B2 (en) | Treater combination unit | |
| RU119389U1 (en) | INSTALLATION FOR PREPARATION OF GAS OIL AND GAS-CONDENSATE DEPOSITS FOR TRANSPORT | |
| RU2731351C2 (en) | Method and system for production of lean methane-containing gas flow | |
| RU2835431C1 (en) | Method of stabilizing gas condensate during geological exploration of exploratory well | |
| NO961666L (en) | Process and system for the capture and storage of light hydrocarbon vapor from crude oil | |
| RU2493898C1 (en) | Method of field processing of gas condensate deposit products using unstable gas condensate as coolant and plant to this end | |
| WO2021049977A1 (en) | Plant, system and method for separating associated petroleum gas | |
| Dzhalilova et al. | The study of technological mode options for production of oil of required quality | |
| CN104804760B (en) | Mixed hydrocarbon from oil associated gas recovery system and method | |
| RU2635799C1 (en) | Production cluster for production and processing of gas condensate of shelf field | |
| RU2495239C1 (en) | Method for preparation of gas from oil and gas condensate deposits for transportation and plant for its implementation | |
| US3344583A (en) | Transporting ethane in a crude oil pipeline | |
| Patkin et al. | Influence of temperature and pressure of incoming oil-containing liquid from field wells on the gas separation process | |
| RU2409739C2 (en) | Fluid medium flow divider (versions) | |
| RU13910U1 (en) | INSTALLING A WELL RESEARCH | |
| RU2525764C2 (en) | Hydrocarbon gas mix preparation and processing plant (versions) | |
| Fedulov et al. | Physical and Chemical Principles of Increasing the Efficiency of the Methanol Desorption Process | |
| RU2007659C1 (en) | Method and device for preparation and transportation of products in oil-gas condensate fields at high gas factor | |
| US11746300B2 (en) | High pressure oil treatment process | |
| RU2733370C1 (en) | Installation for deep processing of oil sludge and fuel oil emulsion | |
| RU18647U1 (en) | RECTIFICATION UNIT UNDER ATMOSPHERIC PRESSURE | |
| RU2718398C1 (en) | Method of preparing associated petroleum gas for transportation |