Способ подготовки природного газа к транспорту

 

Использование: изобретение относится к газовой промышленности, а именно к способам промысловой подготовки природного газа к магистральному транспорту в условиях многолетнемерзлых грунтов. Сущность изобретения: способ включает в себя первичную сепарацию газа, его компримирование, охлаждение, расширение до давления на входе в газопровод, низкотемпературную сепарацию и подачу в газопровод с температурой, равной температуре грунта. Причем, низкотемпературную сепарацию проводят под давлением ниже давления газа на входе в газопровод и равном от 5,0 до 6,5 МПа и температурах, превышающих соответственно минус 20^oC и минус 40^oC с величиной механического уноса капельной жидкости от 1,0 до 3,0 мг/м³, тем самым обеспечивая транспортирование газа по газопроводу в однофазном состоянии. Затем газ сепарации дожимают в компрессоре до давления, равного давлению на входе в газопровод. 1 ил. , 1 табл.

Изобретение относится к газовой промышленности, а именно к способам промысловой подготовки природного газа к магистральному транспорту, в частности в условиях многолетнемерзлых грунтов.

Подготовка природного газа в этих условиях должна исключить конденсацию газа в магистральном газопроводе и обеспечить круглогодичное охлаждение газа до температуры грунта на глубине прокладки головного участка газопровода.

Большинство магистральных газопроводов Севера Тюменской области работают в двухфазном режиме, поскольку широко используемые способы промысловой подготовки газа не обеспечивают однофазный режим транспортирования. Особенно это характерно для газопроводов в условиях многолетнемерзлых грунтов, по которым транспортируется газ с температурой ниже 0^oC.

Выпадение жидкости (в основном высококипящих углеводородов С_5+в) приводит к снижению гидравлической эффективности, необходимости периодической очистки полости газопроводов, что связано с дополнительными затратами компрессорных мощностей, с потерей газа и загрязнением окружающей среды.

Известен способ подготовки природного газа к транспорту, заключающийся в извлечении из него воды, ингибитора гидратообразования и тяжелых углеводородных компонентов конденсационным методом, включающий первичную сепарацию газа, его компримирование, охлаждение, расширение до давления на входе в газопровод, низкотемпературную сепарацию и подачу в газопровод с температурой равной температуре грунта [1] Низкотемпературную сепарацию по известному способу обычно проводят под давлением около 7,5 МПа и температуре около минус 30^oC. Нагрев газа после сепарации до температуры грунта осуществляют за счет теплообмена с высоконапорным газом первичной сепарации.

Недостаток этого способа состоит в том, что он не исключает конденсацию тяжелых углеводородов в газопроводе, что объясняется, во-первых, эффектом ретроградной конденсации при снижении давления газа в процессе его движения по газопроводу, во-вторых, понижением температуры газа в газопроводе до минус 14.17^oС.

Диапазоном снижения рабочих давлений газа в газопроводе обычно составляет от 7,35 до 6,0.5,0 МПа, чему соответствует повышение точки росы газа сепарации, вызванное ретраградной конденсацией, на 20.30^oC. Дополнительный рост значения точки росы газа является неизбежным следствием имеющего место механического уноса капельной жидкости из низкотемпературного сепаратора (далее "унос").

Последний фактор наиболее существенен при подготовке пластового газа с низким содержанием углеводородов С_5+в (до 40 г/м³) и составляет 15^o (при уносе 20 мг//м³) и 2^o (при уносе 2 мг/м³).

При реализации известного процесса НТС факторы ретроградной конденсации и уноса столь значительны, что для их компенсации необходимы крайне низкие температуры сепарации в концевом сепараторе минус 50^oC и ниже. Указанные значения температур при давлении сепарации выше 7,35 МПа являются закритическими для тощих газов, подвергаемых обработке, что принципиально не позволяет проводить их конденсацию и обеспечить необходимую точку росы транспортируемого газа.

Технический результат изобретения обеспечение как требуемой температуры и давления газа на входе в газотранспортную систему, так и однофазное состояние транспортируемого газа в любой точке газопровода.

Это достигается тем, что в способе подготовки природного газа к транспорту по газопроводу в многолетнемерзлых грунтах, заключающемся в извлечении из него воды, ингибитора гидратообразования и тяжелых углеводородных компонентов конденсационным методом, включающем первичную сепарацию газа, его компримирование, охлаждение, расширение до давления на входе в газопровод, низкотемпературную сепарацию и подачу в газопровод с температурой равной температуре грунта, низкотемпературную сепарацию проводят под давлением ниже давления газа на входе в газопровод и равном от 5,0 до 6,5 МПа и температурах, превышающих соответственно минус 20^oC и минус 40^oC с величиной механического уноса капельной жидкости от 1,0 до 3,0 мг/м³, тем самым обеспечивая транспортирование газа по газопроводу в однофазном состоянии, а газ сепарации дожимают в компрессоре до давления равного давлению, на входе в газопровод.

Технологическая схема НТС, реализующая достижение указанных параметров с минимальным набором элементов оборудования, приведена на чертеже.

Пластовый газ проходит первичную ступень сепарации 1, затем его охлаждают в рекуперативном теплообменнике 2, направляют в детантер 3, где он расширяется с получением внешней механической энергии и охлаждением до необходимых температур и подвергают низкотемпературной сепарации 4. Газ сепарации нагревают последовательно в теплообменниках 5 и 2, дожимают в компрессоре 6, приводом которого является детантер 3, до давления равного давлению на входе в газопровод и охлаждают в аппарате воздушного охлаждения 7. Охлаждение газа сепарации до температуры грунта осуществляют в теплообменнике 5, после чего газ с товарными кондициями направляют в газопровод.

Описанная схема способа подготовки газа к транспорту обеспечивает дожатие газа в компрессоре 6 до требуемого давления транспорта при определенном давлении в низкотемпературной ступени сепарации, зависящем от температуры атмосферного воздуха, КПД детантера и компрессора и давления газа на входе в установку. Температура сепарации является параметром, зависящим от давления. Ее расчитывают, исходя из условия однофазности транспортируемого потока и требования подачи его в газопровод с температурой грунта.

Такая зависимость определена для составов газа основных месторождений Крайнего Севера с содержанием углеводородов С_5+в от 0,1 до 40 г/м³, с учетом наличия в системе ингибитора гидратообразования (метанола) и воды для различных значений уноса жидкости из низкотемпературного сепаратора.

Диапазон значений уноса в соответствии с настоящим изобретением составляет от 1,0 до 3,0 мг/м³, а диапазон давлений сепарации, обеспечивающих одностадийное дожатие газа сепарации в турбокомпрессоре до давления на входе в газопровод, 5,0 до 6,5 МПа. Диапазон максимально допустимых температур сепарации, обеспечивающих однофазный транспорт газа при указанном уносе и достижении охлаждения транспортируемого газа до температуры грунта, составляют соответственно минус 20 и минус 40^oC. Характер зависимости температуры сепарации от давления внутри указанных интервалов значений приведен в таблице 1.

При давлении сепарации выше 6,5 МПа однофазность транспортируемого потока не обеспечивается. При давлении ниже 5 МПа турбокомпрессор детандер-компрессорного агрегата не обеспечит дожатия до давления на входе в газопровод (минимально до 6,5 МПа) и необходимо дополнительное компримирование с внешним приводом, что существенно усложняет и удорожает процесс и является нерациональным.

По указанным обстоятельствам принятый в изобретении диапазон давлений сепарации составляет от 5,0 до 6,5 МПа.

Приведенная в таблице зависимость имеет место при минимальных значениях давления и температуры в магистральном газопроводе соответственно 5,3 МПа и минус 17^oC, что характеризует наиболее жесткие условия транспортирования для всех известных месторождений, расположенных в зоне многолетнемерзлых грунтов.

Пример. Газ из скважины с содержанием тяжелых углеводородов около 2,5 г/м³ при давлении 10,5 МПа и температуре +25^oC направляют в сепаратор 1, отделяют от жидкости и охлаждают последовательно в рекуперативном теплообменнике 2 и турбодетандере 3 за счет снижения до 6,0 МПа. Далее газ с давлением 6 МПа и температурой минус 25^oC подают в сепаратор 4, где от него отделяют воду, ингибитор гидратообразования и тяжелые углеводороды, после чего его нагревают до 15^oC в теплообменниках 5 и 2 и дожимают в турбокомпрессоре 6 до давления 7,5 МПа. После компрессора газ охлаждают последовательно в воздушном холодильнике 7 и теплообменнике 5 до температуры грунта равного минус 5^oC и при давлении 7,35 МПа направляют в магистральный газопровод. Этот способ обеспечивает однофазный режим транспорта газа по подземному газопроводу в условиях многолетнемерзлых грунтов, в котором минимальное давление газа составляет 5,3 МПа, температура минус 17^oC, что соответствует условиям эксплуатации газопроводов, берущих свое начало на месторождениях полуострова Ямал.

Формула изобретения

Способ подготовки природного газа к транспорту по газопроводу в многолетнемерзлых грунтах, заключающийся в извлечении из него воды, ингибитора гидрообразования и тяжелых углеводородных компонентов конденсационным методом, включающий первичную сепарацию газа, его компримирование, охлаждение, расширение до давления на входе в газопровод, низкотемпературную сепарацию и подачу в газопровод с температурой, равной температуре грунта, отличающийся тем, что низкотемпературную сепарацию проводят под давлением ниже давления газа на входе в газопровод и равным 5,0 6,5 МПа и температурах, не превышающих соответственно минус 20^oС и минус 40^oС, с величиной механического уноса капельной жидкости 1 3 мг/м³, тем самым обеспечивая транспортирование газа по газопроводу в однофазном состоянии, а газ сепарации дожимают в компрессоре до давления, равного давлению на входе в газопровод.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2