Способ подготовки природного газа месторождений крайнего севера

Изобретение относится к газовой промышленности. Способ включает первичную сепарацию пластового газа с получением нестабильного конденсата первичной сепарации и газа первичной сепарации, подачу метанола в газ первичной сепарации и его низкотемпературную сепарацию с получением нестабильного конденсата низкотемпературной сепарации, водно-метанольного раствора и газа низкотемпературной сепарации, последовательный нагрев, компримирование и охлаждение полученного газа низкотемпературной сепарации, извлечение воды, метанола, углеводородов C5+ из газа низкотемпературной сепарации с получением товарного газа и охлаждение товарного газа газом низкотемпературной сепарации. Низкотемпературную сепарацию осуществляют при температуре минус 10 ÷ минус 15°С. Извлечение воды, метанола, углеводородов С5+ из газа низкотемпературной сепарации осуществляют адсорбцией. Для регенерации адсорбентов используют часть товарного газа, а газ регенерации направляют на смешение с пластовым газом. Технический результат заключается в повышении эффективности подготовки природного газа, дополнительном извлечении жидких углеводородов, снижении потерь метанола и сокращении капитальных и эксплуатационных затрат. 1 ил., 1 табл.

 

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано на газоконденсатных месторождениях, расположенных в зоне многолетнемерзлых грунтов, для извлечения нестабильного конденсата из пластового газа и подготовки его к транспортированию по трубопроводу.

Известен способ подготовки природного газа (Бекиров Т.М., Ланчаков Г.А. Технология обработки газа и конденсата. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1999. С.596), заключающийся в осушке газа с использованием адсорбентов по двух- или трехадсорбентной схеме. В указанном способе осуществляют первичную сепарацию, в результате которой отделяют жидкость от природного газа, после чего газ первичной сепарации подвергают адсорбционной осушке. При движении газа по слою адсорбента вода поглощается поверхностью гранул цеолита или силикагеля до остаточного содержания не более нескольких мг/м3, что соответствует температуре точки росы по воде (ТТРВ) минус 60…минус 80°С. Данный способ применим для природных газов, не содержащих углеводородов С5+, например, для газа сеноманских залежей месторождений Крайнего Севера. Недостатками данного способа являются чувствительность адсорбентов к наличию механических примесей и тяжелых (коксующихся) углеводородов в осушаемом газе. Кроме того, газ с месторождений Крайнего Севера, как правило, необходимо подавать в магистральные газопроводы (МГ) с низкой температурой (минус 2°С), поэтому в состав технологических объектов промысла требуется включать специальные холодильные установки (турбодетандерные или с внешним холодильным циклом с использованием пропана или другого хладагента), что увеличивает капитальные и эксплуатационный затраты. Кроме того, указанный способ не обеспечивает достижения требуемых значений температуры точки росы по углеводородной фазе (ТТРУВ).

Таким образом, известный способ имеет ограниченное применение и не способен в полной мере обеспечить требования к газу, подлежащему транспортированию по МГ на месторождениях Крайнего Севера.

Наиболее близким к предлагаемому способу по выполнению требований к подготовленному газу на месторождениях Крайнего Севера (прототипом) является способ, реализованный на газодобывающих промыслах Бованенковского месторождения (Кубанов А.Н., Воронцов М.А., Федулов Д.М., Глазунов В.Ю. Технологический анализ работы турбохолодильной техники на начальном этапе эксплуатации УКПГ-2 Бованенковского НГКМ. // Вести газовой науки. 2013. №4 (15). С.84-89). Известный способ включает трехступенчатую сепарацию пластовой продукции. При реализации способа в качестве холодопроизводящего элемента используют турбодетандерный агрегат. Подготовку газа по ТТРВ и ТТРув осуществляют в низкотемпературном сепараторе на температурном уровне минус 30°С при давлении 5,3 МПа. Для предупреждения гидратообразования при охлаждении входного газа применяют метанол. Подготовленный газ перед его подачей в МГ компримируют до давления в трубопроводе и охлаждают газом низкотемпературной сепарации в рекуперативном теплообменнике до температуры минус 2°С.

Известный способ характеризуется большими потерями метанола в составе товарного газа (на уровне 0,25 г/м3) и недостаточно глубоким извлечением углеводородов С5+ в составе товарного конденсата. Кроме того, данный способ обеспечивает выполнение требований к подготовленному газу для его транспортировки по газопроводам на территории России, но он не способен обеспечить выполнение более жестких требований к ТТРВ и ТТРув, предъявляемых европейскими потребителями газа. По этой причине газ, например, ямальских месторождений проходит стадию дополнительной осушки перед подачей зарубежным потребителям, что приводит к увеличению капитальных и эксплуатационных затрат.

Задачей, на решение которой направлено предлагаемое изобретение, является разработка альтернативного способа, позволяющего осуществить подготовку к транспортировке по МГ природного газа месторождений Крайнего Севера.

Техническим результатом, на достижение которого направлено изобретение, является повышение эффективности подготовки природного газа за счет максимального снижения значения основных показателей качества подготовленного газа - ТТРВ и ТТРУВ, дополнительного извлечении жидких углеводородов, снижения потерь метанола с подготовленным газом и сокращения капитальных и эксплуатационных затрат путем исключения производственных мощностей по дополнительной подготовке газа перед его транспортировкой по протяженным МГ, в т.ч. зарубежным потребителям.

Указанный технический результат достигается за счет того, что в способе подготовки природного газа, включающем первичную сепарацию пластового газа с получением нестабильного конденсата первичной сепарации и газа первичной сепарации, подачу метанола в газ первичной сепарации и его низкотемпературную сепарацию с получением нестабильного конденсата низкотемпературной сепарации, водно-метанольного раствора и газа низкотемпературной сепарации, последовательный нагрев, компримирование и охлаждение полученного газа низкотемпературной сепарации, извлечение воды, метанола, углеводородов С5+ из газа низкотемпературной сепарации с получением товарного газа и охлаждение товарного газа газом низкотемпературной сепарации, низкотемпературную сепарацию осуществляют при температуре минус 10 ÷минус 15°С. Извлечение воды, метанола, углеводородов С5+ из газа низкотемпературной сепарации осуществляют адсорбцией. Для регенерации адсорбентов используют часть товарного газа, а газ регенерации направляют на смешение с пластовым газом.

В предлагаемом способе подготовки природного газа месторождений Крайнего Севера осуществляют две стадии подготовки газа по параметрам ТТРв и ТТРУВ: низкотемпературную сепарацию и адсорбцию.

Структурная схема реализации предлагаемого способа подготовки природного газа представлена на чертеже.

Способ осуществляют следующим образом:

- пластовый газ, представляющий собой смесь воды, газа и углеводородного конденсата, направляют во входной сепаратор С-1. При этом для предотвращения гидратообразования в газосборную систему при необходимости подают метанол;

- в газ первичной сепарации, вышедший из входного сепаратора С-1, подают метанол и направляют на установку низкотемпературной сепарации (НТС), включающую холодопроизводящий элемент и сепаратор С-2. В качестве холодопроизводящего элемента используют: в осенне-зимне-весенний периоды года дроссельное устройство Д, в летний период - турбодетандерный агрегат (ТДА), состоящий из турбины Τ и компрессора К;

- на установке НТС газ первичной сепарации охлаждают до температуры минус 10…минус 15°С, после чего в сепараторе С-2 отделяют основное количество воды и нестабильного углеводородного конденсата;

- отсепарированную смесь водно-метанольного раствора и нестабильного углеводородного конденсата направляют на установки регенерации метанола и стабилизации конденсата, соответственно (на чертеже не показаны).

- газ низкотемпературной сепарации из С-2 направляют в рекуперативный теплообменник Т-1, в котором за счет теплообмена между газом сепарации и товарным газом с установки адсорбции газ низкотемпературной сепарации нагревают до 10-15°С, а товарный газ охлаждают до температуры минус 2°С;

- далее нагретый газ низкотемпературной сепарации последовательно компримируют на компрессоре ТДА и дожимной компрессорной станции (ДКС) до давления, превышающего требуемое давление транспорта товарного газа на 0,3…0,5 МПа;

- скомпримированный газ охлаждают в аппаратах воздушного охлаждения (АВО) до 20-30°С и направляют в установку адсорбции на окончательную подготовку, где осуществляют извлечение из газа воды, метанола и углеводородов С5+. Установка адсорбции содержит два адсорбента, один из которых предназначен для извлечения воды и метанола, а второй - для тяжелых углеводородов С5+;

- скомпримированный и подготовленный газ охлаждают в теплообменнике Т-1 газом низкотемпературной сепарации из С-2 и направляют в МГ;

- часть подготовленного газа (до 10% от общего объема добычи газа) используют для регенерации адсорбентов;

- насыщенный газ регенерации адсорбентов направляют на смешение с пластовой продукцией перед входным сепаратором С-1.

Таким образом, технологическая стадия НТС обеспечивает выполнение двух функций: предварительную подготовку сырого газа и выработку холода для последующего охлаждения подготовленного газа перед его подачей в МГ, а стадия адсорбции - обеспечивает выполнение требований к товарному газу: ТТР по водной и углеводородной фазам.

Сравнительные показатели, достигаемые при реализации в аналогичных условиях известного и предлагаемого способов, приведены в таблице.

Дополнительное извлечение углеводородов С5+ составляет 0,28 г/м3, а экономия метанола - 0,19 г/м3. Для месторождения с добычей 30 млрд. м /год дополнительный выход конденсата составит 8,4 тыс.т/год, а сокращение потерь метанола - 5,7 тыс.т/год.

Таким образом, реализация предлагаемого способа позволяет обеспечить следующие преимущества:

- не требуется специальная холодильная установка для охлаждения подготовленного газа перед его подачей в МГ;

- газ регенерации адсорбента содержит метанол и возвращается в технологический цикл подготовки газа, поэтому на установке НТС требуется его меньшая подача, что обеспечивает минимальное потребление метанола: оно определяется, в основном, содержанием в утилизируемой воде и в товарном углеводородном конденсате. Остаточное содержание в товарном газе менее 0,01 г/м3;

- обеспечение низких значений температур точек росы подготовленного газа по углеводородам (ТТРУВ) и водной фазе (ТТРВ), что важно для протяженных МГ и для выполнения максимально жестких требований к газу, поставляемому за рубеж. Указанное преимущество позволит отказаться от практики дополнительной осушки экспортного газа в месте передачи зарубежному потребителю.

Способ подготовки природного газа, включающий первичную сепарацию пластового газа с получением нестабильного конденсата первичной сепарации и газа первичной сепарации, подачу метанола в газ первичной сепарации и его низкотемпературную сепарацию с получением нестабильного конденсата низкотемпературной сепарации, водно-метанольного раствора и газа низкотемпературной сепарации, последовательный нагрев, компримирование и охлаждение полученного газа низкотемпературной сепарации, извлечение воды, метанола, углеводородов С5+ из газа низкотемпературной сепарации с получением товарного газа и охлаждение товарного газа газом низкотемпературной сепарации, отличающийся тем, что низкотемпературную сепарацию осуществляют при температуре минус 10 ÷ минус 15°С, извлечение воды, метанола, углеводородов С5+ из газа низкотемпературной сепарации осуществляют адсорбцией, при этом для регенерации адсорбентов используют часть товарного газа, а газ регенерации направляют на смешение с пластовым газом.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к криогенной технике. Способ разделения воздуха криогенной дистилляцией в системе колонн, содержащей первую колонну (8) и вторую колонну (9), работающую при более низком давлении, чем первая колонна, включает этапы сжатия всего подаваемого воздуха в первом компрессоре (6) до первого давления на выходе, превышающего по меньшей мере на 1 бар давление первой колонны, направления первой части воздуха при первом давлении на выходе во второй компрессор (230) и сжатия воздуха до второго давления на выходе, охлаждения и конденсации по меньшей мере части воздуха при втором давлении на выходе в теплообменнике (5), выпускания жидкости (OL) из колонны системы колонн, приложения давления к жидкости (37) и выпаривания жидкости посредством теплообмена в теплообменнике (5), и уменьшения давления части сжатого воздуха до второго давления на выходе, по меньшей мере частичного выпаривания указанного воздуха (107) в теплообменнике, дополнительного нагревания указанного воздуха в теплообменнике и направления по меньшей мере части этого воздуха во второй компрессор (108).

Изобретение относится к комплексу по производству и поставке водородсодержащего топлива в заправочные станции для транспортных средств, а именно к обслуживанию и работе заправочных станций, производству и хранению водородсодержащего топлива и его доставки в заправочные станции для раздачи по транспортным средствам.

Изобретение относится к способам реконструкции действующих установок низкотемпературной сепарации природного газа и может быть использовано в газовой промышленности. Изобретение касается способа реконструкции установки низкотемпературной сепарации газа, включающей входной сепаратор, узел рекуперации, блок низкотемпературной сепарации с низкотемпературным сепаратором и блок фракционирования, для повышения выхода газового конденсата, который заключается в установке между блоком фракционирования, оснащенным линией вывода отходящего газа и линиями вывода продуктов, и блоком низкотемпературной сепарации, содержащим редуцирующее устройство и низкотемпературный сепаратор, деметанизатора, оснащенного линией вывода метансодержащего газа и оборудованного нагревателем, соединенным с линией газа входной сепарации до и после узла рекуперации.

Настоящее изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано при транспортировке газообразных энергоносителей на дальние расстояния. Изобретение касается способа транспортирования метано-водородной смеси.

Изобретение относится к области добычи и подготовки газа и газового конденсата к дальнему транспорту, в частности к автоматическому поддержанию температурного режима технологических процессов установки низкотемпературной сепарации газа в период, когда охлаждение добываемого газа осуществляют турбодетандерными агрегатами в условиях Севера РФ.

Изобретение относится к энергетике, а именно к экологически чистым и экономически выгодным способам и установкам для выработки тепловой и механической энергий. Энерготехнологический комплекс для выработки тепловой и механической энергий включает энергетическую установку (1), состоящую из камеры сгорания, парогазовой турбины, соединенной с генератором электрической энергии, линий подачи кислорода, природного газа, воды и диоксида углерода в камеру сгорания, а также линии охлаждения отработанных газов, выполненной с возможностью конденсации воды и диоксида углерода, установку (2) криогенного разделения воздуха, систему вентиляции угольной шахты (3), при этом система вентиляции угольной шахты (3) соединена линией (5) подачи воздуха из угольной шахты (3) с установкой (2) криогенного разделения воздуха.

Изобретение относится к разделению компонентов газовых смесей. Ректификационная установка (200) содержит ректификационную колонну (201), имеющую верхнюю часть (202), охлаждающее устройство (203) и сепаратор (206) конденсата, имеющий отверстие (207) для удаления жидкости.

Изобретение относится к оборудованию для промысловой подготовки природного газа и может быть использовано в газовой промышленности. Изобретение касается установки комплексной подготовки газа с увеличенным извлечением газового конденсата, включающей расположенные на линии сырого природного газа узел охлаждения и сепаратор, соединенный с деметанизатором линией подачи газа сепарации с редуцирующим устройством, при этом низ деметанизатора соединен линией подачи деметанизированного конденсата с блоком фракционирования, оснащенным линиями вывода углеводородных фракций, и оснащен нагревателем, а верх деметанизатора соединен линией подготовленного природного газа с узлом охлаждения.

Изобретение относится к оборудованию для промысловой подготовки природного газа и может быть использовано в газовой промышленности. Изобретение касается установки комплексной подготовки газа переменного расхода, включающей расположенные на линии сырого природного газа узел охлаждения и сепаратор, соединенный с деметанизатором линией подачи газа сепарации с редуцирующим устройством, при этом низ деметанизатора соединен линией подачи деметанизированного конденсата с блоком фракционирования, оснащенным линиями вывода углеводородных фракций, и оснащен нагревателем, а верх деметанизатора соединен линией подготовленного природного газа с узлом охлаждения.

Настоящее изобретение относится к установке комплексной подготовки природного газа низкотемпературной конденсацией, включающей холодильную машину, расположенные на линии сырого природного газа узел охлаждения, сепаратор, соединенный с деметанизатором линиями подачи газа и остатка сепарации с редуцирующими устройствами, при этом низ деметанизатора соединен линией подачи деметанизированного конденсата с блоком фракционирования, оснащенным линиями вывода углеводородных фракций, и оснащен нагревателем, а верх деметанизатора соединен линией вывода подготовленного природного газа с узлом охлаждения.

Изобретение касается способа извлечения потока (12) С2+ углеводородов, содержащихся в нефтезаводском остаточном газе (16), включающего следующие стадии: формирование из указанного нефтезаводского остаточного газа (16) остаточного потока (28); подача указанного остаточного потока (28) в испарительную емкость (30) для образования газообразного головного потока (32) испарительной емкости и жидкого кубового потока (34) испарительной емкости; подача указанного кубового потока (34) испарительной емкости в дистилляционную колонну (38); охлаждение указанного головного потока (32) испарительной емкости в теплообменнике (36) с получением охлажденного головного потока (58) испарительной емкости; разделение указанного охлажденного головного потока (58) испарительной емкости на жидкий нижний поток (64), подаваемый в дистилляционную колонну (38), и газообразный верхний поток (80); подача нижнего потока (64) в дистилляционную колонну (38) выше места ввода кубового потока (34) испарительной емкости; извлечение потока (12) С2+ углеводородов в кубовой части дистилляционной колонны (38); отведение газообразного головного потока (72) в головной части дистилляционной колонны (38); формирование по меньшей мере одного потока (14) эффлюента из головного потока (72) дистилляционной колонны и/или из верхнего потока (80); нагревание указанного или каждого потока (14) эффлюента в теплообменнике (36) за счет теплообмена с головным потоком (32) испарительной емкости. Разделение охлажденного головного потока (58) испарительной емкости включает подачу охлажденного головного потока (58) испарительной емкости в абсорбер (40) и введение богатого метаном потока (42) в абсорбер (40) для приведения охлажденного головного потока (58) испарительной емкости в контакт с богатым метаном потоком (42), при этом мольное содержание метана в богатом метаном потоке (42) составляет более 90 мол.%. Изобретение также касается установки (10) для извлечения потока (12) С2+ углеводородов из нефтезаводского остаточного газа (16). Технический результат - эффективное и стабильное извлечение из нефтезаводского остаточного газа ценных продуктов, ограничивая в то же время капиталовложения и эксплуатационные затраты способа. 2 н. и 12 з.п. ф-лы, 1 табл., 1 ил.
Наверх