Способ подготовки природного газа к транспорту

Изобретение относится к газовой промышленности, а именно к способам подготовки природного газа к транспорту по магистральному трубопроводу в условиях арктического климата и к транспорту по вечномёрзлым грунтам. Способ подготовки природного газа к транспорту включает первичную сепарацию пластового газа, введение метанола в качестве ингибитора, воздушное охлаждение сырого газа, охлаждение в рекуператоре холода, низкотемпературную сепарацию подготовленного газа, компримирование подготовленного газа до давления транспорта в магистральном трубопроводе, низкотемпературное охлаждение компримированного газа до температуры транспорта в условиях вечномерзлого грунта. После введения метанола осуществляют компримирование сырого газа дожимным компрессором, поднимающим давление до 3,5÷6,5 МПа. После охлаждения сырого газа в рекуператоре проводят его низкотемпературное охлаждение в испарителе до температуры не выше минус 40°С посредством применения хладагента с температурой кипения минус 47±3°С. Технический результат изобретения заключается в качественной подготовке природного газа к транспорту в условиях вечномёрзлых грунтов при снижении капитальных и эксплуатационных затрат. 3 з.п. ф-лы, 1 ил.

 

Изобретение относится к газовой промышленности, а именно к способам промысловой подготовки природного газа к транспорту по магистральному трубопроводу в условиях арктического климата и вечномерзлых грунтов.

При подготовке газа в арктических условиях и задействовании для его перекачки магистральных трубопроводов, проложенных по вечномерзлым грунтам, должна быть исключена возможность конденсации из газа жидкой фазы и выдерживаться температура газа на входе в магистральный трубопровод не выше температуры грунта (минус 2°С), а сам процесс должен характеризоваться максимально эффективным использованием природных энергетических ресурсов, рационально используемым потенциалом энергосбережения, низкими капитальными и эксплуатационными затратами.

Известно множество способов промысловой подготовки природного газа, реализующих различные (адсорбционные, абсорбционные, низкотемпературные, мембранные и др.) способы, обеспечивающие качественную подготовку газа, но стоимость подготовки газа в каждом случае будет различна.

Так, в патенте РФ 2062415, МПК F25J3/02 от 15.04.1994 г. газ последовательно компримируют, подвергают низкотемпературной сепарации при температуре ниже 248 К, рекуперируют холод отсепарированного потока. Нагревая газ до 271÷263 К, его подают в трубопровод. Применение изобретения позволяет предотвратить выпадение жидкости в трубопроводах, уложенных в многолетнемерзлых грунтах.

Недостатки этого способа состоят в:

• задействовании для компримирования газа более высокого давления (10 МПа), чем требуется условиями транспорта подготовленного газа (7,5 МПа), значительных компрессорных мощностей, что удорожает данный способ подготовки газа;

• возложении на воздушные холодильники функции глубокого охлаждения технологических потоков газа (до 290 К или 17°С), что ограничивает регионы, где гарантировано выдерживание технологических параметров способа при реализации способа зоной с температурой атмосферного воздуха не выше 10°С;

• проведении ряда технологических операций при высоком (12 МПа) давлении газа, что повышает сложности ведения процесса и стоимость оборудования;

• высокой температуре подготовки газа (248 К или минус 25°С), при которой не обеспечивается глубокая степень удаления из подготовленного газа водно-метанольного раствора.

Известны способы абсорбционной подготовки природного газа. Так, в патенте РФ 2645124, МПК F25J3/02 от 22.08.2016 г. газ подвергают первичной сепарации, после чего вводят метанол, затем газ охлаждают и подают на вторичную сепарацию. Отсепарированный при вторичной сепарации газ снова охлаждают и подают на вход абсорбера. В абсорбере газ подвергают абсорбции жидким углеводородным абсорбентом. Охлаждение газа перед подачей в абсорбер осуществляют посредством турбодетандера, а газ, отводимый из адсорбера, компримируют и охлаждают потоком атмосферного воздуха.

Недостатки этого способа состоят в:

• задействовании больших холодильных мощностей, требующихся (дополнительно к мощностям по охлаждению газа) для охлаждения абсорбента и связанным с этим повышением капитальных и эксплуатационных затрат;

• возложении на воздушные холодильники функции глубокого охлаждения технологических потоков газа (от 2°С до 17°С), что ограничивает регионы, где гарантировано выдерживание технологических параметров реализации способа зоной с температурой атмосферного воздуха не выше 10°С.

Известны способы адсорбционной подготовки природного газа (см. статью С.Н. Шевкунов «Адсорбционная осушка и низкотемпературная ректификация в процессах промысловой подготовки природного газа»// «Экспозиция Нефть Газ». - 7 (53). - Ноябрь 2016. - С. 46-49). В статье рассмотрены возможности и недостатки адсорбционной осушки природного газа.

Недостатки способа:

• коксование адсорбента при наличии в газе углеводородов тяжелее бутана и определяемая этим необходимость выполнения предварительной подготовки газа с удалением углеводородов тяжелее бутана, а также целесообразность сочетания адсорбции с низкотемпературными процессами;

• высокая стоимость наиболее эффективных адсорбентов;

• разрушение адсорбентов со временем с образованием пыли;

• длительная стадия десорбции и затруднительность сокращения времени этой стадии;

• существенная фоновая концентрация воды в подготовленном газе, которая не поддается снижению;

• гидродинамические факторы, снижающие эффективность работы адсорбента.

В арктических условиях благодаря наличию неограниченных ресурсов природного холода и возможности применить их как дешевый, но эффективный хладагент, технико-экономические преимущества получают низкотемпературные процессы, а среди них те, которые используют природные ресурсы холода максимально и наиболее эффективно.

Для освоения Бованенковского и Харасавэйского месторождений, а также для большинства других месторождений Крайнего Севера, применены технологии, где охлаждение газовых потоков базируется на применении развитых сетей аппаратов воздушного охлаждения вне зависимости от сезонных факторов.

Известен способ подготовки газа к транспорту в многолетнемерзлых грунтах (см. статью А.Н. Кубанов и др. «Опыт применения пластинчатых теплообменников на промысловых установках подготовки природных газов»// Научно-технический сборник ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ. - 2018 № 1 (33). - С. 136-142), примененный для установки низкотемпературной сепарации (НТС) на газовом промысле № 1 (ГП-1) Бованенковского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ). Способ включает сепарацию пластового газа, его компримирование в дожимной компрессорной станции (ДКС-2, 3) и охлаждение нагретого газа в аппарате воздушного охлаждения (АВО), охлаждение газа в рекуператоре холода, его промежуточную сепарацию и расширение в детандере, сепарацию газа в низкотемпературном сепараторе, рекуперацию холода, компримирование газа в компрессоре, установленном на одном валу с детандером, охлаждение газа в АВО, компримирование газа в ДКС-1, охлаждение в АВО, охлаждение в рекуператоре и передачу в магистральный трубопровод.

Природно-климатические изменения последних лет Крайнего Севера характеризуются неуклонным ростом температуры атмосферного воздуха (на Харасавэйском НГКМ уже зарегистрирована максимальная температура плюс 30°С) и увеличением продолжительности теплого периода года. Наблюдаемая климатическая тенденция (рост температуры атмосферного воздуха) осложняет работу по технологии c применением детандеров и охлаждением разогретого при компримировании газа в АВО из-за снижения объемов производимого холода. Недостаток способа заключается в высоких энергетических затратах на охлаждение разогретого при компримировании в дожимных компрессорных станциях и в турбодетандерно-компрессорном агрегате газа, и усиливается в летнее время, когда значительно возрастает температура окружающего воздуха и охлаждение в АВО снижает эффективность, а также в высоких капитальных затратах, требуемых для ввода этих дополнительных мощностей. Недостаток способа заложен в самом принципе принятой схемы охлаждения, когда холод, произведенный в турбодетандерном агрегате, применяется, в том числе и в летнее время, для охлаждения газа сразу после АВО, то есть (в летнее время) начиная от очень высоких температур охлаждаемого газа. В результате охлаждение газа в летнее время требует значительных дополнительных ресурсов холода, на производство которых задействуются дополнительные компрессорные мощности, которые, в свою очередь, требуют дополнительных ресурсов холода. Таким образом, принятая схема охлаждения имеет предельную температуру, при которой она теряет энергоэффективность, и по энергоэффективности схемы подготовки газа в летнее время видно, что эта предельная температура уже достигнута. Недостаток способа усиливается и тем, что компрессорно-детандерные мощности есть наиболее дорогие мощности по капитальным (за счет более высокой стоимости динамических агрегатов в сравнении с другим оборудованием) и эксплуатационным (за счет дополнительного расхода газа на топливо, а расход газа на топливо есть главная составляющая эксплуатационных затрат) затратам.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому решению является способ низкотемпературной подготовки природного газа, включающий первичную сепарацию пластового газа, введение метанола в качестве ингибитора, воздушное охлаждение газа, охлаждение в рекуператоре холода, низкотемпературную сепарацию подготовленного газа, компримирование подготовленного газа до давления транспорта в магистральном трубопроводе, низкотемпературное охлаждение компримированного газа до температуры транспорта по магистральному газопроводу в условиях вечномерзлого грунта (см. патент на изобретение RU2476789, МПК F25J 3/00, опубл. 27.02.2013 г.).

Данный способ имеет ограниченную область применения, так как предназначен для месторождений с высоким пластовым давлением и потребителей газа низкого давления. Кроме того, способ базируется на охлаждении технологических потоков газа в воздушных холодильниках, что не эффективно в периоды экстремально высоких температур даже в условиях Крайнего Севера. Достигаемая в схеме НТС данного способа температура низкотемпературной сепарации минус 25°С недостаточна для выделения из подготавливаемого газа ресурсов газового конденсата и сжиженных газов.

Техническая проблема, на решение которой направлено изобретение, заключается в создании способа подготовки газа в условиях арктического климата вечномерзлых грунтов, обеспечивающего удаление из природного газа посредством низкотемпературного охлаждения тяжелых углеводородных компонентов и водно-метанольного раствора (где метанол - ингибитор гидратообразования), и характеризующегося высокой энергетической эффективностью, в том числе и при высокой температуре атмосферного воздуха, а также низкими капитальными и эксплуатационными затратами.

Техническим результатом заявленного способа подготовки природного газа к транспорту является качественная подготовка природного газа к транспорту в условиях вечномерзлых грунтов при снижении капитальных и эксплуатационных затрат.

Указанный технический результат достигается тем, что в способе подготовки природного газа к транспорту, включающем первичную сепарацию пластового газа, введение метанола в качестве ингибитора, воздушное охлаждение сырого газа, охлаждение в рекуператоре холода, низкотемпературную сепарацию подготовленного газа, компримирование подготовленного газа до давления транспорта в магистральном трубопроводе, низкотемпературное охлаждение компримированного газа до температуры транспорта в условиях вечномерзлого грунта, согласно решению, после введения метанола осуществляют компримирование сырого газа дожимным компрессором, поднимающим давление до 3,5÷6,5 Мпа, после охлаждения сырого газа в рекуператоре проводят его низкотемпературное охлаждение в испарителе до температуры не выше минус 40°С посредством применения хладагента с температурой кипения минус 47±3°С.

Хладагент с температурой испарения минус 47±30С получают циркуляцией в замкнутом контуре путем его компримирования, воздушного и водного охлаждения, последующего переохлаждения хладагентом с температурой испарения минус 33±2°С.

В качестве хладагента применяют смесь хладагентов R170 и R290, взятых в соотношениях R170 - 21% об., а R290 - остальное.

Компримированный газ дополнительно доохлаждают в водных холодильниках, а для водного охлаждения применяют холодную природную воду.

Изобретение поясняется чертежом, на котором показана схема установки для осуществления способа подготовки природного газа к транспорту, где:

1 - первичный сепаратор,

2 - дожимной компрессор,

3, 4, 5- водные холодильники,

6 - рекуператор холода,

7 - испаритель холодильной установки хладагента минус 47°С,

8 - низкотемпературный сепаратор,

9 - компрессор подготовленного газа,

10, 11, 12 - воздушные холодильники,

13 - испаритель холодильной установки хладагента минус 33°С,

14 - испаритель холодильной установки хладагента минус 7°С,

15 - компрессор хладагента минус 47°С.

Способ подготовки природного газа заключается в сепарации пластового флюида, где от сырого газа отделяют жидкую фазу, компримировании сырого газа, охлаждении компримированного газа в воздушных холодильниках, а в летнее время дополнительно в водных холодильниках, рекуперации холода низкотемпературного охлаждения, низкотемпературном охлаждении газа, низкотемпературной сепарации подготовленного газа, в процессе которой происходит удаление из сырого газа газового конденсата и водно-метанольного раствора, компримировании подготовленного газа, охлаждении компримированного газа в воздушном холодильнике, а в летнее время дополнительно в водном холодильнике, и охлаждении газа до параметров транспорта по магистральному газопроводу посредством применения хладагента с температурой кипения минус 7±2°С.

При этом низкотемпературное охлаждение осуществляют посредством применения хладагента с температурой кипения минус 47±3°С. В процессе подготовки хладагента с температурой кипения минус 47±3°С применяется хладагент с температурой кипения минус 33±2°С.

Способ подготовки природного газа к транспорту реализуется следующим образом. Пластовый флюид, поступающий на объект подготовки, подвергают сепарации в первичном сепараторе 1 с отделением от сырого газа пластовой воды и жидких углеводородов и вводу в сырой газ ингибитора гидратообразования (метанола). Отсепарированный сырой газ компримируют дожимным компрессором 2, поднимающим давление до 3,5÷6,5 МПа, и охлаждают в воздушном холодильнике 10. В теплое время года эффективность охлаждения в воздушных холодильниках снижается (температура охлажденного продукта на 10÷15°С превышает температуру атмосферного воздуха, что при температуре атмосферного воздуха 30°С составляет или превышает 40°С). Поэтому при высокой температуре атмосферного воздуха и пониженной эффективности воздушных холодильников газ доохлаждают в водном холодильнике 3 до получения температуры сырого газа 10-15°С. Сырой газ из водного холодильника 3 поступает в рекуператор 6, где рекуперирует холод подготовленного газа, при этом охлаждаясь. Из рекуператора 6 сырой газ поступает в испаритель 7, где он охлаждается до температуры не выше минус 40°С испаряющимся хладагентом с температурой (изотермой) минус 47±3С°, при этом из сырого газа выделяются жидкие водно-метанольная и углеводородная фазы (углеводородный конденсат). После этого газ сепарируют в низкотемпературном сепараторе 8 при температуре не выше минус 40°С, отделяя жидкие фазы водно-метанольного раствора и углеводородного конденсата. Таким образом, сырой газ разделяется на подготовленный газ, водно-метанольный раствор и углеводородный конденсат. Подготовленный газ из сепаратора 8 поступает в рекуператор 6, где отдает свой холод сырому газу. Подготовленный газ из рекуператора 6 поступает на компримирование компрессором подготовленного газа 9. Далее охлаждение компримированного газа производят в воздушном холодильнике 11. В холодное время года охлаждения в воздушном холодильнике 11 достаточно для получения подготовленного газа с температурой минус 2°С и охлажденный газ выводится как товарный продукт (в магистральный газопровод). В теплое время года доохлаждение сырого газа производят в водном холодильнике 4 до получения температуры подготовленного газа 10÷15°С, а дальнейшее охлаждение - в испарителе 14, где подготовленный газ охлаждается до температуры минус 2°С испаряющимся хладагентом с температурой минус 7±2°С. Охлажденный до температуры минус 2°С подготовленный газ выводится как товарный продукт (в магистральный газопровод).

Хладагентом с температурой испарения минус 47±3°С в конкретном случае может служить R717, R744, смесь R170 и R290, смесь R170 и R1270 или другие известные хладагенты, при том условии, что хладагент должен конденсироваться при охлаждении природными энергоносителями, и его оборот в холодильной системе должен характеризоваться высокой энергоэффективностью. Такими свойствами обладает, например, смесь хладагентов R170 - 21% об. и R290 - остальное.

Получение хладагента с температурой испарения минус 47±3°С предусматривает циркуляцию хладагента минус 47±3°С в замкнутом контуре, состоящем из испарителя 7, компрессора 15, воздушного холодильника 12, водного холодильника 5, а также испарителя 13, где применен хладагент минус 33°С.

Поступающий в испаритель 7 хладагент с температурой минус 47±3°С охлаждает сырой газ, при этом испаряясь, далее хладагент - газ компримируют в компрессоре 15, охлаждают и конденсируют в воздушном холодильнике 12. При высокой температуре атмосферного воздуха и пониженной эффективности воздушного холодильника газ дополнительно охлаждают в водном холодильнике 5, переохлаждают хладагентом с температурой испарения минус 33±2°С в испарителе 13 и направляют в испаритель 7.

Хладагентом с температурой испарения минус 33±2°С в конкретном случае может служить R717, R744, R1270, R1290 или другие известные хладагенты, при том условии, что хладагент должен конденсироваться при охлаждении природными энергоносителями и его оборот в холодильной системе должен характеризоваться высокой энергоэффективностью.

Выбор хладагента с температурой испарения минус 7±2°С индивидуален в конкретном случае; хладагентом может служить R717, R290 или другие известные хладагенты; в качестве аппаратурного оформления может быть принята известная схема станции охлаждения газа.

Выбор источника воды может быть индивидуален в конкретном случае; хладагентом может быть природная вода (морская, речная, озерная), вода замкнутого контура.

Пример. Способ был опробован на месторождении природного газа (Крайнего Севера), которое имеет сухопутную и морскую часть. Установка подготовки газа размещалась на небольшом удалении от береговой линии. Погодные условия летнего времени - температура атмосферного воздуха равна плюс 30°С, температура природной воды равна плюс 6°С, ресурсы воды не ограничены. Пластовый флюид (глубокая степень выработки месторождения) на входе на объект подготовки газа имеет давление 2,0 МПа, температуру плюс 20°С, включает пластовую воду и газовый конденсат. В процессе подготовки газ должен быть освобожден от тяжелых углеводородов при температуре минус 40°С, а подготовленный газ должен быть компримирован до давления не ниже 11,5 МПа и охлажден до температуры минус 2°С. Пластовый флюид поступал в первичный сепаратор 1, где сырой газ отделяли от пластовой воды и жидких углеводородов. Далее сырой газ направляли на компримирование дожимным компрессором 2, которым поднимали давление сырого газа до 5,5 МПа. В процессе компримирования повышается температура сырого газа, и его направляли в воздушный холодильник 10, где сырой газ охлаждали до температуры 40°С. Дальнейшее охлаждение сырого газа производили в водном холодильнике 3 до температуры плюс 12°С, применяя как хладагент природную воду. Далее сырой газ направляли в рекуператор 6, затем в испаритель 7, где газ охлаждали до температуры минус 40°С, затем направляли в низкотемпературный сепаратор 8. Охлаждение газа в испарителе 7 до температуры минус 40°С производили, применяя хладагент состава R-170 - 21% об., R-290 - остальное, кипящий при температуре (изотерме) минус 47°С. Подготовленный газ низкотемпературного сепаратора 8 направляли в рекуператор 6, где его нагревали до температуры плюс 4°С, и далее направляли в компрессор подготовленного газа 9, где компримировали до давления 12,0 МПа. В процессе компримирования повышается температура сырого газа, и его направляли в воздушный холодильник 11, где подготовленный газ охлаждается до температуры 40°С. Дальнейшее охлаждение подготовленного газа производили в водном холодильнике 4 до температуры плюс 12°С, применяя как хладагент природную воду. Дальнейшее охлаждение подготовленного газа до температуры минус 2°С производили в испарителе 14 хладагентом R-290 (100%), кипящем при температуре (изотерме) минус 7°С. Подготовленный газ с температурой минус 2°С направляли в магистральный газопровод.

Таким образом, изобретение обеспечивает качественную подготовку природного газа к транспорту в условиях вечномерзлых грунтов при упрощении технологии, а также снижении капитальных и эксплуатационных затрат.

1. Способ подготовки природного газа к транспорту, включающий первичную сепарацию пластового газа, введение метанола в качестве ингибитора, воздушное охлаждение сырого газа, охлаждение в рекуператоре холода, низкотемпературную сепарацию подготовленного газа, компримирование подготовленного газа до давления транспорта в магистральном трубопроводе, низкотемпературное охлаждение компримированного газа до температуры транспорта в условиях вечномерзлого грунта, отличающийся тем, что после введения метанола осуществляют компримирование сырого газа дожимным компрессором, поднимающим давление до 3,5÷6,5 МПа, после охлаждения сырого газа в рекуператоре проводят его низкотемпературное охлаждение в испарителе до температуры не выше минус 40°С посредством применения хладагента с температурой кипения минус 47±3°С.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве хладагента применяют смесь хладагентов R170 и R290, взятых в соотношениях R170 - 21% об., а R290 - остальное.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что компримированный газ дополнительно доохлаждают в водных холодильниках.

4. Способ по п. 3, отличающийся тем, что для водного охлаждения применяют холодную природную воду.