Блочно-модульный мобильный автономный малотоннажный комплекс подготовки и переработки попутного и природного газа

Авторы патента:

Самойлов Наум Александрович (RU)

Вильданов Фархад Шамилевич (RU)

Просочкина Татьяна Рудольфовна (RU)

Кичатов Константин Геннадьевич (RU)

Вахитов Ришат Нигматьянович (RU)

E21B43/34 - устройства для разделения материалов, добытых из скважины (сепараторы как таковые, см. соответствующие подклассы)

C10L3/10 - обработка природного или синтетического природного газа

B01D53/14 - абсорбцией

Владельцы патента RU 2779480:

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" (RU)

Изобретение относится к области формирования структуры производства по подготовке и переработке попутного и природного газа и может быть использовано на предприятиях нефтяной и газовой промышленности. Блочно-модульный мобильный автономный малотоннажный комплекс подготовки и переработки попутного и природного газа используется при расконсервации эксплуатационных и разведочных скважин, подключается к одной или кусту близрасположенных расконсервируемых скважин, состоит из технологических аппаратов и устройств, установленных на движущихся платформах, при этом технологические аппараты объединены в отдельные блоки, обеспечивающие реализацию конкретной технологической задачи, выбранные из группы: А-1 - блок учета параметров и расхода исходного углеводородного газа; А-2 - блок лабораторных анализов углеводородного газа; А-3 - блок механической очистки углеводородного газа от механических примесей; А-4 - блок гидромеханической очистки углеводородного газа от воды; А-5 - блок разделения углеводородного газа и жидких углеводородов; Б-1 - блок мембранного выделения гелия из углеводородного газа; Б-2 - блок абсорбционной очистки углеводородного газа от сероводорода и диоксида углерода; Б-3 - блок регенерации абсорбента; Б-4 - блок рекуперативных теплообменников; Б-5 - блок аппаратов воздушного охлаждения; В-1 - блок электрогенераторов с приводом от двигателей внутреннего сгорания; В-2 - блок генераторов водяного пара с подводом энергии от сгорания углеводородного газа; В-3 - блок генератора газа регенерации адсорбентов с подводом энергии от сгорания углеводородного газа; Г-1 - блок адсорберов, обеспечивающих глубокую осушку природного газа; Г-2 - блок компрессоров, обеспечивающих принцип многоступенчатого сжатия хладагента; Г-3 - блок компрессоров, обеспечивающих принцип многоступенчатого сжатия углеводородного газа; Г-4 - блок холодильников, обеспечивающих глубокое охлаждение углеводородного газа хладагентом; Г-5 - блок детандеров, обеспечивающих глубокое охлаждение природного газа; Д-1 - блок фракционирования, обеспечивающий отделение широкой фракции легких углеводородов от углеводородного газа; Д-2 - блок криогенной ректификационной колонны, обеспечивающей производство сжиженного природного газа; Е-1 - блок емкостей для реагентов; Е-2 - блок резервуаров для хранения жидких товарных продуктов; Е-3 - блок резервуаров для хранения газообразных товарных продуктов; Е-4 - блок резервуаров для хранения собранной нефти или газового конденсата; Е-5 - блок хранения монтажных трубопроводов; Е-6 - блок ремонтной мастерской; Ж-1 - блок управления комплексом с компьютерным рабочим местом; Ж-2 -санитарно-бытовой блок; при этом отдельные блоки необходимых типоразмеров могут быть объединены в модули, размещаемые на общих для модуля движущихся платформах, состав блоков и модулей подбирается в зависимости от специфических свойств углеводородного газа. Изобретение обеспечивает подготовку и переработку попутного и природного газа, получаемого из расконсервируемых скважин выработанных месторождений с утраченной инфраструктурой, и обеспечивает формирование гибкой технологической схемы переработки газа за счет набора необходимых блоков, образующих модули, размещаемые на автомобильных платформах, с учетом специфики расконсервируемого месторождения, дебита и состава газа на месте дислокации, промышленной структуры, инфраструктуры и логистики региона. Особенностью комплекса является то, что отдельные заранее изготовленные и хранящиеся на складах функциональные блоки могут формировать из набора типоразмеров стандартный ряд устройств определенной производительности, позволяющий обеспечивать потребности конкретного месторождения газа, на которое будет направляться создаваемый комплекс. Номенклатура блоков обеспечивает комплексу реализацию определенных технологических приемов в условиях автономной эксплуатации комплекса, когда с его помощью необходимо отобрать газ из заброшенного месторождения с разрушенной инфраструктурой и удаленных от источников электроэнергии и населенных пунктов на десятки километров или утилизировать природный или попутный газ действующих месторождений, который ранее сжигался на факелах. Подбор блоков необходимой производительности позволяет адаптировать формируемый комплекс под конкретные особенности расконсервируемого месторождения, при этом также обосновывается технологическая схема комплекса с учетом инфраструктуры и логистики региона, а также его промышленную структуру, что позволяет разработать оптимальный набор конечной продукции. 16 з.п. ф-лы, 3 табл., 3 пр., 5 ил.

Выбросы парниковых газов, отрицательно воздействующих на экологию, ставят перед многими промышленно развитыми странами проблему уменьшения выбросов углеводородных газов в соответствии с концепциями киотского договора и углеродного следа. В этом отношении особенно опасны неучитываемые утечки парникового газа метана из выработанных нефтяных и газовых месторождений через законсервированные, ликвидированные, не имеющие балансодержателя, заброшенные, бесхозные и другие скважины.

Количество подобных скважин исчисляется тысячами. Новые тысячи скважин выводятся из эксплуатации. Например, по данным Роснефти, компании требуется ликвидировать около 700 скважин, однако, по другим опубликованным данным, только в Дагестане, где месторождения разрабатываются Роснефтью, первоочередной ликвидации требуют свыше тысячи скважин. Если учесть, что в выработанных газовых месторождениях остаются неизвлеченными 10-15% газа и принять, что весь остаточный газ начнет истекать в атмосферу, то объем таких выбросов парникового газа может достичь 1 млрд. тонн в год. В настоящее время в России ликвидации требуют около 15 тысяч скважин, а в перспективе все 75 тысяч уже пробуренных на нефть и газ и неизвестное число новых скважин также потребуют ликвидации (Смирнов В. Как устранить утечку газов из простаивающих скважин. Промышленные ведомости, №№3, 4, март, апрель 2008. https://www.promved.ru/articles/article.phtml?id=1407&nomer=50).

По итогам 2019 года Минэнерго России отмечало, что в прошлом году доля попутного нефтяного газа в общей добыче топлива увеличилась. «Увеличение в 2019 году добычи ПНГ суммарно по России сопровождалось ухудшением общеотраслевого показателя его полезного использования, который снизился по отношению к прошлому году на 3,5 п.п. - до 81,5% (в 2018 году - 85,0%). Снижение коэффициента полезного использования было связано с увеличением нефтедобычи и ростом извлечения ПНГ на отдельных перспективных месторождениях Западной и Восточной Сибири, удаленных от основной транспортной инфраструктуры и центров газопереработки, и не располагающих достаточными производственными мощностями».

Специфика полезного использования заброшенных скважин частично выработанных и законсервированных газовых месторождений заключается в том, что их инфраструктура, как правило, нарушена, скважины представляют собой единичные объекты, не связанные с трубопроводными системами. Возможный дебит таких скважин невелик и нестационарен, качество газа, добываемого из различных скважин, может существенно отличаться по составу. Эти факторы усложняют организацию сбора и подготовки природного и попутного газа на законсервированных выработанных месторождениях. В определенной степени эту задачу могут решить малотоннажные производства по сжижению природного газа, которые отличают низкие удельные капитальные затраты, возможность быстрого строительства и короткий срок окупаемости (Федорова Е.Б., Мельников В.Б. Роль и значение малотоннажного производства сжиженного газа для Российской Федерации. Газовая промышленность, 2015, №8, с. 90-94).

Известен способ добычи, сбора, подготовки и транспортировки низконапорной газожидкостной смеси при разработке газоконденсатного месторождения, включающий использование добывающих скважин с высокими и низкими устьевыми давлениями, установки подготовки газа с контрольным сепаратором, поглощающей скважины, газосборного коллектора, трубопроводов и перерабатывающего завода, отличающийся тем, что используется подземная емкость, через которую осуществляется эксплуатация добывающей скважины при снижении устьевого давления добывающей скважины ниже минимального внутритрубного давления в газосборном коллекторе, вытеснение жидкой фазы по центральной лифтовой колонне происходит путем создания фронта оттеснения и перемещения границы раздела « газ-конденсат» к подошве подземной емкости за счет направления газожидкостной смеси добывающей скважины с высоким устьевым давлением в пространство между лифтовыми колоннами подземной емкости, контроль завершения этапов вытеснения газового конденсата и воды из подземной емкости осуществляется по изменению устьевого давления в трубном пространстве центральной лифтовой колонны подземной емкости, учет количества вытесненного из подземной емкости газа, газового конденсата и воды осуществляется по расходомерам, установленным соответственно на выходе из подземной емкости, входе на перерабатывающем заводе и устье поглощающей скважины (патент RU 2657910 С1, МПК Е21В 43/00, Е21В 43/34, заявл. 30.08.2017, опубл. 18.06.2018). Недостатками данного изобретения являются:

- необходимость обеспечения каждой скважины самостоятельной подземной емкостью;

- сложность регулирования границы «газ-конденсат»;

- необходимость дополнительной трубопроводной системы для обвязки между собой скважин с высоким и низким устьевым давлением.

Известна система сбора, подготовки и транспортировки низконапорного газа, состоящая из низкодебитных скважин, газопровода, мобильных компрессорных установок, состоящих из входного сепаратора, винтового компрессора и газопоршневого двигателя и аппаратов охлаждения сжатого газа, и установки подготовки газа, отличающаяся тем, что часть низкодебитных скважин подключены к входу компрессора, а остальные скважины - посредством эжекторов последовательно подключены к газопроводу скважины (патент RU 2578013С1, МПК F17D 1/00, заявл. 25.02.2015, опубл. 20.03.2016). Недостатками данного изобретения являются:

- необходимость дополнительной трубопроводной системы для обвязки между собой скважин из-за перевода скважин с компрессорного на эжекторную транспортировку при изменении давления в устье скважины;

- невозможность использования системы для расконсервации заброшенных скважин из-за отсутствия на отработанных полях месторождений устройств для переработки газа.

Известна установка для утилизации низконапорного природного или попутного нефтяного газов, характеризующаяся тем, что она содержит газотурбинный блок, включающий дымовую трубу, в которой расположены камера сгорания и регенератор газа, вход которого сообщен с воздушным компрессором, а выход - с турбиной высокого давления, соединенной с турбиной низкого давления, которая сообщена с камерой сгорания; при этом турбина высокого давления механически связана с воздушным компрессором, и блок получения метанола, включающий до трех последовательно расположенных реакторов, сообщенных с рекуперативным теплообменником, подключенным к входу холодильника-конденсатора, и устройствами для регулирования параметров подаваемого пара, причем холодильник-конденсатор через дросселирующее устройство сообщен с сепаратором, подсоединенным к сборнику жидкой фракции, при этом к одному входу блока получения метанола подключен воздушный компрессор, к другому - компрессор по газу, который сообщен с блоком подготовки низконапорного природного или попутного нефтяного газов, а выходы блока получения метанола сообщены с газотурбинным блоком и ректификационным узлом (патент RU 2587736С1, МПК F12C 6/06, заявл. 29.04.2015, опубл. 20.06.2016). Недостатком данного изобретения является необходимость создания системы подачи углеводородных газов для расконсервации заброшенных скважин на отработанных полях при коротком времени их эксплуатации и низком дебите

Известен комплекс оборудования для отработки газовых месторождений, включающий газопромысловое оборудование для добычи, предварительной очистки и подготовки газа, установки по переработке газа в промежуточный продукт с относительно безопасными свойствами по условиям транспортирования и хранения газа, хранилища-склады для аккумулирования и хранения промежуточного продукта, устройства для регазификации промежуточного продукта, а также оборудование для переработки газа в рыночный продукт с более высокой добавленной стоимостью, отличающийся тем, что установки по переработке газа в промежуточный продукт с относительно более безопасными по условиям транспортирования и хранения газа свойствами размещены непосредственно на газовом месторождении, а технологические комплексы для аккумулирования и переработки газа содержат хранилища-склады для аккумулирования и хранения промежуточного продукта, устройства по регазификации промежуточного продукта и оборудование для переработки газа в рыночный продукт с более высокой добавленной стоимостью, технологические комплексы аккумулирования и переработки газа выполнены вблизи трасс магистральных газопроводов или мест потребления газа, хранилища-склады имеют входной канал для приема промежуточного газового продукта и выходной канал, к которому подсоединен один из входов, по меньшей мере, одной установки регазификации, выход которой через коммутирующее оборудование соединен с газораспределительными сетями потребителей, со входом установки по переработке газа после регазификации промежуточного газового продукта в другой рыночный продукт с более высокой добавленной стоимостью и через газораспределительную станцию с магистральным газопроводом (патент RU 2443851С1, МПК Е21В 43/00, заявл. 15.06.2010, опубл. 17.02.2012). Недостатками данного изобретения являются:

- невозможность его непосредственного использования в связи с тем, что на отработанных месторождениях газа, заброшенных в течение десятков лет, отсутствует какая-либо инфраструктура, позволяющая направлять газ на переработку непосредственно от устьев скважин;

- нерациональность строительства комплекса на отработанном месторождении газа вследствие короткого срока доработки месторождения и неопределенности дебита расконсервируемых скважин.

Известна установка мобильная для исследования и освоения скважин, характеризующаяся тем, что содержит сепаратор и емкость для сбора жидкости, конструктивно объединенные в единую конструкцию, линии входа газоконденсатной смеси, замера газа, замера жидкости, дренажа, при этом линии замера газа и жидкости выполнены с возможностью подсоединения к шлейфу, линия замера газа выполнена с возможностью подключения к трубопроводу на факел, оборудована средством для определения расхода газа, регулятором расхода газа, емкость для сбора жидкости имеет тарированные отметки, снабжена узлом отбора проб жидкости, датчиком уровня и тарированными по уровню визуальными указателями уровня раздела сред и уровня жидкости, линия замера жидкости оборудована счетчиком жидкости, регулирующим отсечным клапаном и выполнена с возможностью соединения через запорную арматуру с линией дренажа, отличающаяся тем, что сепаратор оснащен предохранительно-сбросным клапаном, введены линия ввода метанола и обводная линия, линия ввода метанола выполнена с возможностью соединения через клапан обратный с линией входа газоконденсатной смеси и оборудована расходной емкостью, насосом высокого давления, расходомером, обводная линия выполнена с возможностью соединения через запорную арматуру с линией входа газоконденсатной смеси и выполнена с возможностью подсоединения к шлейфу, причем линия входа газоконденсатной смеси оборудована двумя параллельными узлами редуцирования, на каждый из которых установлены запорная арматура и дроссель, линия замера газа оборудована двумя параллельными узлами замера расхода газа, на каждый из которых установлены запорная арматура и средство для определения расхода газа, в качестве указанного средства использован счетчик газа вихревой, линии замера газа и жидкости оборудованы устройством отбора проб, указанное выше оборудование представляет собой технологический блок, который смонтирован и закреплен на средстве передвижения (патент RU 2675815С2, МПК Е21В 47/10, заявл. 24.10.2016, опубл. 25.12.2018). Недостатками данного изобретения являются:

- невозможность использования для эксплуатации на заброшенных месторождениях в связи с отсутствием на них необходимой функционирующей инфраструктуры (дренажные системы, факельные устройства, внутренняя и внешняя трубопроводные системы);

- ограниченность технологических функций заявляемого передвижного блока измерением расходов газа и жидкости, сепаратором и емкостью для накапливания жидкой фазы;

- отсутствие системы сбора и накапливания газовой фазы.

Известны также система и способ разделения алкановых газов с применением для переработки сырого природного газа при помощи полевой развертываемой системы для отделения метана и жидкостей природного газа (ШФЛУ) от потока сырого газа при помощи устройства для отделения метана и жидкостей природного газа от потока сырого природного газа, содержащего: шасси, приспособленное для удержания системы для развертывания на местах; один или несколько компрессоров для сжатия потока сырого природного газа; один или несколько дегидраторов для удаления воды из потока сжатого природного газа; холодильник, имеющий одну или несколько стадий для снижения температуры потока обезвоженного, компримированного природного газа; и разделение системы на подсистемы, адаптированные к разделению обезвоженного, сжатого, и охлажденного газового потока на три продукта: поток, состоящий в основном из метана, содержащий не менее 80% метана, этановый поток, обогащенный высоким содержанием этана, и газового конденсата трансляций, имеющим давление пара не более 250 фунтов на квадратный дюйм СДО при 38°С (патент US 201403666577 System sand methods for separating alkane gases with application storage natural gas processing, МПК F25P 1/08, F17C 9/02, F25J 3/02, заявл. 21.11.2013, опубл. 18.12.2014). Недостатками данного изобретения являются:

- загрязнение оборудования механическими примесями, содержащимися в исходном газе, приводящее к нарушениям в работе компрессоров;

- отсутствие очистки исходного газа от сероводорода и диоксида углерода, в результате чего исходный газ попадает на установку, что вызывает загрязнение конечных продуктов кислыми примесями;

- использование циклона для разделения газообразных и жидких углеводородов, что соответствует только одной теоретической тарелке и не обеспечивает достаточной четкости разделения;

- жесткая компоновка набора аппаратов на одной автомобильной платформе ограничивает производительность установки габаритами набора аппаратов;

- жесткая компоновка набора аппаратов на одной автомобильной платформе ограничивает технические возможности установки и не позволяет адаптировать ее к особенностям состава перерабатываемого газа.

При создании изобретения ставилась задача разработки блочно-модульного мобильного автономного малотоннажного комплекса подготовки и переработки попутного и природного газа, получаемого из расконсервируемых скважин выработанных месторождений с утраченной инфраструктурой, и обеспечивающего формирование гибкой технологической схемы переработки газа за счет набора необходимых блоков, образующих модули, размещаемые на автомобильных платформах, с учетом специфики расконсервируемого месторождения, дебита и состава газа на месте дислокации, промышленной структуры, инфраструктуры и логистики региона.

Поставленная задача решается за счет того, что блочно-модульный мобильный автономный малотоннажный комплекс подготовки и переработки попутного и природного газа состоит из технологических аппаратов и устройств, установленных на движущихся платформах, используется при расконсервации эксплуатационных и разведочных скважин, подключается к одной или кусту близрасположенных расконсервируемых скважин, при этом технологические аппараты объединены в отдельные блоки, обеспечивающие реализацию конкретной технологической задачи, выбранные из группы:

А-1 - блок учета параметров и расхода исходного углеводородного газа;

А-2 - блок лабораторных анализов углеводородного газа;

А-3 - блок механической очистки углеводородного газа от механических примесей;

А-4 - блок гидромеханической очистки углеводородного газа от воды;

А-5 - блок разделения углеводородного газа и жидких углеводородов;

Б-1 - блок мембранного выделения гелия из углеводородного газа;

Б-2 - блок абсорбционной очистки углеводородного газа от сероводорода и диоксида углерода;

Б-3 - блок регенерации абсорбента;

Б-4 - блок рекуперативных теплообменников;

Б-5 - блок аппаратов воздушного охлаждения;

В-1 - блок электрогенераторов с приводом от двигателей внутреннего сгорания;

В-2 - блок генераторов водяного пара с подводом энергии от сгорания углеводородного газа;

В-3 - блок генератора газа регенерации адсорбентов с подводом энергии от сгорания углеводородного газа;

Г-1 - блок адсорберов, обеспечивающих глубокую осушку природного газа;

Г-2 - блок компрессоров, обеспечивающих принцип многоступенчатого сжатия хладагента;

Г-3 - блок компрессоров, обеспечивающих принцип многоступенчатого сжатия углеводородного газа;

Г-4 - блок холодильников, обеспечивающих глубокое охлаждение углеводородного газа хладагентом;

Г-5 - блок детандеров, обеспечивающих глубокое охлаждение природного газа;

Д-1 - блок фракционирования, обеспечивающий отделение широкой фракции легких углеводородов от углеводородного газа;

Д-2 - блок криогенной ректификационной колонны, обеспечивающей производство сжиженного природного газа;

Е-1 - блок емкостей для реагентов;

Е-2 - блок резервуаров для хранения жидких товарных продуктов;

Е-3 - блок резервуаров для хранения газообразных товарных продуктов;

Е-4 - блок резервуаров для хранения собранной нефти или газового конденсата;

Е-5 - блок хранения монтажных трубопроводов; Е-6 - блок ремонтной мастерской;

Ж-1 - блок управления комплексом с компьютерным рабочим местом;

Ж-2 -санитарно-бытовой блок;

при этом отдельные блоки необходимых типоразмеров могут быть объединены в модули, размещаемые на общих для модуля движущихся платформах, состав блоков и модулей подбирается в зависимости от специфических свойств углеводородного газа.

Особенностью комплекса является то, что отдельные заранее изготовленные и хранящиеся на складах функциональные блоки могут формировать из набора типоразмеров стандартный ряд устройств определенной производительности, позволяющий обеспечивать потребности конкретного месторождения газа, на которое будет направляться создаваемый комплекс. Номенклатура блоков обеспечивает комплексу реализацию определенных технологических приемов в условиях автономной эксплуатации комплекса, когда с его помощью необходимо отобрать газ из заброшенного месторождения с разрушенной инфраструктурой и удаленных от источников электроэнергии и населенных пунктов на десятки километров или утилизировать природный или попутный газ действующих месторождений, который ранее сжигался на факелах. Подбор блоков необходимой производительности позволяет адаптировать формируемый комплекс под конкретные особенности расконсервируемого месторождения (состав газа, число скважин, их возможный дебит), при этом также обосновывается технологическая схема комплекса с учетом инфраструктуры и логистики региона, а также его промышленную структуру, что позволяет разработать оптимальный набор конечной продукции из следующих вариантов:

- начальная подготовка природного газа и его транспортировка к пунктам дальнейшей переработки;

- получение товарного топливного газа и его транспортировка к пунктам сбора газа у магистральных газопроводов;

- получение товарного топливного газа с его транспортировкой к пунктам сбора газа у магистральных газопроводов и широкой фракции легких углеводородов с ее транспортировкой к перекачивающим станциям продуктопроводов;

- получение сжиженного природного газа с его транспортировкой потребителю;

- получение сжиженного природного газа с его транспортировкой потребителю и широкой фракции легких углеводородов с ее транспортировкой к перекачивающим станциям продуктопроводов. Блоки группы А обеспечивают первичную очистку и сепарацию углеводородного газа от механических примесей, воды и жидких углеводородов. Блоки группы Б состоят из аппаратов, из которых компонуется технологическая схема абсорбционной очистки добываемого газа от сероводорода и диоксида углерода, кроме того, при наличии в углеводородном газе достаточно высокой концентрации дорогостоящего и дефицитного газа гелия, предусмотрено его извлечение мембранным методом. Блоки группы В включают энергетические генераторы, вырабатывающие электрический ток, и водяной пар, необходимый для работы некоторых технологических аппаратов других блоков. Аппараты блоков Г обеспечивают глубокую осушку углеводородного газа и компримирование его, а также специальных хладагентов для последующего криогенного разделения углеводородного газа вплоть до возможности получения сжиженного природного газа. В блоки группы Д входит оборудование, позволяющее при наличии в углеводородном газе достаточно высокой концентрации гомологов метана, вырабатывать широкую фракцию легких углеводородов - ценное сырье для газохимической промышленности. Блоки группы Е объединяют резервуарное хозяйство комплекса, склад и механическую мастерскую. Блоки группы Ж обеспечивают управление работой комплекса и качество условий жизни его персонала при вахтовом методе обслуживания работы комплекса на промыслах.

При формировании комплекса конкретного назначения необходимое оборудование соответствующего блока обвязывается трубопроводными системами в единый фрагмент технологической схемы и жестко размещается на движущейся платформе. Совокупность необходимых блоков формирует модуль производственного назначения. В зависимости от производительности и, соответственно, габаритов аппаратов на движущейся платформе может размещаться один аппарат, блок или модуль; при больших размерах модуля он может размещаться по частям на отдельных платформах.

Желательно, чтобы привод движущихся платформ обеспечивался колесными или гусеничными тягачами, доставляющими комплекс к месту работы, причем при длительной работе комплекса стационарно на одной позиции на расконсервируемом месторождении свободные тягачи могут эксплуатироваться по назначению в другом месте. При необходимости перемещения комплекса по месторождению из одной рабочей точки на другую все отдельные платформы могут быть последовательно перемещены одним тягачом.

Целесообразно, чтобы монтажные трубопроводы при формировании комплекса были жесткими при объединении блоков в модули и блоков между собой при их размещении на одной движущейся платформе, что обеспечивает жесткость всей конструкции и обеспечивает безопасность движения комплекса при его перемещениях.

Целесообразно также, чтобы монтажные трубопроводы при формировании комплекса были гибкими при объединении блоков в модули и блоков между собой при их размещении на разных движущихся платформах, что упрощает размещение движущихся платформ на рабочей площадке расконсервируемого месторождения с учетом ландшафта местности.

По мере заполнения резервуаров для хранения жидких товарных продуктов, нефти или газового конденсата, а также резервуаров для хранения газообразных товарных продуктов обеспечивается их транспорт на движущихся платформах на пункты сбора и транспортировки товарных продуктов при помощи резервных тягачей;

При добыче природного газа с высокой концентрацией метана, когда содержание этана в газе невелико, а углеводороды С₃₊ практически отсутствуют, то из состава комплекса целесообразно исключать блоки, связанные с выработкой, хранением и транспортировкой жидких товарных продуктов, адаптируя этим комплекс к конкретному расконсервируемому месторождению газа.

При добыче попутного газа с содержанием гелия менее 0,03% извлечение гелия из газа мембранным способом становится слишком энергозатратным и нерентабельным, поэтому из состава комплекса целесообразно исключить блоки, связанные с выработкой, хранением и транспортировкой гелия, адаптируя этим комплекс к конкретному расконсервируемому месторождению газа.

Образующиеся при эксплуатации емкостей хранения жидких и газообразных продуктов сдувки углеводородного газа рекомендуется использовать в качестве топлива в блоке Е-2 или возвращать на соответствующую ступень сжатия блока компрессоров Г-2 в качестве хладагента или смешивать с сырьем блока криогенной ректификационной колонны Д-2, что снижает загрязнение окружающей среды по сравнению с ситуацией, когда сдувки сбрасывают в атмосферу.

Целесообразно часть очищенного углеводородного газа после блока А-4 направлять в качестве топлива в блоки Б-2 и Б-3, что обеспечивает автономность работы комплекса.

В качестве альтернативного варианта аппаратурного оформления комплекса возможна замена энергоемких блоков Б-1 (извлечение гелия мембранным методом), Б-2, Б-3 (абсорбционное извлечение сероводорода и диоксида углерода) блоком короткоцикловой адсорбции примесей, работающим без дополнительного подвода тепловой энергии.

При отсутствии в регионе потребности в сжиженном природном газе, из состава комплекса исключаются блоки Б-3 и Г-1 и вырабатываемый комплексом топливный газ транспортируется в емкости на подвижной платформе в ближайшие населенный пункт для коммунальных нужд или перекачивающую станцию газопровода.

Подключение комплекса к одной расконсервируемой скважине с большим дебитом газа в устье, соответствующим производственной мощности комплекса, или к кусту близрасположенных расконсервируемых скважин с низкими дебитами газа в устье, суммарно соответствующими производственной мощности комплекса, целесообразно обеспечить гибкими монтажными трубопроводами, что позволяет игнорировать неровности ландшафта и сократить число перемещений комплекса по площадке расконсервируемого месторождения газа.

При эксплуатации комплекса в регионах зоны вечной мерзлоты рекомендуется пространство между платформами с размещенными на них высокотемпературными блоками и почвой теплоизолировать, во избежание нарушения теплового баланса экосистемы.

Технологический режим взаимосвязанных блоков обеспечивается тем, что блок управления комплексом с компьютерным рабочим местом Ж-1 содержит систему автоматического управления с коррекцией ее методами математического моделирования с компьютерного рабочего места блока управления, что позволяет регулировать работу технологических аппаратов при изменении дебита подключенной скважины.

В том случае, когда на расстоянии, приемлемом для транспортировки вырабатываемых на комплексе продуктов из газа, добываемого на расконсервируемом месторождении, размещен пункт сбора и транспортировки углеводородного газа, имеющий резервные производственные мощности для глубокой переработки природного и попутного газа, то при формировании комплекса рекомендуется исключить блоки Б-1 - Б-5, В-2, В-3, Г-1, Г-2, Г-4, Г-5, Д-1, Д-2, Е-1, Е-2, поскольку малотоннажное производство комплекса менее эффективно по сравнению с крупным производством, ограничивая состав комплекса только блоками, обеспечивающими первичную очистку природного газа, его компримирование и транспортировку в емкостях до крупного газоперерабатывающего предприятия.

Заявляемое изобретение поясняется схемами, приведенными на фиг. 1-4, схематически изображающими различные варианты развертывания и функционирования заявляемого комплекса на расконсервируемых заброшенных месторождениях.

На фиг. 1 приводится общая схема реализации работы комплекса. При принятии решения о возможности дополнительного отбора газа на заброшенном месторождении 1 с большим количеством законсервированных скважин 2 формируется блочно-модульный мобильный автономный малотоннажный комплекс 3 подготовки и переработки попутного и природного газа, состоящий из необходимого количества модулей 4, выдвигаемый в район месторождения 1. На месторождении 1 комплекс 3 подключается к устьям одной или нескольких расконсервируемых скважин 2, обеспечивает прием, необходимую по заданию переработку газа, хранение выработанной продукции и ее отгрузку в мобильных резервуарах 5 по транспортной сети 6 региона на пункт 7 сбора и транспортировки товарных продуктов, расположенный на действующем разрабатываемом месторождении 8 газа с функционирующими скважинами 9, устья 10 которых подключены к трубопроводной сети 11 сбора собираемого газа месторождения 8. Газ, собираемый на месторождении 8, дополнительно перерабатывается до получения конечной продукции необходимого качества на пункте 7 сбора и транспортировки товарных продуктов, направляемой по трубопроводам 12 в систему 13 магистральных трубопроводов. Газ, собираемый на расконсервируемом месторождении 1 при помощи комплекса 3, в зависимости от специфики технологической и логистической взаимосвязи комплекса 3 и пункта 7 сбора и транспортировки товарных продуктов может или дополнительно перерабатываться на оборудовании пункта 7, что упрощает комплектацию комплекса 3, или сразу поступает в систему транспортировки товарных продуктов пункта 7.

На фиг. 2 показана схема варианта развертывания комплекса 3 подготовки и переработки попутного и природного газа, состоящего из необходимого количества модулей, обеспечивающих переработку добываемого природного газа в сжиженный природный газ (СПГ), и выдвинутого в район месторождения 1. На месторождении 1 комплекс 3 подключается к устьям одной или нескольких расконсервируемых скважин 2, при помощи гибких монтажных трубопроводов 14, ими же отдельные производственные модули 15-19 комплекса объединяются в единую технологическую схему.

Модуль 15 - модуль первичной обработки природного газа включает блок учета параметров и расхода исходного углеводородного газа А-1, фиксирующий расход природного газа, его температуру и давление, блок лабораторных анализов углеводородного газа А-2, позволяющий с использованием хроматографа определить состав газа, в том числе концентрацию сероводорода, диоксида углерода, азота, гелия, блок механической очистки углеводородного газа от механических примесей на фильтре тонкой очистки газа А-3, блок А-4 гидромеханической очистки углеводородного газа от воды, действующий по принципу осаждения из потока газа капельной влаги, блок А-5 разделения углеводородного газа и жидких углеводородов в виде емкости-сепаратора, подключаемый в технологическую схему модуля при дебите из скважины 2 совместно с газом потока газового конденсата или нефти.

После первичной обработки природного газа в модуле 15, очищенный от примесей в твердых и жидких фазах, газ поступает в модуль 16, в котором однофазный газ очищается от примесей снижающих теплотворную способность топливного газа - сероводорода, диоксида углерода, гелия (при его достаточно высокой концентрации в исходном сырье). Технологическое оформление этих массообменных процессов может быть достаточно разнообразным, например, модуль 16 может включать - блок Б-1 мембранного выделения гелия из углеводородного газа в виде пермеата - гелиевого концентрата, блок Б-2 абсорбционной очистки углеводородного газа от сероводорода и диоксида углерода при помощи абсорбента, например, водного раствора амина в небольшой насадочной или тарельчатой абсорбционной колонне, эквивалентной 4-5 теоретическим тарелкам, что позволяет выделить из природного газа большую часть примесей сероводорода и диоксида углерода, блок Б-3 регенерации абсорбента в котором за счет снижения давления и повышения температуры из насыщенного абсорбента в десорбционной колонне выделяют ранее извлеченные сероводород и диоксид углерода, которые могут сбрасываться на факельное устройство или использоваться в энергетическом модуле в качестве топлива. В состав модуля 16 также входят блок Б-4 рекуперативных теплообменников и блок Б-6 аппаратов воздушного охлаждения.

Энергетический модуль 17 включает блок В-1 электрогенераторов с приводом от двигателей внутреннего сгорания, блок В-2 генераторов водяного пара с подводом энергии от сгорания углеводородного газа или горючих примесей отделяемых от газа в модулях 15 и 16, блок В-3 генератора газа регенерации адсорбентов с подводом энергии от сгорания углеводородного газа в том случае, если по технологической схеме предусмотрена высокотемпературная регенерация адсорбента для глубокой осушки газа перед его компримированием.

Модуль получения товарного газа 18 включает блок Г-1 адсорберов, обеспечивающих глубокую осушку природного газа, состоящих по крайней мере из двух попеременно функционирующих аппаратов, из которых один работает на стадии глубокой адсорбции влаги из компримируемого далее основного потока углеводородного газа, а второй обеспечивает регенерацию адсорбента потоком горячего газа вырабатываемого в модуле 17, блок Г-2 компрессоров, обеспечивающих принцип многоступенчатого сжатия хладагента, при этом в качестве хладагента могут выступать как часть углеводородного газа, так и дополнительный хладагент азот, блок Г-3 компрессоров, обеспечивающих принцип многоступенчатого сжатия углеводородного газа, блок Г-4 холодильников, обеспечивающих глубокое охлаждение хладагентом углеводородного газа и его сжижение с получением СПГ.

Модуль 19 складского хозяйства, содержащий на движущихся платформах из блока Е-1 емкостей для реагентов (например, раствора амина), блока Е-2 резервуаров для хранения жидких товарных продуктов (например, СПГ), блока Е-3 резервуаров для хранения газообразных товарных продуктов (в случае производства сжатого топливного газа), блока Е-4 резервуаров для хранения собранной нефти или газового конденсата (при извлечении из скважин совместно с природным газом газового конденсата или нефти). В состав модуля 19 входит также подвижный блок Е-5 хранения монтажных трубопроводов. По мере заполнения резервуаров для хранения жидких и газообразных товарных продуктов, находящихся на подвижных платформах, производится их транспортировка на пункты 7 сбора и транспортировки товарных продуктов.

На модуле 20 размещены блок Е-6 ремонтной мастерской и блок управления комплексом 3 с компьютерным рабочим местом Ж-1, который связан системой 22 информационно-управляющих сигналов с эксплуатационными модулями 15-19.

В состав комплекса 3 входит также санитарно-бытовой блок Ж-2, в котором расположены помещения для санитарии, сна, отдыха, приготовления пищи персоналом комплекса, особенно в условиях его вахтового обслуживания в малонаселенном регионе.

На фиг. 3 представлен вариант компоновки оборудования модуля 15 первичной обработки природного газа и модуля 16 очистки от примесей однофазного газа на шасси 23 стандартной автодорожной платформы длиной 11987 мм и шириной 2550 мм. Оборудование, компактно размещенное на рабочей площадке платформы размером 2550 × 8918 мм, включает блок 24 учета параметров и расхода исходного углеводородного газа (А-1), фильтр 25 тонкой очистки газа от твердых частиц, входящий в блок А-3 механической очистки углеводородного газа от механических примесей, сепаратор 26, входящий в блок А-4 гидромеханической очистки углеводородного газа от капельной воды и отстойник 27, входящий в блок А-5 разделения углеводородного газа и жидких углеводородов, обеспечивающий работу комплекса при внезапном поступлении из обслуживаемой скважины вместе с газом и жидких углеводородов, например, газового конденсата. Далее на шасси 23 размещаются блок 28 абсорбционной очистки углеводородного газа от сероводорода и диоксида углерода (Б-2), состоящий из насадочной или тарельчатой абсорбционной колонны 29 и эксгаустера 30, обеспечивающего частичную регенерацию насыщенного сероводородом и диоксидом углерода абсорбента и блок 31 регенерации абсорбента (Б-3), состоящий из десорбера 32, рефлюксной емкости 33, насоса 34 откачки кислой воды и насоса 35 подачи регенерированного абсорбента в абсорбер. Тепловой режим совместной работы блоков Б-2 и Б-3 обеспечивается блоком 36 аппаратов воздушного охлаждения (Б-5) и блоком 37 рекуперативных теплообменников (Б4). Все аппараты, установленные на шасси 23 платформы, в соответствии с технологической схемой, обвязаны между собой жесткими монтажными трубопроводами (не показаны) и укрыты тентом 38.

Для оценки эффективности использования блочно-модульного мобильного автономного малотоннажного комплекса подготовки и переработки попутного и природного газа было выполнено математическое моделирование вариантов работы комплекса по сбору природного газа на отработанных месторождений с получением товарной продукции.

Пример 1. Природный газ из расконсервированной скважины с дебитом 800 нм³/ч проходит последовательно через модули комплекса, очищаясь от механических примесей, влаги, сероводорода и диоксида углерода и подвергается компримированию и охлаждению в холодильном цикле с использованием в качестве хладагента азота и получением сжиженного природного газа при том, что часть природного газа используется на собственные производственные нужды (для привода компрессоров и пр.). Принципиальная расчетная блок-схема комплекса приведена на фиг. 4. Материальный баланс процесса приведен в табл. 1.

Пример 2. Природный газ из расконсервированной скважины с дебитом 800 нм³/ч проходит последовательно через модули комплекса, очищаясь от механических примесей, влаги, сероводорода и диоксида углерода и подвергается компримированию и охлаждению в холодильном цикле с использованием в качестве хладагента метана и получением сжиженного природного газа и широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ), благодаря тому, что в комплексе применена технология дробного охлаждения и сепарации, что позволяет выделить из потока ШФЛУ в жидком виде, при том, что часть природного газа используется на собственные производственные нужды (для привода компрессоров и пр.). Принципиальная расчетная блок-схема комплекса приведена на фиг. 5. Материальный баланс процесса приведен в табл. 2.

Материалы таблиц 1 и 2 свидетельствует о том, что заявляемый комплекс обладает достаточной гибкостью и может производить как различную продукцию, так и использовать разные хладагенты для создания условий криогенного ожижения природного газа.

Пример 3. Выполнен сопоставительный технико-экономический анализ работы комплекса по вариантам, рассмотренным в примерах 1 и 2. Для создания технологической (перерабатывающей) части комплекса по примеру 1 с азотным холодильным циклом требуется использовать 21 единицу оборудования, а по примеру 2 с метановым холодильным циклом необходимы 20 единиц оборудования, таким образом, по технической оснащенности различные варианты реализации комплекса достаточно близки. В табл. 3 приведены данные ориентировочного ожидаемого экономического эффекта от эксплуатации блочно-модульного мобильного автономного малотоннажного комплекса. Поскольку в отличие от стационарных установок и производств комплекс не может функционировать непрерывно из-за необходимых затрат времени на перебазирование, то в табл. 3 внесены данные за сутки и месяц работы комплекса.

Если допустить, что блочно-модульный мобильный автономный малотоннажный комплекс подготовки и переработки попутного и природного газа сможет полезно функционировать в течение года не менее 10 месяцев, то ожидаемый экономический доход составит около 25 млн. руб.

Таким образом, заявляемое изобретение решает задачу разработки блочно-модульного мобильного автономного малотоннажного комплекса подготовки и переработки попутного и природного газа получаемого из расконсервируемых скважин выработанных месторождений с утраченной инфраструктурой и обеспечивающего формирование гибкой технологической схемы переработки газа за счет набора необходимых блоков, образующих модули, размещаемые на автомобильных платформах, учитывающего специфику расконсервируемого месторождения, дебит и состав газа на месте дислокации, промышленную структуру, инфраструктуру и логистику региона.

1. Блочно-модульный мобильный автономный малотоннажный комплекс подготовки и переработки попутного и природного газа, состоящий из технологических аппаратов и устройств, установленных на движущихся платформах, выполненный с возможностью использования при расконсервации эксплуатационных и разведочных скважин, выполненный с возможностью подключения к одной или кусту близрасположенных расконсервируемых скважин, при этом технологические аппараты выполнены с возможностью объединения в отдельные блоки: