Способ подготовки природного газа месторождений Крайнего Севера Российский патент 2021 года по МПК F25J3/00 

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 (ТТР_В) 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 (ТТР_УВ).

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 ТТР_В и ТТР_ув 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 ТТР_В и ТТР_ув, 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 - ТТР_В и ТТР_УВ, 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 ТТР_в и ТТР_УВ: 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 (ТТР_УВ) и водной фазе (ТТР_В), 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.

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.

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.