СПОСОБ ПОДГОТОВКИ УГЛЕВОДОРОДНОГО ГАЗА К ТРАНСПОРТУ Российский патент 2024 года по МПК E21B43/34 B01D53/00 

Изобретение относится к газовой промышленности, в частности, к обработке углеводородного газа с использованием адсорбционного и низкотемпературного процессов, и может быть использовано для промысловой подготовки к транспорту продукции газовых и газоконденсатных месторождений.

Известен способ подготовки углеводородного газа к транспорту (патент на изобретение RU 2701020, МПК Е21В 43/34, B01D 53/00, опубликовано: 24.09.2019), в котором газовый поток от кустов газоконденсатных скважин сепарируют в три ступени для отделения водной фазы и нестабильного конденсата, при этом производят охлаждение газового потока воздухом, нестабильным конденсатом, отсепарированным газом, для предотвращения образования гидратов вводят метанол перед охлаждением газового потока и осуществляют рециркуляцию водно-метанольного раствора с последней ступени сепарации после первичной сепарации, дегазируют нестабильный конденсат, отделяют от него водную фазу, утилизируют газ дегазации нестабильного конденсата и выводят из установки отсепарированный газ, нестабильный конденсат и водно-метанольный раствор. Недостатком известного способа является ограниченное его использование без возможности применения для одновременной подготовки газовых потоков двух разных горизонтов, из которых добывается «тощий» газ и газоконденсатный пластовый флюид. Кроме того, используемый в качестве ингибитора гидратообразования метанол растворяется в нестабильном конденсате, газе сепарации и водном растворе, что приводит к существенным потерям ингибитора при подготовке газа и конденсата.

Наиболее близким аналогом к предлагаемому решению является способ промысловой подготовки продукции газоконденсатных залежей (патент на изобретение RU 2615703, МПК B01D 19/00, F25J 3/06, опубликовано: 06.04.2017), в котором газовый поток от кустов газоконденсатных скважин поступает в блок пробкоуловителей и последовательно проходит охлаждение воздухом, дополнительную сепарацию, адсорбцию водной фазы, деление потока на две части, охлаждение одной части потока отсепарированным газом и другой части потока нестабильным конденсатом, смешение газового потока, его сепарацию от конденсата, охлаждение газового потока за счет снижения давления в детандере турбодетандера, низкотемпературную сепарацию газового потока от конденсата, нагрев отсепарированного газа в дефлегматоре газом деэтанизации конденсата из низкотемпературного сепаратора и газовым потоком после адсорбции, компримирование отсепарированного газа в компрессоре турбодетандера, дополнительное компримирование и вывод отсепарированного газа из установки, нестабильный конденсат с водной фазой из блока пробкоуловителей направляется в емкость-разделитель для отделения водной фазы, которая выводится из установки, после чего нестабильный конденсат поступает на деэтанизацию и выводится из установки, нестабильный конденсат низкотемпературного сепаратора вводится в нестабильный конденсат из сепаратора и направляется для низкотемпературной деэтанизации, после чего выводится из установки, газ дегазации и газ деэтанизации из нестабильного конденсата из блока пробкоуловителей смешивается, компримируется и вводится в газовый поток после охлаждения воздухом, газ низкотемпературной деэтанизации охлаждается в дефлегматоре для отделения пропана, который возвращается на деэтанизацию, далее газ низкотемпературной деэтанизации нагревается деэтанизированным конденсатом, компримируется и вводится в отсепарированный газ. Указанный способ позволяет отказаться от использования метанола при низкотемпературной обработке газа, однако обладает следующими недостатками:

- ограничение по использованию применяемого в схеме оборудования для одновременной подготовки «тощего» газа и газоконденсатного пластового флюида из различных объектов разработки при том, что по мере снижения добычи из газоконденсатной залежи происходит высвобождение мощностей адсорбционной осушки газа, которая эффективна для подготовки «тощего» газа из газовой залежи;

- положительная температура газа на выходе из установки в то время, как при транспортировке газа в многолетнемерзлом грунте требуется обеспечение отрицательной температуры газа на выходе из установки.

Задачей заявляемого изобретения является устранение указанных недостатков, а технический результат заключается в комплексном использовании оборудования для подготовки продукции газовых («тощих» газов) и газоконденсатных скважин.

Поставленная задача решается, а технический результат достигается за счет того, что способ подготовки углеводородного газа к транспорту включает подачу газового потока от кустов газоконденсатных скважин и далее в блок пробкоуловителей, адсорбцию водной фазы из газового потока, охлаждение газового потока воздухом, низкотемпературную сепарацию газового потока, при этом осуществляют раздельную подачу газового потока от газовых скважин и газового потока от газоконденсатных скважин и их раздельную подготовку, газовый поток от газовых скважин подают сначала на первичную сепарацию для отделения водной фазы, которую выводят из установки, и на адсорбционную осушку, далее осушенный газ нагревают сжатым осушенным газом, компримируют и охлаждают воздухом, охлажденный компримированный осушенный газ дополнительно компримируют в компрессоре турбодетандера, последовательно охлаждают путем теплообмена с воздухом и с осушенным газом после адсорбционной осушки, а также путем понижения давления в детандере турбодетандера, после чего выводят охлажденный осушенный газ из установки, причем газовый поток от газоконденсатных скважин подают сначала для отделения жидкой фазы на первичную сепарацию и на адсорбционную осушку, осушенный газ нагревают сжатым осушенным газом, далее его компримируют и охлаждают воздухом, дополнительно компримируют в компрессоре турбодетандера и последовательно охлаждают путем теплообмена с воздухом и с осушенным газом после адсорбционной осушки, а также путем теплообмена с нестабильным конденсатом и отбензиненным газом, охлажденный сжатый осушенный газ делят на два потока: первый (90% от общего объема разделяемого потока) сепарируют от конденсата и подают в детандер турбодетандера для охлаждения путем понижения давления и направляют для отделения нестабильного конденсата от газа в низкотемпературный сепаратор, а второй (10% от общего объема разделяемого потока) подают для понижения давления в эжектор в качестве активного потока и объединяют с первым потоком после детандера, отбензиненный газ из низкотемпературного сепаратора нагревают сжатым осушенным газом до температуры не более 0°С и выводят из установки, понижают давление жидкой фазы после первичной сепарации газового потока газоконденсатных скважин и далее направляют ее на отделение от нестабильного конденсата водной фазы и газа дегазации высокого давления, который вводят в охлажденный газ перед низкотемпературным сепаратором, водную фазу выводят из установки, понижают давление нестабильного конденсата и направляют его для отделения газа выветривания и остаточной воды, которую вводят в водную фазу и выводят из установки, понижают давление жидкой углеводородной фазы после низкотемпературной сепарации и направляют для отделения газа дегазации низкого давления от нестабильного конденсата, который далее нагревают сжатым осушенным газом газоконденсатных скважин и объединяют с нестабильным конденсатом, выделенным из жидкой фазы после первичной сепарации газового потока газоконденсатных скважин, отделенный от газа выветривания и остаточной воды нестабильный конденсат выводят из установки, газ дегазации низкого давления направляют на эжектор в качестве пассивного потока, газ выветривания компримируют и вводят в газовый поток газоконденсатных скважин после первичной сепарации.

В отличие от прототипа оборудование первичной сепарации, адсорбции, первичного теплообмена, компримирования и охлаждения газа в аппаратах воздушного охлаждения используется для подготовки газа как газовых залежей («тощего» газа), так и газоконденсатных.

Заявляемое изобретение может быть реализовано на соответствующей установке подготовки углеводородного газа к транспорту, схематически представленной на фиг. 1, с использованием следующих обозначений:

1 - трубопровод;

2 - блок первичных сепараторов;

3 - трубопровод;

4 - блок адсорберов;

5 - трубопровод;

6 - блок теплообменников «газ - газ»;

7 - трубопровод;

8 - блок компрессоров;

9 - трубопровод;

10 - блок воздушных охладителей;

11 - трубопровод;

12 - компрессор;

13 - трубопровод;

14 - блок воздушных охладителей;

15, 16 - трубопровод;

17 - детандер;

18-28 - трубопровод;

29 - теплообменник «газ - конденсат»;

30 - трубопровод;

31 - теплообменник «газ - газ»;

32 - трубопровод;

33 - делитель потока;

34 - регулирующий клапан;

35 - трубопровод;

36 - сепаратор низкотемпературный;

37, 38 - трубопровод;

39 - сепаратор низкотемпературный;

40 - регулирующий клапан;

41 - трубопровод;

42 - редуцирующее устройство (эжектор);

43-46 - трубопровод;

47 - редуцирующее устройство (дроссель);

48 - трубопровод;

49 - трехфазный разделитель;

50 - трубопровод;

51 - редуцирующее устройство (дроссель);

52 - трубопровод;

53 - трехфазный разделитель;

54 - трубопровод;

55 - редуцирующее устройство (дроссель);

56 - трубопровод;

57 - двухфазный разделитель;

58 - трубопровод;

59 - редуцирующее устройство (дроссель);

60-62 - трубопровод;

63 - редуцирующее устройство (дроссель);

64-70 - трубопровод;

71 - компрессор;

72 - трубопровод;

73 - блок турбодетандерных агрегатов.

Установка подготовки углеводородного газа к транспорту работает следующим образом. Газовый поток от газовых скважин для удаления водной фазы последовательно подают по трубопроводу 1 в блок первичных сепараторов 2 и по трубопроводу 3 в блок адсорберов 4. Осушенный газ направляется по трубопроводу 5 в блок теплообменников «газ - газ» 6, где он нагревается, и далее поступает по трубопроводу 7 в блок компрессоров 8 и по трубопроводу 9 в блок воздушных охладителей 10. После охлаждения сжатый осушенный газ подается по трубопроводу 11 на компрессор 12 блока турбодетандерного агрегата 73 и далее последовательно проходит по трубопроводу 13 в блок воздушных охладителей 14 и по трубопроводу 15 в блок теплообменников «газ - газ» 6 для подогрева осушенного газа. Охлажденный газ по трубопроводу 16 поступает в детандер 17 блока турбодетандерного агрегата 73 для охлаждения путем понижения давления, и по трубопроводу 18 подготовленный газ выводится из установки. Водную фазу из блока первичных сепараторов 2 выводят из установки по трубопроводу 19.

Газовый поток от газоконденсатных скважин подают по трубопроводу 20 в блок первичных сепараторов 2 для отделения жидких водной и углеводородной фаз и далее по трубопроводу 21 в блок адсорберов 4. Осушенный газ направляют по трубопроводу 22 в блок теплообменников «газ - газ» 6 для нагрева и по трубопроводу 23 в блок компрессоров 8 для повышения давления. Сжатый осушенный газ подают по трубопроводу 24 в блок воздушных охладителей 10, по трубопроводу 25 в компрессор 12 блока турбодетандерного агрегата 73 и далее по трубопроводу 26 в блок воздушных охладителей 14. Частично охлажденный сжатый осушенный газ для доохлаждения последовательно проходит по трубопроводу 27 в блок теплообменников «газ - газ» 6, по трубопроводу 28 в теплообменник «газ - конденсат» 29 и по трубопроводу 30 в теплообменник «газ - газ» 31. Охлажденный сжатый осушенный газ подают по трубопроводу 32 в делитель потока 33, откуда основной поток (90% от общего объема разделяемого потока) через регулирующий клапан 34 направляют по трубопроводу 35 в сепаратор низкотемпературный 36, по трубопроводу 37 в детандер 17 блока турбодетандерного агрегата 73 для охлаждения за счет понижения давления и далее по трубопроводу 38 в низкотемпературный сепаратор 39 для отделения жидкой углеводородной фазы от охлажденного осушенного газа. Второй поток (10% от общего объема разделяемого потока) из делителя потока 33 через регулирующий клапан 40 по трубопроводу 41 направляется в качестве активного потока в эжектор 42 и затем по трубопроводу 43 объединяется с основным потоком, поступающим по трубопроводу 38 в низкотемпературный сепаратор 39. Отбензиненный газ из низкотемпературного сепаратора 39 направляется по трубопроводу 44 в теплообменник «газ - газ» 31 для нагрева и далее по трубопроводу 45 выводится из установки. Жидкая углеводородная фаза из низкотемпературного сепаратора 39 поступает по трубопроводу 58 в редуцирующее устройство 59 для понижения давления и далее по трубопроводу 60 в двухфазный разделитель 57 для отделения от нестабильного конденсата газа дегазации низкого давления.

Жидкая фаза из блока первичных сепараторов 2 по трубопроводу 46 поступает в редуцирующее устройство 47 и далее по трубопроводу 48 в трехфазный разделитель 49 для отделения от нестабильного конденсата водной фазы и газа дегазации высокого давления. Нестабильный конденсат из трехфазного разделителя 49 направляют по трубопроводу 50 в редуцирующее устройство 51 для понижения давления и далее по трубопроводу 52 в трехфазный разделитель 53 для дополнительного отделения остаточной воды и газа выветривания.

Нестабильный конденсат из двухфазного разделителя 57 по трубопроводу 61 подается в теплообменник «газ - конденсат» 29 для нагрева, по трубопроводу 62 поступает в редуцирующее устройство 63 для понижения давления и далее по трубопроводу 64 вводится в нестабильный конденсат, транспортируемый по трубопроводу 52 в трехфазный разделитель 53. После отделения от нестабильного конденсата в трехфазном разделителе 53 остаточной воды и газа выветривания нестабильный конденсат по трубопроводу 65 выводится из установки.

Газ дегазации высокого давления из трехфазного разделителя 49 по трубопроводу 66 вводится в трубопровод 38 перед низкотемпературным сепаратором 39. Газ дегазации низкого давления из двухфазного разделителя 57 по трубопроводу 67 подается в качестве пассивного потока в эжектор 42. Газ выветривания из трехфазного разделителя 53 по трубопроводу 68 подается в компрессор 71 и по трубопроводу 72 вводится в трубопровод 21 перед блоком адсорберов 4.

Водная фаза из трехфазного разделителя 49 объединяется с остаточной водой из трехфазного разделителя 53, поступающей по трубопроводу 70, и по трубопроводу 69 выводится из установки.

Традиционно освоение многозалежных месторождений начинается с верхних газовых залежей, в которых содержится «тощий» газ, в основном состоящий из метана. Подготовка такого газа может осуществляться абсорбционной или адсорбционной осушкой, или низкотемпературной сепарацией. В дальнейшем вводятся в разработку нижележащие газоконденсатные залежи, подготовка пластового флюида которых осуществляется низкотемпературной сепарацией с получением газа и конденсата, при этом для исключения применения метанола сначала осуществляют извлечение воды из газа с помощью адсорбционной осушки. Для подготовки «тощего» и конденсатсодержащего газа строится две установки подготовки газа.

Согласно заявляемому изобретению освоение многозалежного месторождения начинается с газоконденсатных залежей, для которых строится установка подготовки газа с выделенной частью технологического оборудования, которое возможно использовать как для подготовки «тощего» газа, так и для подготовки конденсатсодержащего газа. На первом этапе в разработку вводятся газоконденсатные залежи.

Пластовый флюид из газоконденсатных залежей поступает в блок первичных сепараторов 2 для отделения от газового потока конденсата и водной фазы. Из блока первичных сепараторов 2 газ поступает в блок адсорберов 4 для извлечения влаги и обеспечения температуры точки росы газа ниже минус 40°С. Далее осушенный газ нагревается в блоке теплообменников «газ - газ» 6 до температуры 30-35°С и в блоке компрессоров 8 компримируется до давления 8,2-8,5 МПа, после чего охлаждается в блоке воздушных охладителей 10 до температуры 25-30°С. Затем охлажденный газ компримируется в компрессоре 12 блока турбодетандерных агрегатов 73 до давления 10 МПа, охлаждается в блоке воздушных охладителей 14 до температуры 25-30°С и поступает сначала в блок теплообменников «газ - газ» 6, где охлаждается до 27-32°С, а затем в теплообменник «газ - конденсат» 29 для охлаждения до температуры 19-21°С. Далее газовый поток охлаждается в теплообменнике «газ - газ» 31 до температуры минус 2°С и делится на две части. Первая часть (90% от общего объема разделяемого потока) направляется для сепарации в сепаратор низкотемпературный 36 и подается в детандер 17 блока турбодетандерных агрегатов 73, в котором происходит понижение давления до 5,6 МПа и температуры до минус 31°С. Вторая часть газа (10% от общего объема разделяемого потока) поступает в качестве активного газа в редуцирующее устройство (эжектор) 42, где происходит понижение давления до 5,6 МПа и охлаждение до температуры минус 24°С. Далее оба газовых потока смешиваются, и объединенный газовый поток направляется в низкотемпературный сепаратор 39 для отделения от газа нестабильного конденсата, после чего отсепарированный газ направляется в теплообменник «газ - газ» 31, где нагревается до температуры минус 3 градуса и выводится из установки.

Жидкость из блока первичных сепараторов 2 подается в редуцирующее устройство (дроссель) 47 для понижения давления до 6 МПа, после чего направляется в трехфазных разделитель 49. Газ дегазации высокого давления смешивается с объединенным газовым потоком перед низкотемпературным сепаратором 39, а водная фаза выводится из установки. Нестабильный конденсат из трехфазного разделителя 49 направляется в редуцирующее устройство (дроссель) 51 для понижения давления до 3 МПа. Нестабильный конденсат из сепаратора низкотемпературного 36 и из низкотемпературного сепаратора 39 подается в редуцирующие устройства (дроссель) 55 и 59, соответственно, для понижения давления до 3,5-4,0 МПа, после чего смешивается и направляется в двухфазных разделитель 57. Газ дегазации низкого давления из двухфазного разделителя 57 направляется в редуцирующее устройство (эжектор) 42 в качестве пассивного газа. Нестабильный конденсат из двухфазного разделителя 57 нагревается в теплообменнике «газ - конденсат» 29 до температуры 20-25°С, направляется в редуцирующее устройство (дроссель) 63 для понижения давления до 3 МПа, смешивается с нестабильным конденсатом из трехфазного разделителя 49 и поступает в трехфазный разделитель 53. Водная фаза (при ее наличии) из трехфазного разделителя 53 вводится в водную фазу после трехфазного разделителя 49, газ дегазации из трехфазного разделителя 53 подается на компрессор 71 для повышения давления до 7,0 МПа и вводится в газовый поток после блока первичных сепараторов 2, а нестабильный конденсат из трехфазного разделителя 53 выводится из установки.

По мере падения добычи конденсатсодержащего газа и высвобождении мощностей оборудования для подготовки «тощего» газа выделяются части блоков первичных сепараторов 2, адсорберов 4, теплообменников «газ - газ» 6, компрессоров 8, воздушных охладителей 10 и 14 и турбодетандерных агрегатов 73.

Пластовый флюид газовых залежей поступает в блок первичных сепараторов 2 для разделения газа и водной фазы, которая выводится из установки. Далее газ поступает в блок адсорберов 4 для извлечения влаги и обеспечения температуры точки росы газа ниже минус 20°С. Осушенный газ нагревается в блоке теплообменников «газ - газ» 6 до температуры 15°С и в блоке компрессоров 8 компримируется до давления 6,6-7,0 МПа, после чего охлаждается в блоке воздушных охладителей 10 до температуры 25-30°С. Затем газ компримируется в компрессоре 12 блока турбодетандерного агрегата 73 до давления 8,5 МПа, охлаждается в блоке воздушных охладителей 14 до температуры 25-30°С и поступает в блок теплообменников «газ - газ» 6, где охлаждается до 20-25°С. Далее газ направляется в детандер 17 блока турбодетандерного агрегата 73 для понижения давления до 5,5 МПа и с температурой минус 3°С выводится из установки.

Благодаря изменению последовательности ввода залежей в разработку и использованию оборудования одной установки комплексной подготовки газа для подготовки пластового флюида газовых и газоконденсатных залежей отпадает необходимость в строительстве второй установки подготовки газа с дожимной компрессорной станцией.

Изобретение относится к газовой промышленности для промысловой подготовки к транспорту продукции газовых и газоконденсатных месторождений. В способе подготовки углеводородного газа к транспорту осуществляют раздельную подачу газового потока от газовых скважин и газового потока от газоконденсатных скважин и их раздельную подготовку. Газовый поток от газовых скважин подают на первичную сепарацию для отделения водной фазы, которую выводят из установки, и на адсорбционную осушку, далее осушенный газ нагревают сжатым осушенным газом, компримируют и охлаждают воздухом, охлажденный компримированный осушенный газ дополнительно компримируют в компрессоре турбодетандера, последовательно охлаждают путем теплообмена с воздухом и с осушенным газом после адсорбционной осушки, а также путем понижения давления в детандере турбодетандера, после чего выводят охлажденный осушенный газ из установки. Газовый поток от газоконденсатных скважин подают для отделения жидкой фазы на первичную сепарацию и на адсорбционную осушку, осушенный газ нагревают сжатым осушенным газом, далее его компримируют и охлаждают воздухом, дополнительно компримируют в компрессоре турбодетандера и последовательно охлаждают путем теплообмена с воздухом и с осушенным газом после адсорбционной осушки, а также путем теплообмена с нестабильным конденсатом и отбензиненным газом, охлажденный сжатый осушенный газ делят на два потока: первый сепарируют от конденсата и подают в детандер турбодетандера для охлаждения путем понижения давления и направляют для отделения нестабильного конденсата от газа в низкотемпературный сепаратор, а второй подают в эжектор в качестве активного потока и объединяют с первым потоком после детандера, отбензиненный газ из низкотемпературного сепаратора нагревают сжатым осушенным газом до температуры не более 0°С и выводят из установки, понижают давление жидкой фазы после первичной сепарации газового потока газоконденсатных скважин и далее направляют ее на отделение от нестабильного конденсата водной фазы и газа дегазации высокого давления, который вводят в охлажденный газ перед низкотемпературным сепаратором, водную фазу выводят из установки, понижают давление нестабильного конденсата и направляют его для отделения газа выветривания и остаточной воды, которую вводят в водную фазу и выводят из установки, понижают давление жидкой углеводородной фазы после низкотемпературной сепарации и направляют для отделения газа дегазации низкого давления от нестабильного конденсата, который далее нагревают сжатым осушенным газом газоконденсатных скважин и объединяют с нестабильным конденсатом, выделенным из жидкой фазы после первичной сепарации газового потока газоконденсатных скважин, отделенный от газа выветривания и остаточной воды нестабильный конденсат выводят из установки, газ дегазации низкого давления направляют на эжектор в качестве пассивного потока, газ выветривания компримируют и вводят в газовый поток газоконденсатных скважин после первичной сепарации. Технический результат заключается в комплексном использовании оборудования для подготовки продукции газовых и газоконденсатных скважин. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

1. Способ подготовки углеводородного газа к транспорту, включающий подачу газового потока от кустов газоконденсатных скважин и далее на первичную сепарацию, адсорбцию водной фазы из газового потока, охлаждение газового потока воздухом, низкотемпературную сепарацию газового потока, отличающийся тем, что осуществляют раздельную подачу газового потока от газовых скважин и газового потока от газоконденсатных скважин и их раздельную подготовку, газовый поток от газовых скважин подают на первичную сепарацию для отделения водной фазы, которую выводят из установки, и на адсорбционную осушку, далее осушенный газ нагревают сжатым осушенным газом, компримируют и охлаждают воздухом, охлажденный компримированный осушенный газ дополнительно компримируют в компрессоре турбодетандера, последовательно охлаждают путем теплообмена с воздухом и с осушенным газом после адсорбционной осушки, а также путем понижения давления в детандере турбодетандера, после чего выводят охлажденный осушенный газ из установки, при этом газовый поток от газоконденсатных скважин подают для отделения жидкой фазы на первичную сепарацию и на адсорбционную осушку, осушенный газ нагревают сжатым осушенным газом, далее его компримируют и охлаждают воздухом, дополнительно компримируют в компрессоре турбодетандера и последовательно охлаждают путем теплообмена с воздухом и с осушенным газом после адсорбционной осушки, а также путем теплообмена с нестабильным конденсатом и отбензиненным газом, охлажденный сжатый осушенный газ делят на два потока: первый сепарируют от конденсата и подают в детандер турбодетандера для охлаждения путем понижения давления и направляют для отделения нестабильного конденсата от газа в низкотемпературный сепаратор, а второй подают в эжектор в качестве активного потока и объединяют с первым потоком после детандера, отбензиненный газ из низкотемпературного сепаратора нагревают сжатым осушенным газом до температуры не более 0°С и выводят из установки, понижают давление жидкой фазы после первичной сепарации газового потока газоконденсатных скважин и далее направляют ее на отделение от нестабильного конденсата водной фазы и газа дегазации высокого давления, который вводят в охлажденный газ перед низкотемпературным сепаратором, водную фазу выводят из установки, понижают давление нестабильного конденсата и направляют его для отделения газа выветривания и остаточной воды, которую вводят в водную фазу и выводят из установки, понижают давление жидкой углеводородной фазы после низкотемпературной сепарации и направляют для отделения газа дегазации низкого давления от нестабильного конденсата, который далее нагревают сжатым осушенным газом газоконденсатных скважин и объединяют с нестабильным конденсатом, выделенным из жидкой фазы после первичной сепарации газового потока газоконденсатных скважин, отделенный от газа выветривания и остаточной воды нестабильный конденсат выводят из установки, газ дегазации низкого давления направляют на эжектор в качестве пассивного потока, газ выветривания компримируют и вводят в газовый поток газоконденсатных скважин после первичной сепарации.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что охлажденный сжатый осушенный газ делят на два потока: при этом первый поток составляет 90% от общего объема разделяемого потока, а второй поток составляет 10% от общего объема разделяемого потока.