СПОСОБ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ ПРИ НИЗКОТЕМПЕРАТУРНОЙ ПОДГОТОВКЕ ГАЗА Российский патент 2024 года по МПК C10L3/10 C09K8/524 

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано для предупреждения гидратообразования на установках подготовки газа к транспорту.

В настоящее время применительно к промысловой обработке конденсатсодержащих природных и попутных нефтяных газов известны технические решения, направленные на снижение технологических потерь антигидратных реагентов и повышение их эффективности (Истомин В.А., Квон В.Г. Предупреждение и ликвидация газовых гидратов в системах добычи газа. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2004, - 509 с.).

На фиг. 1 приведена типовая схема установки комплексной подготовки газа к транспорту с использованием низкотемпературных процессов: 1 - вход пластовой продукции; 2 - точка подачи антигидратного реагента перед рекуперативным теплообменником; 3 - точка подачи антигидратного реагента перед холодопроизводящим элементом; 4 - шлейф товарного газа; 5 - шлейф отделенной жидкости из входного, промежуточного и низкотемпературного сепараторов; 6 - входной сепаратор; 7 - рекуперативный теплообменник; 8 - промежуточный сепаратор; 9 - холодопроизводящий элемент; 10 - низкотемпературный сепаратор). Пластовая продукция по шлейфу (1) поступает на установку комплексной подготовки газа (УКПГ). УКПГ состоит из входного (6), промежуточного (8) и низкотемпературного (10) сепараторов, рекуперативного теплообменника (7) и холодопроизводящего элемента (9). Последний может быть представлен дросселем, эжектором, турбодетандером, холодильной установкой или другим устройством, позволяющим охладить обрабатываемый газ до необходимых температур: как правило, до минус 20-40°С.

Для предотвращения гидратообразования в настоящее время наибольшее распространение получили термодинамические антигидратные реагенты на основе водных растворов метанола или этиленгликоля (ЭГ), используемые по отдельности (RU Патент №2049957). Как правило, используют водные растворы метанола с концентрацией 90-98 мас. %, этиленгликоля (ЭГ) 80-90 мас. % (D. Sloan, С.Koh et.al. Natural gas hydrates in flow assurance. Burlington: Gulf Prof. Publ., 2011, - 213 P.).

На фиг. 1 показаны участки технологической схемы подготовки природного газа, где предусматривается подача антигидратного реагента. Метанол вследствие его высокой летучести достаточно подавать только в одну точку (2), перед рекуперативным теплообменником (7). МЭГ подают в две точки: перед рекуперативным теплообменником 7 (точка 2) и перед холодопроизводящим элементом (точка 3). Товарный газ по шлейфу 4 направляют в трубопровод, отделенную жидкость, состоящую из смеси нестабильного конденсата и водного раствора ингибитора гидратообразования, - направляют по шлейфу 5 на установки обработки углеводородного конденсата и регенерации ингибитора гидратообразования.

Данное техническое решение, а именно использование в качестве ингибитора гидратообразования водного раствора метанола или этиленгликоля, подаваемого в различные точки технологической схемы подготовки природного газа, выбрано в качестве прототипа.

К недостаткам использования метанола по сравнению с этиленгликолем можно отнести высокие потери реагента с товарной продукцией, более жесткие требования по предельной концентрации в воздухе рабочей зоны, большие риски воздействия на экосистему региона добычи.

Существенным недостатком использования этиленгликоля является необходимость применять его водный раствор, при этом содержание воды в этиленгликоле поддерживается не ниже 10% для предотвращения его замерзания. Кроме этого, присутствие воды в этиленгликоле обусловлено необходимостью поддерживать низкие значения вязкости ингибитора для исключения потери текучести в условиях низких температур. Присутствие воды в этиленгликоле снижает ингибирующую способность реагента. При этом вода, содержащаяся в реагенте, является балластом, увеличивая требуемые объемы подаваемого ингибитора. Данное обстоятельство приводит к увеличению расхода ингибитора. Другим существенным недостатком этиленгликоля является невозможность его использования при температурах ниже минус 25°С - ограничение, вызванное заметным возрастанием его вязкости. Это существенно снижает гибкость технологической схемы низкотемпературной сепарации и, кроме того, снижает степень извлечения дополнительных ценных компонентов из добываемого природного газа.

Задачей, на решение которой направлено изобретение, является создание способа предупреждения гидратообразования на установке подготовки газа к транспорту с использованием низкотемпературных процессов, который минимизирует недостатки существующего способа подачи ингибитора и применяемых реагентов.

Техническим результатом является снижение расхода и технологических потерь антигидратного реагента по сравнению с прототипом, увеличение выхода углеводородного конденсата, увеличение выхода товарной продукции, повышение энергоэфективности и надежности эксплуатации оборудования и трубопроводов, а также снижение эксплуатационных и капитальных затрат при проектировании.

Технический результат достигается за счет способа предупреждения гидратообразования при низкотемпературной подготовке природного газа, заключающегося в том, что для подачи в гидратоопасные участки технологической схемы подготовки природного газа применяют безводный двухкомпонентный ингибитор, включающий метанол и этиленгликоль в следующем соотношении: метанол - от 10 до 95 мас. %, этиленгликоль - остальное.

Сущность технического решения заключается в следующем (Фиг. 1).

В случае, если скважины и газосборная система работает в гидратном режиме, двухкомпонентный безводный ингибитор (ДБИ) подают в точки 1 и 2. При этом, используя такой ингибитор, достигается возможность не подавать ингибитор на последующие участки УКПГ, в данном случае, в точку 3. Подачу двухкомпонентного ингибитора осуществляют с использованием типовых устройств смешения.

Сокращение расхода этиленгликоля достигается за счет разбавления его до необходимой концентрации не водой, а метанолом. Метанол при этом усиливает ингибиторную эффективность этиленгликоля за счет своих антигидратных свойств. Кроме того, присутствие метанола позволяет поддерживать низкую вязкость смешанного раствора при низких температурах минус 20-30°С, при которых проводится технологический процесс подготовки природного газа

Содержание этиленгликоля в данной композиции подбирается таким образом, чтобы на ближайшем к точке подаче участке создавалась концентрация, необходимая для обеспечения безгидратного режима. Метанол здесь выполняет функцию растворителя. Вследствие высокой летучести большая часть метанола переходит в паровую фазу и конденсируется на последующих участках технологической схемы, где создается необходимая безгидратная концентрация уже самим метанолом. Такой подход обеспечивает возможность подавать ингибитор в точку 2, только перед рекуперативным теплообменником 7 и не подавать в точку 3 (фиг. 1). Поскольку таким образом достигается снижение количества подаваемого этиленгликоля в составе смешанного ингибитора, это снижает количество образующегося водного раствора, направляемого далее на установку регенерации, где проводится разделение этиленгликоля и воды ректификацией. Снижение количества образующегося раствора этиленгликоля, направляемого на регенерацию, в свою очередь, сокращает потребление топливного газа, необходимого для обеспечения работы ректификационной установки.

В табл. 1 приведены характеристики безводного двухкомпонентного ингибитора в сравнении с существующими аналогами.

Как показано в табл. 1, безводный двухкомпонентный ингибитор характеризуется технологическими преимуществами обоих ингибиторов: снижены потери метанола в новом ингибиторе (по сравнению с чистым метанолом), снижены требования по предельной концентрации в воздухе рабочей зоны (за счет снижения концентрации метанола).

Для безводного двухкомпонентного ингибитора (БДИ) сохраняются основные преимущества чистого метанола:

1. Возможность работы на температурном режиме низкотемпературной сепарации до минус 50°С. На большинстве промысловых объектов более низкие температуры не применяются. Возможность снижения температурного уровня процесса низкотемпературной сепарации позволяет дополнительно извлечь нестабильный конденсат.

2. Так как ингибитор подается только перед рекуперативным теплообменником в точке 2, не требует мелкого распыления, так как антигидратные свойства в газовой фазе обеспечиваются легколетучим метанолом. Присутствие метанола в БДИ позволяет исключить дополнительную точку подачи ингибитора за счет высокой летучести метанола насыщение газовой фазы потока ингибитором в последующей технологической линии, происходит равномерно.

Регенерация двухкомпонентного безводного ингибитора выполняется с использованием известных технологических схем регенерации в двухколонном исполнении.

Техническим результатом, на достижение которого направлено изобретение, является снижение расхода и технологических потерь антигидратного реагента (по сравнению с применяемыми аналогами), увеличение выхода товарной продукции за счет возможности снижения температуры технологического процесса, повышение энергоэффективности за счет снижения потребления топливного газа на регенерацию растворов, и надежности эксплуатации оборудования и трубопроводов, а также снижение эксплуатационных затрат за счет экономии ингибитора, и капитальных затрат за счет исключения лишних точек подачи ингибитора и сопутствующего оборудования.

Требуемый удельный расход ингибитора рассчитывают по стандартным методикам (СТО Газпром 2-3.3-1242-2021). При этом удельный расход ингибитора оказывается существенно сниженным, поскольку ингибитор не разбавляется водой. Фактически расход ингибитора задают только из учета воды, конденсирующейся из газовой фазы. Тем самым удельный расход ингибитора уменьшается кратно.

Пример

В качестве примера рассмотрена технологическая схема подготовки газа низкотемпературной сепарацией с использованием эжектора в качестве холодопроизводящего элемента (Фиг. 2).

1 - шлейф подачи пластовой продукции;

2 - точка подачи антигидратного реагента перед рекуперативным теплообменником;

3 - точка подачи антигидратного реагента перед холодопроизводящим элементом (эжектором);

4 - шлейф товарного газа;

5 - шлейф отделенной жидкости из входного и низкотемпературного сепараторов;

6 - входной сепаратор;

7 - рекуперативный теплообменник;

8 - промежуточный сепаратор;

9 - холодопроизводящий элемент (эжектор);

10 - низкотемпературный сепаратор;

11- шлейф отделенной жидкости из входного сепаратора;

12 - газ первичной сепарации;

13 - смесь газа и ингибитора гидратообразования;

14 - охлажденный поток из рекуперативного теплообменника;

15 - газ дегазации из разделителя низкого давления;

16 - поток на выходе эжектора;

17 - газ дегазации из разделителя высокого давления;

18 - смешанный поток на входе низкотемпературного сепаратора;

19 - газ низкотемпературной сепарации;

20 - шлейф отделенной жидкости из низкотемпературного сепаратора.

На вход УКПГ поступает пластовая продукция по шлейфу (1). Объемный расход обрабатываемого газа составляет 7 млн м³/сут. Во входном сепараторе (6) разделяют жидкостную и газовую фракции. Отделенную жидкость из входного и низкотемпературного сепараторов отводят по шлейфу (5). В газ первичной сепарации (12) подают смешанный ингибитор гидратообразования в точке (2): этиленгликоль в кол-ве - 0,18 г/м³ тов. газа и метанол, выступающий в качестве растворителя для обеспечения вязкости подаваемого раствора и предотвращения его замерзания, в кол-ве - 0,045 г/м³ тов. газа. Таким образом, формируется двухкомпонентная смесь, состоящая на 20 мас. % из метанола и 80 мас. % из этиленгликоля. Состав смешанного ингибитора (2) приведен в табл. 2. Полученную смесь (13) направляют в рекуперативный теплообменник (7), где она охлаждается потоком газа низкотемпературной сепарации (19). Охлажденный поток (14) из рекуперативного теплообменника (7) поступает на вход эжектора (9) в качестве активного потока, а в качестве пассивного потока (15) в эжектор (9) поступает газ дегазации из разделителя низкого давления (на схеме не обозначен). В поток (16) после эжектора (9) подают газ дегазации (17) из разделителя высокого давления (на схеме не обозначен). Смешанный поток (18) поступает в низкотемпературный сепаратор (10), откуда отделенная жидкость (20) после разделения на водную и углеводородные фазы, направляется на установки стабилизации конденсата и регенерации антигидратного реагента. Газ низкотемпературной сепарации (19) поступает в межтрубное пространство рекуперативного теплообменника (7), и после подогрева газом первичной сепарации (13), поток (4) направляют в газопровод. Результаты расчетов материального баланса и сведения по термобарическим условиям проведения технологического процесса приведены в табл. 3.

Для подтверждения расчетов на действующей установке подготовки газа были проведены опытно-промышленные эксперименты. Исследования проводились с поддержанием постоянной производительности установки и постоянного термобарического режима по технологическому оборудованию. Подача ингибитора осуществлялась в соответствии с технологическим регламентом, в одной точке - перед рекуперативным теплообменником. Результаты использования двухкомпонентного безводного ингибитора показывали хорошую сходимость экспериментальных и расчетных исследований: отклонение расчетной минимально-допустимой концентрации двухкомпонентного безводного ингибитора отличается от экспериментально полученных значений не более чем на 2%.

Изобретение относится к способу предупреждения гидратообразования при низкотемпературной подготовке природного газа. Способ заключается в том, что перед гидратоопасными участками технологической схемы подготовки природного газа подают двухкомпонентный безводный ингибитор, состоящий из метанола и этиленгликоля в следующем соотношении: метанол - от 10 до 95 мас. %, этиленгликоль - остальное. Достигается технический результат - снижение расхода и технологических потерь антигидратного реагента, увеличение выхода товарной продукции, повышение энергоэффективности и надежности эксплуатации оборудования и трубопроводов, а также снижение эксплуатационных и капитальных затрат на стадиях проектирования и эксплуатации. 2 ил., 3 табл.

Способ предупреждения гидратообразования при низкотемпературной подготовке природного газа, заключающийся в том, что перед гидратоопасными участками технологической схемы подготовки природного газа подают двухкомпонентный безводный ингибитор, состоящий из метанола и этиленгликоля в следующем соотношении: метанол - от 10 до 95 мас. %, этиленгликоль - остальное.