RU2635799C9 - Производственный кластер для добычи и переработки газового конденсата шельфового месторождения - Google Patents
Производственный кластер для добычи и переработки газового конденсата шельфового месторождения Download PDFInfo
- Publication number
- RU2635799C9 RU2635799C9 RU2016152110A RU2016152110A RU2635799C9 RU 2635799 C9 RU2635799 C9 RU 2635799C9 RU 2016152110 A RU2016152110 A RU 2016152110A RU 2016152110 A RU2016152110 A RU 2016152110A RU 2635799 C9 RU2635799 C9 RU 2635799C9
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- condensate
- unit
- complex
- stabilization
- Prior art date
Links
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 59
- 238000012545 processing Methods 0.000 title claims abstract description 31
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 170
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract description 68
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 claims abstract description 52
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 20
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 10
- 239000003949 liquefied natural gas Substances 0.000 claims abstract description 9
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 claims abstract description 8
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 claims description 51
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 27
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 23
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 21
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims description 19
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims description 17
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims description 17
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 16
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 15
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 15
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 15
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 13
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 12
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims description 11
- -1 alkane hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 10
- 239000002994 raw material Substances 0.000 claims description 10
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 9
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 8
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 8
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 8
- 238000005194 fractionation Methods 0.000 claims description 8
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 239000002826 coolant Substances 0.000 claims description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 5
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims description 5
- 238000000746 purification Methods 0.000 claims description 4
- 239000003507 refrigerant Substances 0.000 claims description 4
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 3
- 238000007872 degassing Methods 0.000 claims description 3
- 239000001307 helium Substances 0.000 claims description 3
- 229910052734 helium Inorganic materials 0.000 claims description 3
- SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N helium atom Chemical compound [He] SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 claims description 3
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000000969 carrier Substances 0.000 claims description 2
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 claims 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 abstract 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 7
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 6
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 6
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 4
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 4
- 239000012263 liquid product Substances 0.000 description 4
- 239000006096 absorbing agent Substances 0.000 description 3
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 238000007667 floating Methods 0.000 description 3
- 239000002044 hexane fraction Substances 0.000 description 3
- XBFMJHQFVWWFLA-UHFFFAOYSA-N hexane;pentane Chemical compound CCCCC.CCCCCC XBFMJHQFVWWFLA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 3
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 2
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 2
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 239000007792 gaseous phase Substances 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 2
- 238000005057 refrigeration Methods 0.000 description 2
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 2
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 2
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 2
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 2
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 1
- HOWJQLVNDUGZBI-UHFFFAOYSA-N butane;propane Chemical compound CCC.CCCC HOWJQLVNDUGZBI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 1
- 238000002425 crystallisation Methods 0.000 description 1
- 230000008025 crystallization Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 1
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 1
- 239000012467 final product Substances 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 1
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000005096 rolling process Methods 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 238000004781 supercooling Methods 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
- E21B43/40—Separation associated with re-injection of separated materials
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области добычи и переработки газового конденсата шельфового месторождения и может быть использовано в газодобывающей и газоперерабатывающей отраслях промышленности. Технический результат – повышение эффективности добычи и переработки газового конденсата шельфового месторождения. Производственный кластер для добычи и переработки газового конденсата шельфового месторождения объединяет прямыми и обратными связями подводный добычный комплекс. Этот комплекс располагается на шельфовом месторождении газового конденсата. Газоперерабатывающий комплекс располагается на прибрежной части материковой платформы и включает блок приема добываемой газоконденсатной смеси, блок низкотемпературной сепарации газового конденсата, блок стабилизации и разделения нестабильного конденсата и блок компрессорных станций, связанные между собой трубопроводами. При этом обеспечена возможность смешивания товарного газа с компримированными газами стабилизации и использования в качестве бытового и промышленного топливного газа или в качестве исходного сырья для включаемого в газоперерабатывающий комплекс завода по получению экспортируемого сжиженного природного газа и/или газохимического завода. 11 з.п. ф-лы, 1 ил.
Description
Изобретение относится к производственным кластерам для добычи и переработки газового конденсата шельфового месторождения и может быть использовано в газодобывающей и газоперерабатывающей отраслях промышленности.
Одним из наиболее перспективных направлений энергетики является разработка мощных шельфовых газоконденсатных месторождений с добычей газового конденсата, который далее подвергают глубокой очистке от влаги, диоксида углерода и других кислых газов и многостадийной переработке с получением топливного газа и обширного ассортимента ценных компонентов и фракций, являющихся сырьем газохимических предприятий или самостоятельными товарными продуктами.
Известен комплекс Абрамова для промысловой разработки месторождений природного газа, имеющий в своем составе соединенную с грунтом морскую платформу добычи природного газа (ПГ), химико-технологическую систему (ХТС) агрегатов подготовки ПГ, ХТС агрегатов получения жидкого продукта, например сжиженного природного газа (СПГ), метанола, установленные на борту плавучего завода преимущественно подводного базирования компрессорную станцию, хранилище с теплообменным устройством для переохлаждения жидкого продукта хладагентом и транспортные судна-продуктовозы для вывоза жидких продуктов на экспорт и внутренний рынок (патент на изобретение RU 2180305 С2, МПК В63В 35/44, заявлен 23.01.1997, опубликован 10.03.2002).
Недостатками данного изобретения являются:
Известен способ разработки газовых месторождений континентального шельфа в условиях его постепенного истощения, включающий бурение скважин, вскрытие газонасыщенных коллекторов и добычу газа из этих скважин в режиме истощения пластовой энергии, предусматривающий для избежания строительства дожимной компрессорной станции и компримирования газа для дальнейшего его транспорта, а также снижения затрат на освоение залежи, с некоторого (расчетного) момента времени введение в действие нагнетательных скважин для поддержания пластового давления и безнасосную закачку морской воды в них за счет столба воды от уровня моря до устьев скважин (патент на изобретение RU 2109930 С1, МПК Е21В 43/01, Е21В 43/20, заявлен 05.02.1996, опубликован 27.04.1998).
Недостатками данного изобретения являются:
Известен также способ добычи газа из газоконденсатного пласта, включающий остановку работающей скважины, очистку пласта в окрестности скважины от углеводородной жидкости путем подачи в скважину растворяющего агента и последующий пуск скважины в эксплуатацию, при этом в качестве растворяющего агента используют газ, перепускаемый из скважины с высоким пластовым давлением, предварительно подвергаемый сепарации от капельной жидкости без снижения давления и под собственным давлением нагнетаемый в пласт (заявка на изобретение RU 94028895 А1, МПК Е21В 43/22, заявлена 02.08.1994, опубликована 10.06.1996).
Основным недостатком изобретения является снижение отбора товарного газа из-за возврата части газа на закачку в скважины для восстановления их продуктивности. Кроме того, при добыче газа из шельфового месторождения реализация способа затрудняется отсутствием свободных площадей на буровой платформе для размещения сепарационного оборудования.
Известен также способ удаления газообразных примесей из сырьевого газового потока, включающий подачу потока сырьевого газа, его охлаждение до температуры, при которой образуется суспензия, содержащая твердую фазу примеси, жидкую фазу примеси и газообразную фазу, богатую метаном, и последовательное разделение суспензии в разделительных устройствах, откуда отводят газообразную фазу, обогащенную метаном, а также потоки жидкого продукта и рециркуляционного потока (заявка на изобретение RU 2011133062 А 109931 С1, МПК F25J 3/06, заявлена 06.01.2010, опубликована 20.02.2013).
Основным недостатком изобретения является высокая энергозатратность очистки газа от примесей, связанная с тем, что весь поток сырьевого газа необходимо охладить до температуры, при которой происходит конденсация или кристаллизация всех извлекаемых примесей. К тому же, для реализации данного процесса необходимо дорогостоящее криогенное устройство.
Анализ патентной литературы показал, что реализация добычи газового конденсата, как и его эффективной переработки, характеризуется рядом существенных недостатков.
При создании изобретения ставилась задача, которая заключается в разработке эффективного способа добычи и переработки газового конденсата шельфового месторождения, который позволит обеспечить как оптимизацию технологий добычи и переработки газового конденсата, так и рациональное размещение оборудования.
Поставленная задача решается за счет формирования единого производственного кластера для добычи и переработки газового конденсата шельфового месторождения, объединяющего прямыми и обратными связями, в частности - в виде трубопроводов подводный добычный комплекс, располагающийся на шельфовом месторождении газового конденсата, и газоперерабатывающий комплекс, располагающийся на прибрежной части материковой платформы и включающий следующие блоки:
а) блок приема газоконденсатной смеси, предусматривающий первичную сепарацию, выделение жидкостной пробки и получение комплексного газового сырья;
б) блок низкотемпературной сепарации комплексного газового сырья, состоящий из установки низкотемпературной сепарации, обеспечивающей получение товарного газа в виде метана с примесью этана, нестабильного конденсата и водного раствора ингибитора образования кристаллогидратов, установки регенерации ингибитора, парка хранения ингибитора, возвращаемого далее на подводный добычный комплекс;
в) блок стабилизации и разделения нестабильного конденсата, состоящий из установки стабилизации конденсата, установки получения сжиженных углеводородов, установки фракционирования стабильного конденсата;
г) блок компрессорных станций, предусматривающий компримирование промежуточных технологических потоков и подачу товарного газа в магистральный газопровод;
связанные между собой трубопроводами, при этом вырабатываемый на блоке низкотемпературной сепарации комплексного газового сырья товарный газ смешивают с вырабатываемыми на блоке стабилизации и разделения нестабильного конденсата компримированными газами стабилизации и используют в качестве бытового и промышленного топливного газа или в качестве исходного сырья для входящего в газоперерабатывающий комплекс завода по получению экспортируемого сжиженного природного газа и/или газохимического завода, сочетающего отделение от метана более тяжелых алкановых углеводородов с получением при этом высококалорийного топливного газа и процессы газохимии с получением из более тяжелых алкановых углеводородов алкеновых углеводородов, используемых в качестве сырья газохимического завода для получения полимеров, спиртов и другой продукции газохимии.
Реализация такой компактной структуры производственного кластера позволяет:
Целесообразно получаемый на установке низкотемпературной сепарации блока низкотемпературной сепарации комплексного газового сырья товарный газ подавать на установку стабилизации конденсата блока стабилизации и разделения нестабильного конденсата в качестве хладагента в конденсатор колонны стабилизации, что позволяет эффективно использовать энергетический потенциал низкотемпературных технологических потоков за счет рекуперации холода.
Целесообразно стабильный конденсат после колонны стабилизации установки стабилизации конденсата блока стабилизации и разделения нестабильного конденсата подавать на установку низкотемпературной сепарации блока низкотемпературной сепарации комплексного газового сырья в качестве теплоносителя в подогреватель нестабильного конденсата перед дегазацией, что позволяет эффективно использовать энергетический потенциал высокотемпературных технологических потоков за счет рекуперации тепла.
Целесообразно для очистки трубопровода от подводного добычного комплекса до блока приема газоконденсатной смеси предусмотреть поршневание газопровода товарным газом, компримируемым на установке компримирования поршневого газа блока компрессорных станций.
Целесообразно при повышенном содержании кислых компонентов в добываемой газоконденсатной смеси поток газа после блока приема газоконденсатной смеси перед блоком низкотемпературной сепарации комплексного газового сырья и стабилизации подавать на установку удаления кислых газов.
Целесообразно получаемые на установке удаления кислых газов кислые компоненты подавать на установку компримирования диоксида углерода блока компрессорных станций и возвращать на подводный добычный комплекс для повышения газоотдачи пластов шельфового месторождения.
Целесообразно подавать возвращаемый на подводный добычный комплекс для повышения газоотдачи пластов шельфового месторождения диоксид углерода в непродуктивные скважины в сверхкритическом состоянии, что позволяет растворить отложения высокомолекулярных веществ в пласте и в дальнейшем включить их в сферу переработки на газоперерабатывающем комплексе.
Целесообразно при наличии в составе добываемой газоконденсатной смеси достаточно высокой концентрации гелия экономически на заводе по получению экспортируемого сжиженного природного газа дополнительно извлекать гелий.
Целесообразно воду, выделяемую на установке регенерации ингибитора блока низкотемпературной сепарации комплексного газового сырья, возвращать на подводный добычный комплекс для повышения газоотдачи пластов шельфового месторождения за счет подачи ее в непродуктивные скважины.
Целесообразно, чтобы получаемые на установке получения сжиженных углеводородов блока стабилизации и разделения нестабильного конденсата тяжелые углеводородные фракции использовались в качестве энергоносителей для собственных нужд при отсутствии потенциальных потребителей в пределах экономически рациональной транспортировки этих фракций.
При расположении производственного кластера для добычи и переработки газового конденсата шельфового месторождения в северных регионах страны целесообразно в качестве ингибитора образования кристаллогидратов использовать метанол или алкилгликоли.
На фигуре 1 приведена схема производственного кластера для добычи и переработки газового конденсата шельфового месторождения, включающая следующие позиции:
100 - шельфовое месторождение;
110 - подводный добычный комплекс;
120 - блок приема газоконденсатной смеси;
130 - блок компрессорных станций;
130/1 - установка компримирования газа;
130/2 - установка компримирования диоксида углерода;
130/3 - установка компримирования поршневого газа;
130/4 - установка компримирования газов стабилизации;
140 - установка удаления кислых газов;
150 - блок низкотемпературной сепарации комплексного газового сырья;
150/1 - установка низкотемпературной сепарации;
150/2 - установка регенерации ингибитора гидратообразования;
150/3 - парк хранения ингибитора;
160 - блок стабилизации и разделения нестабильного конденсата;
160/1 - установка стабилизации конденсата;
160/2 - установка получения сжиженных углеводородов;
160/3 - установка фракционирования стабильного конденсата;
170 - завод по сжижению природного газа;
180 - газоперерабатывающий завод;
190 - газохимический завод;
200 - установка нагрева промежуточного теплоносителя;
1-47 - трубопроводы.
Газоконденсатная смесь с шельфового месторождения 100 по трубопроводу 1 добывается на подводном добычном комплексе 110 и далее по трубопроводу 2 подается в блок приема газоконденсатной смеси 120, предназначенный для улавливания жидкостной пробки при очистке трубопровода. В режиме сепарации на блоке приема газоконденсатной смеси 120 поток газоконденсатной смеси разделяется на потоки газа и конденсата. Поток газа по трубопроводу 5 подают на установку удаления кислых газов 140. При падении пластового давления на шельфовом месторождении 100 для интенсификации добычи конденсата возможна подача части потока газа из трубопровода 5 по трубопроводу 3 на установку компримирования газа 130/1 блока компрессорных станций 130, где газ компримируют до проектного давления и по трубопроводу 4 возвращают в трубопровод 5 для подачи на установку удаления кислых газов 140. На установке удаления кислых газов 140 осуществляют удаление из потока газа кислых компонентов, в первую очередь диоксида углерода, который по трубопроводу 6 сначала направляют на установку компримирования диоксида углерода 130/2 блока компрессорных станций 130, а затем по трубопроводу 7 - на подводный добычный комплекс 110 для закачивания по трубопроводу 35 в непродуктивные скважины шельфового месторождения 100.
Поток очищенного газа после установки удаления кислых газов 140 по трубопроводу 8 подают на установку низкотемпературной сепарации 150/1 блока низкотемпературной сепарации комплексного газового сырья 150. На эту же установку по трубопроводу 39 направляют выделенный на блоке приема газоконденсатной смеси 120 нестабильный конденсат. На установке низкотемпературной сепарации 150/1 из газа выделяют тяжелые углеводороды, а также осуществляют дегазацию нестабильного конденсата и выделение из него водного раствора ингибитора гидратообразования.
Полученный на установке низкотемпературной сепарации 150/1 товарный газ по трубопроводу 9 подается на смешение со скомпримированными газами стабилизации трубопровода 24 и далее по трубопроводу 10 отправляется по одному из трех возможных направлений:
- в трубопровод 11 для подачи потребителям товарного газа;
- в трубопровод 12 для подачи на завод по сжижению природного газа (СПГ) 170 и дальнейшей отгрузки СПГ потребителям по трубопроводу 13;
- в трубопровод 14 для подачи на газоперерабатывающий завод 180 для разделения товарного газа на метан и тяжелые алкановые углеводороды, при этом метан по трубопроводу 15 отводят потребителям в качестве товарного топливного газа, а выделенные более тяжелые углеводороды по трубопроводу 16 подают на газохимический комплекс 190, где из них получают алкеновые углеводороды, используемые в качестве сырья для последующего получения полимеров, спиртов и другой продукции газохимии, отгружаемой по трубопроводу 17.
Возможно направление части товарного газа трубопровода 9 с установки низкотемпературной сепарации 150/1 блока низкотемпературной сепарации комплексного газового сырья 150 на установку стабилизации конденсата 160/1 блока стабилизации и разделения нестабильного конденсата 160 по трубопроводу 44 для использования в качестве хладагента в конденсаторе колонны стабилизации. Подогретый товарный газ с установки стабилизации конденсата 160/1 по трубопроводу 45 возвращается в трубопровод 9.
Полученный на установке низкотемпературной сепарации 150/1 блока низкотемпературной сепарации комплексного газового сырья 150 дегазированный конденсат подается по трубопроводу 18 на установку стабилизации конденсата 160/1 блока стабилизации и разделения нестабильного конденсата 160. Полученные на установке стабилизации конденсата 160/1 блока стабилизации и разделения нестабильного конденсата 160 газы стабилизации направляют по трубопроводу 19 на установку компримирования газов стабилизации 130/4 блока компрессорных станций 130, откуда скомпримированные газы стабилизации по трубопроводу 24 подают на смешение с товарным газом, поступающим по трубопроводу 9. Перед компримированием газов стабилизации возможно направление их по трубопроводу 20 на установку получения сжиженных углеводородов 160/2 блока стабилизации и разделения нестабильного конденсата 160, где из них выделяют сжиженный пропан-бутан технический и пентан-гексановую фракцию. Газ деэтанизации после установки получения сжиженных углеводородов 160/2 блока стабилизации и разделения нестабильного конденсата 160 по трубопроводу 21 отправляют в трубопровод 19 и далее на установку компримирования газов стабилизации 130/4 блока компрессорных станций 130.
С установки получения сжиженных углеводородов 160/2 блока стабилизации и разделения нестабильного конденсата 160 сжиженный пропан-бутан технический по трубопроводу 22 направляют потребителям, а пентан-гексановую фракцию по трубопроводу 23 - в трубопровод 25 для смешения с потоком стабильного конденсата.
Полученный на установке стабилизации конденсата 160/1 блока стабилизации и разделения нестабильного конденсата 160 стабильный конденсат направляется сначала по трубопроводу 25 на смешение с пентан-гексановой фракцией трубопровода 23, образующейся на установке получения сжиженных углеводородов 160/2 блока стабилизации и разделения нестабильного конденсата 160, и далее - по одному из двух возможных направлений:
- отгружается по трубопроводу 26 потребителям в качестве товарной продукции;
- по трубопроводу 27 направляется на установку фракционирования стабильного конденсата 160/3 блока стабилизации и разделения нестабильного конденсата 160.
Возможно направление стабильного конденсата с установки стабилизации конденсата 160/1 блока стабилизации и разделения нестабильного конденсата 160 по трубопроводу 42 на установку низкотемпературной сепарации 150/1 блока низкотемпературной сепарации комплексного газового сырья 150 для использования его в качестве теплоносителя в подогревателе нестабильного конденсата перед дегазацией. Отдавший свое тепло стабильный конденсат по трубопроводу 43 возвращается в трубопровод 25.
На установке фракционирования стабильного конденсата 160/3 осуществляется фракционирование стабильного конденсата с получением нафты, дизельного топлива и тяжелых углеводородных фракций, которые по трубопроводам 28, 29 и 30, соответственно, направляются потребителям в качестве товарной продукции.
Выделенный на установке низкотемпературной сепарации 150/1 блока низкотемпературной сепарации комплексного газового сырья 150 водный раствор ингибитора гидратообразования направляется по трубопроводу 31 на установку регенерации ингибитора гидратообразования 150/2 блока низкотемпературной сепарации комплексного газового сырья 150, откуда выделенную воду по трубопроводу 32 направляют на утилизацию, а регенерированный раствор ингибитора гидратообразования подают сначала по трубопроводу 33 в парк хранения ингибитора 150/3 блока низкотемпературной сепарации комплексного газового сырья 150, а затем по трубопроводу 34 - на подводный добычный комплекс 110 для подачи в поток добываемой газоконденсатной смеси для исключения гидратообразования в трубопроводе 2 при транспортировке от подводного добычного комплекса 110 до блока приема газоконденсатной смеси 120. Также имеется возможность (не показано на схеме) впрыска ингибитора гидратообразования в поток газа перед охлаждающими теплообменниками на блоке приема газоконденсатной смеси 120, установке компримирования газа 130/1 блока компрессорных станций 130 и установке удаления кислых газов 140.
Для обеспечения тепловой нагрузки колонн на установках 140, 160/1, 160/2, 160/3, 150/2 используют промежуточный теплоноситель, подогреваемый на установке нагрева промежуточного теплоносителя 200 и подаваемый на указанные установки по трубопроводам 36, 37, 38, 40, 41, соответственно.
Для очистки газопровода 2 от подводного добычного комплекса 110 до блока приемной газоконденсатной смеси 120 предусмотрена периодическая подача товарного газа из трубопровода 9 по трубопроводу 46 на установку компримирования поршневого газа 130/3 блока компрессорных станций 130 и последующая подача по трубопроводу 47 на подводный добычный комплекс 110, где компримированный газ направляется по трубопроводу 2 и очищает его от скопившейся там жидкости. Поршневание производится периодически при падении давления на входе в блок приема газоконденсатной смеси 120 ниже допустимого значения.
Таким образом, данное изобретение решает задачу разработки эффективного способа добычи и переработки газового конденсата шельфового месторождения, который позволяет обеспечить оптимизацию технологий добычи и переработки газового конденсата и рациональное размещение оборудования.
Claims (17)
1. Производственный кластер для добычи и переработки газового конденсата шельфового месторождения, объединяющий прямыми и обратными связями, в частности - в виде трубопроводов, подводный добычный комплекс, располагающийся на шельфовом месторождении газового конденсата, и газоперерабатывающий комплекс, располагающийся на прибрежной части материковой платформы и включающий следующие блоки:
а) блок приема газоконденсатной смеси, предусматривающий первичную сепарацию, выделение жидкостной пробки и получение комплексного газового сырья;
б) блок низкотемпературной сепарации комплексного газового сырья, состоящий из установки низкотемпературной сепарации, обеспечивающей получение товарного газа в виде метана с примесью этана, нестабильного конденсата и водного раствора ингибитора образования кристаллогидратов, установки регенерации ингибитора и парка хранения ингибитора, возвращаемого далее на подводный добычный комплекс;
в) блок стабилизации и разделения нестабильного конденсата, состоящий из установки стабилизации конденсата, обеспечивающей получение газов стабилизации, установки получения сжиженных углеводородов и установки фракционирования стабильного конденсата;
г) блок компрессорных станций, предусматривающий компримирование промежуточных технологических потоков и подачу товарного газа в магистральный газопровод;
связанные между собой трубопроводами, при этом вырабатываемый на блоке низкотемпературной сепарации комплексного газового сырья товарный газ смешивают с вырабатываемыми на блоке стабилизации и разделения нестабильного конденсата компримированными газами стабилизации и используют в качестве бытового и промышленного топливного газа или в качестве исходного сырья для входящего в газоперерабатывающий комплекс завода по получению экспортируемого сжиженного природного газа и/или газохимического завода, сочетающего отделение от метана более тяжелых алкановых углеводородов с получением при этом высококалорийного топливного газа и процессы газохимии с получением из более тяжелых алкановых углеводородов алкеновых углеводородов.
2. Кластер по п. 1, отличающийся тем, что получаемый на установке низкотемпературной сепарации блока низкотемпературной сепарации комплексного газового сырья товарный газ подают на установку стабилизации конденсата блока стабилизации и разделения нестабильного конденсата в качестве хладагента в конденсатор колонны стабилизации.
3. Кластер по п. 1, отличающийся тем, что стабильный конденсат после колонны стабилизации установки стабилизации конденсата блока стабилизации и разделения нестабильного конденсата подают на установку низкотемпературной сепарации блока низкотемпературной сепарации комплексного газового сырья в качестве теплоносителя в подогреватель нестабильного конденсата перед дегазацией.
4. Кластер по п. 1, отличающийся тем, что для очистки трубопровода от подводного добычного комплекса до блока приема газоконденсатной смеси предусматривают поршневание газопровода товарным газом, компримируемым на установке компримирования поршневого газа блока компрессорных станций.
5. Кластер по п. 1, отличающийся тем, что поток газа после блока приема газоконденсатной смеси перед блоком низкотемпературной сепарации комплексного газового сырья и стабилизации подают на установку удаления кислых газов.
6. Кластер по п. 5, отличающийся тем, что получаемые на установке удаления кислых газов кислые компоненты подают на установку компримирования диоксида углерода блока компрессорных станций и возвращают на подводный добычный комплекс.
7. Кластер по п. 6, отличающийся тем, что возвращаемые на подводный добычный комплекс кислые компоненты подают в непродуктивные скважины в сверхкритическом состоянии.
8. Кластер по п. 1, отличающийся тем, что на заводе по получению экспортируемого сжиженного природного газа дополнительно извлекают гелий.
9. Кластер по п. 1, отличающийся тем, что выделяемую на установке регенерации ингибитора блока низкотемпературной сепарации комплексного газового сырья воду возвращают на подводный добычный комплекс для повышения газоотдачи пластов шельфового месторождения за счет подачи ее в непродуктивные скважины.
10. Кластер по п. 1, отличающийся тем, что получаемые на установке получения сжиженных углеводородов блока стабилизации и разделения нестабильного конденсата тяжелые углеводородные фракции используют в качестве энергоносителей для собственных нужд.
11. Кластер по п. 1, отличающийся тем, что в качестве ингибитора образования кристаллогидратов используют метанол.
12. Кластер по п. 1, отличающийся тем, что в качестве ингибитора образования кристаллогидратов используют алкилгликоли.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016152110A RU2635799C9 (ru) | 2016-12-29 | 2016-12-29 | Производственный кластер для добычи и переработки газового конденсата шельфового месторождения |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016152110A RU2635799C9 (ru) | 2016-12-29 | 2016-12-29 | Производственный кластер для добычи и переработки газового конденсата шельфового месторождения |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2635799C1 RU2635799C1 (ru) | 2017-11-16 |
| RU2635799C9 true RU2635799C9 (ru) | 2018-02-16 |
Family
ID=60328563
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016152110A RU2635799C9 (ru) | 2016-12-29 | 2016-12-29 | Производственный кластер для добычи и переработки газового конденсата шельфового месторождения |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2635799C9 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2790334C1 (ru) * | 2022-03-15 | 2023-02-16 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Способ разработки газового месторождения на завершающей стадии |
Families Citing this family (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2715772C1 (ru) * | 2019-09-02 | 2020-03-03 | Владимир Александрович Чигряй | Газоперерабатывающий кластер |
| RU2715838C1 (ru) * | 2019-10-01 | 2020-03-03 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Комплекс по переработке природного углеводородного газа в товарную продукцию |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20100000255A1 (en) * | 2006-11-09 | 2010-01-07 | Fluor Technologies Corporation | Configurations And Methods For Gas Condensate Separation From High-Pressure Hydrocarbon Mixtures |
| RU119631U1 (ru) * | 2012-05-16 | 2012-08-27 | Открытое акционерное общество "НОВАТЭК" | Установка для промысловой подготовки газового конденсата с большим содержанием тяжелых углеводородов |
| RU123342U1 (ru) * | 2012-06-18 | 2012-12-27 | Открытое акционерное общество "НОВАТЭК" | Установка для промысловой подготовки продукции газоконденсатных залежей с использованием в качестве хладагента нестабильного газового конденсата |
| RU2011133062A (ru) * | 2009-01-08 | 2013-02-20 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Способ удаления газообразных примесей из потока газа, содержащего газообразные примеси, и устройство для его осуществления |
| RU2500453C1 (ru) * | 2012-05-16 | 2013-12-10 | Открытое акционерное общество "НОВАТЭК" | Способ промысловой подготовки продукции газоконденсатных залежей с большим содержанием тяжелых углеводородов и установка для его осуществления |
-
2016
- 2016-12-29 RU RU2016152110A patent/RU2635799C9/ru active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20100000255A1 (en) * | 2006-11-09 | 2010-01-07 | Fluor Technologies Corporation | Configurations And Methods For Gas Condensate Separation From High-Pressure Hydrocarbon Mixtures |
| RU2011133062A (ru) * | 2009-01-08 | 2013-02-20 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Способ удаления газообразных примесей из потока газа, содержащего газообразные примеси, и устройство для его осуществления |
| RU119631U1 (ru) * | 2012-05-16 | 2012-08-27 | Открытое акционерное общество "НОВАТЭК" | Установка для промысловой подготовки газового конденсата с большим содержанием тяжелых углеводородов |
| RU2500453C1 (ru) * | 2012-05-16 | 2013-12-10 | Открытое акционерное общество "НОВАТЭК" | Способ промысловой подготовки продукции газоконденсатных залежей с большим содержанием тяжелых углеводородов и установка для его осуществления |
| RU123342U1 (ru) * | 2012-06-18 | 2012-12-27 | Открытое акционерное общество "НОВАТЭК" | Установка для промысловой подготовки продукции газоконденсатных залежей с использованием в качестве хладагента нестабильного газового конденсата |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2790334C1 (ru) * | 2022-03-15 | 2023-02-16 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Способ разработки газового месторождения на завершающей стадии |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2635799C1 (ru) | 2017-11-16 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10821398B2 (en) | Combined dehydration of gas and inhibition of liquid from a well stream | |
| US9255731B2 (en) | Sour NGL stream recovery | |
| AU2008281777B2 (en) | Method and apparatus for cooling a gaseous hydrocarbon stream | |
| Teixeira et al. | Economic leverage affords post-combustion capture of 43% of carbon emissions: Supersonic separators for methanol hydrate inhibitor recovery from raw natural gas and CO2 drying | |
| US20210079777A1 (en) | System and Method for Offshore Hydrocarbon Processing | |
| CN102803651A (zh) | 生产液态烃组分流和组合的气态烃组分流的方法及其设备 | |
| Roy et al. | Aspen-HYSYS simulation of natural gas processing plant | |
| RU2635799C9 (ru) | Производственный кластер для добычи и переработки газового конденсата шельфового месторождения | |
| JP2012116981A (ja) | Ｌｐｇ留分回収装置 | |
| US9200833B2 (en) | Heavy hydrocarbon processing in NGL recovery system | |
| CA2950229C (en) | Compact hydrocarbon wellstream processing | |
| AU2015330970B2 (en) | System and method for subsea cooling a wellhead gas to produce a single phase dew-pointed gas | |
| AU2017249441A1 (en) | A system and method for liquefying production gas from a gas source | |
| RU2647301C1 (ru) | Газохимический кластер | |
| CA2949051C (en) | Process equipment for enhanced natural gas liquid recovery | |
| Gas | Natural gas processing: the crucial link between natural gas production and its transportation to market | |
| RU2725320C1 (ru) | Способ подготовки углеводородного газа к транспорту | |
| RU2555909C1 (ru) | Способ подготовки углеводородного газа к транспорту | |
| Obonukut | Simulation and optimization of a natural gas dehydration plant with triethylene glycol | |
| WO2016054695A1 (en) | System and method for subsea cooling a wellhead gas to produce a single phase dew-pointed gas | |
| GB2575568A (en) | Dehydration of gas from a well stream | |
| SHAH | Transformation of energy, technologies in purification and end use of shale gas |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| TH4A | Reissue of patent specification | ||
| PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20181129 |
|
| PD4A | Correction of name of patent owner |