RU2842049C1 - Method for collection and preparation of products of gas condensate wells at final stage of development of gas condensate deposit - Google Patents
Method for collection and preparation of products of gas condensate wells at final stage of development of gas condensate deposit Download PDFInfo
- Publication number
- RU2842049C1 RU2842049C1 RU2024135188A RU2024135188A RU2842049C1 RU 2842049 C1 RU2842049 C1 RU 2842049C1 RU 2024135188 A RU2024135188 A RU 2024135188A RU 2024135188 A RU2024135188 A RU 2024135188A RU 2842049 C1 RU2842049 C1 RU 2842049C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- condensate
- separated
- temperature
- stage
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к области сбора и подготовки продукции скважин, эксплуатирующих газоконденсатные залежи, в частности к обеспечению стабильной и эффективной транспортировки и подготовки пластового флюида от фондов скважин с разными значениями динамического устьевого давления с получением в качестве товарных продуктов частично осушенного от компонентов газового конденсата и паров воды газа и нестабильного газового конденсата.The invention relates to the field of collecting and preparing the products of wells exploiting gas condensate deposits, in particular to ensuring stable and efficient transportation and preparation of formation fluid from well stocks with different values of dynamic wellhead pressure with the production of gas partially dried from components of gas condensate and water vapor and unstable gas condensate as marketable products.
Известен способ сбора и обработки природного углеводородного газа, включающий установку предварительной подготовки газа (УППГ) дальних кустов скважин с сепарацией, абсорбционной осушкой, дальнейшей транспортировкой газа на установку комплексной подготовки газа (УКПГ), при этом достигаемая температура точка росы транспортируемого газа на 7÷12 °С меньше минимальной температуры газа при транспортировке; сепарацию, абсорбционную осушку газа ближних кустов скважин, сепарацию транспортированного от УППГ газа, его смешение с осушенным газом ближних кустов скважин, компримирование и охлаждение, абсорбционную осушку и охлаждение смеси газов, при этом достигаемая точка росы смеси газов должна обеспечивать отраслевые требования к газу, транспортируемому по магистральным газопроводам (Патент РФ № 2587175, МПК B01D 53/00 (2006.01), F25J 3/00 (2006.01), опубл. 2016). A method for collecting and processing natural hydrocarbon gas is known, which includes a preliminary gas treatment unit (PGTU) of distant well clusters with separation, absorption drying, and further transportation of gas to a comprehensive gas treatment unit (CGTU), while the achieved dew point temperature of the transported gas is 7÷12 °C lower than the minimum gas temperature during transportation; separation, absorption drying of gas from nearby well clusters, separation of gas transported from the gas treatment plant, its mixing with dried gas from nearby well clusters, compression and cooling, absorption drying and cooling of the gas mixture, while the achieved dew point of the gas mixture must meet industry requirements for gas transported through main gas pipelines (Patent of the Russian Federation No. 2587175, IPC B01D 53/00 (2006.01), F25J 3/00 (2006.01), published 2016).
Недостатком данного способа является необходимость реализации и эксплуатации оборудования абсорбционной осушки газа и регенерации насыщенного водой абсорбента на УППГ, что приводит к значительным дополнительным капитальным и эксплуатационным вложениям. Также исключается возможность полезного использования ингибитора гидрато-, льдообразования, поданного в систему сбора газа от скважин до УППГ, для предотвращения гидрато-, льдообразования при транспорте газа от УППГ до УКПГ. Сепарация и отвод водного раствора ингибитора гидратообразования на УППГ требует решений по его утилизации или регенерации, что требует дополнительного оборудования на каждом УППГ и несет за собой дополнительные капитальные и эксплуатационные затраты. Также в соответствии со способом невозможно вести подготовку газа фондов скважин с разными значениями динамического устьевого давления, что будет приводить к необходимости редуцирования газа с высоким давлением до уровня давления газа с самым низким значением, что не позволяет в полной мере использовать энергию пластового флюида, увеличивает расход топливного газа на газоперекачивающих агрегатах (ГПА) дожимной компрессорной станции (ДКС) за счет избыточного компримирования газа, который был редуцирован. Также приводит к большему охлаждению газа в результате редуцирования, что требует дополнительной подачи метанола против гидрато-, льдообразования или большей степени осушки газа от паров воды на УППГ с помощью абсорбции и приводит к большим материальным затратам на ингибитор гидрато-, льдообразования и эксплуатационным затратам на процесс абсорбционной осушки.The disadvantage of this method is the need to implement and operate equipment for absorption drying of gas and regeneration of water-saturated absorbent at the UPPG, which leads to significant additional capital and operating investments. It also excludes the possibility of beneficial use of the hydrate and ice formation inhibitor supplied to the gas collection system from wells to the UPPG to prevent hydrate and ice formation during gas transportation from the UPPG to the UKPG. Separation and removal of an aqueous solution of the hydrate formation inhibitor at the UPPG requires solutions for its utilization or regeneration, which requires additional equipment at each UPPG and entails additional capital and operating costs. Also, in accordance with the method, it is impossible to prepare gas from well stocks with different values of dynamic wellhead pressure, which will lead to the need to reduce gas with high pressure to the level of gas pressure with the lowest value, which does not allow to fully use the energy of the reservoir fluid, increases the consumption of fuel gas at the gas pumping units (GPU) of the booster compressor station (BCS) due to excessive compression of the gas that was reduced. It also leads to greater cooling of the gas as a result of reduction, which requires additional supply of methanol against hydrate and ice formation or a greater degree of gas drying from water vapor at the UPPG using absorption and leads to greater material costs for the hydrate and ice formation inhibitor and operating costs for the absorption drying process.
Известен способ подготовки продукции скважин, эксплуатирующих газоконденсатные залежи, включающий ее сепарацию в сепараторе первой ступени, компримирование и охлаждение, низкотемпературную сепарацию отсепарированного газа, разделение отсепарированной жидкости с выделением газового конденсата и его подачу на противоточный контакт с газом в сепаратор третьей ступени, оборудованный дополнительной массообменной секцией с получением в качестве товарных продуктов частично осушенного от паров воды и компонентов газового конденсата газа и нестабильного газового конденсата (Патент РФ № 2775239, МПК B01D 53/14 (2006.01), F25J 3/00 (2006.01), опубл. 2022).A method is known for preparing the product of wells exploiting gas condensate deposits, including its separation in a first-stage separator, compression and cooling, low-temperature separation of the separated gas, separation of the separated liquid with the release of gas condensate and its supply to a counter-current contact with gas in a third-stage separator equipped with an additional mass-exchange section with the production of gas partially dried from water vapor and gas condensate components and unstable gas condensate as marketable products (RU Patent No. 2775239, IPC B01D 53/14 (2006.01), F25J 3/00 (2006.01), published 2022).
Недостатком данного способа является отсутствие решений по обеспечению стабильного транспорта газожидкостной смеси от УППГ до представленной УКПГ, регулированию степени насыщения газа парами метанола и воды на входе во сепаратор первой ступени, что не позволяет дополнительно снижать потери метанола с товарными продуктами при осуществлении низкотемпературной абсорбции. Также отсутствуют решения по подготовке пластового флюида от фондов скважин с разным динамическим устьевым давлением, что приводит к редуцированию газа с высоким давлением до уровня давления газа с самым низким давлением, которые в смеси поступают в сепаратор первой ступени. Это приводит к избыточному компримированию газа с повышением расхода топливного газа на ГПА ДКС, необходимости ввода и работы дополнительных ГПА для обеспечения компримирования больших объемов газа с низким давлением. Это приводит к дополнительным капитальным и эксплуатационным затратам. В результате редуцирования газа высокого давления он дополнительно охлаждается, что требует дополнительной подачи ингибитора гидратообразования и приводит к дополнительным потерям ингибитора. В соответствии с представленным способом отсутствует возможность раздельного эжектирования газа выветривания с разным давлением, который образуется в результате подготовки пластового флюида от фондов скважин с разным динамическим устьевым давлением. Это приводит к сжиганию части образующегося газа выветривания или повышению температуры газа при реализации низкотемпературной абсорбции. Также в рамках представленного способа отсутствует возможность оптимального перераспределения газа от фондов скважин с разными уровнями динамических устьевых давлений и сепарируемого в сепараторе первой ступени и далее отделяемого в разделителе газового конденсата, направляемого на противоточный контакт в специально оборудованный сепаратор третьей ступени. Это приводит к отсутствию возможности достижения оптимальных составов и расходов газа и газового конденсата, поступающих в каждый из отдельных цехов подготовки газа методом низкотемпературной абсорбции, что влечет за собой исключение производства дополнительных объемов товарного нестабильного конденсата.The disadvantage of this method is the lack of solutions to ensure stable transport of the gas-liquid mixture from the UPPG to the presented UKPG, regulation of the degree of gas saturation with methanol and water vapor at the inlet to the first-stage separator, which does not allow for an additional reduction in methanol losses with commercial products during low-temperature absorption. There are also no solutions for the preparation of reservoir fluid from well stocks with different dynamic wellhead pressures, which leads to the reduction of high-pressure gas to the pressure level of gas with the lowest pressure, which enter the first-stage separator in the mixture. This leads to excessive gas compression with an increase in fuel gas consumption at the BCS GPU, the need to introduce and operate additional GPUs to ensure compression of large volumes of low-pressure gas. This leads to additional capital and operating costs. As a result of the reduction of high-pressure gas, it is additionally cooled, which requires an additional supply of hydrate formation inhibitor and leads to additional inhibitor losses. According to the presented method, there is no possibility of separate ejection of weathering gas with different pressures, which is formed as a result of preparation of formation fluid from well stocks with different dynamic wellhead pressures. This leads to combustion of a part of the formed weathering gas or an increase in the gas temperature during implementation of low-temperature absorption. Also, within the framework of the presented method, there is no possibility of optimal redistribution of gas from well stocks with different levels of dynamic wellhead pressures and separated in the first-stage separator and then separated in the gas condensate separator, directed to counter-current contact in a specially equipped third-stage separator. This leads to the lack of possibility of achieving optimal compositions and flow rates of gas and gas condensate entering each of the individual gas preparation shops using the low-temperature absorption method, which entails the exclusion of production of additional volumes of commercial unstable condensate.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому решению является способ подготовки углеводородного газа к магистральному транспорту, включающий предварительную сепарацию, компримирование и охлаждение, низкотемпературную сепарацию конденсатосодержащего пластового флюида с низким давлением; предварительную сепарацию, разделение на фазы отсепарированной жидкости, нагрев и отвод газового конденсата, содержащего тугоплавкие парафины, низкотемпературную сепарацию конденсатосодержащего пластового флюида с высоким давлением и содержащего тугоплавкие парафины, смешение прошедших низкотемпературную сепарацию газовых потоков (Патент РФ № 2765415, МПК B01D 53/00 (2006.01), F25J 3/00 (2006.01), опубл. 2022).The closest in technical essence to the proposed solution is a method for preparing hydrocarbon gas for main transport, including preliminary separation, compression and cooling, low-temperature separation of condensate-containing formation fluid with low pressure; preliminary separation, separation of the separated liquid into phases, heating and removal of gas condensate containing refractory paraffins, low-temperature separation of condensate-containing formation fluid with high pressure and containing refractory paraffins, mixing of gas streams that have undergone low-temperature separation (RU Patent No. 2765415, IPC B01D 53/00 (2006.01), F25J 3/00 (2006.01), published 2022).
Недостатком данного способа является отсутствие мер, обеспечивающих стабильную без образования гидратов транспортировку газа по межпромысловому трубопроводу от УППГ, обеспечивающей предварительную сепарацию, разделение на фазы отсепарированной жидкости, нагрев и отвод газового конденсата, содержащего тугоплавкие парафины, из конденсатосодержащего пластового флюида с высоким давлением и содержащего тугоплавкие парафины до установки комплексной подготовки газа, обеспечивающей проведение низкотемпературной сепарации. Образование отложений гидратов в трубопроводе приводит к снижению пропускной способности или полному исключению возможности межпромыслового транспорта газа. Также способ не обеспечивает комплексную подготовку газа с применением низкотемпературной сепарации из конденсатосодержащего пластового флюида с высоким давлением в случае падения пластового давления соответствующих скважин, дренирующих газоконденсатную залежь, по причине необходимости обеспечения определенного минимального перепада давления в начале и конце процесса низкотемпературной сепарации, обеспечивающего работоспособность данного процесса. Кроме того, способ требует дополнительных производственных мощностей для отделения от пластовой воды и газа дегазации газового конденсата, содержащего тугоплавкие парафины, в целях исключения отложений парафинов в оборудовании низкотемпературной сепарации, что приводит к дополнительным капитальным и эксплуатационным затратам. Представленным способом не предусматриваются решения по подготовке к магистральному транспорту или дальнейшей переработке нестабильного газового конденсата, выделенного при предварительной и низкотемпературной сепарации, и утилизации газа дегазации, который образуется в трехфазных разделителях водного раствора ингибитора гидратообразования и нестабильного газового конденсата.The disadvantage of this method is the lack of measures to ensure stable, hydrate-free transportation of gas through an interfield pipeline from the GTU, which ensures preliminary separation, phase separation of the separated liquid, heating and removal of gas condensate containing refractory paraffins from a condensate-containing formation fluid with high pressure and containing refractory paraffins to the integrated gas treatment unit, which ensures low-temperature separation. The formation of hydrate deposits in the pipeline leads to a decrease in throughput or complete exclusion of the possibility of interfield gas transportation. Also, the method does not ensure integrated gas treatment using low-temperature separation from a condensate-containing formation fluid with high pressure in the event of a drop in formation pressure of the corresponding wells draining the gas condensate deposit, due to the need to ensure a certain minimum pressure drop at the beginning and end of the low-temperature separation process, ensuring the operability of this process. In addition, the method requires additional production capacities for separating gas condensate containing refractory paraffins from formation water and degassing gas in order to eliminate paraffin deposits in low-temperature separation equipment, which leads to additional capital and operating costs. The presented method does not provide solutions for preparing unstable gas condensate separated during preliminary and low-temperature separation for mainline transport or further processing, and for utilizing degassing gas that is formed in three-phase separators of an aqueous solution of a hydrate inhibitor and unstable gas condensate.
Задачей, на решение которой направлен заявляемый способ, является обеспечение сбора и подготовки продукции скважин, эксплуатирующих газоконденсатные залежи и относящихся к фондам с разными динамическими устьевыми давлениями, значения которых существенно отличаются друг от друга, с одновременным исключением указанных недостатков.The task that the claimed method is aimed at solving is to ensure the collection and preparation of production from wells exploiting gas condensate deposits and related to funds with different dynamic wellhead pressures, the values of which differ significantly from each other, while simultaneously eliminating the indicated disadvantages.
Техническим результатом, достигаемым от реализации изобретения, является повышение стабильности внутрипромыслового и межпромыслового сбора продукции скважин, снижение потерь ингибитора гидратообразования, снижение расхода топливного газа, потребляемого ГПА ДКС, снижение количества требуемых и находящихся в работе ГПА ДКС, снижение потерь газа выветривания, осуществление низкотемпературной абсорбции на требуемом температурном уровне, повышение расхода товарного нестабильного конденсата.The technical result achieved by implementing the invention is an increase in the stability of intra-field and inter-field collection of well production, a decrease in the loss of hydrate formation inhibitor, a decrease in the consumption of fuel gas consumed by the DKS GPU, a decrease in the number of required and operating DKS GPUs, a decrease in the loss of weathering gas, the implementation of low-temperature absorption at the required temperature level, and an increase in the consumption of commercial unstable condensate.
Указанная задача решается, а технический результат достигается способом сбора и подготовки продукции скважин с разными уровнями значений динамических устьевых давлений, включающий эксплуатацию скважин, дренирующих газоконденсатные залежи, трубопроводы внутрипромысловой системы сбора газа, транспортирующих продукцию скважин до УППГ или УКПГ, трубопроводы межпромысловой системы сбора газа, транспортирующих продукцию скважин от УППГ до УКПГ, емкость-пробкоуловитель, сепаратор первой ступени, сепаратор очистки газа, ДКС с несколькими ступенями компримирования на ГПА и охлаждения газа, где происходит сепарация, компримирование и охлаждение газа, сепарация нестабильного газового конденсата в смеси с водным раствором ингибитора гидратообразования, цех подготовки газа, где применяется низкотемпературная сепарация с низкотемпературной абсорбцией с ТДА, АВО газа, эжектором и дросселем, обеспечивающих снижение температуры газа, где осуществляется подготовка отсепарированного, скомпримированного и охлажденного газа и отсепарированного нестабильного конденсата с водным раствором ингибитора гидратообразования с получением в качестве товарной продукции частично осушенного от паров воды и компонентов газового конденсата газа и нестабильного газового конденсата, подачу в систему сбора и подготовки ингибитора гидратообразования, отличающийся тем, что осуществляется повышение температуры продукции скважин, транспортируемого от УППГ до УКПГ, за счет сепарации части продукции скважин, поступающей на УППГ, подогрева отсепарированного газа, возврата отсепарированный жидкости и подогретого отсепарированного газа в общий поток продукции скважин, поступающей на УППГ, отдельная сепарация в емкости-пробкоуловителе и/или сепараторах первой ступени, компримирование на ГПА, охлаждение на АВО ДКС и/или подготовка в цехах подготовки газа продукции скважин с разными уровнями значений динамического устьевого давления, при этом осуществляется частичное или полное смешение потоков отсепарированных газа, нестабильного газового конденсата с водным раствором ингибитора в емкости-пробкоуловителе и/или сепараторах первой ступени, газа выветривания, отделяемого в разделителях первой и второй ступени, буферной емкости насоса подачи конденсата на орошение низкотемпературного абсорбера в случае если указанное смешение приводит к повышению расхода товарного нестабильного газового конденсата и/или снижению потерь газа выветривания, направляемого на сжигание на факельной установке.The specified problem is solved, and the technical result is achieved by a method of collecting and preparing well products with different levels of dynamic wellhead pressure values, including the operation of wells draining gas condensate deposits, pipelines of the in-field gas collection system transporting well products to the UPPG or UKPG, pipelines of the interfield gas collection system transporting well products from the UPPG to the UKPG, a slug catcher tank, a first-stage separator, a gas purification separator, a booster compressor station with several stages of compression at the GPA and gas cooling, where separation, compression and cooling of gas, separation of unstable gas condensate in a mixture with an aqueous solution of hydrate formation inhibitor, a gas preparation shop, where low-temperature separation with low-temperature absorption with TDA, gas AVO, ejector and throttle are used, ensuring a decrease in the gas temperature, where the separated, compressed and cooled gas and separated unstable gas are prepared condensate with an aqueous solution of a hydrate inhibitor to obtain a commercial product, partially dried from water vapor and gas condensate components, and unstable gas condensate, feeding the hydrate inhibitor into the collection and preparation system, characterized in that the temperature of the well product transported from the UPPG to the UKPG is increased by separating a portion of the well product entering the UPPG, heating the separated gas, returning the separated liquid and the heated separated gas to the general flow of well product entering the UPPG, separate separation in a slug catcher tank and/or first-stage separators, compression in a GPU, cooling in an AVO BCS and/or preparation in gas preparation shops of well product with different levels of dynamic wellhead pressure values, while partial or complete mixing of the separated gas flows, unstable gas condensate with an aqueous solution of the inhibitor in the slug catcher tank is carried out and/or first-stage separators, flash gas separated in the first and second-stage separators, the buffer capacity of the condensate feed pump for irrigating the low-temperature absorber if the said mixing leads to an increase in the consumption of commercial unstable gas condensate and/or a decrease in the loss of flash gas sent for combustion in the flare unit.
Сущность способа состоит в том, что осуществление подогрева части из общего объема газа из продукции скважин, которая поступает на УППГ, в печах огневого подогрева и дальнейший возврат подогретого газа на смешение с общим потоком пластового флюида приводит к обеспечению стабильного межпромыслового транспорта продукции скважин за счет достижения температуры транспортируемого по трубопроводу от УППГ до УКПГ газа температуры, превышающей равновесную температуру образования гидратов. Это приводит к снижению расхода метанола, который необходимо подавать в трубопровод от УППГ до УКПГ. Кроме того в результате повышения температуры транспортируемого потока от УППГ до УКПГ увеличивается температура газа, сепарируемого в сепараторах первой ступени, что приводит к большему насыщению газа, поступающего в десорберы метанола, парами метанола и воды, что снижает потери метанола с товарными продуктами УКПГ, и также к исключению выпадения отложений гидратов и льда во внутренних устройствах емкости-пробкоуловителя и сепараторов первой ступени.The essence of the method is that the heating of a part of the total volume of gas from the well products, which enters the UPPG, in the fired heating furnaces and the subsequent return of the heated gas for mixing with the general flow of formation fluid leads to ensuring stable interfield transport of well products due to achieving a temperature of the gas transported through the pipeline from the UPPG to the UKPG of a temperature exceeding the equilibrium temperature of hydrate formation. This leads to a decrease in the consumption of methanol, which must be fed into the pipeline from the UPPG to the UKPG. In addition, as a result of an increase in the temperature of the transported flow from the UPPG to the UKPG, the temperature of the gas separated in the first-stage separators increases, which leads to greater saturation of the gas entering the methanol desorbers with methanol and water vapor, which reduces methanol losses with commercial products of the UKPG, and also to the exclusion of the precipitation of hydrate deposits and ice in the internal devices of the slug catcher tank and the first-stage separators.
Возможность приема отсепарированного из продукции скважин газа с разными значениями давления на разные ступени компримирования ДКС или непосредственно в цех подготовки газа позволяет в полной мере использовать энергию пластового флюида, что исключает избыточное редуцирование части газа и его компримирование на ДКС со снижением количества работающих ГПА, снижению количества требуемых ГПА на каждой из ступеней компримирования на ДКС. В результате этого снижаются расход топливного газа на ГПА ДКС, затраты на работу дополнительных ГПА; затраты на изготовление, доставку, монтаж, пусконаладочные работы и эксплуатацию оборудования, связанного с реализацией дополнительных ГПА ДКС; расход метанола в трубопроводы сбора пластового флюида от скважин и его подачи от УППГ на УКПГ, расход топливного газа на печах огневого подогрева УППГ в связи с большей температурой пластового флюида при его транспортировке по указанным трубопроводам. Повышается стабильность эксплуатации трубопроводов сбора пластового флюида от скважин и его подачи от УППГ на УКПГ в связи с меньшей степенью образования гидратов и льда в результате большей температуры транспортируемой среды. The possibility of receiving gas separated from well production with different pressure values at different compression stages of the BCS or directly to the gas treatment shop allows to fully utilize the energy of the formation fluid, which eliminates excessive reduction of a portion of the gas and its compression at the BCS with a decrease in the number of operating GPUs, a decrease in the number of required GPUs at each compression stage at the BCS. As a result, the fuel gas consumption at the BCS GPUs, the costs of operating additional GPUs; the costs of manufacturing, delivery, installation, commissioning and operation of equipment associated with the implementation of additional GPUs at the BCS; the consumption of methanol in the pipelines for collecting formation fluid from wells and feeding it from the UPPG to the UKPG, the fuel gas consumption in the UPPG fired heating furnaces due to the higher temperature of the formation fluid during its transportation through the specified pipelines are reduced. The stability of operation of pipelines for collecting formation fluid from wells and its delivery from the UPPG to the UKPG is increased due to the lower degree of formation of hydrates and ice as a result of the higher temperature of the transported medium.
Прием на УКПГ газа с разными значениями давлений, непрерывное падение пластового давления скважин в результате эксплуатации газоконденсатной залежи приводит к увеличению объемов газов выветривания УКПГ с разными значениями давлений. Возможность эжектирования газов выветривания с разными значениями давлений или их утилизация через подачу на вход емкости-пробкоуловителя УКПГ без необходимости редуцирования части объемов газов выветривания до минимального значения давления имеющихся газов выветривания позволяет:Receiving gas at the gas treatment plant with different pressure values, continuous drop in reservoir pressure of wells as a result of exploitation of gas condensate deposit leads to increase in volumes of gas effluent gases of the gas treatment plant with different pressure values. Possibility of ejection of gas effluent gases with different pressure values or their utilization by feeding to the inlet of the gas treatment plant plug catcher without necessity of reduction of part of the gas effluent volumes to the minimum pressure value of the available gas effluent gases allows:
- снижать необходимый подаваемый объем активного газа с его отбором после десорбера метанола или после сепаратора второй ступени, что исключает вынужденное повышение температуры и позволяет поддерживать требуемую температуру в низкотемпературном абсорбере. Данный фактор исключает потери компонентов товарного нестабильного конденсата с товарным осушенным газом;- reduce the required supplied volume of active gas with its selection after the methanol desorber or after the second stage separator, which eliminates the forced increase in temperature and allows maintaining the required temperature in the low-temperature absorber. This factor eliminates the loss of components of the commercial unstable condensate with the commercial dried gas;
- исключить необходимость ввода дополнительных эжекторов или изменения их конструкции на более совершенную в связи с возможностью эжектировать газы выветривания с разными значениями давлений отдельно на выделенных группах эжекторов или направлять их на вход емкости-пробкоуловителя. Также это приводит к исключению сжигания части газов выветривания на факельной установке по причине невозможности их подачи на эжекторы в связи с их ограниченной производительностью.- eliminate the need to introduce additional ejectors or change their design to a more advanced one due to the possibility of ejecting vent gases with different pressure values separately on dedicated groups of ejectors or directing them to the input of the plug catcher tank. This also eliminates the need to burn part of the vent gases in the flare unit due to the impossibility of feeding them to the ejectors due to their limited capacity.
Возможность распределения газа и содержащей нестабильный газовый конденсат жидкости, разделяемых в разных сепараторах первой ступени, между несколькими цехами подготовки газа позволяет достигать составы контактирующих в низкотемпературном абсорбере газа и нестабильного газового конденсата, которые обеспечивают увеличение извлечения из газа компонентов нестабильного конденсата и повышение объема товарного нестабильного конденсата.The possibility of distributing gas and liquid containing unstable gas condensate, separated in different first-stage separators, between several gas preparation shops makes it possible to achieve compositions of gas and unstable gas condensate contacting in the low-temperature absorber that ensure an increase in the extraction of unstable condensate components from the gas and an increase in the volume of commercial unstable condensate.
На фигуре представлена принципиальная технологическая схема сбора и подготовки продукции скважин, эксплуатирующих газоконденсатные залежи и относящихся к фондам с разными динамическими устьевыми давлениями, согласно представленного способа. В ней использованы следующие обозначения:The figure shows the basic technological scheme of collecting and preparing the well products, exploiting gas condensate deposits and related to the funds with different dynamic wellhead pressures, according to the presented method. The following designations are used in it:
I – УППГ; I – UPPG;
II – УКПГ; II – UKPG;
III – цех подготовки газа; III – gas preparation shop;
1 – фонд скважин условно низкого динамического устьевого давления;1 – well stock with conditionally low dynamic wellhead pressure;
2 – фонд скважин условно среднего динамического устьевого давления;2 – well stock with conditionally average dynamic wellhead pressure;
3 – фонд скважин условно высокого динамического устьевого давления;3 – well stock with conditionally high dynamic wellhead pressure;
4 – трубопроводы внутрипромыслового сбора газа от скважин;4 – pipelines for in-field gas collection from wells;
5 – клапан регулирующий расхода газа через печи огневого подогрева;5 – valve regulating gas flow through the fire heating furnaces;
6 – сепаратор газа на печь огневого подогрева;6 – gas separator for the fire heating furnace;
7 – печь огневого подогрева;7 – fire heating furnace;
8 – трубопровод подачи пластового флюида от УППГ до УКПГ;8 – pipeline for supplying formation fluid from the preliminary processing unit to the complex processing unit;
9 – емкость-пробкоуловитель;9 – cork catcher;
10 – сепаратор первой ступени;10 – first stage separator;
11 – запорная арматура (ЗА) распределения потоков пластового флюида от скважин с условно средним динамическим устьевым давлением;11 – shut-off valves (SV) for distributing formation fluid flows from wells with a conditionally average dynamic wellhead pressure;
12 – ЗА распределения потоков пластового флюида от скважин с условно высоким динамическим устьевым давлением;12 – Distribution of formation fluid flows from wells with conditionally high dynamic wellhead pressure;
13.1 - ЗА подачи отсепарированного газа от второй группы сепараторов первой ступени в цех подготовки газа;13.1 - For feeding separated gas from the second group of first stage separators to the gas preparation shop;
13.2 - ЗА подачи отсепарированного газа от второй группы сепараторов первой ступени в сепараторы очистки газа;13.2 - FOR feeding separated gas from the second group of first stage separators to gas cleaning separators;
13.3 - ЗА распределения отсепарированного газа от второй группы сепараторов первой ступени на первую или вторую ступень компримирования на ГПА после сепараторов очистки газа;13.3 - For distributing separated gas from the second group of separators of the first stage to the first or second stage of compression at the gas pumping unit after the gas cleaning separators;
14.1 - ЗА подачи отсепарированного газа от первой группы сепараторов первой ступени в цех подготовки газа;14.1 - For feeding separated gas from the first group of first stage separators to the gas preparation shop;
14.2 - ЗА подачи отсепарированного газа от первой группы сепараторов первой ступени в сепараторы очистки газа;14.2 - FOR feeding separated gas from the first group of first-stage separators to gas cleaning separators;
14.3 - ЗА распределения отсепарированного газа от первой группы сепараторов первой ступени на первую или вторую ступень компримирования на ГПА после сепараторов очистки газа;14.3 - For distributing separated gas from the first group of separators of the first stage to the first or second stage of compression at the gas pumping unit after the gas cleaning separators;
15 – выделенная группа сепараторов очистки газа перед ГПА ДКС;15 – a dedicated group of gas cleaning separators before the DKS GPA;
16 – ГПА первой ступени компримирования ДКС;16 – GPA of the first stage of compression of the DKS;
17 – аппараты воздушного охлаждения (АВО) газа первой ступени компримирования ДКС;17 – air cooling units (ACU) for gas of the first stage of compression of the DKS;
18 – ГПА второй ступени компримирования ДКС;18 – GPA of the second stage of compression of the DKS;
19 – АВО газа второй ступени компримирования ДКС;19 – AVO of the second stage of compression of the DKS gas;
20 – ЗА распределения отсепарированной в сепараторах первой ступени жидкости, включающей нестабильной газовый конденсат и водный раствор ингибитора гидратообразования, между цехами подготовки газа;20 – FOR distributing the liquid separated in the first stage separators, including unstable gas condensate and an aqueous solution of hydrate formation inhibitor, between gas preparation shops;
21.1 – ЗА распределения газа от первой и второй групп сепараторов первой ступени между сепараторами очистки газа;21.1 – For distributing gas from the first and second groups of first stage separators between gas cleaning separators;
21.2 – ЗА распределения газа от выделенных групп сепараторов очистки газа между ГПА первой и второй ступеней компримирования;21.2 – Distribution of gas from selected groups of gas purification separators between the first and second stage gas compressor units;
22 – десорбер метанола;22 – methanol desorber;
23 – компрессор турбодетандерного агрегата (ТДА);23 – turbo expander unit (TEU) compressor;
24 – АВО газа;24 – Gas AVO;
25 – теплообменник «газ-газ»;25 – gas-gas heat exchanger;
26 – ЗА распределения газа на теплообменник «газ-жидкость»;26 – FOR gas distribution to the gas-liquid heat exchanger;
27 – клапан регулирующий расхода газа через теплообменник «газ-жидкость»;27 – valve regulating gas flow through the gas-liquid heat exchanger;
28 – теплообменник «газ-жидкость»;28 – gas-liquid heat exchanger;
29 – сепаратор второй ступени;29 – second stage separator;
30 – турбина ТДА;30 – TDA turbine;
31 – дроссель;31 – throttle;
32 – ЗА подачи активного газа от десорбера метанола или от сепаратора второй ступени;32 – FOR supplying active gas from the methanol desorber or from the second stage separator;
33 – эжектор;33 – ejector;
34 –низкотемпературный абсорбер (сепаратор третьей ступени);34 – low-temperature absorber (third stage separator);
35 – массообменная секция низкотемпературного абсорбера;35 – mass transfer section of the low-temperature absorber;
36 – разделитель первой ступени;36 – first stage separator;
37 – водный раствор ингибитора гидратообразования от разделителя первой ступени;37 – aqueous solution of hydrate formation inhibitor from the first stage separator;
38 – ЗА подачи нестабильного газового конденсата в теплообменник «жидкость-жидкость» напрямую или через насос;38 – FOR feeding unstable gas condensate into a liquid-to-liquid heat exchanger directly or through a pump;
39 – буферная емкость насоса подачи конденсата на орошение низкотемпературного абсорбера;39 – buffer capacity of the condensate supply pump for irrigation of the low-temperature absorber;
40 – насос подачи конденсата на орошение низкотемпературного абсорбера;40 – pump for feeding condensate to irrigate the low-temperature absorber;
41 – теплообменник «жидкость-жидкость»;41 – liquid-to-liquid heat exchanger;
42 – разделитель второй ступени;42 – second stage separator;
43 – водный раствор ингибитора гидратообразования от разделителя второй ступени;43 – aqueous solution of hydrate formation inhibitor from the second stage separator;
44 – ЗА подачи газа выветривания от разделителя первой ступени в низкотемпературный абсорбер;44 – For feeding the stripping gas from the first stage separator to the low-temperature absorber;
45 – ЗА подачи газа выветривания от разделителя первой ступени в эжектор в качестве пассивного газа;45 – For feeding the venting gas from the first stage separator to the ejector as a passive gas;
46 – ЗА подачи газа выветривания от разделителей первой ступени и буферной емкости насоса подачи конденсата на орошение низкотемпературного абсорбера на эжекторы первого или второго цеха подготовки газа;46 – For supplying stripping gas from the first stage separators and the buffer tank of the condensate supply pump for irrigation of the low-temperature absorber to the ejectors of the first or second gas preparation shop;
47 – ЗА подачи газа выветривания от разделителей первой ступени и буферной емкости насоса подачи конденсата на орошение низкотемпературного абсорбера или от разделителей второй ступени на вход емкости-пробкоуловителя;47 – For supplying stripping gas from the first stage separators and the buffer tank of the condensate feed pump for irrigation of the low-temperature absorber or from the second stage separators to the inlet of the plug catcher tank;
48.1 – ЗА подачи газа выветривания от разделителей второй ступени на эжекторы;48.1 – For supplying venting gas from the second stage separators to the ejectors;
48.2 – ЗА подачи газа выветривания от разделителей второй ступени на эжекторы первого или второго цеха подготовки газа;48.2 – For supplying stripping gas from the second stage separators to the ejectors of the first or second gas preparation shop;
49 – товарный газ, частично осушенный от паров воды и компонентов газового конденсата в соответствии с отраслевыми требованиями;49 – commercial gas, partially dried from water vapor and gas condensate components in accordance with industry requirements;
50 – товарный нестабильный конденсат, подготовленный в соответствии с отраслевыми требованиями.50 – commercial unstable condensate prepared in accordance with industry requirements.
Пластовый флюид от эксплуатационных скважин условно низкого 1, среднего 2 и высокого 3 давлений вместе с подаваемым в скважины ингибитором гидратообразования поступает в трубопроводы внутрипромыслового сбора газа 4, куда также подается ингибитор гидратообразования. Часть указанной смеси, расход которой регулируется клапаном регулирующим 5, поступает в сепаратор 6, где от потока отделяется жидкость, после чего отсепарированный газ нагревается в печах огневого подогрева 7. При этом температура подогрева определяется из необходимости обеспечения температуры потока на входе в УКПГ II трубопроводов от УППГ I до УКПГ II выше температуры гидратообразования при текущем давлении транспортировки. После печей 7 пластовый флюид с добавлением ингибитора гидратообразования транспортируется по трубопроводам 8 от УППГ I до УКПГ II. Formation fluid from production wells of conventionally low 1, medium 2 and high 3 pressures together with hydrate formation inhibitor supplied to the wells enters in-field gas gathering pipelines 4, where hydrate formation inhibitor is also supplied. Part of the said mixture, the flow rate of which is regulated by control valve 5, enters separator 6, where liquid is separated from the flow, after which the separated gas is heated in fire heating furnaces 7. In this case, the heating temperature is determined from the need to ensure the flow temperature at the inlet to UKPG II of the pipelines from UPPG I to UKPG II above the hydrate formation temperature at the current transportation pressure. After furnaces 7, formation fluid with the addition of hydrate formation inhibitor is transported through pipelines 8 from UPPG I to UKPG II .
Пластовый флюид с условно низким давлением поступает в емкость-пробкоуловитель 9, после чего в соответствующие сепараторы первой ступени 10. Пластовый флюид с условно средним давлением через открытие/закрытие ЗА 11 поступает в одну из выделенных групп сепараторов первой ступени 10. Пластовый флюид с условно высоким давлением через открытие/закрытие ЗА 12 поступает в одну из выделенных групп сепараторов первой ступени 10. При этом перемешивание потоков со средним и высоким давлением не происходит, а значит не происходит и редуцирования потока с высоким давлением. The formation fluid with a conditionally low pressure enters the slug catcher tank 9, and then into the corresponding first-stage separators 10. The formation fluid with a conditionally medium pressure enters one of the selected groups of first-stage separators 10 through the opening/closing of the ZA 11. The formation fluid with a conditionally high pressure enters one of the selected groups of first-stage separators 10 through the opening/closing of the ZA 12. In this case, mixing of flows with medium and high pressure does not occur, which means that there is no reduction of the flow with high pressure.
Отсепарированный газ из пластового флюида с высоким пластовым давлением через открытие/закрытие ЗА 14.1, 14.2, 21.1 поступает в выделенные группы сепараторов очистки газа 15 первой 16 или второй 18 ступени компримирования ДКС или на вход цехов подготовки газа III. Отсепарированный газ из пластового флюида со средним пластовым давлением через открытие/закрытие ЗА 13.1, 13.2, 21.1 поступает в выделенные группы сепараторов очистки газа 15 первой 16 или второй 18 ступени компримирования ДКС или на вход цехов подготовки газа III. Направление потоков отсепарированного газа со средним и высоким давлением определяется текущим значением давления газа с обеспечением минимального снижения давления потоков до их входа на ГПА ДКС 16,18 или в цех подготовки газа III от первоначального значения. Подача газа от выделенных групп сепараторов очистки газа 15 на первую 16 или вторую 18 ступень компримирования на ГПА осуществляется через открытие/закрытие ЗА 13.3, 14.3, 21.2.The separated gas from the formation fluid with high formation pressure through the opening/closing of ZA 14.1, 14.2, 21.1 enters the dedicated groups of gas purification separators 15 of the first 16 or second 18 compression stage of the BKS or to the input of the gas preparation shops III . The separated gas from the formation fluid with medium formation pressure through the opening/closing of ZA 13.1, 13.2, 21.1 enters the dedicated groups of gas purification separators 15 of the first 16 or second 18 compression stage of the BKS or to the input of the gas preparation shops III . The direction of the flows of separated gas with medium and high pressure is determined by the current value of the gas pressure, ensuring a minimum decrease in the pressure of the flows before they enter the GPA DKS 16,18 or the gas preparation shop III from the initial value. Gas is supplied from the allocated groups of gas purification separators 15 to the first 16 or second 18 compression stage at the gas compressor unit by opening/closing ZA 13.3, 14.3, 21.2.
Газ проходит компримирование и охлаждение на ГПА 16 и АВО 17 первой ступени компримирования ДКС и ГПА 18 и АВО 19 второй ступени компримирования ДКС и направляется в цеха подготовки газа III, при этом распределение объема газа после ДКС и газа, поступающего от сепараторов первой ступени 10 в цеха подготовки газа III, осуществляется через разную степень открытия дросселей 31. Распределение объемов жидкости, включающей нестабильный газовый конденсат, отсепарированной в емкости-пробкоуловителе 9, сепараторах первой ступени 10 и подаваемой в цеха подготовки газа III, осуществляется через открытие/закрытие ЗА 20. The gas undergoes compression and cooling at the GPA 16 and the AVO 17 of the first compression stage of the DKS and the GPA 18 and the AVO 19 of the second compression stage of the DKS and is sent to the gas preparation shops III , while the distribution of the volume of gas after the DKS and the gas coming from the separators of the first stage 10 to the gas preparation shops III is carried out through different degrees of opening of the throttles 31. The distribution of the volumes of liquid, including unstable gas condensate, separated in the plug catcher tank 9, the separators of the first stage 10 and fed to the gas preparation shops III , is carried out through the opening/closing of the ZA 20.
Поступающий в цех подготовки III газ попадает в десорбер метанола 22, в массообменной секции которого происходит противоточный контакт газа и водного раствора ингибитора гидратообразования, в результате чего происходит его насыщение парами метанола в целях предотвращения гидратообразования при дальнейшем охлаждении газа. Далее газ поступает в компрессор ТДА 23, где он компримируется, после чего поступает в АВО газа 24, где охлаждается воздухом. Также часть газа из общего потока подается до или после АВО газа 24 в теплообменник «газ-жидкость» 28, при этом место отбора регулируется через открытие/закрытие ЗА 26, а расход газа регулируется клапаном регулирующим 27. В теплообменнике «газ-жидкость» 28 газ охлаждается потоком нестабильного конденсата с водным раствором ингибитора гидратообразования, поступающего от теплообменника «жидкость-жидкость» 41. После АВО газа 24 газ поступает в теплообменник «газ-газ» 25, где охлаждается осушенным газом от низкотемпературного абсорбера 34. Охлажденные потоки газа от теплообменников «газ-газ» 25 и «газ-жидкость» 28 поступают в сепаратор второй ступени 29. Отсепарированный газ поступает в турбину ТДА 30, после чего на дроссель 31. В турбине ТДА 30 происходит охлаждение газа за счет изоэнтропийного расширения, а в дросселе 31 за счет изоэнтальпийного расширения. Охлажденный газ поступает в низкотемпературный абсорбер 34, где он сепарируется от сконденсировавшейся в результате охлаждения жидкости, которая отводится в куб низкотемпературного абсорбера 34, и поступает в массообменную секцию 35 низкотемпературного абсорбера 34, где происходит противоточный контакт отсепарированного газа и нестабильного газового конденсата, поступающего от разделителя первой ступени 36 или от насоса 40. В результате данного абсорбционного процесса происходит извлечение компонентов газового конденсата из газа подаваемым на орошение массообменной секции 35 газовым конденсатом. Частично осушенный от паров воды и компонентов газового конденсата газ нагревается в теплообменнике «газ-газ» 25 и отводится с УКПГ II в качестве товарной продукции 49.The gas entering the preparation shop III enters the methanol desorber 22, in the mass exchange section of which the gas and the aqueous solution of the hydrate formation inhibitor come into counter-current contact, resulting in its saturation with methanol vapors in order to prevent hydrate formation during further cooling of the gas. The gas then enters the TDA compressor 23, where it is compressed, after which it enters the gas AVO 24, where it is cooled with air. Also, part of the gas from the total flow is fed before or after the gas AVO 24 to the gas-to-liquid heat exchanger 28, where the extraction point is regulated by opening/closing the ZA 26, and the gas flow rate is regulated by the regulating valve 27. In the gas-to-liquid heat exchanger 28, the gas is cooled by a flow of unstable condensate with an aqueous solution of a hydrate formation inhibitor coming from the liquid-to-liquid heat exchanger 41. After the gas AVO 24, the gas enters the gas-to-gas heat exchanger 25, where it is cooled by dried gas from the low-temperature absorber 34. The cooled gas flows from the gas-to-gas heat exchangers 25 and gas-to-liquid heat exchangers 28 enter the second-stage separator 29. The separated gas enters the TDA turbine 30, after which it goes to the throttle 31. In the TDA turbine 30, the gas is cooled by isentropic expansion, and in throttle 31 due to isenthalpic expansion. The cooled gas enters low-temperature absorber 34, where it is separated from the liquid condensed as a result of cooling, which is discharged into the cube of low-temperature absorber 34, and enters mass-exchange section 35 of low-temperature absorber 34, where counter-current contact of separated gas and unstable gas condensate, supplied from first-stage separator 36 or from pump 40, occurs. As a result of this absorption process, gas condensate components are extracted from gas by gas condensate supplied for irrigation of mass-exchange section 35. Gas, partially dried from water vapor and gas condensate components, is heated in gas-gas heat exchanger 25 and discharged from UKPG II as marketable product 49.
Поступающая в цех подготовки III жидкость, включающая в себя нестабильный газовый конденсат и водный раствор ингибитора гидратообразования, направляется в разделитель первой ступени 36, с помощью которого отводится водный раствор ингибитора гидратообразования 37 и газ выветривания. Нестабильный газовый конденсат через открытие/закрытие ЗА 38 подается либо напрямую в теплообменник «жидкость-жидкость» 41, либо в буферную емкость 39 и далее нагнетается насосом 40 в теплообменник «жидкость-жидкость» 41. Выбор направления подачи данного потока зависит от давлений поступающих от емкости-пробкоуловителя 9 и сепараторов первой ступени 10 потоков жидкости, которые в свою очередь зависят от давлений пластового флюида от скважин с условно низким, средним и высоким динамическим устьевым давлением. В случае если давление газового конденсата от разделителя первой ступени 36 не обеспечивает необходимый перепад давлений между разделителем первой ступени 36 и низкотемпературный абсорбером 34 для его подачи на орошение массообменной секции 25 низкотемпературного абсорбера 34, то применяется насос 40 для поднятия уровня давления. После теплообменника «жидкость-жидкость» 41 газовый конденсат направляется на орошение низкотемпературного абсорбера 34 в массообменную секцию 35. Насыщенный компонентами газового конденсата и содержащий водный раствор ингибитора гидратообразования нестабильный газовый конденсат от куба низкотемпературного абсорбера 34 проходит последовательный нагрев в теплообменнике «жидкость-жидкость» 41 и теплообменнике «газ-жидкость» 28, после чего поступает в разделитель второй ступени 42, где от нестабильного газового конденсата отделяется водный раствор ингибитора гидратообразования 43 и газ выветривания. Полученный нестабильный газовый конденсат отводится с УКПГ II в качестве товарной продукции 50.The fluid entering the preparation shop III , including unstable gas condensate and an aqueous solution of hydrate formation inhibitor, is directed to the first stage separator 36, by means of which the aqueous solution of hydrate formation inhibitor 37 and weathering gas are removed. The unstable gas condensate is fed through the opening/closing of ZA 38 either directly to the liquid-to-liquid heat exchanger 41, or to the buffer tank 39 and then pumped by the pump 40 into the liquid-to-liquid heat exchanger 41. The choice of the direction of feeding this flow depends on the pressures of the liquid flows coming from the slug catcher tank 9 and the first stage separators 10, which in turn depend on the pressures of the formation fluid from wells with conditionally low, medium and high dynamic wellhead pressure. In the event that the pressure of the gas condensate from the first-stage separator 36 does not provide the necessary pressure difference between the first-stage separator 36 and the low-temperature absorber 34 for its delivery to the irrigation of the mass-exchange section 25 of the low-temperature absorber 34, then the pump 40 is used to increase the pressure level. After the liquid-to-liquid heat exchanger 41, the gas condensate is directed to the irrigation of the low-temperature absorber 34 in the mass-exchange section 35. The unstable gas condensate from the bottom of the low-temperature absorber 34, saturated with gas condensate components and containing an aqueous solution of a hydrate formation inhibitor, undergoes sequential heating in the liquid-to-liquid heat exchanger 41 and the gas-to-liquid heat exchanger 28, after which it enters the second-stage separator 42, where the aqueous solution of a hydrate formation inhibitor 43 and the weathering gas are separated from the unstable gas condensate. The resulting unstable gas condensate is removed from the UKPG II as a commercial product 50.
Газ выветривания от разделителей первой ступени 36 цехов подготовки газа III подается в низкотемпературный абсорбер 34 в случае наличия необходимого перепада давлений между разделителем первой ступени 36 и низкотемпературный абсорбером 34 через открытие ЗА 44. В случае если давление и расход газа выветривания от разделителей первой ступени 36 и буферной емкости 39 позволяет его эжектировать совместно с газом выветривания от разделителя второй ступени 42 без повышения температуры газа на выходе низкотемпературного абсорбера 34, то через открытие ЗА 45 и 48.1 газы выветривания от разделителей первой 36 и второй 42 ступеней подаются в качестве пассивного газа на эжектор 33. В противном случае эжектирование газов выветривания от разделителей первой ступени 36, буферной емкости 39 и от разделителей второй ступени 42 производится раздельно, а именно газ выветривания с одним значением давления от одной группы аппаратов в одном цеху подготовки газа III, а газ выветривания с другим значением давления от второй группы аппаратов в другом цеху подготовки газа III. Данное решение реализуется через открытие/закрытие ЗА 45, 46, 48.1, 48.2, которое обеспечивает раздельную подачу газов выветривания на эжекторы 33 цехов подготовки газа III. В случае если подача газа выветривания от одних из указанных аппаратов на эжектор 33 в качестве пассивного газа несмотря на раздельное эжектирования газа выветривания с разными значениями давления приводит к повышению температуры газа на выходе низкотемпературного абсорбера 34, то данный газ выветривания направляется на вход емкости-пробкоуловителя 9 для его утилизации. Для этого производится открытие/закрытие ЗА 46, 47, 48.2, которое обеспечивает выделенную подачу газа выветривания на вход емкости-пробкоуловителя 9. Реализация данных решений позволяет исключить подачу части или всего образующихся в цеху подготовки газа III газов выветривания на факельную установку с их сжиганием, что приводит к снижению потерь газа и загрязнения окружающей среды. В качестве активного газа на эжектор 33 подается часть газа от десорбера метанола 22 или сепаратора второй ступени 29 через открытие/закрытие ЗА 32. Выбор потока зависит от текущих возможностей по достижению необходимого снижения температуры газа на выходе низкотемпературного абсорбера 34, обеспечению нормативного осевого смещения роторов компрессора 23 и турбины 30 ТДА. Повышение температуры газа на выходе низкотемпературного абсорбера 34 возможно в случае повышения расхода активного газа от десорбера метанола 22 или сепаратора второй ступени 29 и снижения расхода на турбину 30 ТДА и дроссель 31, что приводит к потерям компонентов газового конденсата с товарным осушенным газом 49 и снижению объемов товарного нестабильного конденсата 50. Представленные решения по подаче потоков на эжекторы направлены на исключение данного негативного фактора. Реализация по способу возможности приема отсепарированного из продукции скважин газа с разными значениями давления на разные ступени компримирования ДКС или непосредственно в цех подготовки газа III приводит кроме описанных выше положительных результатов также к повышению стабильности эжектирования газов выветривания и реализации процесса низкотемпературной абсорбции, так как снижает количество газов выветривания с низким давлением, образующихся в разделителях первой ступени 36 и буферной емкости 39. Это приводит к меньшему требуемому объему подаваемого на эжекторы активного газа от десорбера метанола 22 или сепаратора второй ступени 29. The flash gas from the first stage separators 36 of the gas preparation shops III is fed to the low-temperature absorber 34 in the event of the presence of the required pressure difference between the first stage separator 36 and the low-temperature absorber 34 through the opening ZA 44. If the pressure and flow rate of the flash gas from the first stage separators 36 and the buffer tank 39 allows it to be ejected together with the flash gas from the second stage separator 42 without increasing the gas temperature at the outlet of the low-temperature absorber 34, then through the opening ZA 45 and 48.1 the flash gases from the first 36 and second 42 stage separators are fed as a passive gas to the ejector 33. Otherwise, the flash gases from the first stage separators 36, the buffer tank 39 and from the second stage separators 42 are ejected separately, namely, the flash gas with one pressure value from one group of devices in one gas preparation shop III , and the flash gas with a different pressure value from the second group of devices in another gas preparation shop III . This solution is implemented through opening/closing ZA 45, 46, 48.1, 48.2, which ensures separate supply of flash gases to ejectors 33 of gas preparation shops III . If the supply of flash gas from one of the said devices to ejector 33 as a passive gas, despite separate ejection of flash gas with different pressure values, leads to an increase in the gas temperature at the outlet of the low-temperature absorber 34, then this flash gas is sent to the inlet of the plug catcher tank 9 for its utilization. For this purpose, ZA 46, 47, 48.2 are opened/closed, which ensures a dedicated supply of flash gas to the inlet of the slug catcher tank 9. The implementation of these solutions allows to exclude the supply of part or all of the flash gases generated in the gas preparation shop III to the flare unit with their combustion, which leads to a reduction in gas losses and environmental pollution. As an active gas, part of the gas from the methanol desorber 22 or the second-stage separator 29 is supplied to the ejector 33 through the opening/closing of ZA 32. The choice of flow depends on the current capabilities for achieving the required reduction in gas temperature at the outlet of the low-temperature absorber 34, ensuring the standard axial displacement of the rotors of the compressor 23 and the turbine 30 TDA. An increase in the gas temperature at the outlet of the low-temperature absorber 34 is possible in the case of an increase in the flow rate of the active gas from the methanol desorber 22 or the second-stage separator 29 and a decrease in the flow rate to the turbine 30 of the TDA and the throttle 31, which leads to losses of components of the gas condensate with the commercial dried gas 49 and a decrease in the volumes of commercial unstable condensate 50. The presented solutions for feeding flows to the ejectors are aimed at eliminating this negative factor. The implementation of the method of the possibility of receiving gas separated from well production with different pressure values at different compression stages of the DKS or directly into the gas preparation shop III leads, in addition to the positive results described above, also to an increase in the stability of the ejection of weathering gases and the implementation of the low-temperature absorption process, since it reduces the amount of weathering gases with low pressure formed in the first-stage separators 36 and the buffer tank 39. This leads to a smaller required volume of active gas supplied to the ejectors from the methanol desorber 22 or the second-stage separator 29.
Ингибитор гидратообразования (метанол) подается по точкам систем сбора и подготовки газа и газового конденсата.Hydrate formation inhibitor (methanol) is supplied to the points of gas and gas condensate collection and preparation systems.
К примеру, в случае реализации технического решения в соответствии со способом на УКПГ №1В Ямбургского нефтегазоконденсатного месторождения обеспечивается сбор и подготовка пластового флюида от фондов скважин с тремя разными уровнями динамического устьевого давления:For example, in the case of implementing a technical solution in accordance with the method at the UKPG No. 1V of the Yamburg oil and gas condensate field, the collection and preparation of formation fluid from well stocks with three different levels of dynamic wellhead pressure is ensured:
- «старый» фонд скважин – 3,5÷5,2 МПа;- “old” well stock – 3.5÷5.2 MPa;
- «новый» фонд скважин – 7,3÷10,3 МПа;- “new” well stock – 7.3÷10.3 MPa;
- «новейший» фонд скважин – 12,5÷17 МПа.- “newest” well stock – 12.5÷17 MPa.
Удельное извлечение нестабильного газового конденсата в целом по УКПГ-1В составляет в среднем 100 г/м3 товарного осушенного газа.The specific extraction of unstable gas condensate as a whole for UKPG-1V is on average 100 g/ m3 of commercial dried gas.
Применение раздельного приема газа с разным давлением на каждую из двух ступеней компримирования ДКС и на вход цехов подготовки газа позволяет исключить избыточное редуцирование газа «нового» и «новейшего» фондов скважин до уровня давления «старого» фонда скважин и, как следствие, работу избыточных ГПА. Также это привело к снижению общего количества ГПА на первой ступени компримирования ДКС с первоначально планируемых девяти штук, определенного исходя из расчетов объема компримируемого газа и производительности одного ГПА, до шести штук. Это привело к значительному снижению количества необходимого к закупке оборудования, сроков реализации первой ступени компримирования, трудозатрат на строительство, пусконаладочные работы, а в последствии на диагностику, техническое обслуживание и ремонт избыточного оборудования.The use of separate gas intake with different pressures at each of the two compression stages of the BCS and at the inlet of the gas preparation shops allows eliminating excessive reduction of gas from the "new" and "newest" well stocks to the pressure level of the "old" well stock and, as a consequence, the operation of excess GPUs. This also led to a decrease in the total number of GPUs at the first compression stage of the BCS from the initially planned nine pieces, determined based on calculations of the volume of compressed gas and the productivity of one GPU, to six pieces. This led to a significant reduction in the amount of equipment required for purchase, the timing of the first compression stage, labor costs for construction, commissioning, and subsequently for diagnostics, maintenance and repair of excess equipment.
Без реализации способа весь газ «нового» фонда скважин поступал бы на первую ступень компримирования на ДКС вместе с газом «старого» фонда скважин, тогда как при реализации способа газ «нового» фонда скважин поступает на вторую ступень, тем самым снижая загрузку первой ступени, а газ «новейшего» фонда скважин подается на вход цехов подготовки газа (см. таблицы 1, 2). При последовательном падении пластового давления газ «нового» фонда скважин подается на вход первой ступени (газ УКПГ-1В с 2021 года, УППГ-2В с 2028 года), а газ «новейшего» фонда скважин на вход второй ступени (УКПГ-1В с 2031 года, УППГ-2В с 2027 года.) С 2030 года предусматривается начало работы ДКС с тремя ступенями компримирования. Для этого ГПА первой ступени делятся на две группы с их последовательным подключением. После чего газ «старого» и «нового» фонда скважин подается на первую из трех ступеней компримирования. В дальнейшем газ «новейшего» фонда скважин подается на вторую из трех ступеней компримирования (УКПГ-1В с 2041 года, УППГ-2В с 2039 года) и далее на первую из трех ступеней (УКПГ-1В с 2044 года, УППГ-2В с 2043 года). При этом непрерывное снижение расходов газа фондов скважин в ходе разработки газоконденсатных залежей позволит вести компримирование в две и три ступени ДКС без увеличения изначально предусмотренного количества ГПА (см. таблицу 1).Without the method, all the gas from the "new" well stock would be fed to the first compression stage at the BCS together with the gas from the "old" well stock, whereas when the method is implemented, the gas from the "new" well stock is fed to the second stage, thereby reducing the load on the first stage, and the gas from the "newest" well stock is fed to the input of the gas treatment shops (see Tables 1, 2). With a consistent drop in reservoir pressure, the gas from the "new" well stock is fed to the input of the first stage (gas from UKPG-1V since 2021, UPPG-2V since 2028), and the gas from the "newest" well stock is fed to the input of the second stage (UKPG-1V since 2031, UPPG-2V since 2027.) From 2030, it is envisaged to start operating the BCS with three compression stages. For this, the first stage GPUs are divided into two groups with their sequential connection. After which, gas from the "old" and "new" well stocks is fed to the first of three compression stages. Subsequently, gas from the "newest" well stock is fed to the second of three compression stages (UKPG-1V from 2041, UPPG-2V from 2039) and then to the first of three stages (UKPG-1V from 2044, UPPG-2V from 2043). At the same time, continuous reduction in gas consumption from well stocks during the development of gas condensate deposits will allow compression to be carried out in two and three stages of the BCS without increasing the initially envisaged number of GPUs (see Table 1).
Подогрев продукции скважин, транспортируемой от УППГ №2В,3В до УКПГ №1В, приводит к температурному режиму транспортировки вне зоны гидратообразования. В таблице 3 приведен пример параметров подогрева газа от УППГ №2В до УКПГ №1В. Можно заметить, что фактическая температура пластового флюида на входе УКПГ №1В выше расчетной температуры гидратообразования на входе и выхода трубопровода транспортировки от УППГ до УКПГ и в сепараторах первой ступени. Это необходимо для обеспечения безусловного предотвращения гидратообразования, в том числе в слое потока, примыкающего к стенке трубопровода, где в результате низких температур окружающего воздуха минимальная температура по сечению потока. Также более высокая температура газа способствует большему насыщению газа на входе в УКПГ №1В (на входе в сепараторы первой ступени) парами метанола и воды, что приводит к снижению безвозвратных потерь метанола с товарным нестабильным конденсатом. К примеру, для среднего зимнего режима работы цеха подготовки газа повышение температуры в сепараторе первой ступени по «старому» фонду скважин с 5 до 20 °С приводит к снижению потерь метанола на 115 г/1000 м3 осушенного товарного газа.Heating of well products transported from UPPG #2V, 3V to UKPG #1V results in the temperature regime of transportation outside the hydrate formation zone. Table 3 shows an example of gas heating parameters from UPPG #2V to UKPG #1V. It can be noted that the actual temperature of the formation fluid at the inlet of UKPG #1V is higher than the calculated temperature of hydrate formation at the inlet and outlet of the transportation pipeline from UPPG to UKPG and in the first-stage separators. This is necessary to ensure unconditional prevention of hydrate formation, including in the flow layer adjacent to the pipeline wall, where, due to low ambient air temperatures, the minimum temperature is across the flow cross-section. Also, a higher gas temperature contributes to greater saturation of the gas at the inlet to UKPG No. 1V (at the inlet to the first-stage separators) with methanol and water vapor, which leads to a decrease in the irretrievable losses of methanol with commercial unstable condensate. For example, for the average winter operating mode of the gas preparation shop, an increase in the temperature in the first-stage separator for the "old" well stock from 5 to 20 °C leads to a decrease in methanol losses by 115 g/1000 m3 of dried commercial gas.
Таблица 3 – Параметры подогрева пластового флюида, транспортируемого от УППГ №2В до УКПГ №1ВTable 3 – Parameters for heating formation fluid transported from UPPG No. 2V to UKPG No. 1V
Реализация способа позволяет обеспечивать эжектирование газа выветривания с разным давлением, в том числе низким. В таблице 4 представлены параметры пассивного и активного газа в случае эжектирования газа выветривания от разделителей первой ступени и буферной емкости насоса подачи конденсата на орошение низкотемпературного абсорбера УКПГ №1В. Стоит отметить, что расход активного газа не превышает текущее среднее значение (около 30 тыс. м3/час), при котором обеспечивается необходимая температура в низкотемпературном абсорбере (не выше минус 32 °С).The implementation of the method allows for ejection of flash gas with different pressures, including low pressure. Table 4 shows the parameters of passive and active gas in the case of flash gas ejection from the first stage separators and the buffer tank of the condensate feed pump for irrigation of the low-temperature absorber of UKPG No. 1V. It is worth noting that the flow rate of active gas does not exceed the current average value (about 30 thousand m3 /hour), at which the required temperature in the low-temperature absorber is ensured (not higher than minus 32 °C).
Таблица 4 – Параметры пассивного и активного газа в случае эжектирования газа выветривания от разделителей первой ступени и буферной емкости насоса подачи конденсатаTable 4 – Parameters of passive and active gas in case of ejection of weathering gas from first stage separators and buffer tank of condensate feed pump
Также благодаря реализации способа возможно распределение потоков газа и нестабильного газового конденсата от разных фондов скважин, отсепарированных в сепараторах первой ступени, между цехами подготовки газа, в результате чего обеспечивается равномерная загрузка технологических аппаратов, обеспечивающая их работу в зоне оптимальных значений по производительности, или с целью увеличения извлечения из осушаемого газа компонентов газового конденсата. К примеру, по результатам расчетов, выполненных с использованием моделей цехов подготовки газа УКПГ-1В, установлено, что в случае увеличения удельного расхода орошения низкотемпературных абсорберов цеха подготовки газа, куда поступает газ «нового» фонда скважин, за счет добавления расхода нестабильного газового конденсата, отсепарированного из продукции скважин «старого» фонда, общий удельный расход товарного нестабильного конденсата увеличивается на 0,28 г/м3 товарного осушенного газа. Причиной такого эффект является то, что газ от «нового» фонда скважин имеет больший конденсатный фактор по сравнению с газом от «старого» фонда скважин. Стоит отметить, что до распределения расхода потоков нестабильного газового конденсата, сепарируемых в сепараторах первой ступени, подготовка газа и нестабильного газового конденсата «нового» и «старого» фондов скважин велась по отдельности в разных цехах подготовки газа. Т.е. отсепарированный и разделенный из продукции отдельного фонда скважин нестабильный газовый конденсат подавался на орошение низкотемпературного абсорбера, где велась подготовка газа от того же самого фонда скважин.Also, due to the implementation of the method, it is possible to distribute gas and unstable gas condensate flows from different well stocks separated in the first stage separators between gas preparation shops, as a result of which a uniform loading of process devices is ensured, ensuring their operation in the zone of optimal values for productivity, or in order to increase the extraction of gas condensate components from the dried gas. For example, according to the results of calculations performed using the models of the UKPG-1V gas preparation shops, it was found that in the case of an increase in the specific consumption of irrigation of low-temperature absorbers of the gas preparation shop, where gas from the "new" well stock is supplied, due to the addition of the consumption of unstable gas condensate separated from the production of wells of the "old" well stock, the total specific consumption of marketable unstable condensate increases by 0.28 g / m 3 of marketable dried gas. The reason for this effect is that gas from the "new" well stock has a higher condensate factor compared to gas from the "old" well stock. It is worth noting that before the distribution of the flow rate of unstable gas condensate separated in the first stage separators, the preparation of gas and unstable gas condensate of the "new" and "old" well stocks was carried out separately in different gas preparation shops. That is, the unstable gas condensate separated and divided from the output of a separate well stock was fed to the irrigation of the low-temperature absorber, where gas from the same well stock was prepared.
Представленный способ обеспечивает максимально возможное использование энергии пластового флюида фондов скважин с разными уровнями динамических устьевых давлений при осуществлении его сбора и подготовки; повышение стабильности сбора продукции скважин, транспортировки от УППГ до УКПГ и сепарации на входе УКПГ; возможность утилизации газов выветривания с разными давлениями, образующихся при подготовке продукции скважин с разными уровнями динамических устьевых давлений; возможность распределения газа и нестабильного газового конденсата, разделяемых на входе в УКПГ, между цехами подготовки газа; повышению эффективности применения метанола при сборе и подготовке продукции скважин. Представленные преимущества приводят к снижению затрат на работу дополнительных ГПА, снижению количества требуемых ГПА на каждой ступени компримирования газа на ДКС, повышению температуры транспортируемой от УППГ до УКПГ продукции скважин до значений превышающих температуру гидратообразования, снижению расхода и повышения эффективности применения метанола, подаваемого в системы сбора и подготовки продукции скважин, обеспечению реализации подготовки газа с требуемыми параметрами процесса по температуре, повышению эффективности процесса низкотемпературной абсорбции. В конечном итоге это приводит к снижению расхода топливного газа ГПА ДКС, затрат на изготовление, доставку, монтаж, пусконаладочные работы и эксплуатацию оборудования, связанного с реализацией дополнительных ГПА ДКС, затрат на диагностику, техническое обслуживание и ремонт оборудования ГПА ДКС, снижению расхода топливного газа на печи огневого подогрева УППГ, безвозвратных потерь метанола, повышению удельного количества товарного нестабильного конденсата по отношению к товарному осушенному газу, снижению потерь газа выветривания, направляемого на сжигание на факельной установке.The presented method ensures the maximum possible use of the energy of formation fluid of well stocks with different levels of dynamic wellhead pressures during its collection and preparation; increased stability of well product collection, transportation from the PGTU to the CGTU and separation at the CGTU inlet; the possibility of utilizing weathering gases with different pressures formed during the preparation of well product with different levels of dynamic wellhead pressures; the possibility of distributing gas and unstable gas condensate separated at the CGTU inlet between gas preparation shops; increased efficiency of methanol use during the collection and preparation of well product. The presented advantages lead to reduced costs for the operation of additional GPUs, reduced number of required GPUs at each stage of gas compression at the BCS, increased temperature of well product transported from the PGTU to the CGTU to values exceeding the hydrate formation temperature, reduced consumption and increased efficiency of methanol supplied to the well product collection and preparation systems, ensuring the implementation of gas preparation with the required process parameters in terms of temperature, increased efficiency of the low-temperature absorption process. Ultimately, this leads to a reduction in the fuel gas consumption of the DKS GPA, the costs of manufacturing, delivery, installation, commissioning and operation of equipment associated with the implementation of additional DKS GPA, the costs of diagnostics, maintenance and repair of the DKS GPA equipment, a reduction in the fuel gas consumption in the UPPG fire heating furnace, irrecoverable losses of methanol, an increase in the specific amount of commercial unstable condensate in relation to commercial dried gas, a reduction in the loss of flash gas sent for combustion in the flare unit.
Claims (1)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2842049C1 true RU2842049C1 (en) | 2025-06-19 |
Family
ID=
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2372473C1 (en) * | 2008-06-18 | 2009-11-10 | Селиванов Николай Павлович | Procedure of operating gas field and gas-condensate field |
| RU2587175C2 (en) * | 2014-11-18 | 2016-06-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Method of preparing hydrocarbon gas for transportation |
| RU2636499C1 (en) * | 2017-01-19 | 2017-11-23 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Method for collecting and preparing hydrocarbon gas for transporting |
| US9970280B2 (en) * | 2014-10-06 | 2018-05-15 | GE Oil & Gas Inc. | System and method for compressing and conditioning hydrocarbon gas |
| RU2765415C1 (en) * | 2021-01-11 | 2022-01-31 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Method for preparing hydrocarbon gas for transport by the low-temperature separation method |
| RU2775239C1 (en) * | 2021-03-23 | 2022-06-28 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Method for preparing natural gas at the final stage of development of a gas condensate field |
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2372473C1 (en) * | 2008-06-18 | 2009-11-10 | Селиванов Николай Павлович | Procedure of operating gas field and gas-condensate field |
| US9970280B2 (en) * | 2014-10-06 | 2018-05-15 | GE Oil & Gas Inc. | System and method for compressing and conditioning hydrocarbon gas |
| RU2587175C2 (en) * | 2014-11-18 | 2016-06-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Method of preparing hydrocarbon gas for transportation |
| RU2636499C1 (en) * | 2017-01-19 | 2017-11-23 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Method for collecting and preparing hydrocarbon gas for transporting |
| RU2765415C1 (en) * | 2021-01-11 | 2022-01-31 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Method for preparing hydrocarbon gas for transport by the low-temperature separation method |
| RU2775239C1 (en) * | 2021-03-23 | 2022-06-28 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Method for preparing natural gas at the final stage of development of a gas condensate field |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2476789C1 (en) | Method for low-temperature preparation of natural gas and extraction of unstable hydrocarbon condensate from native gas (versions) and plant for its realisation | |
| US11607622B2 (en) | Low energy ejector desalination system | |
| CN109138965B (en) | Slug flow trapping system and method based on low-pressure liquid storage | |
| RU119389U1 (en) | INSTALLATION FOR PREPARATION OF GAS OIL AND GAS-CONDENSATE DEPOSITS FOR TRANSPORT | |
| RU2412410C1 (en) | Liquefaction method of natural gas pumped from main gas line (versions) | |
| RU2842049C1 (en) | Method for collection and preparation of products of gas condensate wells at final stage of development of gas condensate deposit | |
| RU2532822C1 (en) | Plant and method of chemical agent injection into pipeline with help of blower | |
| RU2493898C1 (en) | Method of field processing of gas condensate deposit products using unstable gas condensate as coolant and plant to this end | |
| RU2676829C1 (en) | Associated petroleum gas topping plant | |
| CN104804760B (en) | Mixed hydrocarbon from oil associated gas recovery system and method | |
| RU2471979C2 (en) | Associated gas treatment method | |
| RU2365835C1 (en) | Method for preparation of hydrocarbon gas to transportation from north offshore fields | |
| RU2555909C1 (en) | Method of preparation of hydrocarbon gas for transport | |
| RU2646899C1 (en) | Method of preparing hydrocarbon gas for transportation | |
| RU2294429C2 (en) | Method for gaseous hydrocarbon preparation for transportation | |
| RU2775239C1 (en) | Method for preparing natural gas at the final stage of development of a gas condensate field | |
| CN111649237B (en) | Ground gathering and transporting system for exhausted gas reservoir | |
| RU2687721C1 (en) | Method and device for elimination of liquid plugs in gas gathering header | |
| CN112178457A (en) | System and method for controlling liquid conveying stoppage of low-pressure flash gas pipeline in oil field | |
| RU2791272C1 (en) | Adsorption installation for natural gas preparation and transportation | |
| RU2718398C1 (en) | Method of preparing associated petroleum gas for transportation | |
| RU2342525C1 (en) | Method of preparing acid gas for pumping into reservoir through pressure well | |
| RU2803501C1 (en) | Natural gas adsorption drying and stripping unit | |
| RU2830269C1 (en) | Modular unit for hydrocarbon gas treatment | |
| RU2229070C1 (en) | Method and device for inert nitrogen-based gas mixture obtaining |