Способ подготовки попутного нефтяного газа к транспорту

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к области подготовки и переработки попутного нефтяного газа на объектах подготовки нефти, газа и воды и может быть использовано на существующих и вновь проектируемых установках сепарации и подготовки нефти, на промысловых объектах подготовки и переработки нефтяного газа.

В процессе сепарации нефти и газа на объектах подготовки нефти основной поток попутного нефтяного газа отделяют на входной (первой) ступени сепарации, который под собственным давлением направляют на близлежащий газоперерабатывающий завод. Часть этого газа используют на собственные нужды (энергокомплекс, котельные, подогреватели и т.п.). Газ низкого давления, отделяемый на промежуточных и концевых ступенях сепарации, компримируют с помощью компрессорных станций до давления газа первой ступени и вместе с ним направляют потребителю.

В процессе компримирования и транспорта попутного нефтяного газа, особенно, газа промежуточных и концевых ступеней сепарации, из него выделяется значительное количество углеводородного конденсата (легких жидких углеводородов), который при возврате его в нефть может повысить давление насыщенных паров товарной нефти выше нормативного, а при выпадении в газопроводах может привести к остановке их работы из-за образования жидкостных пробок.

Известны способы компримирования низконапорного газа жидкостно-кольцевыми компрессорами с использованием в качестве рабочей жидкости нефтепромысловой сточной воды, при котором скомпримированный газ направляют на смешение с газом первой ступени сепарации, а рабочую жидкость рециркулируют на вход жидкостно-кольцевого компрессора и, при необходимости, охлаждают в воздушном холодильнике для регулирования температуры компримируемого газа [Тарасов М.Ю., Иванов С.C. Нефтяное хозяйство, 2009, №4].

Известный способ не позволяет избежать выпадения конденсата в газопроводе внешнего транспорта при снижении температуры при транспортировании.

Известны и другие способы, в которых для охлаждения газа используют аппараты воздушного охлаждения, причем газ охлаждают ниже температуры системы транспорта газа, например, Патент РФ №2471979, публ. 2013 г. Однако, и в этом случае, с помощью таких аппаратов охладить газ до температуры грунта в летний период невозможно. Аппараты воздушного охлаждения могут понизить температуру газа только до температуры окружающего воздуха.

Наиболее близким к заявляемому является способ, при котором осуществляют ступенчатую сепарацию нефти и газа, попутный нефтяной газ первой и концевых ступеней компримируют, охлаждают, отделяют углеводородный конденсат, который направляют на переработку в блок переработки с целью получения товарных продуктов (пропан-бутановой фракции, бензина газового стабильного и др.). Осушенный газ концевых ступеней сепарации соединяют с газом первой ступени сепарации и подвергают очистке с помощью мембранной установки, после чего направляют потребителю. (Патент РФ №2523315, публ. 2014).

К недостаткам данного способа можно отнести то, что скомпримированный газ охлаждается с помощью воздушного холодильника, температура в котором соответствует температуре окружающего воздуха, что недостаточно для снижения температуры газа (а, следовательно, и точки росы) ниже температуры транспорта по газопроводу. При подземной прокладке трубопроводов минимальная температура в трубопроводе соответствует температуре грунта на глубине заложения, которая может составлять для Западной Сибири минус 2 - минус 5°С.,

Задачей, на решение которой направлено заявленное изобретение, является повышение эффективности работы системы сбора и транспорта попутного нефтяного газа, за счет более полного выделения легких жидких углеводородов из газа первой ступени сепарации и предотвращения выпадения конденсата в газопроводе внешнего транспорта.

Технический результат достигается тем, что в способе подготовки попутного нефтяного газа, включающем многоступенчатую сепарацию нефти с отводом на каждой ступени сепарации попутного нефтяного газа и нефти, охлаждение попутного нефтяного газа от первой ступени сепарации, выделение из него легких жидких углеводородов и его последующую подачу в газопровод внешнего транспорта, компримирование газа от второй и последующих ступеней сепарации, охлаждение компримированного газа до температуры, обеспечивающей его подачу в газопровод внешнего транспорта, и отделение из него легких жидких углеводородов, компримирование газа после второй и последующих ступеней сепарации производят посредством жидкостно-кольцевого компрессора, причем смесь газа и циркуляционной рабочей жидкости, выходящую из жидкостно-кольцевого компрессора, охлаждают, после чего выделяют из нее рабочую жидкость, которую направляют в качестве охладителя для охлаждения попутного нефтяного газа первой ступени сепарации с последующей ее подачей на вход жидкостно-кольцевого компрессора. Кроме того, в рабочую жидкость жидкостно-кольцевого компрессора добавляют антифриз в количестве, предотвращающем ее замерзание при охлаждении.

Использование циркуляционной рабочей жидкости, отделенной из предварительно охлажденной ее смеси с газом, выходящей из жидкостно-кольцевого компрессора, в качестве охладителя для охлаждения попутного нефтяного газа первой ступени сепарации с последующей ее подачей на вход жидкостно-кольцевого компрессора позволяет обеспечить более полное выделение легких жидких углеводородов из газа первой ступени сепарации, тем самым предотвращая выпадение конденсата в газопроводе внешнего транспорта.

Добавление в циркуляционную рабочую жидкость антифриза обеспечивает возможность охлаждения газа, подаваемого в газопровод, ниже температуры грунта на глубине заложения трубопровода, которая для Западной Сибири может носить отрицательные значения (до минус 5°С).

Сущность предложенного способа поясняется графически, где на фиг. 1 представлена установка, реализующая технологическую схему процесса подготовки попутного нефтяного газа; на фиг. 2 изображена схема материального баланса работы установки подготовки нефти, реализованной на Приобском месторождении.

Установка содержит трубопровод 1 подачи сырья - нефтеводогазовой смеси на вход блока сепарации 2, включающем три ступени сепарации: первую ступень 3, вторую ступень 4 и концевую ступень 5 сепарации, трубопровод 6 отвода газа от первой ступени сепарации, теплообменник 7 и сепаратор 8 отделения водного конденсата газа от первой ступени 3 сепарации, трубопровод 9 внешнего транспорта газа потребителю 10, трубопровод 11 отвода водного конденсата, соединяющий сепаратор 8 с низкотемпературным трехфазным сепаратором 12.

Отводы газа от второй ступени и концевой ступеней 4 и 5 сепарации соединены трубопроводами 13 и 14 с входом в жидкостно-кольцевой компрессор 15. Выход жидкостно-кольцевого компрессора 15 соединен трубопроводом 16 через холодильную установку 17 с трехфазным сепаратором 12. Выход газа из теплообменника 12 соединен трубопроводом 18 с трубопроводом 9 внешнего транспорта, выход конденсата из сепаратора 12 соединен с трубопроводом 19 с блоком 20 низкотемпературной ретификации, а выход жидкости теплообменника 12 соединен трубопроводом 21 с входом охладителя в теплообменник 7, при этом выход охладителя из теплообменника 7 соединен с входом 22 в жидкостно-кольцевой компрессор 15.

Способ подготовки попутного нефтяного газа реализуется следующим образом.

Нефтеводогазовая смесь от месторождения поступает по трубопроводу 1 в блок сепарации 2, в котором происходит ступенчатое разгазирование смеси и отделение попутного нефтяного газа в сепараторах первой, второй и концевой ступеней сепарации (3, 4 и 5, соответственно). Попутный нефтяной газ первой ступени под собственным давлением поступает в газопровод 6 и после охлаждения в теплообменнике 7 и отделения в сепараторе 8 углеводородного и водного конденсата направляется по трубопроводу 9 внешнего транспорта потребителю 10 (например, газоперерабатывающий завод). Смесь отделенного в сепараторе 8 углеводородного и водного конденсата направляется по трубопроводу 11 в низкотемпературный трехфазный сепаратор 12.

Попутный газ второй и концевой ступеней сепарации по трубопроводам 13 и 14 направляется на вход жидкостно-кольцевого компрессора 15. В компрессор 15 также подается рабочая жидкость, в качестве которой может быть применена вода или другая жидкость. Скомпримированный в компрессоре 15 газ вместе с рабочей жидкостью по трубопроводу 16 поступает с выхода компрессора 15 в холодильную установку 17, где охлаждается до температуры, обеспечивающей эффективное отделение из газа легких жидких углеводородов (далее - ЛЖУ). При необходимости охлаждения газа до отрицательных или близких к ним температур в рабочую жидкость заранее добавляют антифриз в количестве, предотвращающем замерзание жидкости при охлаждении.

Из холодильной установки 17 смесь газа, ЛЖУ и рабочей жидкости поступает в низкотемпературный трехфазный сепаратор 12, где происходит отделение сухого отбензиненного газа, который по трубопроводу 18 отводится в трубопровод внешнего транспорта 9. В низкотемпературном трехфазном сепараторе 12 также происходит разделение смеси на ЛЖУ, направляемые по трубопроводу 19 в блок низкотемпературной ректификации 20, и рабочую жидкость. Рабочая жидкость по трубопроводу 21 поступает в теплообменник 7, где используется в качестве охладителя для охлаждения потока газа первой ступени сепарации, и далее по трубопроводу 22 направляется на вход в жидкостно-кольцевой компрессор 15. ЛЖУ в блоке 20 разделяется на товарные продукты: пропан-бутан технический и стабильный газовый бензин, отправляемые потребителю по линиям 23 и 24, соответственно.

Пример реализации способа.

Предлагаемый способ был реализован на Приобском месторождении (Ханты-Мансийский автономный округ Тюменской области).

На основе данных по составу и свойствам пластовой нефти и принятых технологических режимов рассчитывался материальный баланс работы установки подготовки нефти (см. фиг. 2).

Расчеты материального баланса установки подготовки нефти (фазовых переходов нефти и газа) производились в ПО Aspen Hysys V10. Все расчеты велись в относительных единицах: м³, кг (относительно 1000 кг нефти на выходе с установки) для большей наглядности.

Сравнение реализованного способа со способом, принятым за прототип, показало, что содержание конденсата (углеводородов С5+) в газе по предлагаемому способу снизилось до 2,31% масс, в сравнении с 5,07% масс, по способу- прототипу, а точка росы по углеводородам по предлагаемому способу при давлении 0,7 МПа снизилось до минус 1°С в сравнении с 20°С по способу-прототипу.

Из приведенных значений видно, что предлагаемый способ позволяет повысить эффективность работы системы сбора и транспорта попутного нефтяного газа за счет предотвращения выпадения конденсата в газопроводе внешнего транспорта.