Спосіб підготовки газоконденсатних сумішей до транспорту

1 Спосіб підготовки газоконденсатної суміші до транспорту, який включає подачу пластового сирого газу по трубопроводу на сепаратор першого рівня, охолоджування газу в теплообміннику, дроселювання потоку газу після теплообмінника і подачу його в низькотемпературний сепаратор другого рівня, сепарацію газової і рідкої фази, водовідділення та відведення конденсату важких вуглеводнів, підігрівання газу з сепаратора другого рівня прямим потоком газу в теплообмінникові та подачу його споживачеві, який відрізняється тим, що в потік пластового сирого газу і в потік газу після сепаратора першого рівня перед теплообмінником подають інгібітор пдратоутворення 2 Спосіб по п 1, який відрізняється тим, що в потік газу після сепаратора першого рівня перед теплообмінником подають 25-30 % КІЛЬКОСТІ шпбітора, що направляється в потік сирого пластового газу 3 Спосіб по п 1, який відрізняється тим, що питому витрату шпбітора пдратоутворення визначають за формулою а= 1150С, С -С де Co - концентрація шпбітора, що подається, мас Сі - концентрація шпбітора, що виводиться, мас 4 Спосіб по п 1, який відрізняється тим, що як інгібітор пдратоутворення використовують метанол 5 Спосіб по п 4, який відрізняється тим, що питому витрату шпбітора пдратоутворення для метанолу визначають за формулою де Сі - метанол, t - температура сепарації, змінна в межах від -1 до -100° С, при С-і, змінному в межах від 3 до 80 мас 00 (О со (О Винахід відноситься до нафтової і газової промисловості і може бути використаний в схемах установок підготовки газоконденсатної суміші і нафти до транспорту, зокрема для запобігання пдратооутворення під час технологічної переробці і видобутку вуглеводнів при низьких температурах Відомий спосіб підготовки газоконденсатних сумішей до транспорту, при якому перед охолоджуванням газу до низьких температур для запобігання пдратооутворення його заздалегідь осушують, наприклад абсорбцією гликолями або адсорбцією силикагелями або цеолітами. [1] Недоліком даного способу є складність схеми осушування, періодичність роботи, значна металоємність та енергоємність на одиницю продукції. Найбільш близьким аналогом до технічного рішення, що пропонується, є спосіб підготовки газоконденсатної суміші до транспорту, який включає подачу пластового сирого газу по трубопроводу на сепаратор першого рівня, охолоджування прямого потоку газу в теплообмінникові, його дросселювання після теплообмінника і подачу в низькотемпературний сепаратор другого рівня, сепарацію газової і рідкої фаз, водовідділення і відведення конденсату важких вуглеводнів, підігрівання зворотного газу з сепаратора другого рівня прямим потоком газу в теплообміннику і подачу його споживачеві [2] У цьому способі охолоджування пластового сирого газу, який подають в сепаратор першого рівня, здійснюється в змійовиковому теплообміннику, який встановлений в нижній частині сепаратора другого рівня. Сирий газ охолоджується в ньому і одночасно підігріває воду і рідкий конденсат важких вуглеводнів, який сепарується в сепараторові другого рівня до температури +5°С і вище, що забезпечує його водовідділення і відведення на подальшу переробку. Недоліками даного способу є те, що частина важких вуглеводнів, які виділилися в процесі низькотемпературної сепарації, випаровується і виноситься із зворотним потоком газом з сепаратора другого рівня, а також неможливість проведення процесу витягання важких вуглеводнів при температурах нижче за +5°С, оскільки зниження температури приводить до гідратоутворення і зупинки всього технологічного циклу. При температурі +5°С ступінь видобування вуглеводнів становить лише 5 - 15% від їх потенційного вмісту у пластовому сирому газі. Крім того, для способу характерна складність контролю за протіканням технологічного процесу завдяки гідратооутворенню. У основу винаходу поставлена задача вдосконалення способу підготовки газоконденсатної суміші до транспорту для досягнення нового технічного результату: підвищення ступеня витягання вуглеводнів С3+ при зниженні температури сепарації і виключенні гідратоутворення. Зазначена задача вирішується тим, що в способі підготовки газоконденсатної суміші до транспорту, який включає подачу пластового сирого газу по трубопроводу на сепаратор першого рівня, охолодження газу в теплообміннику, дроселювання потоку газу після теплообмінника і подачу його до низькотемпературного сепаратора другого рівня, сепарацію газової і рідкої фаз, водовідділення та відведення конденсату важких вуглеводнів, підігрівання газу з сепаратора другого рівня прямим потоком газу в теплообміннику і подачу його споживачеві, згідно з винаходом, в потік пластового сирого газу і в потік газу після сепаратора першого рівня перед теплообмінником подають інгібітор гідратоутворення. У потік газу після сепаратора першого рівня перед теплообмінником подають 25 30% кількості інгібітору, що направляється в потік сирого пластового газу. Питому витрату інгібітора гідратоутворення визначають за формулою q= 1150СнL де Co - концентрація інгібітора, подається, мас. %; Сі концентрація інгібітора, що що 46368 виводиться, мас. %. У якості інгібітору використовують метанол. Питому витрату інгібітору гідратоутворення для метанола визначають за формулою: IgC! =1,077(lg|t|)°-73, де С1 - метанол; t - температура сепарації, змінна в межах від мінус 1 до мінус 100°С; при Сі, змінному в межах від 3 до 80 мас. %. Спосіб здійснюють наступним чином. У трубопровід сирого пластового газу з дозатора подають більшу частину потоку інгібітору гідратоутворення, після чого він надходить до сепаратора першого рівня, де відбувається відділення газової фази від пластової води і відведення газової фази прямим потоком газу. У потік прямого газу перед теплообмінником від дозатора подають частину інгібітору гідратоутворення, що залишилася. Прямий потік газу охолоджують зворотним потоком газу в рекуперативному теплообміннику і дроселюють за допомогою редукційного вентиля, завдяки чому досягається додаткове зниження температури. Далі прямий потік газу подають до сепаратора другого рівня для низькотемпературної сепарації газової фази від рідкої. Температура в сепараторі другого рівня може змінюватися від -1 °С до -80°С. Після сепарації газ з сепаратора другого рівня зворотним потоком подають в рекуперативний теплообмінник, де газ підігрівається і прямує до газопроводу споживачеві. Внаслідок низькотемпературної сепарації в нижній частині сепаратора другого рівня відбувається також відділення водного розчину інгібітору і конденсату важких вуглеводнів, які видаляються через випускні патрубки і надходять на подальшу переробку. Питому витрату інгібітору гідратоутворення на устаткування НТС визначають по наступній формулі (для 1000г води) 1150С q = Сп-С де Co - концентрація інгібітору, який подається, % мас; Сі - концентрація інгібітору, який виводиться, % мас. Для метанолу Сі визначається за формулою 73 IgC! =1,077(lg|t|)°- , де t - температура сепарації в межах від 1°Сдо-100°С; Сі зміна концентрації інгібітора в межах від З до 80% мас. Реалізація способу, що пропонується, ілюструється кресленням, де представлена схема підготовки газоконденсатної суміші до транспорту. Відповідно до креслення в трубопровід 1 сирого пластового газу з 46368 дозатора 2 подають частину потоку інгібітора З гідратоутворення, після чого ця суміш надходить в сепаратора першого рівня 4. В ньому відбувається відділення газової фази 5 від пластової води 6. В прямий потік газу 5 перед рекуперативним теплообмінником 7 подають від дозатора 2 залишкову частину 8 інгібітора гідратоутворення. Прямий потік газу 5 охолоджують зворотним потоком газу 9 в рекуперативному теплообміннику, і він дроселюється редукційним вентилем 10, завдяки чому досягається додаткове зниження температури. Далі потік газу 5 надходить в сепаратор другого рівня 11 для сепарації газової фази від рідкої. Після сепарації в сепараторі другого рівня 11, відділений газ утворює зворотний потік 9, що надходить до рекуперативного теплообмінника 7, де газ підігрівається і прямує до газопроводу 12 споживачеві. Внаслідок низькотемпературної сепарації температура в сепараторові другого рівня досягає мінус 1°С - мінус 80°С без гідратооутворення. У нижній частині сепаратора другого рівня 11 відбувається також відділення водного розчину інгібітору 13 і конденсату 14, які видаляються через випускні отвори в днищі і надходять на подальшу переробку. У зв'язку з тим, що велика частина важких вуглеводнів виділяється в сепараторі першого рівня, в потік пластового сирого газу подається велика частина інгібітору, наприклад дгінг = 0,25діі Н Г , Де д2шг - кількість інгібітора газу, що подається в прямий потік перед теплообмінником; ді ІНГ - кількість інгібітора пластового сирого газу, що подається в потік. Для порівняльної оцінки варіанту підготовки газоконденсатної суміші до транспорту за прототипом і винаходом, що пропонується, наведені наступні конкретні приклади їх використання. Приклад 1. Розглянемо режим роботи процесу підготовки газоконденсатної суміші до транспорту способом низькотемпературної сепарації відповідно до прототипу без подачі інгібітора. Витрата сирого пластового газу складає Qr = 14485 кг/год і вміст води складає QB = 175 кг/год при температурі То = 42°С, і тиску Ро = 22МПа. Потенційний вміст С3+ (кількість важких вуглеводнів) в пластовому сирому газі становить Qo = 3000 кг/год. Газ охолоджується в змійовиковому теплообміннику, який знаходиться в нижній частині сепаратора другого рівня і дроселюється до Рі = 8,8МПа, після чого подається до сепаратора першого рівня. У сепараторі першого рівня при Ті = +14°С 1 відбувається виділення С3+ з витратою С2сз+ = 1800 кг/год і пластової води з витратою Q1 в = 165 кг/год. У сепараторі другого рівня при Т2 = +5°С, і Р2 = 2,5МПа виділяється С3+ з витратою С22сз+ = 50 кг/год і надходить в потік конденсату газу з сепаратора першого рівня С21сз+ = 1800 кг/год, тобто в ньому знаходитися загальна кількість відсепарованого конденсату Q3ar = 1850 кг/год. Внаслідок підігрівання нижньої частини сепаратора другого рівня, починаючи від змійовикового теплообмінника велика частина вуглеводнів, які виділилися в сепараторові першого рівня і були подані з прямим потоком газу до сепаратора другого рівня і зконденсувалися, випаровується і виноситься із зворотним потоком газу з витратою Q3C+ = 1100 кг/год. У результаті сумарне видобування важких вуглеводнів С3+ складе 3 С 3 + = Qxar - Q C3+ = 1 850 КГ/ГОД - 11 00 КГ/ГОД = 750 кг/год, що становить 25% від потенційного вмісту важких вуглеводнів у пластовому сирому газі. Приклад 2. Витрата сирого пластового газу складає Qr = 14485 кг/год і вміст води дорівнює Q в = 175 кг/год при температурі То = 42°С, і тискові Ро = 22МПа. Потенційний вміст С3+ в пластовому сирому газі становить Qo = 3000кг/год (початкові умови ті ж, що і в прикладі 1.) Подається інгібітор гідратоутворення в сирий газ перед сепаратором першого рівня з витратою Q1 ІНГ = Збкг/год і перед теплообмінником Q2 ІНГ = 9кг/год. У сепараторі першого рівня виділяється Q1c3+ = 1800 кг/год. Після охолодження і дроселювання прямого потоку газу і подачі його до сепаратора другого рівня в ньому досягається тиск Р2 = 2,5МПа, і температура Т2 = -42°С і виділяється Q2C3+ = 1200кг/год конденсату, причому гідрати не утворюються. Кількість важких вуглеводнів С3+ які виносяться із зворотним потоком газу в теплообмінник і далі в газопровід споживачеві, становить Q3C3+ = 60кг/год. У результаті сумарне видалення важких вуглеводнів складає Q = Q1 сз+ + Q2c3+ - Q3c3+ = 1800 + 1200 - 60 = 2940 кг/год, що становить 98% від потенційного вмісту важких вуглеводнів у пластовому сирому газі. Питома витрата інгібітору гідратоутворення на устаткування НТС визначається за наступною формулою (для 1000г води) 1150С< q = Сп-С концентрація інгібітору, який де Co подається, % мас; Сі концентрація інгібітору, який виводиться, % мас. Для метанолу Сі за визначається формулою ІдС! =1,0У7(Ід|ф°'73І де t - температура сепарації в межах від мінус 1 до мінус 100°С; Сі - зміна концентрації інгібітору в межах від 3 до 80 % мас. 7 46368 Згідно з обчисленнями і відповідно до реальних даних технологічного процесу НТС, після сепаратора першого рівня при температурі +1°С після дросселювання до 25 атм. в потоці, вміст метанола становить 27%, а після сепаратора другого рівня при температурі - 42°С вміст метанола становить 77%. Таким чином досягнуте підвищення ступеня витягання вуглеводнів С3+ при зниженні температури сепарації і виключенні гідратоутворення в процесі підготовки газоконденсатної суміші до транспорту. Література: 1. Д. М. Кемпбел. Очистка и переработка природных газов. - М.: Недра, 1977. -с. 311. 2. Руководство по добыче, транспорту и переработке природного газа. Под ред. Д. Катц. -М.: Недра, 1965.-с. 453.