RU2692859C1 - Method of using hydrocarbon gas and modular compressor plant for its implementation - Google Patents
Method of using hydrocarbon gas and modular compressor plant for its implementation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2692859C1 RU2692859C1 RU2018142656A RU2018142656A RU2692859C1 RU 2692859 C1 RU2692859 C1 RU 2692859C1 RU 2018142656 A RU2018142656 A RU 2018142656A RU 2018142656 A RU2018142656 A RU 2018142656A RU 2692859 C1 RU2692859 C1 RU 2692859C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- compressor
- pressure
- separator
- modular
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 36
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims description 20
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims description 20
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims description 18
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims abstract description 34
- 230000008569 process Effects 0.000 claims abstract description 14
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims abstract description 11
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 44
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 34
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims description 19
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims description 19
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 13
- 238000013461 design Methods 0.000 claims description 11
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 11
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 claims description 7
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims description 6
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 6
- 239000000446 fuel Substances 0.000 claims description 5
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 claims description 4
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 4
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims description 4
- 230000005611 electricity Effects 0.000 claims description 2
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 abstract description 6
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 abstract description 5
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 183
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 26
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 14
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 13
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 241001125929 Trisopterus luscus Species 0.000 description 5
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 5
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 5
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 description 4
- 238000005461 lubrication Methods 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 4
- 244000309464 bull Species 0.000 description 3
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 3
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 3
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 2
- 238000010835 comparative analysis Methods 0.000 description 2
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 2
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 2
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 2
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 2
- 238000010992 reflux Methods 0.000 description 2
- PZZOEXPDTYIBPI-UHFFFAOYSA-N 2-[[2-(4-hydroxyphenyl)ethylamino]methyl]-3,4-dihydro-2H-naphthalen-1-one Chemical compound C1=CC(O)=CC=C1CCNCC1C(=O)C2=CC=CC=C2CC1 PZZOEXPDTYIBPI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 239000000112 cooling gas Substances 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 230000008520 organization Effects 0.000 description 1
- 238000013021 overheating Methods 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
- 239000003507 refrigerant Substances 0.000 description 1
- 230000035939 shock Effects 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
- F04D—NON-POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
- F04D25/00—Pumping installations or systems
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано для повышения давления углеводородного газа и его использования в системах газопотребления и/или в системах транспорта газа.The invention relates to the gas industry and can be used to increase the pressure of the hydrocarbon gas and its use in gas consumption systems and / or in gas transportation systems.
Из существующего уровня техники известно множество технических решений, относящихся к способам и устройствам для обеспечения использования углеводородного газа. В числе известных технических решений для повышения давления углеводородного газа в системах использования газа применяются винтовые, поршневые и центробежные агрегаты в совокупности с различными машинами и аппаратами, такими как: сепараторы, теплообменные аппараты, дефлегматоры, маслобаки, масляные насосы и т.д. Компрессорные установки, включающие известные агрегаты, содержат отличающееся между собой количество вспомогательных систем. Например, системы с винтовыми компрессорами содержат системы смазки механизма движения с масляным насосом, фильтром и теплообменником для охлаждения масла; системы осушки газа на всасывании; системы дренирования. Системы с поршневыми компрессорами, как правило, предназначены для работы в определенном диапазоне производительности и давлении нагнетания, что часто приводит к необходимости применения тандем-компрессоров или нескольких компрессорных линий, таким образом обеспечивается сжатие газа несколькими ступенями. [Автономова И.В. Компрессорные станции и установки. Часть 1. Технологические схемы. Нагрузки и производительность. Проектирование компрессорной станции и машинного зала. Газопроводы. М.: Издательство МГТУ им. Н.Э. Баумана. 2012; Автономова И.В. Компрессорные станции и установки. Часть 2. Методы очистки газа на компрессорных станциях. М.: Издательство МГТУ им. Н.Э. Баумана. 2012; Автономова. И.В. Компрессорные станции и установки. Часть 3. Масла и системы смазки компрессоров. Водоснабжение. М.: Издательство МГТУ им. Н.Э. Баумана. 2012; Дожимные компрессоры СОМРЕХ. Экспертное решение для работы со сложным, низкокачественным и агрессивным газом. СФЕРА. НЕФТЬ И ГАЗ. 4/2014 (42) С. 34-36; Сакун И.А. Винтовые компрессоры М.: Машиностроение. 1970. 400 с; Автономова И.В., Шур А.Ю. Утилизация ПНГ: особенности эксплуатации компрессорных установок с винтовыми маслозаполненными компрессорами на газе повышенной плотности. Нефтегазовая вертикаль, 2014, №4(329), с. 52-56]. Наличие вспомогательных систем в составе установки для компримирования газа приводит к увеличению операционных затрат, снижению надежности, повышению массо-габаритных характеристик, снижению автономности и безопасности работы установок.From the current level of technology there are many technical solutions related to the methods and devices for ensuring the use of hydrocarbon gas. Among the known technical solutions for increasing the pressure of hydrocarbon gas in gas utilization systems, screw, piston and centrifugal units are used in conjunction with various machines and devices, such as: separators, heat exchangers, reflux condensers, oil tanks, oil pumps, etc. Compressor installations, including known units, contain a different number of auxiliary systems. For example, systems with screw compressors contain motion mechanism lubrication systems with an oil pump, filter and heat exchanger to cool the oil; suction gas drying systems; drainage systems. Systems with reciprocating compressors, as a rule, are designed to work in a certain range of capacity and discharge pressure, which often necessitates the use of tandem compressors or several compressor lines, thus ensuring that gas is compressed in several steps. [Avtonomova I.V. Compressor stations and installations.
Известна система сбора, подготовки и транспортировки низконапорного газа [RU Патент №2578013, опубликовано: 20.03.2016 бюл. №8], состоящая из газопровода, мобильных компрессорных установок, состоящих из входного сепаратора, винтового компрессора и газопоршневого двигателя и аппаратов охлаждения сжатого газа, и установки подготовки газа (далее УПГ), часть низкодебитных скважин подключают к мобильной компрессорной установке (далее МКУ), а остальные посредством эжекторов последовательно подключены в газосборную сеть, где за счет сжатого в МКУ газа обеспечивается понижение давления в газосборных коллекторах. Эжектор работает следующим образом: газ высокого давления, сжатый в МКУ, передает свою кинетическую энергию газу, поступившему от низкодебитной скважины, и уносит его далее на УПГ. Таким образом, обеспечивается увеличение дебита всех скважин последовательно подключенных посредством эжекторов к газосборной сети. Недостатком известной технологической системы является необходимость обеспечения оптимального давления в газосборной сети, что влечет за собой применение более мощного компрессора, или увеличения количества установок, что снижает экономическую эффективность.A known system for collecting, preparing and transporting low-pressure gas [RU Patent No. 2578013, published: 03/20/2016 Bull. No. 8], consisting of a gas pipeline, mobile compressor units consisting of an inlet separator, a screw compressor and a gas piston engine and compressed gas cooling machines, and a gas preparation unit (hereinafter referred to as UGL), are connected to a mobile compressor unit (MKU), and the rest, by means of ejectors, are connected in series to the gas-collecting network, where, due to the gas compressed in the IS, gas pressure is reduced in the gas-collecting manifolds. The ejector works as follows: high-pressure gas, compressed into an MCI, transfers its kinetic energy to the gas supplied from a low-flow well, and carries it further to the UGL. Thus, an increase in the flow rate of all wells connected in series through ejectors to the gas gathering network is ensured. A disadvantage of the known technological system is the need to ensure optimal pressure in the gas gathering network, which entails the use of a more powerful compressor, or an increase in the number of installations, which reduces economic efficiency.
Известен центробежный компрессорный агрегат [RU Патент №106686, опубликовано: 20.07.2011 бюл. №20], который содержит электродвигатель, имеющий статор и ротор с валом, установленным на подшипниках, и узел сжатия, включающий лопатки, при этом упомянутые узлы расположены в герметичном корпусе, причем статор электродвигателя установлен внутри охватывающего его полого ротора электродвигателя, выполненного с лопатками и образующего роторную часть узла сжатия, статорная часть которого расположена на герметичном корпусе. В данном техническом решении отсутствует система охлаждения компрессора, что является недостатком, который может привести к перегреву электродвигателя компрессора и выходу оборудования из строя, что в свою очередь снижает надежность и безопасность известного центробежного агрегата.Known centrifugal compressor unit [RU Patent number 106686, published: 07/20/2011 Bull. No. 20], which contains an electric motor having a stator and a rotor with a shaft mounted on bearings, and a compression unit including blades, said nodes being located in an airtight housing, and the motor stator is installed inside a hollow rotor of the electric motor that covers it and forming the rotor part of the compression unit, the stator part of which is located on the hermetic case. In this technical solution there is no compressor cooling system, which is a disadvantage that can lead to overheating of the compressor electric motor and equipment failure, which in turn reduces the reliability and safety of the well-known centrifugal unit.
Известно техническое решение - каплеуловитель [RU Патент №2522015, опубликовано: 10.07.2014 бюл. №19] расположенный в рабочем колесе компрессора, содержит первое отверстие, расположенное на поверхности рабочего колеса и выполненное с обеспечением приема капель жидкости, и канал, расположенный ниже указанного отверстия и проточно с ним сообщающийся. При этом канал выполнен с обеспечением направления капель жидкости из первого отверстия и из рабочего колеса компрессора. Центробежный компрессор, расположенный в газотурбинном двигателе, содержит центробежное рабочее колесо, которое содержит вращающиеся выполненные за одно целое лопатки, каждая из которых имеет корневую часть и концевую часть и которые выполнены с обеспечением сжатия воздуха в центробежном гравитационном поле, и устройства для улавливания капель жидкости. Согласно способу повышения эффективности центробежного компрессора с помощью удаления капель жидкости осуществляют размещение устройства для улавливания капель жидкости в части центробежного рабочего колеса, эффективной для улавливания капель жидкости в месте их соударения с центробежным рабочим колесом, после этого производят улавливание капель жидкости в отверстии указанного устройства и удаление капель жидкости из центробежного компрессора путем их направления из отверстия в канал указанного устройства. Не смотря на некоторое повышение эффективности, такое техническое решение оказывает негативное влияние на массо-габаритные характеристики.Known technical solution - drip catcher [RU Patent No. 2522015, published: 07/10/2014 bul. No. 19] located in the impeller of the compressor, contains the first hole located on the surface of the impeller and made to receive drops of liquid, and a channel located below the hole and communicating with it. In this case, the channel is made with ensuring the direction of liquid droplets from the first opening and from the impeller of the compressor. A centrifugal compressor located in a gas turbine engine contains a centrifugal impeller that contains rotating integral blades, each of which has a root portion and an end portion and which are designed to compress air in a centrifugal gravitational field, and devices for trapping liquid droplets. According to the method of increasing the efficiency of a centrifugal compressor by removing liquid droplets, a device for capturing liquid droplets in a part of a centrifugal impeller is placed; drops of liquid from the centrifugal compressor by directing them from the opening into the channel of the specified device. Despite a slight increase in efficiency, this technical solution has a negative impact on the weight and size characteristics.
Также известна конструкция компрессорной установки [RU Патент №2529431, опубликовано: 27.09.2014 бюл. №27], включающая компрессор и дефлегматор-стабилизатор, состоящий из дефлегматорной и стабилизационной секций, оснащенных блоками тепломассообменных элементов, линиями ввода сжимаемого газа, вывода сжатого газа, подачи/вывода хладоагента, подачи нестабильного конденсата с размещенным на ней дроссельным вентилем, подачи компрессата в стабилизационную секцию, подачи охлажденного компрессата в дефлегматорную секцию, а также линиями вывода стабильного конденсата и подачи газа стабилизации в линию ввода сжимаемого газа. Недостатками данного технического решения является усложнение аппаратурного исполнения конструкции компрессорной установки, увеличения количества аппаратов и узлов для реализации процесса стабилизации конденсата в составе установки для компримирования газа.Also known is the design of the compressor unit [RU Patent No. 2529431, published: 09/27/2014 bul. No. 27], which includes a compressor and a dephlegmator-stabilizer consisting of a dephlegmator and stabilization sections, equipped with blocks of heat and mass exchange elements, lines of compressed gas injection, discharge of compressed gas, refrigerant supply / output, supply of a choke valve on it, supply of compressed air to stabilization section, supply of cooled compress to the reflux section, as well as lines for the output of stable condensate and supply of stabilization gas to the line for injection of compressible gas. The disadvantages of this technical solution is the complexity of the hardware design of the compressor unit, increasing the number of devices and components for the implementation of the process of stabilization of condensate in the installation for compressing gas.
Также известна установка и способ конфигурирования параметров газа согласно изобретению [RU Патент №2584395, опубликовано: 20.05.2016 бюл. №14]. Предлагается способ придания параметров потоку газа, содержащему капли жидкости, перед входом в компрессор. Способ может включать обеспечение протекания потока газа в сужающейся части с уменьшающейся площадью поперечного сечения и протекания потока газа в расширяющейся части с увеличивающейся площадью поперечного сечения. Поток газа ускоряется в сужающейся части и в расширяющейся части, так что капли жидкости разрушаются от первого размера до второго размера. Способ, кроме того, включает обеспечение протекания газа через точку возникновения ударной волны с обеспечением разрушения капель жидкости до третьего размера. Установка, реализующая этот способ, может содержать компрессор для влажного газа с впускной частью и рядом ступеней. Вблизи впускной части или в промежутке между ступенями может быть расположено одно или более сужающихся-расширяющихся сопел, в которые может проходить поток газа с каплями жидкости. Капли жидкости могут иметь первый размер перед указанными соплами и второй размер за этими соплами. Недостатком является применение в составе компрессорного агрегата впускных частей для влажного газа и нескольких ступеней его сжатия. Это усложняет конструкцию компрессора, увеличивает его капитальную стоимость и стоимость его эксплуатации. При этом наличие нескольких ступеней сжатия газа усложняет конструкцию системы и увеличивает массо-габаритные характеристики.Also known installation and method of configuring gas parameters according to the invention [RU Patent No. 2584395, published: 05.05.2016 bul. No. 14]. A method for imparting parameters to a gas stream containing liquid droplets before entering the compressor is proposed. The method may include ensuring the flow of a gas stream in a tapered portion with a decreasing cross-sectional area and a flow of gas flow in an expanding portion with an increasing cross-sectional area. The gas flow is accelerated in the narrowing part and in the expanding part, so that the liquid droplets are destroyed from the first size to the second size. The method also includes ensuring the flow of gas through the point of occurrence of the shock wave with the destruction of liquid droplets to the third size. Installation that implements this method may contain a compressor for wet gas with an inlet part and a number of stages. Near the inlet part or in the gap between the steps can be located one or more tapering-expanding nozzles, which can pass the gas stream with liquid droplets. The liquid droplets may have a first size in front of the indicated nozzles and a second size behind these nozzles. The disadvantage is the use in the composition of the compressor unit inlet parts for wet gas and several stages of its compression. This complicates the design of the compressor, increases its capital cost and the cost of its operation. At the same time, the presence of several stages of gas compression complicates the design of the system and increases the mass-dimensional characteristics.
Компрессорная система для природного газа, способ сжатия природного газа и установка, в которой они используются, описанная в патенте [RU Патент №2631578, опубликовано: 25.09.2017], содержит приводную машину DR, например двигатель или турбину, планетарный редуктор EGB и центробежный компрессор СС, причем все они соединены в последовательной конфигурации. Недостатками известного решения является использование планетарного редуктора, что требует включения в состав установки вспомогательных систем, включая систему смазки и уплотнений, что приводит к увеличению операционных затрат и снижению надежности работы известной системы. В одном из вариантов осуществления изобретения добавлен второй компрессор, что увеличивает стоимость, массо-габаритные характеристики и эксплуатационные затраты, а также усложняет установку. Помимо этого не решен вопрос охлаждения двигателя компрессора, поддержания постоянного избыточного давления всасывания в компрессор и упрощения перевозки и монтажа установки на месторождении. Данное техническое решение является наиболее близким к заявляемому.Compressor system for natural gas, method of compression of natural gas and the installation in which they are used, described in the patent [RU Patent No. 2631578, published: 09/25/2017], contains a DR drive machine, such as an engine or turbine, a planetary EGB gearbox and a centrifugal compressor SS, all of which are connected in a serial configuration. The disadvantages of the known solution is the use of a planetary gearbox, which requires the inclusion of auxiliary systems in the installation, including the lubrication system and seals, which leads to an increase in operating costs and a decrease in the reliability of the known system. In one of the embodiments of the invention, a second compressor is added, which increases the cost, mass-dimensional characteristics and operating costs, as well as complicates the installation. In addition, the issue of cooling the compressor engine, maintaining a constant excess suction pressure to the compressor and simplifying the transportation and installation of the installation at the field has not been resolved. This solution is closest to the claimed.
Также необходимо отметить известную из уровня техники модульную систему для получения СПГ [RU Патент №2631954, опубликовано: 29.09.2017 бюл. №28]. Модульную компрессорную систему транспортируют к месту расположения источника углеводородного газа, и газ из указанного источника подвергают сжатию с получением сжатого газа. Затем сжатый газ доставляют к раздаточному устройству, доступному для потребителя сжатого газа. Компрессорная установка содержит компрессор, привод, трубопровод и клапаны, расположенные в трубопроводе, при этом указанные элементы стратегическим образом ориентированы и расположены в транспортировочном контейнере. Стратегическая ориентация элементов компрессорной установки обеспечивает возможность доступа к местоположениям технического обслуживания компрессора, привода, трубопровода и клапанов через селективно открываемые элементы доступа, выполненные в боковых стенках транспортировочного контейнера. Элементы доступа представляют собой люки, выполненные с возможностью селективного снятия с транспортировочного контейнера. В альтернативном варианте компрессорная установка содержит вентиляторное охлаждающее устройство, расположенное в транспортировочном контейнере и проточно соединенное с жалюзийным люком на верхней поверхности контейнера. В данном примере жалюзийный люк содержит жалюзийные заслонки, которые выполнены с возможностью перемещения для селективного открытия и закрытия люка. Основным недостатком предложенного способа является использование системы осушки и фильтрации газа на всасывании при компримировании влажного газа, что ведет к существенному увеличению массогабаритных характеристик и увеличению эксплуатационных затрат.It is also necessary to note the modular system known from the prior art for the production of LNG [RU Patent No. 2631954, published: 09/29/2017 Bull. No. 28]. The modular compressor system is transported to the location of the source of the hydrocarbon gas, and the gas from the specified source is compressed to produce compressed gas. Then the compressed gas is delivered to a dispenser accessible to the consumer of compressed gas. Compressor installation contains a compressor, actuator, pipeline and valves located in the pipeline, while these elements are strategically oriented and located in the shipping container. The strategic orientation of the elements of the compressor unit provides access to the maintenance locations of the compressor, drive, pipeline and valves through selectively open access elements made in the side walls of the shipping container. Access elements are hatches made with the possibility of selective removal from the shipping container. In an alternative embodiment, the compressor unit contains a fan cooling device located in the transport container and flow-through connected to a louver on the upper surface of the container. In this example, the louver includes louvered flaps that are movable to selectively open and close the hatch. The main disadvantage of the proposed method is the use of a system for drying and filtering gas in the suction when compressing a wet gas, which leads to a significant increase in mass and size characteristics and an increase in operating costs.
Так известен способ подготовки топливного газа [RU Патент №2444559, опубликовано: 10.03.2012 бюл. №7], при котором топливный газ компримируют с помощью жидкостно-кольцевого компрессора, проводят сепарацию и фильтрацию от капельной жидкости и механических примесей, затем осуществляют мембранное разделение на топливный «легкий» газ и низконапорный «тяжелый» газ. Топливный «легкий» газ подают для питания газопоршневых электростанций, а низконапорный «тяжелый» газ рециркулирует на прием жидкостно-кольцевого компрессора. Предлагаемый способ промысловой подготовки топливного газа, включающий компримирование с помощью жидкостно-кольцевого компрессора, сепарацию и фильтрацию от капельной жидкости и механических примесей, заключается в том, что с целью повышения метанового индекса и снижения теплотворной способности газ направляют на мембранное разделение на топливный «легкий» газ и низконапорный «тяжелый» газ, при этом топливный газ подают для питания газопоршневых электростанций, а низконапорный «тяжелый» газ рециркулируют на прием жидкостно-кольцевого компрессора. В качестве рабочей жидкости в жидкостно-кольцевом компрессоре может использоваться как нефтепромысловая сточная вода, так и подготовленная нефть. Недостатком известного решения от заявляемого является ее низкий КПД и высокие затраты на обслуживание. Применение в составе установки для компримирования углеводородного газа жидкостно-кольцевого компрессора, потребует обеспечение циркуляции жидкости в компрессоре, что приведет к необходимости создания сложной гидравлической системы для циркуляции жидкости и как следствие к увеличению операционных затрат и снижению надежности работы известной системы.So is known a method of preparing fuel gas [RU Patent No. 2444559, published: 10.03.2012 bul. No. 7], in which the fuel gas is compressed using a liquid ring compressor, carry out separation and filtration from dropping liquid and mechanical impurities, then carry out membrane separation into fuel "light" gas and low-pressure "heavy" gas. Fuel “light” gas is supplied to power gas piston power stations, and low-pressure “heavy” gas is recirculated to receive a liquid ring compressor. The proposed method of field preparation of fuel gas, including compression using a liquid ring compressor, separation and filtration from dropping liquid and mechanical impurities, is that in order to increase the methane index and reduce the calorific value of the gas is directed to the membrane separation of the fuel "light" gas and low-pressure “heavy” gas, while fuel gas is supplied to power gas piston power stations, and low-pressure “heavy” gas is recycled to receive the liquid ring th compressor. As a working fluid in a liquid ring compressor, both oilfield wastewater and prepared oil can be used. The disadvantage of the known solutions from the proposed is its low efficiency and high maintenance costs. The use of a liquid ring compressor as part of an installation for compressing a hydrocarbon gas will require the circulation of fluid in the compressor, which will lead to the need to create a complex hydraulic system for fluid circulation and, consequently, to increase operating costs and reduce the reliability of the known system.
Дополнительно необходимо отметить, что приведенные известные технические решения не обеспечивают высокого уровня безопасности, защиты линий всасывания от вакуумирования, поддержания постоянного давления на всасывании. Также в качестве недостатков необходимо отметить низкую мобильность описанных выше систем и отсутствие возможности оптимизации эксплуатационных затрат в течение всего жизненного цикла работы установки для компримирования газа на объекте эксплуатации.Additionally, it should be noted that the above known technical solutions do not provide a high level of safety, protection of the suction lines from evacuation, and maintaining a constant pressure on the suction. Also, as disadvantages, it is necessary to note the low mobility of the systems described above and the lack of the possibility of optimizing operating costs throughout the entire life cycle of the facility for compressing gas at the operating site.
Заявляемый способ использования углеводородного газа и модульная компрессорная установка для его осуществления включает применение системы для повышения давления углеводородного газа для его последующего транспорта потребителю, схему обвязки компрессорного агрегата и компоновку его вспомогательных систем, в том числе с решением, обеспечивающим охлаждения электродвигателя.The inventive method of using hydrocarbon gas and modular compressor installation for its implementation includes using the system to increase the pressure of the hydrocarbon gas for its subsequent transport to the consumer, the piping scheme of the compressor unit and the layout of its auxiliary systems, including the solution that provides cooling of the electric motor.
Техническим результатом заявляемого изобретения является рост уровня полезного использования углеводородного газа, снижение эксплуатационных затрат на эксплуатацию систем компримирования газа, повышение уровня безопасности и улучшение эксплуатационных характеристик компрессорного агрегата в составе системы компримирования газа, повышение автономности и мобильности оборудования для использования углеводородного газа.The technical result of the claimed invention is to increase the level of beneficial use of hydrocarbon gas, reducing operating costs for operating gas compression systems, improving safety and improving the operating characteristics of a compressor unit as part of a gas compression system, increasing autonomy and mobility of equipment for using hydrocarbon gas.
Технические результаты достигаются за счет включения в состав нефтепромысловых объектов использования углеводородного газа системы для повышения давления углеводородного газа и роста уровня использования газа на месторождении; поддержания постоянного избыточного давления всасывания в компрессор путем применения в составе конструкции модульной компрессорной установки линии рецикла газа, соединенной между линиями низкого и высокого давления газа в составе обвязки компрессорного агрегата, что обеспечивается линией перепуска части газа на всасывание путем управляемого понижения давления части перепускаемого газа с давления нагнетания до давления всасывания с регулировкой расхода газа по прямой связи с линиями сбора газа с площадки, при этом незначительные пульсации понижения давления в линиях сбора компенсируются объемом входного сепаратора, и отведения газовых потоков сжатого газа на поддержание автономной работы компрессорного агрегата, что обеспечивается путем забора части газа из линии перепуска и направлением газа с давлением нагнетания на дроссель, далее газ после понижения давления и температуры на дросселе очищается и направляется в контур охлаждения компрессора, где снимает тепловую нагрузку на компрессорном агрегате, после чего поступает на всасывание компрессора.Technical results are achieved due to the inclusion of the use of the hydrocarbon gas system in the oil field facilities to increase the pressure of the hydrocarbon gas and increase the level of gas use at the field; maintain a constant excess suction pressure to the compressor by using a gas recycle line in the structure of the modular compressor unit connected between the low and high gas pressure lines as part of the compressor unit piping, which is provided by the suction side gas bypass line by controlled reduction of the part gas pressure by overpressure discharge to suction pressure with adjustment of gas flow rate in direct connection with gas collection lines from the site, with minor Pressure reduction in collection lines is compensated by the volume of the inlet separator and discharge of compressed gas flows to maintain autonomous operation of the compressor unit, which is ensured by taking some of the gas from the bypass line and directing the gas with discharge pressure to the throttle, then the gas after reducing the pressure and temperature The throttle is cleaned and sent to the compressor cooling circuit, where it removes the thermal load on the compressor unit, and then goes to the compressor suction.
Распределение газовых потоков между оборудованием заявляемой модульной компрессорной установки осуществляется с частичным понижением давления сжатого газа и последующей подачей его в обеспечивающие системы на компрессорный агрегат. Дросселирование газа осуществляется с целью снижения температуры газа с отделением от состава газа сконденсированной жидкой фазы. Очищенный от жидкой дисперсной фазы газ обеспечивает охлаждение электродвигателя и стабилизацию давления сжимаемого газа на входе в компрессорный агрегат.The distribution of gas flows between the equipment of the inventive modular compressor unit is carried out with a partial decrease in the pressure of the compressed gas and its subsequent supply to the supporting systems on the compressor unit. Throttling of the gas is carried out in order to reduce the temperature of the gas with the condensed liquid phase being separated from the gas composition. The gas purified from the dispersed liquid phase provides cooling of the electric motor and stabilization of the pressure of the compressible gas at the entrance to the compressor unit.
Для реализации заявленной модульной компрессорной установки, осуществляющей способ сбора и использования углеводородного газа, наиболее эффективно применение центробежного компрессора в герметичном закрытом корпусе с высокооборотным двигателем с частотным регулированием на магнитных подвесах, без мультипликатора, что не исключает применение иных компрессорных агрегатов, что подтверждается приведенными на Фигуре 4 результатами сопоставительного анализа операционных затрат для различных типов модульных компрессорных установок, проведенного в рамках технико-экономического обоснования разработки, представленные суммарные операционные затраты получены нарастающим итогом за 5 лет эксплуатации.To implement the claimed modular compressor installation, which implements the method of collecting and using hydrocarbon gas, the most efficient use of a centrifugal compressor in a sealed enclosed housing with a high-speed motor with frequency regulation on magnetic suspensions, without a multiplier, which does not preclude the use of other compressor units, which is confirmed by the figures shown in Figure 4 results of a comparative analysis of operating costs for various types of modular compressor units, n completed as part of the feasibility study, the total operating costs presented are cumulative for 5 years of operation.
Применение в составе модульной компрессорной установки центробежного компрессора в герметичном закрытом корпусе с высокооборотным двигателем с частотным регулированием на магнитных подвесах, по сравнению с известными техническими решения позволяет снизить массо-габаритные характеристики установки для компримирования газа, что подтверждается приведенными на Фигуре 5 результатами сопоставительного анализа массы и энергопотребления различных типов исполнения установок для компримирования газа (МКУ), проведенного в рамках технико-экономического обоснования разработки.The use of a centrifugal compressor in a sealed modular compressor unit with a high-speed motor with frequency control on magnetic suspensions, as compared with the known technical solutions, allows reducing the mass-dimensional characteristics of the gas compression unit, which is confirmed by the results of mass analysis and energy consumption of various types of execution of gas compression plants (MKU), carried out in the framework of technical and Economic justification of development.
Достижение технических результатов обеспечивается за счет: повышения уровня безопасности путем применения герметичной конструкции компрессорного агрегата с охлаждением рабочим газом с избыточным давлением; поддержания постоянного избыточного давления в газовых линиях путем перепуска газа, что исключает подмешивание кислорода к взрывоопасной перекачиваемой среде; снижения капитальных затрат на подготовку площадки для размещения установки путем реализации аппаратов и конструкции установки в мобильном блочном исполнении не требующем свайного основания и уменьшения сроков ввода установки в эксплуатацию путем применения модульной конструкции; снижения эксплуатационных затрат путем отсутствия систем масляной смазки, отсутствия контактных уплотнений и трущихся частей, а также возможности замены и направления на ремонт или обслуживания отдельных модулей с сохранением работоспособности установки; повышения мобильности, автономности путем высокой степени автоматизации, увеличения сроков межрегламентной работы и снижения массогабаритных характеристик при сокращении вспомогательных систем, например, системы масляного охлаждения, и использовании для охлаждения компрессора сжимаемого газа; улучшения эксплуатационных характеристик путем повышения надежности, которая определяется безотказностью работы, долговечностью и ремонтопригодностью, применением системы охлаждения компрессорного агрегата сжимаемым газом.Achievement of technical results is ensured by: increasing the level of safety through the use of a hermetic design of a compressor unit with cooling by working gas with an excess pressure; maintaining a constant overpressure in the gas lines by bypassing the gas, which eliminates the addition of oxygen to the explosive pumped medium; reducing the capital cost of site preparation for the installation location by implementing the devices and the installation design in a mobile block design that does not require a pile foundation and reduces the time required to commission the installation by applying a modular design; reduction of operating costs by the lack of oil lubrication systems, the lack of contact seals and rubbing parts, as well as the possibility of replacement and referral for repair or maintenance of individual modules while preserving the plant’s operability increase mobility, autonomy through a high degree of automation, increase the time for interregional work and reduce weight and size characteristics while reducing auxiliary systems, such as oil cooling systems, and using compressible gas for cooling the compressor; improve performance by improving reliability, which is determined by the reliability of operation, durability and maintainability, the use of a compressor unit cooling system with compressible gas.
Принципиальная схема модульной компрессорной установки для осуществления способа сбора и утилизации попутного нефтяного газа приведена на Фигуре 1, где:A schematic diagram of a modular compressor installation for implementing a method for the collection and utilization of associated petroleum gas is shown in Figure 1, where:
1 - компрессор;1 - compressor;
2 - теплообменник, охладитель сжатого газа;2 - heat exchanger, compressed gas cooler;
3 - сепаратор трехфазный;3 - three phase separator;
4 - электродвигатель (ЭД);4 - electric motor (ED);
5 - газопоршневой генератор (ГПГ);5 - gas piston generator (GPG);
6 - сепаратор промежуточный двухфазный;6 - two-phase intermediate separator;
7 - сепаратор входной двухфазный;7 - two-phase input separator;
8 - фильтр газовый;8 - gas filter;
9 - газовый поток (А) потребителю с давлением Рвых;9 - gas flow (A) to the consumer with pressure Pout;
10 - газовый поток (В) подаваемый на распределение между оборудованием модулей;10 - gas flow (B) supplied to the distribution between the equipment of the modules;
11 - газовый поток (С) регулирующий давление на всасывании в компрессор;11 - gas flow (C) regulating the pressure on the suction into the compressor;
12 - поток газового конденсата (D);12 - gas condensate flow (D);
13 - поток отводящий выпавшую воду (Е);13 - flow to discharge the precipitated water (E);
14 - отвод части жидкости, (поток F) отделившейся от газа в процессе сжатия;14 - removal of a part of a liquid (stream F) separated from gas in the process of compression;
15 - дроссели (Д1, Д2) для понижения давления с давления нагнетания Рвых до давления всасывания Рвх.;15 - throttles (D1, D2) to reduce the pressure from the discharge pressure Pout to the suction pressure Pwc .;
16 - агрегат воздушного охлаждения (АВО);16 - air cooling unit (ABO);
17 - дроссели регулирующие давление в подводящих линиях;17 - pressure control throttles in supply lines;
18 - насос отвода конденсата.18 - condensate drain pump.
Модульная компрессорная установка представляет собой устройство, включающее ряд машин и аппаратов, соединенных между собой как технологическими трубопроводами, так и системой управления. Установка включает: входной двухфазный сепаратор (7), к которому подведены два или более трубопровода, собирающих газ с низких ступеней сепарации нефти, и трубопроводы регулирующий газовый поток (11). Сепаратор (7), включающий емкость постоянного объема с системой отвода жидкости в дренаж нефтепромыслового объекта, трубопроводом подачи очищенного газа соединен с компрессором (1). Компрессор (1) представляет собой типовой серийно выпускаемый агрегат для сжатия углеводородного газа, в частности, центробежный компрессор в герметичном закрытом корпусе с высокооборотным двигателем с частотным регулированием на магнитных подвесах, без мультипликатора, который соединен с теплообменником (2) с воздушным охлаждением сжимаемого газа, или с промежуточным теплоносителем, выполняющим функцию охладителя сжатого газа. Основная технологическая линия вводится в межтрубное пространство теплообменника (2), при этом трубы теплообменника (2) соединены с агрегатом воздушного охлаждения (16), который подбирается в зависимости от производительности установки и состава компримируемого газа. После теплообменника (2) идет трехфазный сепаратор (3), который представляет собой емкость постоянного объема с системой отвода жидкости и служит для разделения газа, жидкие углеводороды и воды.A modular compressor unit is a device that includes a number of machines and apparatuses interconnected both by technological piping and a control system. The installation includes: a two-phase inlet separator (7), to which two or more pipelines that collect gas from the low oil separation stages are connected, and pipelines regulating the gas flow (11). The separator (7), which includes a constant volume tank with a system for draining the liquid into the drainage of the oilfield object, is connected to the compressor (1) by a supply line of purified gas. Compressor (1) is a typical commercially available unit for compressing hydrocarbon gas, in particular, a centrifugal compressor in a sealed enclosed housing with a high-speed motor with frequency regulation on magnetic suspensions, without a multiplier, which is connected to the heat exchanger (2) with air-cooling of the compressible gas, or with an intermediate heat carrier performing the function of a compressed gas cooler. The main production line is introduced into the annular space of the heat exchanger (2), and the heat exchanger pipes (2) are connected to the air cooling unit (16), which is selected depending on the plant capacity and the composition of the compressed gas. After the heat exchanger (2) there is a three-phase separator (3), which is a constant volume tank with a liquid removal system and serves to separate gas, liquid hydrocarbons and water.
При этом часть газа из сепаратора (3) возвращается во входной сепаратор (7), при этом проходя через дроссель (15). Для обеспечения вращения компрессора (1) предусмотрен электродвигатель (4). Электродвигатель (4) является высокооборотным двигателем с частотным регулированием, встроенный в корпус компрессорного агрегата, имеющий систему охлаждения сжимаемым газом. Электродвигатель (4) приводится в движение с помощью газопоршневого генератора (5), который вырабатывает электроэнергию для питания электродвигателя компрессора. Также от линии технологического трубопровода, идущего от трехфазного сепаратора (3) к входному двухфазному сепаратору (7) отводится технологическая линия для обеспечения оборудования, включающая дросселирующее устройство, и соединенная с промежуточным двухфазным сепаратором (6), представляющим собой емкость постоянного объема с системой отвода жидкости, из которого через газовый фильтр (8), представляющий собой, например, коалесцирующий фильтр. Одна линия технологического трубопровода отводится для обеспечения работы газопоршневого генератора, в котором в качестве топлива используется часть газа; вторая линия подводится к электродвигателю (4) для обеспечения охлаждения электродвигателя потоком газа, который направляется в зазоры между статором и ротором, и снимает тепловую энергию с материала устройств компрессора. Помимо указанных технологических линий, соединенных с трехфазным сепаратором (3), данный аппарат имеет следующие выходные линии: газовую линию к потребителю (9), линию газового конденсата (12) и линию отвода воды (13).In this case, part of the gas from the separator (3) is returned to the inlet separator (7), while passing through the throttle (15). To ensure rotation of the compressor (1), an electric motor (4) is provided. The electric motor (4) is a high-speed frequency-regulated motor, built into the casing of the compressor unit, which has a cooling system with compressible gas. The electric motor (4) is driven by a gas piston generator (5), which generates electricity to power the compressor motor. Also, a process line is taken from the process pipeline line running from the three-phase separator (3) to the two-phase inlet separator (7) to provide equipment, including a throttling device, and connected to an intermediate two-phase separator (6), which is a constant volume tank with a drainage system from which through the gas filter (8), representing, for example, a coalescing filter. One line of the process pipeline is diverted to ensure the operation of a gas piston generator, in which a part of gas is used as fuel; The second line is supplied to the electric motor (4) to provide cooling of the electric motor with a gas flow, which is sent to the gaps between the stator and the rotor, and removes thermal energy from the material of the compressor devices. In addition to these technological lines connected to the three-phase separator (3), this unit has the following output lines: a gas line to the consumer (9), a gas condensate line (12) and a water drain line (13).
При этом машины и аппараты установки компонуются по модульному принципу, что позволяет обеспечить сборку наиболее сложных и ответственных узлов в промышленных условиях, а соединение модулей непосредственно на месторождении.At the same time, the machines and apparatuses of the installation are assembled according to a modular principle, which makes it possible to ensure the assembly of the most complex and important components in industrial conditions, and the connection of modules directly at the field.
Также модульное исполнение обеспечивает простую транспортировку и повышает эффективность обслуживания и скорость выполнения ремонтных работ путем замены отдельных модулей на дублирующие, и последующий ремонт отдельного элемента, машины или аппарата, в него входящего, в промышленных условиях.Also, the modular design provides simple transportation and increases the efficiency of maintenance and speed of repair work by replacing individual modules with redundant, and subsequent repair of an individual element, a machine or apparatus included in it, in industrial conditions.
Компрессорный модуль содержит в себе компрессорный агрегат со вспомогательным емкостным оборудованием, трубную обвязку, систему распределения электропитания двигателя компрессора, систему охлаждения газа, расположенные в общедоступном ISO контейнере возможность надежного закрепления контейнеров на транспортировочном средстве.The compressor module contains a compressor unit with auxiliary capacitive equipment, piping, the power distribution system of the compressor engine, the gas cooling system, located in a generally available ISO container, the possibility of securely attaching the containers to the transport facility.
Компрессорный модуль содержит также блок управления, предназначенный для автоматического управления компрессорной установкой.The compressor module also contains a control unit designed to automatically control the compressor unit.
Отдельным вариантом реализации компоновки модульной компрессорной установки может являться компоновка в отдельном модуле компрессорной системы со вспомогательными элементами (сепараторами, трубной обвязкой), в отдельном модуле - системы охлаждения газа (АВО). Такая компоновка позволит снизить затраты на подготовку фундамента, поскольку только компрессорный модуль должен быть размещен на фундаменте. При этом каждый модуль размещается в ISO контейнере, модули объединяются с помощью быстроразъемных соединений. Отдельным вариантом компоновки может быть размещение модуля воздушного охлаждения сверху компрессорного модуля.A separate embodiment of the layout of the modular compressor unit may be the layout in a separate module of the compressor system with auxiliary elements (separators, piping), in a separate module - a gas cooling system (ABO). Such an arrangement will reduce the cost of preparing the foundation, since only the compressor module must be placed on the foundation. In this case, each module is placed in an ISO container, the modules are combined using quick-disconnect couplings. A separate layout option may be the placement of an air cooling module on top of the compressor module.
Отдельным вариантом реализации автономной работы компрессорного модуля является включение в его состав модуля генератора эл/энергии, который содержит в себе газопоршневой генератор со вспомогательным оборудованием, трубную обвязку, систему распределения электропитания, систему охлаждения газа. Компрессорный и генераторный модули располагаются в ISO транспортировочном контейнере с образованием модульной установки для получения сжатого газа. В данном примере транспортировочный контейнер представляет собой транспортировочный контейнер, принятый Международной организацией по стандартизации (ISO). Расположенные в общедоступном ISO контейнере модули позволяют обеспечить надежное закрепление контейнеров на транспортировочном средстве.A separate embodiment of the autonomous operation of the compressor module is the inclusion of a generator of electric power generator, which contains a gas piston generator with auxiliary equipment, piping, power distribution system, gas cooling system. Compressor and generator modules are located in the ISO shipping container with the formation of a modular unit for producing compressed gas. In this example, the shipping container is a shipping container adopted by the International Organization for Standardization (ISO). The modules located in an ISO container that is generally available in the ISO container provide for secure attachment of containers to the vehicle.
Компрессорный модуль может быть подключен к внешней сети электропитания, и в этом случае установка не включает в себя генераторный модуль.The compressor module can be connected to an external power supply network, in which case the installation does not include the generator module.
Модульный блок для получения сжатого газа может быть выполнен в мобильном исполнении, что предполагает выполнение указанного блока на самоходном колесном шасси или установку блока на автоприцеп.A modular unit for producing compressed gas can be made in a mobile version, which involves the execution of the specified unit on a self-propelled wheeled chassis or installation of the unit on a trailer.
Представленные варианты компоновки являются достаточными, но не исключают иного разбиения на модули. Для увеличения жесткости конструкции модульного исполнения установки ISO транспортировочные контейнеры могут быть видоизменены в форму укрытия контейнерного типа размером, не превышающим габариты, позволяющими их транспортировать на шасси грузовых автомобилей без оформления разрешения на перевозку, сопровождение груза.The presented layout options are sufficient, but do not exclude a different division into modules. To increase the rigidity of the modular design of the ISO installation, shipping containers can be modified to form container-type shelters with a size not exceeding the dimensions, allowing them to be transported to the chassis of trucks without a permit for transportation or cargo escort.
Преимущества базовой схемы (Фигура 1) достигается путем: уменьшения количества охлаждающего газа - компрессорная установка снабжается гликолевым контуром охлаждения двигателя; увеличения энергоэффективности - контур газового охлаждения двигателя компрессора запитывается газом от дополнительного внешнего источника; уменьшения массогабаритных характеристик - в компрессорной установке для охлаждения компримируемого газа используется АВО без промежуточного теплоносителя; уменьшения массогабаритных характеристик - компрессорная установка запитывается от электросети.The advantages of the basic scheme (Figure 1) are achieved by: reducing the amount of cooling gas — the compressor unit is supplied with a glycol circuit for cooling the engine; increasing energy efficiency - the gas cooling circuit of the compressor engine is supplied with gas from an additional external source; reduction of weight and size characteristics - in the compressor unit for cooling the compressed gas, ABO is used without intermediate heat carrier; reduce the weight and size characteristics - the compressor unit is powered from the mains.
Описание модульной компрессорной установки в динамике соответствует основным процессам реализации заявленного способа. А именно по базовой схеме (Фигура 1): низконапорный попутный нефтяной газ от нескольких источников с давлением Рвх собирается во входной сепаратор 7, куда также направляют часть потока сжатого газа из трехфазного сепаратора 3; из сепаратора 7 отводят отделенную жидкость насосом 18. Сжатый в компрессоре 1 газ с выходным давлением Рвых направляют в агрегат воздушного охлаждения газа АВО 16 сжатого газа, а затем в сепаратор трехфазный 3. Часть жидкости, отделившейся в компрессоре 1 от газа в процессе сжатия, направляют в сепаратор трехфазный 3 отдельным потоком 14 (F). Газожидкостную смесь в трехфазном сепараторе 3 разделяют и отводят пятью потоками: газовым потоком 9 (А) к потребителю; газовым потоком, 10 (В) подаваемым на распределение между оборудованием; газовым потоком 11 (С), регулирующим давление во входной емкости 7 и на всасывании в компрессор 1; потоком газового конденсата 12 (D) и потоком выпавшей воды 13 (Е), направляемыми на дальнейшую переработку. Газовый поток 11 из трехфазного сепаратора 3 дросселируют до давления Рвх на дросселе 15 (Д2), тем самым защищают линии сбора газа с регулировочными дросселями 17 от вакуумирования и обеспечивают поддержание постоянного давления на всасывании в компрессор 1. Газовый поток от внешнего источника 10 (В) направляют на дроссель 15 (Д1), который понижает давление подаваемого газового потока до входного давления Рвх. Сдросселированную газожидкостную смесь направляют в промежуточный сепаратор 6, после которого газовую фракцию пропускают через газовый фильтр 8, и далее поток направляют на охлаждение электродвигателя 4, а затем нагревшийся от электродвигателя газ подается на всасывание в компрессор 1. Жидкостную фракцию после промежуточного сепаратора 6 с входным давлением Рвх направляют во входной двухфазный сепаратор 7, уменьшая расход газа в потоке 11 (С).The description of the modular compressor unit in dynamics corresponds to the basic processes for implementing the claimed method. Namely, according to the basic scheme (Figure 1): low-pressure associated petroleum gas from several sources with pressure Pcx is collected in the
Описание модульной компрессорной установки в динамике соответствует основным процессам реализации заявленного способа. А именно по варианту реализации схемы представленной на Фигуре 2: низконапорный попутный нефтяной газ от нескольких источников с давлением Рвх собирается во входной сепаратор 7, куда также направляют часть потока сжатого газа из трехфазного сепаратора 3; из сепаратора 7 отводят отделенную жидкость насосом 18. Сжатый в компрессоре 1 газ с выходным давлением Рвых направляют теплообменник-охладитель 2 с промежуточным теплоносителем, а затем в сепаратор трехфазный 3. Часть жидкости, отделившейся в компрессоре 1 от газа в процессе сжатия, направляют в сепаратор трехфазный 3 отдельным потоком 14 (F). Газожидкостную смесь в трехфазном сепараторе 3 разделяют и отводят пятью потоками: газовым потоком 9 (А) к потребителю; газовым потоком 10 (В), подаваемым на распределение между оборудованием; газовым потоком 11 (С), регулирующим давление во входной емкости 7 и на всасывании в компрессор 1; потоком газового конденсата 12 (D) и потоком выпавшей воды 13 (Е), направляемыми на дальнейшую переработку. Газовый поток 11 из трехфазного сепаратора 3 дросселируют до давления Рвх на дросселе 15 (Д2), тем самым защищают линии сбора газа с регулировочными дросселями 17 от вакуумирования и обеспечивают поддержание постоянного давления на всасывании в компрессор 1. Газовый поток 10 (В) от внешнего источника направляют на дроссель 15 (Д1), который понижает давление подаваемого газового потока до входного давления Рвх. Сдросселированную газожидкостную смесь направляют в промежуточный сепаратор 6, после которого газовую фракцию пропускают через газовый фильтр 8, и далее поток направляют на охлаждение электродвигателя 4, а затем нагревшийся от электродвигателя газ подается на всасывание в компрессор 1. Жидкостную фракцию после промежуточного сепаратора 6 с входным давлением Рвх направляют во входной двухфазный сепаратор 7, уменьшая расход газа в потоке 11 (С).The description of the modular compressor unit in dynamics corresponds to the basic processes for implementing the claimed method. Namely, according to the embodiment of the scheme presented in Figure 2: low-pressure associated petroleum gas from several sources with pressure Pcx is collected in the
Описание модульной компрессорной установки в динамике соответствует основным процессам реализации заявленного способа. А именно по варианту реализации схемы представленной на Фигуре 3: низконапорный попутный нефтяной газ от нескольких источников с давлением Рвх собирается во входной сепаратор 7, куда также направляют часть потока сжатого газа из трехфазного сепаратора 3; из сепаратора 7 отводят отделенную жидкость насосом 18; далее газовый поток 11, регулирующий давление на всасывании в компрессор 1, дросселируют до давления Рвх на дросселе 15 (Д2), тем самым защищают линии сбора газа с регулировочными дросселями 17 от вакуумирования и обеспечивают поддержание постоянного давления на всасывании в компрессор 1. Сжатый в компрессоре 1 газ с выходным давлением Рвых направляют в теплообменник-охладитель 2 с промежуточным теплоносителем сжатого газа, а затем в сепаратор трехфазный 3, при этом часть жидкости, отделившейся в компрессоре 1 от газа в процессе сжатия, направляют в сепаратор трехфазный 3 с выходным давлением Рвых отдельным потоком 14 (F). В трехфазном сепараторе 3 газожидкостную смесь разделяют и отводят пятью потоками: газовым потоком 9 (А) к потребителю; газовым потоком 10 (В), подаваемым на распределение между оборудованием; газовым потоком 11 (С) регулирующим давление во входной емкости 7 и на всасывании в компрессор 1; потоком газового конденсата 12 (D) и потоком выпавшей воды 13 (Е) на дальнейшую переработку. Газовый поток 10 (В) подается на дроссель 15 (Д1), который понижает давление подаваемого газового потока 10 (В) до входного давления Рвх. Сдросселированную газожидкостную смесь направляют в промежуточный сепаратор 6, далее газовую фракцию пропускают через газовый фильтр 8, после которого происходит разделение газа еще на два потока. Первый поток направляют на охлаждение электродвигателя 4, и далее нагревшийся от электродвигателя газ на всасывание в компрессор 1. Второй поток направляют на питание газопоршневого генератора 5, тем самым утилизируют часть газа. Жидкостную фракцию после промежуточного сепаратора 6 с входным давлением Рвх направляют во входной двухфазный сепаратор 7, таким образом снижая расход газа в потоке 11 (С), регулирующем давление на всасывании в компрессор.The description of the modular compressor unit in dynamics corresponds to the basic processes for implementing the claimed method. Namely, according to the embodiment of the scheme presented in Figure 3: low-pressure associated petroleum gas from several sources with pressure Pcx is collected in the
Результат сопоставительного анализа операционных затрат для различных типов модульных компрессорных установок, соответствующих основным процессам реализации заявленного способа, проведен в рамках технико-экономического обоснования разработки, и представлен на Фигуре 4: относительная стоимость операционных затрат приведена в процентном соотношении к цене приобретения соответствующей компрессорной установки, относительные операционные затраты через периоды 500, 1000, 3000, 5000, 10000, 20000, и 40000 часов представлены в соответствии с регламентами технического обслуживания аналогичных компрессорных установок, причем затраты на техобслуживание через больший период наработки включают затраты, проводимые с меньшей периодичностью, а представленные суммарные операционные затраты получены с учетом разных периодов обслуживания нарастающим итогом за 5 лет эксплуатации.The result of a comparative analysis of operating costs for various types of modular compressor units, corresponding to the basic processes for implementing the claimed method, was carried out within the framework of the feasibility study, and is presented in Figure 4: the relative cost of operating costs is given as a percentage of the purchase price of the corresponding compressor unit, relative operating costs across periods of 500, 1000, 3000, 5000, 10,000, 20,000, and 40,000 hours are presented in accordance with the regulations maintenance similar compressor units, and maintenance costs over a greater period of use include costs conducted less frequently, as represented by the total operating costs are obtained with the different periods of service cumulatively over 5 years of operation.
Промышленное воспроизведение установки для компримирования углеводородного газа осуществляется путем сбора из типовых машин и аппаратов, с применением типовых технологических трубопроводов. Количество машин и аппаратов в составе установки для компримирования углеводородного газа позволяет осуществлять сборку установки непосредственно на месте последующей эксплуатации. Улучшенные массогабаритные параметры установки по сравнению с известными техническими решениями обеспечивают компактное размещение в составе действующего объекта производства и возможность перемещения установки в собранном виде и готовой к эксплуатации на других объектах эксплуатации.Industrial reproduction of the installation for the compression of hydrocarbon gas is carried out by collecting from standard machines and devices using standard process pipelines. The number of machines and apparatus in the installation for the compression of hydrocarbon gas allows for the installation of the installation directly at the site of subsequent operation. Improved weight and size parameters of the installation in comparison with the known technical solutions provide compact placement within the existing production facility and the ability to move the installation in assembled form and ready for operation at other operating sites.
Применение изобретения на объектах добычи нефти позволит снизить затраты на выплату штрафов за выбросы вредных веществ в атмосферу, получить дополнительный доход от сокращения затрат на строительство систем компримирования газа, и в целом повысить уровень полезного использования ПНГ.The use of the invention at oil production facilities will reduce the cost of paying fines for emissions of harmful substances into the atmosphere, receive additional income from reducing the cost of building gas compression systems, and generally increase the level of beneficial use of APG.
Claims (5)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018142656A RU2692859C1 (en) | 2018-12-03 | 2018-12-03 | Method of using hydrocarbon gas and modular compressor plant for its implementation |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018142656A RU2692859C1 (en) | 2018-12-03 | 2018-12-03 | Method of using hydrocarbon gas and modular compressor plant for its implementation |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2692859C1 true RU2692859C1 (en) | 2019-06-28 |
Family
ID=67251742
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018142656A RU2692859C1 (en) | 2018-12-03 | 2018-12-03 | Method of using hydrocarbon gas and modular compressor plant for its implementation |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2692859C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2718936C1 (en) * | 2019-12-17 | 2020-04-15 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for preliminary drying associated petroleum gas |
| CN112870907A (en) * | 2021-03-12 | 2021-06-01 | 连云港市拓普科技发展有限公司 | High-pressure shallow-cooling combined VOCs gas recovery device and method |
| RU2795489C1 (en) * | 2022-08-17 | 2023-05-04 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Installation for improvement of gas production efficiency |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6202707B1 (en) * | 1998-12-18 | 2001-03-20 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for displacing pressurized liquefied gas from containers |
| RU2320898C1 (en) * | 2006-09-07 | 2008-03-27 | ООО "Конструкторское бюро ЧКЗ-ЮГСОН" | Compressor station |
| RU2444559C2 (en) * | 2010-02-08 | 2012-03-10 | Открытое акционерное общество "Тюменский проектный и научно-исследовательский институт нефтяной и газовой промышленности им. В.И. Муравленко "Гипротюменнефтегаз" | Method of preparing fuel gas |
| RU2631954C2 (en) * | 2012-03-06 | 2017-09-29 | Дженерал Электрик Компани | Modular system to produce compressed natural gas |
-
2018
- 2018-12-03 RU RU2018142656A patent/RU2692859C1/en active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6202707B1 (en) * | 1998-12-18 | 2001-03-20 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for displacing pressurized liquefied gas from containers |
| RU2320898C1 (en) * | 2006-09-07 | 2008-03-27 | ООО "Конструкторское бюро ЧКЗ-ЮГСОН" | Compressor station |
| RU2444559C2 (en) * | 2010-02-08 | 2012-03-10 | Открытое акционерное общество "Тюменский проектный и научно-исследовательский институт нефтяной и газовой промышленности им. В.И. Муравленко "Гипротюменнефтегаз" | Method of preparing fuel gas |
| RU2631954C2 (en) * | 2012-03-06 | 2017-09-29 | Дженерал Электрик Компани | Modular system to produce compressed natural gas |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2718936C1 (en) * | 2019-12-17 | 2020-04-15 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for preliminary drying associated petroleum gas |
| CN112870907A (en) * | 2021-03-12 | 2021-06-01 | 连云港市拓普科技发展有限公司 | High-pressure shallow-cooling combined VOCs gas recovery device and method |
| RU2795489C1 (en) * | 2022-08-17 | 2023-05-04 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Installation for improvement of gas production efficiency |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US4359871A (en) | Method of and apparatus for the cooling of natural gas | |
| CN1138961C (en) | Turbine/motor (generator) driven booster compressor | |
| US8066023B2 (en) | System and method for collecting and increasing the pressure of seal leak gas | |
| US7516755B2 (en) | System for producing and distributing compressed air | |
| RU2692859C1 (en) | Method of using hydrocarbon gas and modular compressor plant for its implementation | |
| US10794287B2 (en) | Modular gas turbine system | |
| CN116677918B (en) | Well head gas conveying device of coal bed gas drainage and production well and using method | |
| US20100139776A1 (en) | Driven separator for gas seal panels | |
| CN105422424B (en) | A kind of middle high-pressure air compressor unit | |
| US7377956B2 (en) | Method and system for processing natural gas using a rotary screw compressor | |
| RU95762U1 (en) | BUFFER GAS PREPARATION AND DELIVERY INSTALLATION | |
| US10920669B2 (en) | Full turbomachinery module for LNG plants or the like | |
| CN1466660A (en) | Steam-turbine assembly and a method for operating a steam-turbine assembly | |
| CN104613312B (en) | Process BOG complete set of equipments and the method adopting this equipment to process BOG | |
| CN203926019U (en) | Rock gas helical-lobe compressor | |
| CN201437457U (en) | Online automatic recovery device for oil tank volatile gas | |
| CN207064349U (en) | A kind of hydraulic pump station | |
| RU90505U1 (en) | GAS BOILER INSTALLATION OF A GAS COMPRESSOR STATION OF A MAIN GAS PIPELINE | |
| US1263056A (en) | Operation of centrifugal-compressor plants. | |
| CN207701363U (en) | Energy-efficient dual-stage screw air compressor | |
| CN103057727A (en) | Air cooling device for airplane ground ventilation | |
| CN210509532U (en) | Ultrahigh-pressure high-sulfur-content double-medium large-discharge-capacity compressor unit | |
| RU2018143285A (en) | The method of using hydrocarbon gas and a modular compressor installation for its implementation | |
| CN211314582U (en) | Novel cooling circulation system | |
| CA1063364A (en) | Gas turbine driven high speed centrifugal compressor unit |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| TC4A | Change in inventorship |
Effective date: 20191030 |
|
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20220401 Effective date: 20220401 |