Рассмотрим технологическую схему НТС и стабилизации конденсата на примере Оренбургского газоконденсатного место­рождения. Основные технические решения подготовки Орен­бургского конденсатсодержащего газа вполне соответствуют современному уровню.

Газ, выходящий из скважин, предварительно обрабатывают на промысловых установках комплексной подготовки газа (УКПГ) и окончательно — до товарного вида — на газоперера­батывающем заводе (ГПЗ). На УКПГ применен метод низко- температурой конденсации газа с впрыском ингибитора гидра- тообразования, дополнительно снижающим относительную влаж­ность отсепарированного газа (до 50—60 %). Технологическая схема установки показана на рис. 9.1 [1].

Газ из скважины под давлением 11,0—13,0 МПа при 5—16 °С отделяют от механических примесей и капельной жидкости в сепараторе 1 ступени 1, охлаждают обратными потоками в теплообменнике 3, дросселируют до давления 6,8 МПа и на­правляют в сепаратор 11 ступени 4. Для предотвращения гидра- тообразования в газопровод после сепаратора 1 вводят 90 % раствор диэтиленгликоля (ДЭГ). Другая возможная схема осуш­ки и низкотемпературной сепарации газа отличается от описан­ной тем, что контакт ДЭГ с газом осуществляется в абсорбере, а не на участке трубопровода. По такой схеме, например, рабо­тает УКПГ на Урта-Булакском газоконденсатном месторождении.

Рис. 9.1. Принципиальная схема низкотемпературной сепарации газа и стабилизации конденсата [1]:

1 —сепаратор I ступени; 2—трехфазный разделитель; 3. 8. 10. 19, 20 — рекуперативные теплообменники; 5—блок регенерации диэтиленгликоля; 6—блок сероочистки; 7, 9. 16, 21 — емкости; 11 — стабилизатор; 12—воздушный холодильник; 13 —конденсатор; 14 — насосы: 15—ребэйлер: 17 — адсорбер. 18 — абсорбционно-отпарная колонна; 21 - десорбер

Потоки: I — газ из скважины; II — раствор ингибитора коррозии в метаноле; III — газ на сероочистку; IV — ингибитор гидратообразования—90%-й раствор ДЭГ; V—нестабильный конденсат; VI — водный раствор метанола; V//—- газы выветривания на и блок 6; VIII—насыщенный 60%-й ДЭГ на блок регенерации; IX — стабильный конден­сат: Х- охлаждающая кода; XI —насыщенный раствор амина; XII— газы деэтакизации; XIII — теплоноситель; ХIV — широкая фракция yrлеводородов; XV — очищенный товарный газ

Отсепарированный газ из низкотемпературного сепаратора (Р = 6,8 МПа, t = — 22°С) после рекуперации его холодом направляют на ГПЗ, где осушают и очищают (блок осушки и очистки 6) от серосодержащих соединений до товарных конди­ций. Выделенный из газа углеводородный конденсат смешивают с конденсатом, поступающим с промыслов. Выделившуюся в сепараторе 4 жидкую фазу (углеводородный конденсат и ~60-й раствор ДЭГ) разделяют, и раствор ДЭГ подают на блок регенерации 5.

Жидкость, выделившуюся в сепараторе 1 и состоящую из вод­ного и углеводородного конденсата, после дросселирования до давления, равного давлению в сепараторе 4, подают в трех­фазный разделитель 2, где дегазируют и отделяют от насы­щенного водой метанола, который закачивают в скважину с ингибитором коррозии. Углеводородный конденсат из раздели­теля 2 и сепаратора 4 смешивают и направляют по конденсатопроводу на ГПЗ, На ГПЗ углеводородный конденсат перера­батывают в стабильный конденсат с давлением насыщенных паров 64,5 МПа при 38°С (ШФУ) и топливный газ (метан-этановая фракция).

Сырой конденсат давлением 4,0 МПа поступает в емкость 7 и после сброса давления и подогрева в теплообменнике 8 де­газируется в емкости 9 под давлением 1,4 МПа. Дегазирован­ный конденсат подогревают в теплообменнике 10 потоком стабильного конденсата примерно до 90 °С и подают в стабилиза­тор 11, который работает по схеме ректификационной колонны в режиме дебутанизатора. Газы стабилизации — верхний про­дукт колонны 11 — после сероочистки в 17 направляют на уста­новку выделения ШФЛУ, состоящую из двух последовательно включенных колонн; абсорбционно-отпарной (АОК) 18 и десорбера 21. Верхний продукт (газы деэтанизации) отводят в систему газоснабжения, а насыщенный пропаном и высшими углеводородами абсорбент — нижний продукт — направляют в десорбер 21, где отпаривают поглощенные углеводороды. Верх­ний продукт десорбера — ШФУ — отводят на склад готовой продукции, а нижний продукт — тощий абсорбент—возвра­щают в цикл абсорбции на орошение. В качестве абсорбента используют стабильный конденсат — товарный продукт завода.

Установка стабилизации конденсата оренбургского газа вы­несена за пределы промысловых установок подготовки газа, что осложняет транспортирование нестабильного конденсата с про­мыслов на установку стабилизации, расположенную на ГПЗ. Как и при переработке нефтяного газа, иногда для уменьшения капитальных вложений целесообразно перерабатывать конденсатсодержащий газ непосредственно на промысле с получением транспортабельного сухого газа и ШФУ. В этом случае ШФУ можно перерабатывать на газо и нефтеперерабатывающих за­водах, имеющих газофракционирующие и центральные газо­фракционирующие установки (ГФУ и ЦГФУ).

На поздних стадиях разработки газовых месторождений с падением пластового давления возникает необходимость устрой­ства на промысле дожимных компрессорных станций, перекачи­вающих природный газ на длительные расстояния. Компрессор­ные станции используют также для компримирования газов ста­билизации и попутного нефтяного газа на головные объекты переработки газа группы месторождений. Технологическая схе­ма компрессорной станции включает блок предварительной се­парации, компримирования, охлаждения газа и окончательной сепарации.