Способ утилизации, сбора, переработки и использования попутного нефтяного газа и система для его осуществления

Способ утилизации, сбора, переработки и использования попутного нефтяного газа и система для его осуществления

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Предлагаемые изобретения относится к топливно-энергетическому комплексу и могут быть использованы при отработке нефтяных и нефтегазовых месторождений.

Известны способы разработки и комплексы оборудования для отработки нефтяных и нефтегазовых месторождений, включающие бурение на месторождении нефтяных или газовых скважин, отбор нефти или газа из месторождения, сбор нефти или газа из скважин с помощью газопромыслового оборудования, очистку, обезвоживание и осушку нефти или газа, а также сбор и доставку нефти или газа по магистральным нефте- и газопроводам высокого давления удаленным центрам и регионам потребления [1, 2]. Эти способы и технологии, базирующиеся на трубопроводных системах транспортирования продуктов добычи, являются весьма капиталоемкими и эффективны только при разработке крупных высокопродуктивных месторождений углеводородного сырья, находящихся в относительно доступных регионах на суше или в прибрежных шельфовых зонах, а также при наличии близко расположенных от месторождений и магистральных трубопроводных транспортных систем и коридоров, емких рынков сбыта и конечных потребителей.

Известны способы и комплексы оборудования для отработки газовых месторождений с использованием процессов ожижения природного газа метана, доставки газа к регионам и центрам его потребления в сжиженном виде, т.е. путем преобразования исходного топлива (энергоносителя) в своеобразный промежуточный продукт в виде криогенной жидкости с последующей регазификацией этого промежуточного продукта - сжиженного природного газа, осуществляемой после доставки его к местам потребления газа [3, 4]. Однако и эти известные технологии, объединяемые таким общим понятием, как технологии СПГ, являются дорогостоящими и эффективны только при освоении и эксплуатации крупных газовых месторождений и требуют наличия очень сложной и дорогостоящей инфраструктуры по сжижению, транспортировке, перевалке и хранению сжиженного природного газа, а также для его регизификации.

Известен способ транспортирования или хранения гидратов газов путем помещения газового гидрата в подходящее транспортное средство или в контейнер при транспортировании или хранении газогидрата в адиабатических условиях, получаемых путем его изоляции или охлаждения [5]. Однако известный способ не увязан с другими звеньями технологической цепи добычи, переработки и использования природного газа и не обеспечивает сам по себе реализацию потенциальных возможностей повышения эффективности газового бизнеса в рыночных условиях.

Известен способ добычи и транспортировки природного газа из газовых и газогидратных морских месторождений, включающий добычу газа скважинами, его переработку в гидратное состояние и транспортировку на передвижном средстве [6]. Однако дискретный - циклический характер производственного процесса по добыче и транспортировке газа, заложенный в самой идее этого известного способа, предполагающей поочередное осуществление стадий добычи и транспортировки газа, не обеспечивает высокой производительности работ и снижает эффективность использования дорогостоящего оборудования.

Известны способ и комплексы оборудования для подготовки нефтяного газа к транспорту, включающие ступенчатое компримирование, охлаждение и сепарацию (разделение) газа на газовую составляющую и газовый конденсат для их последующей транспортировки трубопроводным транспортом.

Известно авиационное сконденсированное топливо (АСКТ), состоящее из углеводородных газов, главным образом из пропанобутановых компонентов [11], являющихся и основными составляющими в составе попутных нефтяных газов. Известен также двухтопливный вертолет, который может работать на авиационном керосине и на более дешевом и экологически чистом газовом топливе виде топлива АСКТ [11]. Однако сегодня топливо АСКТ не производится потому, что нет в серийном производстве и эксплуатации воздушных судов, работающих на газовом топливе, а двухтопливных вертолетов серийно не производят, в частности, потому, что нет производства топлива АСКТ, для выработки которого почти идеальным исходным сырьем является попутный нефтяной газ, большие количества которого, во всяком случае в России, попросту сжигаются на факельных установках в местах сепарации нефти из-за отсутствия экономически выгодных и эффективных способов и оборудования для утилизации, сбора, переработки и использования ПНГ в сложных условиях отработки и эксплуатации нефтяных месторождений северных нефтегазовых провинций.

Наиболее близкими к предлагаемым изобретениям являются способ и комплекс оборудования (установка) для подготовки углеводородного газа к транспорту путем его разделения за счет двухступенчатой схемы компримирования, охлаждения и сепарации для разделения смеси углеводородных газов на осушенную газообразную составляющую и «сухой» газовый конденсат для их транспортировки трубопроводным транспортом на установки последующей переработки с получением товарных продуктов - патент РФ №229793 [13] (прототип). Однако, известный способ и установка базируются исключительно на трубопроводном транспорте осушенного газа и газового конденсата углеводородных газов, требующего высоких первоначальных капитальных затрат, не увязаны в единую систему утилизации, сбора, переработки и использования углеводородного газа, что не обеспечивает возможности решения ими такой острой проблемы, как утилизация и использование попутного нефтяного газа (ПНГ), в особенности в сложных климатических и отдаленных условиях отработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений.

Целью предлагаемых изобретений является обеспечение экономически выгодной утилизации, сбора, переработки и использования ПНГ при отработке нефтегазовых месторождений в отдаленных северных регионах с неразвитой и дорогостоящей транспортной инфраструктурой при сохранении баланса интересов хозяйствующих субъектов на региональном и межрегиональном уровне.

Техническим результатом предлагаемых изобретений является снижение первоначальных капитальных и эксплуатационных затрат на освоение и отработку нефтяных месторождений, а также обеспечение производства и эффективного использования более дешевых и экологически чистых сконденсированных газомоторных топлив в экономике северных регионов путем утилизации и переработки попутного нефтяного газа на нефтегазовых промыслах.

Поставленная цель достигается тем, что в способе утилизации, сбора, переработки и использования попутного нефтяного газа, включающем его утилизацию в местах сепарации нефти путем многоступенчатой низкотемпературной сепарации с разделением на сухой отбензиненный газ - метан и сухой газовый конденсат, раздельную доставку отбензиненного газа и газового конденсата трубопроводным транспортом к пунктам их аккумулирования, переработки и использования, доставку отбензиненного сухого газа и газового конденсата осуществляют к промежуточным пунктам их аккумулирования, переработки и частичного использования, которые размещают на расстояниях, не превышающих нескольких десятков километров от нефтепромыслов, в промежуточных пунктах производят ожижение отбензиненного сухого газа и выработку из него сжиженного природного газа метана для поставки местным потребителям, а газовый конденсат подвергают более глубокой осушке и очистке от серы и других вредных примесей, получаемые на промежуточных пунктах сжиженный природный газ и сухой газовый конденсат аккумулируют в раздельных резервуарных парках-хранилищах, откуда их автономными средствами транспорта, преимущественно воздушными судами региональной авиации с помощью контейнеров-цистерн или самолетов-танкеров доставляют на региональный газоперерабатывающий завод, где из газового конденсата попутного нефтяного газа вырабатывают автомобильное или авиационное пропанобутановое сконденсированное топливо - АСКТ для потребителей регионального уровня, а также сырье для потребителей нефтехимии других регионов в виде широкой фракции легких углеводородов, которую доставляют в другие регионы средствами межрегионального транспорта, например, в виде среднемагистральных самолетов-контейнеровозов или самолетов-танкеров.

Поставленная цель достигается также тем, что система, реализующая предлагаемый способ и включающая нефтедобывающие промыслы с сетью добычных скважин, соединенных сборными трубопроводными коллекторами с пунктами сбора и промысловой подготовки нефти, технологическое оборудование для очистки и сепарации нефти, малогабаритные блочно-модульные газоперерабатывающие установки для подготовки попутного нефтяного газа к трубопроводному транспорту путем разделения его на сухой отбензиненный газ - метан и сухой газовый конденсат других углеводородных газов, входящих в состав попутного нефтяного газа, а также газоперерабатывающий завод для производства из попутного нефтяного газа высоколиквидных продуктов в виде автомобильного или авиационного сконденсированного пропанобутанового топлива, а также широкой фракции легких углеводородов для нефтехимии, дополнительно снабжена по меньшей мере одним нефтепромысловым промежуточным пунктом аккумулирования, временного хранения и переработки сухого отбензиненного газа в сжиженный природный газ метан и предварительной очистки и переработки сухого газового конденсата в широкую фракцию легких углеводородов, имеющим выходные резервуарный парк с наливным терминалом сжиженного газа метана и резервуарный парк для аккумулирования и временного хранения газового конденсата, причем региональный газоперерабатывающий завод связан промежуточными пунктами по меньшей мере одной региональной транспортной сетью сжиженного метана и хотя бы одной региональной транспортной сетью газового конденсата для их доставки автономными транспортными средствами, например, в виде вертолетов или самолетов-танкеров, или средствами бескомпрессорного транспорта, например, в виде трубопроводно-контейнерных систем пневмотранспорта, причем выходной резервуарный парк регионального газоперерабатывающего завода имеет также выходные каналы для отгрузки сжиженного метана и широкой фракции легких углеводородов при межрегиональных поставках этих продуктов.

Предлагаемые способ и система утилизации, сбора, переработки и использования попутного нефтяного газа поясняются иллюстрациями, представленными на фиг. 1-3.

На фиг. 1 показаны: 1 - нефтедобывающий промысел с сетью добычных скважин, соединенных сборным трубопроводным коллектором с пунктами промысловой подготовки и сепарации-разгазирования нефти 2 той или иной ступени сепарации (ДНС или ЦПС нефтепромыслов); 3 - основное технологическое оборудование для очистки и сепарации нефти; 4 - малогабаритная блочномодульная газоперерабатывающая установка (МБГУ) для подготовки попутного нефтяного газа к трубопроводному транспорту путем разделения ПНГ на сухой отбензиненный газ (СОГ) и сухой газовый конденсат углеводородных газов, входящих в состав ПНГ; 5 - региональный (нефтепромысловый) промежуточный пункт аккумулирования, временного хранения, предварительной очистки и переработки СОГ и сухого (осушенного) газового конденсата; 6 - установка сероочистки и деэтанизации сухого отбензиненного газа (СОГ); 7 - установка глубокой очистки и подготовки метана к сжижению; 8 - установка ожижения метана и получения (выработки) сжиженного природного газа (СПГ); 9 - резервуарный парк аккумулирования и промежуточного хранения СПГ с выходным (наливным) терминалом для отгрузки СПГ; 10 - установка деметанизации газового конденсата ПНГ; 11 - установка очистки от серы газового конденсата; 12 - установка глубокой очистки и осушки газового конденсат ПНГ; 13 - резервуарный парк для аккумулирования и временного хранения газового конденсата ПНГ; 14 - региональный газоперерабатывающий завод (комплекс) - ГПЗ для производства продуктов с более высокой добавленной стоимостью в виде моторных топлив и/или широкой фракции углеводородов (ШФЛУ) для последующей глубокой газохимической переработки; 15 - региональная транспортная сеть (подсистема) для доставки СПГ на газоперерабатывающий завод; 16 - региональная транспортная сеть (подсистема) для доставки газового конденсата ПНГ на газоперерабатывающий завод; 17 - приемный терминал для аккумулирования и временного хранения СПГ; 18 - приемный терминал для аккумулирования и временного хранения газового конденсата ПНГ; 19 - основное технологическое оборудование регионального газоперерабатывающего завода для производства автомобильных пропанобутановых топлив и авиационного сконденсированного топлива (АСКТ), а также широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) как исходного сырья для последующей глубокой нефтегазохимической переработки; 20 - резервуарный парк выходной продукции ГПЗ с отгрузочными терминалами; 21 - система (сеть) межрегионального (дальнего) транспорта и доставки продуктов утилизации и переработки попутного нефтяного газа к удаленным местам их потребления и дальнейшей переработки; Г - трубопровод (газопровод) сухого отбензиненного газа (СОГ); П - трубопровод (продуктопровод) сухого (осушенного) газового конденсата ПНГ.

На фиг. 2 изображены: 1₁ …1_k - нефтедобывающие скважины месторождений со сборными коллекторами (трубопроводными шлейфами); 2_1-1 …2_1-k - пункты сепарации нефти и подготовки ПНГ к транспорту на нефтепромыслах (ДНС и/или ЦПС нефтепромыслов); Г₁-Г_k - трубопроводы (газопроводы) сухого отбензиненного газа (СОГ); П₁-П_k - трубопроводы (продуктопроводы) сухого (осушенного) газового конденсата ПНГ; 5 - региональный (нефтепромысловый) промежуточный пункт аккумулирования, временного хранения, предварительной очистки и переработки СОГ и сухого (осушенного) газового конденсата; 14 - региональный газоперерабатывающий завод (комплекс) - ГПЗ для производства продуктов с более высокой добавленной стоимостью в виде моторных топлив и/или широкой фракции углеводородов (ШФЛУ) для последующей глубокой газохимической переработки; 15 - региональная транспортная сеть (подсистема) для доставки СПГ на газоперерабатывающий завод; 16 - региональная транспортная сеть (подсистема) для доставки газового конденсата ПНГ на газоперерабатывающий завод и 21 - система межрегионального (дальнего) транспорта и доставки продуктов утилизации и переработки попутного нефтяного газа к удаленным местам их потребления и дальнейшей переработки.

На фиг. 3 показаны: 1₁ …1_m - нефтедобывающие скважины нефтегазовых месторождений со сборными коллекторами (трубопроводными шлейфами); 2₁₁ …2_nm - пункты очистки и сепарации нефти (ДНС и(или) ЦПС месторождений и нефтепромыслов); Г₁₁ …Г_nm - трубопроводы (газопроводы) сухого отбензиненного газа (СОГ); П₁₁-П_nm - трубопроводы (продуктопроводы) сухого (осушенного) газового конденсата ПНГ; 5₁ …5_m - региональные (промысловые) промежуточные пункты аккумулирования, временного хранения, предварительной очистки и переработки СОГ и сухого газового конденсата; 15₁ …l5_n - региональные транспортные сети (подсистемы) для доставки СПГ на газоперерабатывающий завод; 16₁ …16_n - региональные транспортные сети (подсистемы) для доставки газового конденсата ПНГ на газоперерабатывающий завод; 14 - региональный газоперерабатывающий завод (комплекс) для производства продуктов с более высокой добавленной стоимостью в виде моторных топлив и/или широкой фракции углеводородов (ШФЛУ) для последующей глубокой газохимической переработки; 21 - система межрегионального (дальнего) транспорта и доставки продуктов утилизации и переработки попутного нефтяного газа к удаленным местам их потребления и дальнейшей переработки.

Система утилизации, сбора и использования попутного нефтяного газа выполнена следующим образом (фиг. 1). Добычные скважины нефтяного промысла 1, как и обычно, соединены сборным трубопроводным коллектором с пунктом подготовки нефти к транспорту 2 (дожимная насосная станция - ДНС или централизованный пункт сбора и подготовки нефти - ЦПС) 2, на котором установлено основное технологическое оборудование для очистки и сепарации нефти 3, а также малогабаритная блочно-модульная газоперерабатывающая установка (МБГУ) 4 для подготовки попутного нефтяного газа к трубопроводному транспорту путем разделения ПНГ на сухой отбензиненный газ (СОГ) и сухой (осушенный) газовый конденсат углеводородных газов, входящих в состав ПНГ. На относительно небольшом удалении от пунктов сепарации нефти и подготовки к транспорту ПНГ 2, выбираемом исходя из соображений минимальной стоимости доставки, возможности обслуживания соседних нефтепромыслов, удобства расположения, эксплуатации и т.д., обустраивают региональные (промысловые) промежуточные пункты аккумулирования, временного хранения, предварительной очистки и переработки СОГ и сухого газового конденсата 5, которые соединяют с пунктами очистки нефти и утилизации ПНГ 2 раздельными (параллельными) трубопроводами Г и П - газопроводом для СОГ и продуктопроводом для осушенного конденсата ПНГ соответственно. Газопровод для СОГ имеет отвод газа для собственных нужд пункта 2. Промежуточный пункт 5 снабжают установкой сероочистки и деэтанизации сухого отбензиненного газа (СОГ) 6, к выходу которой подключают установку глубокой очистки и подготовки метана к сжижению 7 с установкой 8 ожижения метана и получения (выработки) сжиженного природного газа (СПГ), соединяемой по выходу с резервуарным парком аккумулирования и промежуточного хранения СПГ с выходным (наливным) терминалом для отгрузки СПГ. Промежуточный пункт 5 снабжают также установкой деметанизации газового конденсата ПНГ 10, установками 11 и 12 для очистки от серы и глубокой осушки газового конденсата ПНГ, соединенными последовательно. После выхода установки 12 размещают также резервуарный парк 13 для аккумулирования и временного хранения газового конденсата ПНГ. При этом дополнительные выходы установок 6 и 10 по конденсату и газу соответственно подключают к дополнительным входам установок 7 и 11 также соответственно по газу и конденсату. Резервуарные парки для СПГ 9 и газового конденсата 13 промежуточного пункта 5 оснащены выходными наливными устройствами для дальнейшей транспортировки этих продуктов, причем резервуарный парк для СПГ 9 имеет дополнительный выход для поставки СПГ местным потребителям, находящимся в районе или вблизи места расположения промежуточного пункта 5.

Предлагаемая система включает также региональный газоперерабатывающий завод (комплекс) - ГПЗ 14 для производства продуктов с более высокой добавленной стоимостью в виде моторных топлив и/или широкой фракции углеводородов (ШФЛУ) для последующей глубокой газохимической переработки этого ценного для нефтегазохимической отрасли сырья. Газоперерабатывающий комплекс 14 размещен максимально приближенным к местным и региональным потребителям, а также с учетом возможности и целесообразности обслуживания других нефтегазовых месторождений данного региона или нефтегазовой провинции. Промежуточный пункт 5 соединяют (связывают) с ГПЗ 14 региональными транспортными сетями (каналами или подсистемами) 15 и 16 для доставки на газоперерабатывающий завод СПГ и конденсата ПНГ соответственно. На ГПЗ 14 обустроены приемный терминал для аккумулирования и временного хранения СПГ 17, а также приемный терминал для аккумулирования и временного хранения газового конденсата ПНГ 18. Выходы этих терминалов соединены с основным технологическим оборудованием 19 регионального газоперерабатывающего завода 14 для производства автомобильных пропанобутановых топлив и авиационного сконденсированного топлива (АСКТ), а также широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ), как исходного сырья для последующей глубокой нефтегазохимической переработки. Региональный ГПЗ 14 имеет также резервуарный парк выходной продукции 20 с отгрузочными терминалами продукции для регионального потребления и включает те или иные средства системы 21 межрегионального (дальнего) транспорта и доставки продуктов утилизации и переработки попутного нефтяного газа к удаленным местам их потребления и дальнейшей переработки.

Для утилизации и сбора ПНГ в рамках рассматриваемого региона или провинции при одновременной отработке многих нефтяных месторождений предлагаемая система выполняется по иерархическому принципу, как это представлено на фиг. 2, 3. Вся совокупность работающих на месторождении или в регионе нефтепромыслов 1 (соответственно фигурам 2 и 3), а соответственно и пунктов сепарации нефти - «добычи» ПНГ 2, по тому или иному принципу (например, по принципу принадлежности прав на добычу полезных ископаемых, расположению в регионе и т.п.) делится на несколько групп, каждая из которых включает k (k=1, 2, …) то или иное количество нефтепромыслов. Для каждой группы нефтепромыслов выбирается наиболее подходящее местоположение и обустраивается региональный (межпромысловый) промежуточный пункт 5_j (j=1, 2, …, n) аккумулирования, временного хранения, предварительной очистки и переработки СОГ и сухого газового конденсата с требуемой по ПНГ производственной мощностью. Число n таких промежуточных пунктов, их взаимное расположение и их производственные мощности выбираются исходя из особенностей разрабатываемого нефтяного месторождения и (или) нефтегазового региона или провинции. Все нефтяные промыслы группы соединяются со своими промежуточными пунктами 5_j с помощью газопроводов и продуктопроводов Г₁ …Г_k и П₁ …П_k (фиг. 2) и Г₁₁ …Г_nk и П_n1 …П_nm (фиг. 3) соответственно для сухого газа и газового конденсата, а также соответственно случаям отработки месторождения группой из нескольких нефтепромыслов (фиг. 2) и отработки месторождений нефти региона или провинции группами нефтепромыслов (фиг. 3). При этом каждый промежуточный пункт 5_j соединен с региональным газоперерабатывающим комплексом (заводом) 14 своей региональной транспортной сетью (каналом или подсистемой) 15_j и 16_j для доставки на газоперерабатывающий завод СПГ и конденсата ПНГ соответственно. Для этого приемные терминалы 17 и 18 регионального ГПЗ 14 выполняются многоканальными, а производственная мощность основного технологического оборудования 19, резервуарного парка 20 и средств 21 системы межрегионального (дальнего) транспорта и доставки продуктов утилизации и переработки попутного нефтяного газа выбираются исходя из объемов добычи нефти и попутного нефтяного газа всеми нефтепромыслами, подключенными к системе в целом.

Каждая региональная транспортная сеть 15 и 16, связывающая промежуточный пункт 5 и газоперерабатывающий завод 14, реализуется (выполняется) в виде существующей в регионе транспортно-доставочной инфраструктуры автомобильным, воздушным или водным транспортом с использованием соответствующих цистерн-контейнеров для перевозок и хранения СПГ и газового конденсата, специальных трубопроводно-контейнерных систем пневмотранспорта (при больших значениях грузопотоков), а также универсальных грузовых самолетов-контейнеровозов, самолетов-танкеров региональной авиации, включая такие нетрадиционные транспортные средства, как суда на воздушной подушке, вертолеты, конвертопланы и другие транспортные средства, например безаэродромные летательные аппараты типа «летающая тарелка», которые не требуют дорогостоящей в строительстве и эксплуатации аэродромной инфраструктуры. Приемный резервуарный парк 17 и 18, основное технологическое оборудование 19 и резервуарный парк выходной продукции 20 регионального газоперерабатывающего завода 14 выполняется преимущественно на основе все более широко используемых шаровых резервуаров и емкостей для хранения СПГ и инертных газов под давлением. Наконец, межрегиональная доставка и дальняя транспортировки продуктов переработки ПНГ, производимых на региональном ГПЗ 14, осуществляется через выходной терминал 21 с использованием существующей транспортной инфраструктуры железнодорожного и (или) водного транспорта (при ее наличии), а также среднемагистральными самолетами-контейнеровозами и самолетами-танкерами. Выбор того или иного варианта осуществления региональных транспортных сетей 15 и 16 или их комбинации производится на основе технико-экономического анализа и сравнительной оценки их достоинств и недостатков. Предлагаемые способ и система утилизации, сбора и использования попутного нефтяного газа осуществляются и работают следующим образом.

Пример 1. Пусть имеется одно отдельно взятое нефтяное месторождение, находящееся в северном регионе, где утилизация и переработка ПНГ прямо в местах сепарации нефти на нефтепромысле экономически не оправданы в силу достаточной удаленности от реальных потребителей и сложностей, неизбежно возникающих затем с реализацией полученных продуктов переработки ПНГ на месте, а сбор попутного газа и его доставка для переработки к местам использования получаемых продуктов нефтяного газа чрезвычайно затруднен в силу высокой склонности углеводородных газов к гидратообразованию в условиях низких температур и повышенных давлений. При этом пусть имеется также ситуация, когда расстояние до ближайшего действующего или намечаемого к строительству регионального газоперерабатывающего завода и объемы получаемого («добываемого») на нефтепромысле попутного нефтяного газа являются такими, что и строительство отдельно взятого трубопровода для сбора даже подготовленного к трубопроводному транспорту ПНГ тоже экономически не оправдано.

Такая ситуация довольно часто имеет место в северных нефтегазодобывающих регионах России, что и обусловливает не только большое количество сжигаемого попутного газа на многочисленных факельных установках, но и предопределяет весьма низкую эффективность даже формально используемых объемов ПНГ. Описанная ситуация возникает, например, и при освоении шельфовых нефтяных месторождений, расположенных в акваториях морей Северного Ледовитого океана. Предлагаемая система утилизации, сбора и использования попутного нефтяного газа при этом реализуется, как это показано на фиг. 1. Непосредственно на нефтепромысле 1 в местах сепарации нефти 2 (ДНС или ЦПС нефтепромысла) стандартными средствами очистки и сепарации 3 производится разгазирование нефти, а получаемый при этом ПНГ подается на расположенную здесь же малогабаритную блочно-модульную газоперерабатывающую установку (МБГУ) 4, обеспечивающую разделение ПНГ на сухой отбензиненный газ (СОГ) и сухой (осушенный) газовый конденсат углеводородных газов, входящих в состав попутного нефтяного газа, методом многоступенчатой низкотемпературной конденсации.

Предварительно осушенный газ подается газопроводом Г (фиг. 1) на промежуточный пункт 5 и при необходимости частично используется для собственных нужд в пунктах сепарации нефти и подготовки ПНГ к транспорту 2. На промежуточном пункте 5 в установке 6 производится деэтанизация газа (СОГ) и дальнейшая его очистка от содержащихся в нем этана, пропана, бутана и других более тяжелых углеводородных соединений. С метанового выхода установки 6 газ поступает на установку глубокой очистки и подготовки метана к сжижению 7, к которой подключен ожижитель метана и производства СПГ 8. С выхода последнего сжиженный газ (СПГ) поступает резервуарный парк 9 для его аккумулирования, временного хранения и обеспечения возможности поставки СПГ для целей местного газоснабжения.

Одновременно осушенный газовый конденсат, полученный на пункте очистки (сепарации) нефти и подготовки ПНГ к транспорту 2, продуктопроводом П (фиг. 1) также подается на промежуточный пункт 6 в установку деметанизации газового конденсата ПНГ 10, с газового (метанового) выхода которой отделенный здесь метан поступает на дополнительный вход установки глубокой очистки и подготовки метана к сжижению 7. С установки 10 деметанизированный конденсат ПНГ поступает на основной вход установки 11 по очистке газового конденсата от серы. На дополнительный вход установки 11 подается также газовый конденсат из установки 6, получаемый процессе деэтанизации СОГ, поступающего на промежуточный пункт 5. Полностью очищенный и глубоко осушенный газовый конденсат после установки 12 поступает в резервуарный парк для аккумулирования и временного хранения газового конденсата 13, оснащенный выходным терминалом для отгрузки (налива) газового конденсата ПНГ.

С выходных терминалов резервуарных парков 9 для СПГ и 13 для газового конденсата с промежуточного пункта 6 эти продукты подаются на региональный газоперерабатывающий завод 14 по региональным транспортным сетям 15 и 16 соответственно для СПГ и газового конденсата. В резервуарных парках 17 и 18 регионального газоперерабатывающего завода 14 происходит дальнейшее накопление (аккумулирование) СПГ и газового конденсата ПНГ соответственно, а с помощью основного технологического оборудования 19 на этом ГПЗ производится выработка (производство) других видов высоколиквидной продукции, таких как автомобильное пропанобутановое топливо и авиационное сконденсированное топливо (АСКТ), крайне необходимых в самих нефтедобывающих регионах и провинциях, а также широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ) для поставки этого ценного сырья на предприятия нефтегазохимической отрасли других регионов, включая и поставки (экспорт) ШФЛУ на внешние рынки. При этом аккумулируемый в резервуарном парке 17 СПГ используется как для целей местного газоснабжения на региональном или межрегиональном уровне, так и при производстве других видов продукции на самом региональном ГПЗ 14.

Пример 2. Пусть отработке подлежит отдаленное достаточно крупное нефтяное месторождение, системой разработки которого предусмотрено несколько нефтепромыслов, которые к тому же имеют по несколько рассредоточенных и удаленных друг от друга пунктов подготовки и сепарации нефти (ДНС и ЦПС нефтепромыслов). Тогда предлагаемая система утилизации, сбора и использования попутного нефтяного газа реализуется в таком виде, как это показано на фиг. 2. В этом случае каждый из пунктов сепарации нефти и подготовки ПНГ к транспорту 2₁ …2_k также выполняется и функционирует аналогично тому, как и описанном выше примере 1. Кроме того, каждый из них подсоединяется к промежуточному пункту 5 по радиальной схеме, как это показано на фиг. 1, или же по последовательной линейной схеме, с помощью раздельных газопроводов Г₁ …Г_k для сбора сухого отбензиненного газа (СОГ) и продуктопроводов П₁ …П_k, для газового конденсата ПНГ соответственно. При этом промежуточный пункт 6, а также региональный газоперерабатывающий завод 14 выполняются и работают таким же образом, как и в случае примера 1. Разумеется, они при этом имеют соответствующую производственную мощность, а входные и выходные каналы их резервуарных парков и установок выполняются многоканальными по числу обособленных групп пунктов сепарации нефти и подготовки ПНГ к транспорту. При радиальной схеме подключения пунктов сепарации нефти и подготовки ПНГ к транспорту 2₁ …2_k (фиг. 2) к промежуточному пункту 6 число таких входных и выходных каналов в соответствующих резервуарных парках самого промежуточного пункта 6 и регионального ГПЗ 14 должно быть равным количеству групп или пунктов 2, то есть просто быть равным числу k. В целом и в остальном система работает точно так же, как это было изложено в примере 1.

Пример 3. Пусть требуется обеспечить утилизацию, сбор и использование попутного нефтяного газа в регионе или нефтегазовой провинции с многочисленными относительно небольшими нефтяными месторождениями, рассредоточенными на значительной площади и удаленными друг от друга на довольно значительные (от нескольких десятков до нескольких сотен и вплоть до одной - двух тысяч километров) расстояния. Подобная ситуация имеет место, например, в Тимано-Печорской нефтегазовой провинции России. В этом случае (фиг. 3) предлагаемая система утилизации, сбора и использования попутного нефтяного снабжается несколькими промежуточными региональными (межпромысловыми) пунктами аккумулирования, временного хранения, предварительной очистки и переработки СОГ и сухого газового конденсата 5, которые соединяются с пунктами очистки нефти и утилизации ПНГ 2₁₁ …2_nm раздельными (параллельными) трубопроводами Г₁₁ …Г_nm и П₁₁ …П_nm - газопроводами для СОГ и продуктопроводами для осушенного конденсата ПНГ соответственно, так как это было изложено при описании примеров осуществления и работы системы, рассмотренных выше (примеры 1, 2). При этом каждый из промежуточных региональных пунктов 5₁ …5_n также связывается с региональным газоперерабатывающим заводом 14 соответствующими им региональными транспортными сетями 15₁ …15_n и 16₁ …l6_n соотвтетственно для доставки СПГ и газового конденсата, получаемых из ПНГ в процессе работы предлагаемой системы. Производственные мощности региональных промежуточных пунктов 5₁ …5_n, транспортных сетей 15₁ …15_n и 16₁ …16_n, а также ГПЗ 14 выполняются (выбираются) в зависимости от величины грузопотоков, циркулирующих во всей системе. Кроме того, приемные терминалы входных резервуарных парков ГПЗ 14 выполняются многоканальными по числу региональных промежуточных пунктов 5₁ …5_n, то есть по числу, равному количеству самих промежуточных региональных пунктов. Работа такой многоуровневой системы утилизации, сбора и использования попутного нефтяного газа остается такой же, как и в случаях ее применения, описанных выше в примерах 1, 2.

Пример 4. Пусть требуется решить проблему утилизации и эффективного использования попутного нефтяного газа при отработке нефтяного месторождения, расположенного на шельфе и эксплуатируемого обычно со специальных морских платформ того или иного типа. Такая ситуация с позиций утилизации и использования ПНГ фактически имеет место, изложенное в примере 1. В этом случае в предлагаемой системе (фиг. 1) промежуточный пункт 6 со всеми входящими в него устройствами размещают на самой морской платформе, который, как и ранее, соединяют транспортными сетями 15 и 16 с региональным газоперерабатывающим заводом 14. Если же шельфовое месторождение нефти расположено относительно недалеко от побережья той или иной провинции (как, например, месторождение Приразломное на шельфе Печорского моря - 60 км от поселка Варандей), то промежуточный пункт 6 может быть размещен на суше и связан с морской платформой подводными газопроводом Г для СОГ и продуктопроводом П для газового конденсата ПНГ (фиг. 1). При необходимости здесь же может располагаться и региональный газоперерабатывающий завод 14, т.е. промежуточный пункт 6 для аккумулирования и переработки СОГ и конденсата попутного газа ПНГ может просто совмещаться с ГПЗ 14. Работа предлагаемой системы при этом остается такой же, как и в описанных выше примерах 1-3.

Пример 5. Предлагаемый способ и система для его осуществления могут быть также использованы для отработки удаленных мелких газоконденсатных месторождений, вовлечение в разработку которых путем строительства и эксплуатации протяженных трубопроводных транспортных систем для доставки газа и газового конденсата к местам их переработки и использования является заведомо нерентабельным. В этом случае добычные (газовые) скважины 1 (фиг. 1) также соединяют с пунктами предварительной очистки и подготовки продукции скважин 2, включающими основное оборудование для очистки газа 3, а также устройства 4, которые, как и в предыдущих случаях, производят разделение продукции скважин на два отдельных потока: сухой отбензиненный газ (СОГ) и сухой газовый конденсат, которые по отдельному газопроводу Г и конденсатопроводу П соответственно подают на промежуточный пункт аккумулирования, временного хранения, предварительной очистки и переработки СОГ и сухого (осушенного) газового конденсата 5, включающий все то же оборудование, что и в предыдущих случаях, описанных выше в примерах 1-4. При этом сам промежуточный пункт 5, как и в примере 4, может быть совмещен непосредственно с пунктом предварител