foto1
foto1
foto1
foto1
foto1

Добыча нефти и газа

Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!

Схемы внутрипромыслового сбора газа

При разработке газовых или газоконденсатных месторождений с небольшим содержанием углеводородного конденсата и при отсутствии сероводорода в составе пластового газа применяют четыре схемы внутрипромыслового сбора газа: линейную, лучевую, кольцевую и групповую (рис. 8.1).

 Название схемы сбора обусловливается конфигурацией газосборного коллектора.

При этих схемах сбора и внутрипромыслового транспорта газа каждая скважина имеет цельную технологическую нитку и комплекс оборудования для очистки газа от механических примесей, жидкостей и предотвращения образования кристаллогидратов углеводородных газов (сепараторы, конденсатосборники, установки для ввода метанола в поток газа и т.д.).

Газ из скважин, пройдя прискважинные сооружения по очистке от твердых взвесей и жидкостей, по шлейфам направляется в общий газосборный коллектор, промыслоювый газосборный пункт (ГСП) и магистральный газопровод. Углеводородный конденсат из прискважинных сооружений по самостоятельным трубопроводам, проложенных параллельно газопроводам, направляется на ГСП.

Конфигурация газосборного коллектора зависит от формы площади газоносности, числа и размещения добывающих скважин, числа газоносныхпластов, состава газа в них, методов промысловой обработки газа и способов замера его объема.

Линейный коллектор применяется, как правило, на газовых месторождениях с вытянутой площадью газоносности, лучевая схема - при раздельной эксплуатации газовых пластов с различными начальными давлениями и составом газа, кольцевой коллектор - на больших по размерам площадях газоносности с большим числом скважин и различными потребителями газа.

Линейная, лучевая и кольцевая схемы промыслового сбора и транспорта газа с прискважинными сооружениями и отдельными технологическими нитками промысловой обработки газа для каждой скважины имеют следующие недостатки:

1. Промысловое оборудование установлено на большой территории.

2. Скважины с прискважинным оборудованием для очистки, осушки и замера газа требуют большого числа квалифицированного обслуживающего персонала.

3. Значительные длина промысловых дорог, металлоемкость коммуникаций водоснабжения, теплоснабжения и доставки реагентов.

4. Сложность устройства и функционирования систем дистанционного измерения давления, температур, расходов, управления технологическимрежимом работы скважин и прискважинного оборудования.

5. Значительные потери газа и конденсата в запорной арматуре и прискважинных сооружениях.

При разработке газоконденсатных месторождений стали применять групповую коллекторную схему сбора, внутрипромыслового транспорта газа и конденсата. В этом случае отделение твердых взвесей от газа, получение углеводородного конденсата, измерение объемов сухого газа и конденсата проводят на газосборном пункте (ГП), который стал называться установкой комплексной подготовки газа - УКПГ, которая размещается, как правило, в центре группы скважин. Газ и конденсат от УКПГ по самостоятельным трубопроводам поступают на промысловый газосборный пункт (ПГСП) или головные сооружения магистрального газопровода (ГС).

Число газосборных пунктов па месторождении зависит от размеров газоносной площади и может колебаться в широких пределах от 24 до 25.

При большом числе газосборных пунктов число общепромысловых газосборных коллекторов может быть больше одного. В этом случае коллекторы сходятся в виде лучей в одном пункте на промысловом газосборном пункте (ПГСП) или головных сооружениях. Если поток газа к потребителям распределяется по противоположным направлениям, то число головных сооружений может соответствовать числу направлений. Числоскважин, подключаемых к газосборному пункту, достигает иногда 25 и зависит от схемы размещения скважин и от ихдебитов. Как правило, это число не превышает 1012.

При промысловом обустройстве возможны две системы сбора газа и конденсата: децентрализованная и централизованная.

Если окончательная подготовка газа проводится на газосборных пунктах, система называется децентрализованной. В этом случае газосборный пункт представляет собой комплекс сооружений законченного цикла промысловой обработки газа и углеводородного конденсата, включая вспомогательные объекты.

При централизованной системе на газосборных пунктах осуществляются лишь сбор и первичная сепарация газа. Окончательная подготовка его, а также подготовка углеводородного конденсата к дальнейшему транспорту производятся на головных сооружениях.

На чисто газовых месторождениях, как правило, применяется централизованная система.

Децентрализованную систему используют для высокопродуктивных скважин (1,52 млн. м3/сут) или когда транспорт необработанного газа затруднен, образуются гидраты, выпадает конденсат и т. д.

На газоконденсатных месторождениях в тех случаях, когда производительность газосборных пунктов составляет 1015 млн. м3/сут, скважины высокодебитные, а для обработки газа применяют низкотемпературную сепарацию, используют деценрализованную систему сбора газа. Эта система используется также на месторождениях с большими запасами газа, пластовые давления которых обеспечивают длительный срок работы установок НТС.

В остальных случаях на газоконденсатных месторождениях целесообразно выбирать централизованную систему сбора и промысловой обработки газа с полным циклом подготовки его к дальнему транспорту на головных сооружениях.

Для окончательного выбора системы обработки газа должны быть выполнены технико-экономические расчеты двух вариантов схем: централизованного и децентрализованного. Если показатели расчетов будут равноценными, то предпочитается централизованная система.

Статистика



Яндекс.Метрика