Схемы сбора и внутрипромыслового транспорта газа и конденсата

Рисунок 11.1 - Общая классификация систем сбора газа

При этих схемах каждая скважина имеет отдельную технологическую нитку и комплекс прискважинного 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.).

Рисунок 11.2. Схемы промыслового сбора газа и конденсата: а — линейная, б — лучевая, в —кольцевая; 1 — скважины; 2 — шлейфы; 3 —линейный газосборный коллектор; 4 — контур газоносности; 5 — кольцевой газосборный коллектор; ГСП —групповой сборный пункт; МГ — магистральный газопровод; ГП —газосборный пункт.

Линейная схема (Рис.11.2 а) применяется на газовых месторождениях с вытянутой площадью газоносности, лучевая схема (Рис.11.2 б) — при раздельной эксплуатации газовых пластов с различными начальными давлениями и составом газа, кольцевая схема (Рис.11.2 в) — на больших по размерам площадях газоносности с большим числом скважин и различными потребителями газа.

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

- Промысловое оборудование установлено на большей территории.

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

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

- Сложность устройства и функционирования систем дистанционного измерения давления, температур, расходов, управления технологическим режимом работы скважин и прискважинного оборудования.

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

Групповую схему сбора внутрипромыслового транспорта газа и конденсата применяютпри разработке газоконденсатных месторождений (Рис.11.3). 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). При получении сухого газа и стабильного конденсата возможны две схемы промысловой обработки газоконденсатной смеси:

- децентрализованная

- централизованная.

Рисунок 11.3 - Групповая схема сбора газа и конденсата

а- централизованная, б- децентрализованная.

Если сухой газ и стабильный конденсат приобретают товарные кондиции на групповых пунктах сбора и обработки газа (УКПГ, где установлено все необходимое для этого оборудование) схема называется децентрализованной.

Централизованной называется схема получения сухого газа и конденсата с заданными товарными кондициями на промысловом газосборном пункте или головных сооружениях магистрального газопровода. В этом случае на УКПГ осуществляются лишь сбор и первичная сепарация газа и они называются установками предварительной подготовки газа — УППГ.

Промысловые дожимные компрессорные станции.

Назначение ДКС

1) сжатие газа до необходимого давления - при подаче газа в МГ это давление может изменяться от 3, 7 до 10 МПа; в процессе транспортирования газа на химические комбинаты, ТЭЦ, сажевые заводы, на технологические нужды промышленных предприятий давление у потребителя изменяется от 0, 5 до 1, 7 МПа; при работе УКПГ давление обрабатываемого газа может достигать 8 МПа;

2) увеличение газоотдачи пласта понижением давления на всем пути движения газа из пласта до приемного коллектора ДКС и в самой залежи; практика показывает, что в бескомпрессорный период эксплуатации газовых месторождений можно отобрать50—60 % от начальных запасов газа в них, в компрессорный же период эксплуатации — еще 20—30 %;

3) увеличение дебитов добывающих скважин уменьшением забойного давления и, следовательно, увеличением депрессии;

4) улучшение технико-экономических показателей начального участка МГ большой протяженности или МГ небольшой длины.

Рисунок 11.4 - Зависимости от времени показателей р_пр- давления на приеме, r-степени сжатия газа, N - мощности компрессоров, t -времени разработки залежи, Q_{доб -} объема добытого газа.

При уменьшении давления газа на приеме ДКС р_пр увеличивается мощность силового привода N для сжатия газа, уменьшается подача одного компрессора (рис. 11.4). При постоянном расходе отбираемого из залежи газа Qвозрастает как число ступеней сжатия газа, так и число компрессоров, работающих параллельно в одной ступени.

Увеличение мощности ДКС позволяет уменьшить время извлечения из месторождения заданного объема газа. При одинаковом объеме добытого газа. Q_доб - N_С > N_Б > N_А и t_С > t_Б > t_А.

Эксплуатация промысловой ДКС характеризуется

- непрерывно изменяющейся степенью сжатия (степень сжатия компрессорахарактеризуется отношением давления на выходе из компрессора к давлению на приеме r = Р_вык/ Р _пр),

- расходом перекачиваемого газа одним компрессором и всей станцией,

- увеличением числа компрессоров,

- сложной технологической схемой их компоновки,

- необходимостью регулирования компрессоров для уменьшения удельной мощности на сжатие газа.

⇐ Предыдущая 5 6 7 8 91011 12 13 14 Следующая ⇒