Сбор и подготовка газа и газового конденсата.

Системы промыслового сбора природного газа

При самотечной системе сбора нефти с индивидуальным замерно-сепарационным оборудованием газовые линии берут свое начало у сепараторов, т.е. у устьев скважин. При герметизированной напорной системе нефтегазосбора начало газовых линий перемещается к групповым замерным установкам, или к ДНС, или к установкам подготовки нефти и протяженность газовых линий на месторождениях резко сокращается.

Существующие системы сбора природного газа классифицируются:

· по степени централизации технологических объектов подготовки газа;

· по конфигурации трубопроводных коммуникаций;

· по рабочему давлению.

По рабочему давлению системы сбора газа делятся на вакуумные (Р < 0,1 МПа), низкого давления (0,1 < Р < 0,6 МПа), среднего давления (0,6 < Р < 1,6 МПа) и высокого давления (Р > 1,6 МПа).

По степени централизации технологических объектов подготовки газа различают индивидуальные, групповые и централизованные системы сбора (рис.39).

При индивидуальной системе сбора (рис.49, а) каждая скважина имеет свой комплекс сооружений для подготовки газа (УПГ), после которого газ поступает в сборный коллектор и далее на центральный сборный пункт (ЦСП). Данная система применяется в начальный период разработки месторождения, а также на промыслах с большим удалением скважин друг от друга. Недостатками индивидуальной системы являются: 1) рассредоточенность оборудования и аппаратов по всему промыслу, а, следовательно,сложности организации постоянного и высококвалифицированного обслуживания, автоматизации и контроля за работой этих объектов; 2) увеличение суммарных потерь газа по промыслу за счет наличия большого числа технологических объектов и т.д.

Рис.32. Системы сбора газа на промыслах

а) индивидуальная; б) групповая; в) централизованная

При групповой системе сбора (рис.49,б) весь комплекс по подготовке газа сосредоточен на групповом сборном пункте (ГСП), обслуживающем несколько близко расположенных скважин (до 16 и более). Групповые сборные пункты подключаются к промысловому сборному коллектору, по которому газ поступает на центральный сборный пункт и далее потребителю.

Групповые системы сбора получили широкое распространение, так как их внедрение позволяет увеличить мощность и коэффициент загрузки технологических аппаратов, уменьшить число объектов контроля, обслуживания и автоматизации, а в итоге -снизить затраты на обустройство месторождения.

При централизованной системе сбора (рис.49,в) газ от всех скважин по индивидуальным линиям или сборному коллектору поступает к единому центральному сборному пункту, где осуществляется весь комплекс технологических процессов подготовки газа и откуда он направляется потребителям.

Применение централизованных систем сбора позволяет осуществить еще большую концентрацию технологического оборудования, за счет применения более высокопроизводительных аппаратов уменьшить металлозатраты и капитальные вложения в подготовку газа.

В каждом конкретном случае выбор системы сбора газа обосновывается технико-экономическим расчетом.

По конфигурации трубопроводных коммуникаций различают бесколлекторные и коллекторные газосборные системы. При бесколлекторной системе сбора газ (подготовленный или нет) поступает на ЦПС со скважин по индивидуальным линиям. В коллекторных газосборных системах отдельные скважины подключаются к коллекторам, а уже по ним газ поступает на ЦСП.

Форма газосборного коллектора зависит от конфигурации площади месторождения, его размера и размещения групповых замерных установок или ДНС. Название газосборной системы обычно определяется формой газосборного коллектора. Различают линейные, лучевые и кольцевые коллекторные газосборные системы (рис. 50).

Рис.50. Формы коллекторной газосборной сети.

Подключение скважин: а) индивидуальное; б) групповое.

Линейная газосборная сеть состоит из одного коллектора и применяется при разработке вытянутых в плане месторождений с небольшим числом (2 - 3) рядов скважин. Лучевая газосборная сеть состоит из нескольких коллекторов, сходящихся в одной точке в виде лучей. Кольцевая газосборная сеть представляет собой замкнутый коллектор, огибающий большую часть месторождения и имеющий перемычки. Кольцевая форма сети позволяет обеспечить бесперебойную подачу газа потребителям в случае выхода из строя одного из участков коллектора. По назначению газопроводы подразделяются на: подводящие газопроводы, сборные коллекторы и нагнетательные газопроводы.

Нагнетательные газопроводы берут свое начало у компрессорных станций и служат для:

1) подачи газа в газовую шапку продуктивных пластов с целью поддержания давления и продления фонтанирования скважин;

2) подачи газа через газораспределительные будки к устьям компрессорных скважин;

3) подачи газа дальним потребителям;

4) подачи газа на ГПЗ или газофракционирующую установку (ГФУ).

При выборе системы сбора газа руководствуются следующими соображениями:

· обеспечение бесперебойности подачи газа;

маневренность системы, удобство обслуживания газосборных сетей при минимизации расходов на их сооружение и эксплуатацию.

Как и в случае нефтяных промыслов, добываемый газ отдельных скважин транспортируется внутри промыслов на десятки километров до централизованных пунктов подготовки газа УКПГ (рис. 51).

Газ группы скважин по газосборным коллекторам поступает на установку комплексной подготовки газа (УКПГ). После подготовки осушенный и очищенный газ головной компрессорной станцией (ГКС) подается в магистральный газопровод 4.

Для обеспечения оптимальных условий и дальнейшего его транспорта газ должен поступать на УКПГ с давлением не ниже 4¸6 МПа, в зависимости от рабочего давления МГ (5,45 или 7,35 МПа). В начальный период разработки месторождения это давление обеспечивается высоким давлением газа в пласте. По мере отбора газа пластовое давление снижается и наступает период, когда пластового давления недостаточно для обеспечения минимального давления перед УКПГ. С этого момента должна вступить в работу дожимная компрессорная станция (ДКС). Помимо повышения давления на ДКС производится отделение жидкости от газа.

Рис. 41. Схема сбора и транспорта газа

1 – скважины, 2 – выкидные линии, 3 – сборный коллектор, 4 - МГ, 5 - КП

Конденсат, полученный на УКПГ и ДНС, содержит в своем составе большое количество легких углеводородов (этан, метан). Для отделения и утилизации этих фракций конденсат направляется на завод стабилизации конденсата (ЗСК). Стабилизированный конденсат закачивается головной насосной станцией (ГНС) в конденсатопровод 5. Часть газа перерабатывается в нефтепродукты на заводе переработки конденсата (ЗПК).

Промысловая подготовка газа

Задачами промысловой подготовки газа являются его очистка от мехпримесей, тяжелых углеводородов, паров воды, сероводорода и углекислого газа.

Очистка газа от механических примесей. Очистка газа на пути от месторождения до потребителя производится в несколько ступеней. На первой ступени для ограничения выноса породы из скважины призабойную зону оборудуют фильтрами. Вторую ступень очистки газ проходит на про­мыслах в наземных сепараторах. Здесь в работе очистных аппаратов используется гравитационный принцип или действие центробежных сил при закрутке по­тока (циклоны). Третья ступень очистки происходит на линейной части газопровода и КС. На линейной части уста­навливают конденсатосборники типа «расширительная камера». На КС используются циклонные пылеуловители с встроенными циклонами. На ГРС перед подачей газа потре­бителю газ окончательно очищается пылеуловителями с мультициклонами.

Очищенный природный газ не имеет ни цвета, ни за­паха. Для обнаружения утечек газ предварительно одорируют этилмеркаптаном.

Осушка газа.Природный газ всегда содержит влагу, которая при определенных термодинамических условиях образует кристаллические вещества - газогидраты. Во избежание конденсации водяных паров в газопроводе влаго-содержание подаваемого в него газа должно быть меньше некоторого минимального влагосодержания в состоянии на­сыщения.

Существующие способы осушки при промысловой под­готовке газа к перекачке бывают двух видов:

сорбционные - поглощение влаги жидкими (абсорбция) и твердыми (адсорбция) сорбентами;

охлаждение газового потока.

После осушки газа точка росы паров воды в нем должна быть ниже минимальной температуры при перекачке газа. В среднем влагосодержание должно быть не более 0,05 г/м³. Наиболее эффективным жидким влагопоглотителем является триэтиленгликоль, легко поддающийся регенерации. В качестве твердых поглотителей применяются силикагели и бокситы, обеспечивающие низкую точку росы осушенного газа (до - 65°С). Для глубокой осушки при высоких темпера­турах используют цеолиты - сложные неорганические поли­меры, поглотительная способность которых превышает ак­тивность силикагеля и окиси алюминия в четыре раза.

Охлаждают газ или посредством дросселирования, или пропуская его через холодильные установки. Снижение температуры газа при дроссельном процессе расширения характеризуется коэффициентом Джоуля-Томсона и равно примерно 3...5 град/МПа. При использовании этого метода необходимо иметь высокое давление на устье скважины.

В случае, если в газе содержится повышенное количество сероводорода и углекислого газа, то газ дополнительно очищают от сероводорода и углекислого газа на специальных установках. Низкотемпературная сепарация осуществляется при температуре от –15°С в циклонных сепараторах с предварительным охлаждением газа, т.к. при низких температурах удается более полно провести удаление влаги и конденсата. Для предотвращения образования гидратов в сырой газ вводят раствор диэтилен-гликоля (ДЭГ). Адсорбционный метод осушки газа основан на применении междуадсорбции, т.е. поглощения влаги твердыми веществами-адсорбентами. В качестве адсорбентов используют твердые пористые вещества: активированные угли, силикогели, цеолиты. Насыщенные водой и конденсатом вещества-адсорбенты могут быть регенерированы за счет удаления поглощенной влаги и повторно использованы. Этот процесс называют десорбцией. Глубина осушки газа перед подачей его в магистральные газопроводы определяется отраслевым стандартом РАО «Газпром», где устанавливается точка росы по влажности в разных климатических зонах.

Точка росы – это температура, до которой должен охладиться газ, чтобы достигнуть состояния насыщения водяным паром. При достижении точки росы в газе начинается

конденсация влаги, что приводит к образованию гидратов. Для умеренной зоны нашей страны в период с 1 мая по 30 сентября точка росы газа по влаге не должна превышать 0° С, а с 1 октября по 30 апреля –5° С. В холодной зоне точка росы га за по влаге не должна, соответственно, превышать –10 и –20° С и выше.

На месторождениях с повышенным содержанием сероводорода газ перед закачкой его в магистральный газопровод должен быть очищен от сероводорода. Чаще всего для очистки газа от сероводорода и углекислого газа применяют абсорбционный метод с применением в качестве абсорбентов водных растворов моноэтанолов (МЭА) или диэтанолов (ДЭА). Очистку газа от сероводорода и углекислого газа проводят в абсорберах, где газ движется снизу вверх и взаимодействует со встречным потоком водного раствора МЭА или ДЭА. Очистка газа от сероводорода должна обеспечивать содержание его в газе не более 2 г на 100 м³.