24,25,26. Сбор и подготовка природного газа на промыслах.

Третий этап добычи нефти и газа – это сбор и подготовка к транспорту скважинной продукции.

Сбор газа, точнее, сбор продукции газовых и газоконденсатных скважин – это технологический процесс внутрипромысловой транспортировки сырого газа от скважин или кустов скважин до установок подготовки его к дальнему транспорту.

Элементы газосборной сети являются общими для разных месторождений и состоят обычно из фонтанных елок, газоотводящих линий (манифольдов, шлейфов), отключающих задвижек, газосборных коллекторов, конденсатопроводов, промысловых газосборных пунктов (ПГСП).

Внутрипромысловые газопроводы обычно подразделяют на шлейфы и газосборные коллекторы, различающиеся диаметрами труб. Газопроводы малого диаметра от одиночных скважин (с внутренними диаметрами 102, 125, 150 мм) или от кустов скважин (с диаметрами 219, 279, 325, реже 426 и 500 мм) называют в газовой промышленности шлейфами, а аналогичные трубопроводы от нефтяных скважин называют выкидными линиями. Газовые потоки с нескольких шлейфов могут объединяться в газосборный коллектор – трубопровод диаметром 325, 426 или 500 мм, ведущий к установкам промысловой обработки сырого газа.

Системы промыслового сбора природного газа.

В зависимости от конфигурации газосборных коллекторов можно выделить индивидуальные системы сбора и групповые.

Индивидуальные схемы бывают трех основных типов:

1. линейная (газосборный коллектор представляет собой одну линию, рисунок 11.1.а);

2. лучевая (коллекторы сходятся в виде лучей к центральному сборному пункту, рисунок 11.1.б);

3. кольцевая (газосборный коллектор огибает площадь газового месторождения, рисунок 11.1.в).

Рисунок 11.1 – Индивидуальные системы сбора и внутрипромыслового транспорта скважинной продукции:

а – линейная; б – лучевая; в – кольцевая;

1- скважина; 2- шлейф; 3 – коллектор; 4 – контур газоносности.

Та или иная схема выбирается в зависимости от формы газоносной структуры, особенностей размещения скважин на месторождении, их числа, а также от требований надежности системы.

Недостатки индивидуальных схем сбора и промысловой обработки газа:

• для обслуживания скважин и прискважинного оборудования требуется значительное количество квалифицированного персонала;

• промысловое оборудование рассредоточено по большой территории, что

приводит к высокой металлоемкости коммуникаций, значительным длинам промысловых дорог и т.д.;

• сложности надежного функционирования систем дистанционного управления технологическим режимом работы скважин и промыслового прискважинного оборудования.

Экономически и технологически более прогрессивными являются групповые схемы сбора и внутрипромыслового транспорта газа.

В этом случае газ со скважин подается по шлейфам на сборные пункты (установки предварительной подготовки газа – УППГ), где проводится замер и первичная сепарация газа. Затем газ подается в систему газосборных коллекторов, из которых поступает на групповой или сборный пункт ГСП (УКПГ), который может совмещаться с головными сооружениями магистрального газопровода. На ГСП газ проходит окончательную очистку и осушку и поступает в МГ. Такая групповая схема называется централизованной (рисунок 11.2.а).

При наличии нескольких УКПГ (рисунок 11.2.б) групповая схема называется децентрализованной (в МГ поступает подготовленный газ с нескольких УКПГ).

Рисунок 11.2 - Групповые схемы сбора и внутрипромыслового транспорта природного газа:

а – централизованная; б – децентрализованная;

1 - скважина (куст)); 2 – шлейф; 3 – коллектор; 4 – контур газоносности.

?. Классификация и основные сооружения магистральных газопроводов.

Трубопроводы, предназначенные для транспортировки газа из районов добычи к местам потребления, называются магистральными газопроводами (МГ).

В зависимости от рабочего давления МГ подразделяются на три класса:

• I класс – газопроводы высокого давления, выше 2,5 МПа;

• II класс – газопроводы среднего давления, 1,2-2,5 МПа;

• III класс – газопроводы низкого давления, ниже 1,2 Мпа.

Магистральные газопроводы имеют ответвления, которые предназначены либо для отвода газа к отдельным попутным его потребителям, либо для приема газа в МГ из расположенных на трассе источников газа – газовых месторождений.

По магистральному газопроводу на начальном участке газ перекачивается за счет естественной энергии пластового давления подключенных месторождений. Дальнейшая транспортировка осуществляется с помощью газоперекачивающих агрегатов.

Основными элементами магистрального газопровода являются (рисунок 11.3):

• линейная часть (трубопроводы, система антикоррозионной защиты, линии связи и т.д.);

• головные сооружения, на которых проводится подготовка добываемого газа к транспортировке (очистка, осушка и т.д.);

• компрессорные (газоперекачивающие) станции, предназначенные для перекачки газа;

• подземные газохранилища;

• газораспределительные станции;

• вспомогательные сооружения.

Рисунок 11.3 - Схема магистрального газопровода:

1 – газовый промысел;

2 – газосборная сеть (промысловый пункт сбора газа);

3 – головные сооружения;

4 – промежуточные компрессорные станции;

5 – газораспределительные станции;

6 – линейная арматура;

7 – двухниточный переход через водную преграду;

8 – подземное хранилище газа;

9 – отводы от основной магистрали.