Лекции.ИНФО


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 рпр - давления на приеме, r-степени сжатия газа, N - мощности компрессоров, t -времени разработки залежи,Qдоб - объема добытого газа.

При уменьшении давления газа на приеме ДКС рпрувеличи­вается 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. Qдоб - NС > NБ > NА и tС > tБ > tА.

Эксплуатация промысловой ДКС характери­зуется

- непрерывно изменяющейся степенью сжатия (степень сжатия компрессорахарактеризуется отношением давления на выходе из компрессора к давлению на приеме r = Рвык / 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.

 









Читайте также:

  1. II. Национализация банков, транспорта и промышленности
  2. XIII. РАЗРАБОТКА ПЛАСТОВ, ОПАСНЫХ ПО ВНЕЗАПНЫМ ВЫБРОСАМ УГЛЯ (ПОРОДЫ) И ГАЗА, И ПЛАСТОВ, СКЛОННЫХ К ГОРНЫМ УДАРАМ
  3. Абсорбционный способ осушки газа
  4. Адсорбционный способ осушки газа
  5. Алгоритм выбора схемы преобразователя
  6. Бестрансфоматорные схемы выпрямления
  7. Виды возбуждения и схемы включения двигателей постоянного тока
  8. Виды транспорта в строительстве.
  9. Влияние газа на работу УЭЦН и методы защиты насосов от влияния свободного газа, содержащегося в откачиваемой жидкости
  10. Вопрос №31. Особенности тушения пожаров в местах добычи нефти и газа, проведение АСР при ликвидации последствий ЧС. Правила охраны труда.
  11. Выбор и расчет технологической схемы проведения ремонтно-изоляционных работ (РИР) в скважине.
  12. Выбор схемы воздухораспределения, расчет и подбор воздухораспределителей


Последнее изменение этой страницы: 2016-03-17; Просмотров: 327;


lektsia.info 2017 год. Все права принадлежат их авторам! Главная