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.
Источник статьи: http://oilloot.ru/77-geologiya-geofizika-razrabotka-neftyanykh-i-gazovykh-mestorozhdenij/614-skhemy-vnutripromyslovogo-sbora-gaza
Нефть, Газ и Энергетика
Блог о добычи нефти и газа, разработка и переработка и подготовка нефти и газа, тексты, статьи и литература, все посвящено углеводородам
Схемы 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 (рисунок 1).
Рисунок 1 — Схемы промыслового сбора газа и конденсата
а — линейная; b — лучевая; c — кольцевая; d — групповая
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
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 газоносных пластов, 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 технологическим режимом 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 на месторождении зависит от размеров газоносной площади и может колебаться в широких пределах — от 2 — 4 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. Число скважин, подключаемых к газосборному пункту, достигает иногда 25 и зависит от схемы размещения скважин и от их дебитов. Как правило, это число не превышает 10 — 12.
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 (1.5 — 2 млн. м 3 /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 10 — 15 млн. м 3 /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.
Источник статьи: http://www.tehnik.top/2020/12/blog-post_64.html
Схемы сбора и подготовки газа
Рубрика: Технические науки
Дата публикации: 05.05.2019 2019-05-05
Статья просмотрена: 1300 раз
Библиографическое описание:
Линкин, А. С. Схемы сбора и подготовки газа / А. С. Линкин. — Текст : непосредственный // Молодой ученый. — 2019. — № 18 (256). — С. 130-131. — URL: https://moluch.ru/archive/256/58740/ (дата обращения: 18.03.2021).
Газ собирается для подачи на головную компрессорную станцию, которая транспортирует его по магистральному газопроводу к потребителям. Прежде чем попасть к своему потребителю, весь добываемый природный газ проходит через сложную систему сбора и обработки. Системы сбора продукции скважин делятся на несколько отличных друг от друга схем и применяются при различных условиях. В данной статье будут рассмотрены различные схемы и системы сбора газа.
Схемы сбора газа
Выбирая схему сбора газа, обращают внимание на следующие показатели: количество запасов, дебит, объем и состав (присутствие тяжелых углеводородов, сероводорода и т. д.) газа, параметры на устье скважин, площадь газоносности, количество и характер продуктивных пластов и другие параметры.
Применяют четыре схемы внутрипромыслового сбора газа:
a) линейная — используют на месторождениях с вытянутой площадью газоносности;
b) лучевая — используют при раздельной эксплуатации пластов с различными параметрами;
c) кольцевая — используют на месторождениях с большой площадью газоносности (характерно большое количество скважин);
Рис.1 — схемы сбора газа: 1 — скважина; 2 — шлейф; 3 — газосборный коллектор; 4 — контур газоносности; 5 — кольцевой газосборный коллектор. ГСП — групповой сборный пункт; МГ — магистральный газопровод; ГП — газосборный пункт
При использовании индивидуальной схемы каждая скважина имеет собственный комплекс для подготовки газа. Газ, пройдя прискважинное оборудование по очистке, направляется по шлейфам в газосборный коллектор, в газосборный пункт (ГСП) и магистральный газопровод. Конденсат после очистки направляется по трубопроводам в ГСП.
Данные схемы используются в период начальной разработки или если скважины находятся на большом расстоянии друг от друга.
Линейная, лучевая и кольцевая схемы имеют следующие недостатки:
- Наличие слишком большого количества оборудования на всем производстве;
- Оборудование, устанавливаемое на скважинах, требует большого количества высококвалифицированного персонала;
- Сложность в организации обслуживания, автоматизации и контроля;
- Значительные потери газа на промысле из-за большого количества технологических сооружений;
- Для обустройства требуется большое количество ресурсов, а так же необходимо проложить дороги к каждому объекту, что тоже является не выгодным.
При применении групповой схемы обработку газа до состояния «товарного» проводят на установке комплексной подготовки газа (УКПГ), которая размещается в центре группы скважин. Газ и конденсат от УКПГ по трубопроводам доставляют на промысловый газосборный пункт (ПГСП).
Количество газосборных коллекторов может быть больше одного, если на производстве находится много газосборных пунктов. В этом случае коллекторы сходятся в виде лучей в одном пункте на ПГСП.
Возможны две системы сбора газа и конденсата:
Децентрализованной называется система, когда на ГСП проводится окончательная подготовка газа. Децентрализованную систему применяют на площадях с высокопродуктивными скважинами или если добыча затрудняется образованием гидратов, выпадением конденсата и т. д.
При централизованной системе окончательная подготовка производится на головных сооружениях, а ГСП осуществляет только сбор и первичную сепарацию. Централизованная система в основном применяется на чисто газовых месторождениях.
Децентрализованную систему сбора газа также используют на газоконденсатных месторождениях с большой производительностью, которые оборудованы системой низкотемпературной сепарации (НТС), и также на месторождениях с большими запасами газа. При любых других обстоятельствах на газоконденсатных месторождениях целесообразно использовать централизованную систему сбора.
Чтобы выбрать более выгодный вариант системы обработки газа необходимо провести технико-экономические расчеты для каждого из них. Если показатели окажутся равноценными, то выбирают централизованную систему.
- Забродин Ю. Н. Управление нефтегазостроительными проектами: современные концепции, эффективные методы и международный опыт / Ю. Н. Забродин, В. Л. Коликов, А. М. Саруханов. — М.: Экономика, 2004.
- Лутошкин Г. С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды: учебник для вузов / Г. С. Лутошкин. — М.: Альянс, 2005.
- А. И. Ширковский. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. // М: Недра,1987.- 347с
Источник статьи: http://moluch.ru/archive/256/58740/
