Промысловый сбор и подготовка природного газа

Месторождения природного газа в зависимости от состава пластовой продукции условно делятся на газовые и газоконденсатные.

Основной компонент природных газов — метан (до 98 %). В составе природных газов в значительном количестве содержатся также этан, пропан, бутан, пентан и более тяжелые углеводороды. В состав газов всегда входят водяные пар и довольно часто такие компоненты, как азот, сероводород, двуокись углерода и гелий.

В составе природных газов и конденсата (газового) наряду с сероводородом встречаются и другие сернистые соединения, которые разделяются на две группы: активные и неактивные. К активным соединениям относятся сероводород, элементарная сера, сернистый ангидрид, меркаптаны, к неактивным — сульфиды, дисульфиды, тиофен и тиофаны. Из сернистых соединений газа наиболее активен сероводород, он вызывает коррозию металлов с образованием сульфидов. Наличие влаги в газе резко усиливает коррозийное действие сероводорода и других кислых компонентов. Свойства газов определяются свойствами отдельных компонентов, входящих в его состав.

Метан при обычных условиях ведет себя как реальный газ. Пропан и бутан при обычных условиях являются газами, так как их критические параметры весьма высоки.

Углеводороды, начиная с изопентана и выше, при нормальных условиях (давлении 0,1 МПа и температуре 0 °С) находятся в жидком состоянии, а в составе газа — в капельном виде.

Продукция газовых месторождений не нуждается в дополнительной обработке перед подачей в магистральные газопроводы. Подготовка в этом случае заключается только в извлечении влаги из газа, а в случае необходимости — и кислых компонентов. Продукция газоконденсатных месторождений должна подвергаться обработке для извлечения из них пентана и высших углеводородов. Это влияет как на схему обработки пластовой продукции, так и на технико-экономические показатели эксплуатации месторождения.

В составе газов чисто газовых месторождений метана содержится значительно больше, чем в составе нефтяных газов. В зависимости от преобладания легких или тяжелых компонентов газы разделяют соответственно на две группы: сухие и жирные.

В сухом газе содержание тяжелых углеводородов незначительное или они отсутствуют, в то время как в жирном газе их число может достигать таких величин, что из него можно получать сжиженные газы или конденсат (газовый бензин). На практике принято считать сухим газ, содержащий в 1 м3 менее 60 г газового бензина, а жирным — более 60…70 г бензина.

Наличие воды в углеводородном газе связано с его контактированием с ней в пласте. Количество воды в добываемом газе зависит от давления и температуры пласта, а также от состава газа и минерализации воды.

Различают равновесную и относительную влагоемкость газа. Максимальное количество влаги, которое может находиться в паровой фазе определенного состава газа, соответствует равновесной влагоемкости газа, характеризующейся точкой росы, т. е. температурой, при которой газ становится насыщенным влагой при заданном давлении.

Относительной влагоемкостью называют отношение количества водяных паров, фактически содержащихся в единице объема газа, к значению равновесной влагоемкости газа при тех же условиях.

Большое научно-практическое значение имеет точность определения воды в газе, так как оно оказывает существенное влияние на технико-экономические показатели установок подготовки газа к транспорту. Кроме того, присутствие в составе транспортируемого газа воды только в паровой фазе является одним из важней….

Поступающая из газовых скважин продукция не представляет собой чистый газ. Из скважин вместе с газом поступают пластовая вода, твердые частицы механических примесей (горных пород, затвердевшего цемента).

Существующие системы сбора газа классифицируются:

Ø по степени централизации технологических объектов подготовки газа;

Ø по конфигурации трубопроводных коммуникаций;

Ø по рабочему давлению.

По степени централизации технологических объектов подготовки газ а различают индивидуальные, групповые и централизованные системы сбора.

При индивидуальной системе сбора (Рисунок 5.10 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:

Ø рассредоточенность оборудования и аппаратов по всему промыслу, а, следовательно, сложности организации постоянного и высококвалифицированного обслуживания, автоматизации и контроля за работой этих объектов;

Ø увеличение суммарных потерь газа по промыслу за счет наличия большого числа технологических объектов и т.д.

Рисунок 5.10 — Системы сбора газа на промыслах

а) — индивидуальная; б) — групповая; в) — централизованная

VIII — установка подготовки газа; ГСП — групповой сборный пункт; ЦСП — централизованный сборный пункт

При групповой системе сбора (Рисунок 5.10 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 (Рисунок 5.10 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 коммуникацийразличают бесколлекторные и коллекторные газосборные системы. При бесколлекторной системе сборагаз (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.

Различают линейные, лучевые и кольцевые коллекторные газосборные системы (Рисунок 5.11).

Рисунок 5.11 —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 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.

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

Промысловая подготовка к транспортировке предусматривает извлечение из газа тяжелых углеводородов, влаги и ингибиторов гидратообразования. Образующиеся в процессе промысловой обработки газа жидкие гетерогенные системы обычно двухфазны и представляют собой многокомпонентные системы, состоящие из углеводородного конденсата, ингибитора гидратообразования, воды и растворенных в ней минеральных солей. В процессе добычи газа, вместе с газом из скважины поступает пластовая вода, содержащая растворенные в ней соли. Соли оказывают заметное влияние на летучесть воды и ППГ изменяют точку росы подготавливаемого к транспортировке газа.

Природный газ, поступающий из скважин, содержит в виде примесей твердые частицы (песок, окалина), конденсат тяжелых углеводородов, пары воды, а в ряде случаев сероводород и углекислый газ. Присутствие в газе твердых частиц приводит к абразивному износу труб, арматуры и деталей компрессорного оборудования, засорению контрольно-измерительных приборов.

Конденсат тяжелых углеводородов оседает в пониженных точках газопроводов, уменьшая их проходное сечение.

Наличие водяных паров в газе приводит к коррозии трубопроводов и оборудования, а также к образованию в трубопроводах гидратов — снегоподобного вещества, способного полностью перекрыть сечение труб.

Сероводород является вредной примесью. При его содержании большем, чем 0.01 мг в 1 л воздуха рабочей зоны, он ядовит. А в присутствии влаги сероводород способен образовывать растворы сернистой и серной кислот, резко увеличивающих скорость коррозии труб, арматуры и оборудования.

Углекислый газ вреден тем, что снижает теплоту сгорания газа, а также приводит к коррозии оборудования.

Дата добавления: 2014-01-05