11.1 Описание проектной технологической схемы эксплуатации новых пластов Бейсугского месторождения с установкой дожимной компрессорной станции в районе Каневской пзрг

Технологическая схема варианта эксплуатации пластов месторождения с установкой ДКС в районе Каневского пункта замера и распределения газа (ПЗРГ) представлена на рисунке 3.

Газоконденсатная смесь со вновь пробуренных скважин (75, 76, 77, 78, 79, 80, 81, 82, 83, 84, 85, 86) по газопроводам-шлейфотам Ø 273×8 и Ø 159×6 через узлы защиты поступает на ГУ-1 в низкотемпературный сепаратор С-2, где смесь сначала очищается от основной массы капельной жидкости и механических примесей, затем дросселируется и подготавливается по технологии низкотемпературной сепарации. Подготовленный газ с ГУ-2 и ГУ-3 поступает в сепаратор С-1. После низкотемпературной сепарации газ из сепараторов С-1 и С-2 под давлением 1,1 МПа по газопроводу Ø530 мм протяженностью 80 км поступает на дожимную компрессорную станцию (ДКС), расположенную в районе Каневского ПЗГР, откуда под давлением 3,0 МПа направляется через коммерческий узел учета в систему внешнего транспорта. Попутно часть газа подается по газопроводам различных диаметров в населенные пункты (г. Приморско-Ахтарск, х. Тамаровский,

ст. Бриньковская, ст. Каневская, ст. Калининская, ст. Стародеревянковская), часть используется на собственные нужды, а часть сжигается на факелах.

От кустов новых скважин предусмотрена проводка резервного шлейфа (замерной линии) Ø273×8, через который производится переключение на замер (резервный шлейф может быть использована также для спуско-подъемных операций). Расходомеры могут быть установлены и на каждой линии, идущей к скважине. В этом случае замерная линия не нужна. Для измерения расходов газожидкостной смеси, поступающей из скважин, последние через замерную линию поочередно подключаются к замерной установке, состоящей из замерного газосепаратора и расходомера. Для этой цели могут быть использованы автоматизированные замерные установки.

Конденсат из сепараторов С-1 и С-2 поступает в существующий конденсатосборник, где подготавливается для дальнейшей закачки в пласт.

Для предотвращения гидратообразования в технологических трубопроводах установок и в газоконденсатопроводе предусмотрена прокладка от ГУ-1 до кустов скважин ингибитопровода с возможностью подачи метанола и ингибитора коррозии в каждую скважину.

11.2 Описание проектной технологической схемы эксплуатации пластов Бейсугского месторождения с установкой дожимной компрессорной станции на пгсп.

Технологическая схема варианта эксплуатации пластов месторождения с установкой ДКС на ПГСП представлена на рисунке 4.

Газоконденсатная смесь новых, пробуренных на нижний мел и I черкесскую свиту, скважин по газоконденсатопроводам поступает на ГУ-1 в низкотемпературный сепаратор, где происходит отделение от основной массы капельной жидкости и механических примесей, затем дросселируется и подготавливается по технологии низкотемпературной сепарации. Пока давление газожидкостной смеси, добываемой из новых пробуренных скважин, составляет порядка 3,0 МПа, подготовленный газ направляется в газопровод до Каневского ПЗГР. При джавлении газожидкостной смеси менее 3,0 МПа подготовленный газ из сепараторов поступает на дожимную компрессорную станцию, расположенную на ПГСП. После сжатия до необходимого давления 3,0 МПа газ направляется через коммерческий узел учета в систему внешнего транспорта.

Остальные условия транспортировки и подготовки газа аналогичны первому варианту.

Рисунок 3 - Проектная технологическая схема эксплуатации пластов Бейсугского месторождения с установкой ДКС в районе Каневского ПЗРГ

Рисунок 4 - Проектная технологическая схема эксплуатации пластов Бейсугского месторождения с установкой ДКС на групповой установке ГУ-1