Тема 4. Сбор и подготовка газа, газового конденсата и нефти

на промыслах.

4.1. Требования к промысловой подготовке

Добываемые из газовых месторождений природные газы содержат наряду с углеводородами азот, углекислоту, сероводород, гелий, аргон, пары воды, капельную, пресную и минерализованную воду, а также механические примеси.

Природный газ, поступающий в единую систему газоснабжения (ЕСГ), должен содержать не более 2 г сероводорода на 100м³ газа (при стандартных условиях). Точка росы должна быть ниже температуры в газопроводе. Согласно ОСТ 51.40-93, природный газ надо осушать в зависимости от времени года, климатического пояса.

Район	Точка росы,0С	Время года
Север	-20 -10	Зимний период Летний период

Товарные кондиции стабильного конденсата, используемого в качестве сырья на нефте- и газоперерабатывающих заводах, определяются ОСТ 51.65-80 ''Конденсат газовый стабильный'', введённым в действие 01.01.1982 года.

Для конденсата I группы в ОСТ установлены следующие показатели:

1. давление насыщенных паров с 1 апреля по 30 сентября – не более 66661 Па, с 1 октября по 31 марта – не более 93325 Па;

2. массовая доля воды – не более 0,1 %;

3. массовая доля мехпримесей – не более 0,005 %;

4. содержание хлористых солей – не более 10 мг/л;

5. массовая доля общей серы не нормируется

6. плотность при 20⁰С не нормируется

Несоблюдение требований к качеству продукции может привести к порче оборудования, авариям и т.д.

4.2. Сбор и подготовка природного газа и газоконденсата

Выбор системы сбора зависит от запасов и состава газа, от формы залежи, размещения и продуктивности скважин, пластового давления и многих других факторов.

Линейная – на небольших вытянутых газовых месторождениях.

Лучевая - скважины (или куст скважин) подключаются к газосборному пункту по индивидуальному шлейфу.

Кольцевая - скважины подключены в общий кольцевой шлейф.

Групповая – продукция от скважин поступает по индивидуальным шлейфам на установки комплексной подготовки газа (УКПГ). Число УКПГ зависит от размеров залежи. Рассмотреть на примере ГМ Медвежье, ГКМ Уренгойское.

П

Рис. 4.1. Схема абсорбционной установки:

1. Абсорбер;

2. печь БОР;

3. насос ДЭГа;

4. насос конденсата.

редусмотренные ОСТ кондиции природного газа могут быть получены различными способами. Задача состоит в том, чтобы намеченной цели достичь наименьшей затратой средств. Наиболее распространённые методами являются абсорбционный, адсорбционный, низкотемпературной сепарации (НТС).

Абсорбционный – основан на способности жидких абсорбентов поглощать из природного газа влагу. В качестве поглотителя используются трёхатомные спирты этиленгликоль (ЭГ), диэтиленгликоль (ДЭГ), триэтиленгликоль (ТЭГ), а также масла, амины. Такие установки выгодны при осушке газа до точек росы, не превышающих –20⁰С.

Адсорбционный – используются твёрдые поглотители, например силикагель, активированный окиси алюминия (боксита) и цеолиты. Эти вещества гранулированы и имеют сильно развитую внутреннюю поверхность сообщающихся между собой пор. Влага адсорбируется в порах при низкой температуре и испаряется при подогреве. Такая установка работает циклически, поглотитель в ней неподвижен.

НТС – процесс осушки проходит за счёт резкого понижения температуры потока продукции либо с использованием штуцеров, когда хватает собственной энергии пласта, либо с подводом холода искусственным путём.

Установки искусственного холода (УИХ) предназначена для охлаждения продукции газоконденсатных скважин до заданной ОСТ температуры без затрат пластового давления. При охлаждении газоконденсатной смеси тяжёлые углеводороды и пары воды конденсируются, отделяются от паровой фазы в низкотемпературном сепараторе, стабилизируются до получения стабильного конденсата.

При отборе газа из газовой (газоконденсатной) залежи давление в процессе разработки непрерывно уменьшается. В определённый момент собственного давления становится недостаточно для подачи газа потребителю (магистральный газопровод МГ, ТЭЦ и т.д.) с заданным расходом, хотя остаточные запасы газа в залежи значительны. Начинается период компрессорной эксплуатации газовой залежи с помощью промысловых дожимных компрессорных станций (ДКС), предназначенных для следующих целей:

1. Сжатия газа до необходимого давления. При подаче газа в МГ это давление может изменяться от 3,7 до 10 МПа. В процессе транспортировки газа на химические комбинаты, ТЭЦ, 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. Увеличения газоотдачи пласта понижением давления на всём пути движения газа из пласта до приёмного коллектора ДКС и в самой залежи; практика показывает, что в бескомпрессорный период эксплуатации газовых месторождений можно отобрать 50 – 60 % начальных запасов газа, в комрессорный период эксплуатации – ещё 20 – 30 %.

3. Увеличения дебитов добывающих скважин уменьшением забойного давления и, следовательно, увеличением депрессии.

4. Улучшения технико – экономических показателей начального участка МГ большой протяжённости или МГ небольшой длины.

Для сжатия газа до заданного давления на промысловых ДКС можно использовать поршневые, центробежные и винтовые компрессоры.

При соответствующих условиях в газопроводах, шлейфах, аппаратах образуются гидраты. Это твёрдые, снегоподобные , кристаллические соединения газа с водой. Отложения их осложняют процесс добычи газа. При достаточно высоком давлении гидраты образуются при положительных температурах. Методы борьбы с образованием гидратов состоят в создании условий, при которых гидраты не образуются или, если они уже образовались, разлагаются. Для борьбы с гидратами применяют: снижение давления, повышение температуры, уменьшение парциального давления воды. Последнее достигается вводом в газ ингибиторов гидратообразования (метанол, ДЭГ, хлористый кальций) или удалением из газа части воды, т.е. его осушкой.

Для производства товаров из углеводородного сырья на промысле устанавливается различное оборудование, машины и приборы: каплеотбойники, сепараторы, теплообменники, конденсаторы, испарители, насосы и компрессоры, абсорберы или адсорберы, детандеры, секционные аппараты и т.д.

Основными наземными сооружениями на нефтяных и газовых промыслах являются стальные трубопроводы для транспортировки различных жидкостей и газов. По способу изготовления бывают сварные и цельнотянутые. Нефтепроводные трубы делаются безреьбовыми и соединяются при помощи сварки. Газовые соединяются на резьбе при помощи муфт. Фланцевое соединение применяется главным образом при монтаже узлов групповых сборных установок, при установке на трубопроводе запорной арматуры и т.д.

На газопроводах в пониженных местах трассы устанавливают конденсато- и водосборники, где скапливаются жидкие углеводороды и вода выпадающие из газа во время его движения. В качестве запорной арматуры на трубопроводах применяют задвижки, вентили, краны, обратные клапаны. Запорная арматура устанавливается в начале и в конце каждого трубопровода, в местах соединения их друг с другом, а также в отдельных точках трубопроводах большой протяжённости.

Задвижки разделяются:

1. стальные – на высокое давление, чугунные – на низкое давление

2. параллельные – имеют параллельные плоскости затвора, клиновые – в качестве затвора клиновидные поверхности

3. с выдвижным шпинделем и с невыдвижным шпинделем.

Кран – запорное устройство, проходное сечение которого открывается и закрывается при повороте пробки вокруг своей оси.

Вентиль – запорный клапан насажен на шпиндель, при повороте которого клапан перемещается вдоль оси седла.

Для отключения трубопровода в случае изменения направления движения продукции в трубопроводе служат обратные клапаны. Открываются по ходу струи и закрываются при её обратном движении.

Регуляторы давления – предназначены для поддержания постоянного давления в трубопроводе.

Предохранительный клапан – для предохранения от разрыва аппаратов, сосудов, трубопроводов и т.д. Изготавливаются пружинные и рычажные.

Для механической очистки газа применяются сепараторы 4-х типов: гравитационные, инерционные, адгезионные, смешанные.

Гравитационные – основаны на принципе разделения потока веществ под действием силы тяжести.

Инерционные – используется различие инерции разделяемых веществ. Типичным представителем такого сепаратора является циклонный.

Адгезионные – основаны на способности жидких и смоченных твёрдых частиц прилипать к поверхности твёрдых тел.

Смешанные – в них используются все три типа принципа действия. Получили наибольшее распространение. Конструктивно выполняются горизонтальными, вертикальными, цилиндрическими и шаровыми.

Для осушки природного газа на промыслах применяются абсорберы или адсорберы, в зависимости от, выбранного для данных условий, метода осушки.

Абсорбер – вертикальный сосуд работающий под давлением, предназначенный для извлечения из газа воды, конденсата, H₂S, СО₂ путём орошения жидким осушителем (ЭГ, ДЭГ, ТЭГ) восходящего потока газа. Газ подводится в средней части аппарата, далее (в зависимости от конструкции) происходит орошение на контактных тарелках и осушенный газ отводится через верх, а насыщенный влагой осушитель поступает на регенерацию (процесс извлечения влаги из осушителя при более высокой температуре).

Адсорбер – вертикальный сосуд работающий под давлением, предназначенный для осушки и очистки природного газа с помощью твёрдых осушителей. В процессе осушки используется два аппарата. Размеры в 2-3 раза меньше абсорбера.

Разделители жидких смесей – предназначены для разделения конденсата, воды и т.д. за счёт действия силы тяжести по разности плотностей.

Турбодетандер – расширительная машина, предназначенная для охлаждения газа за счёт снижения давления газа с совершением работы, т.е. при политропическом процессе; используется в установках НТС. Удельное (на 1Мпа снижения давления) понижение температуры равно 20-30 К.

Теплообменники - предназначены для охлаждения потока газоконденсатной смеси , поступающей из скважины на УКПГ, для снижения потерь давления с целью получения определённых температур сепарации газа. Наиболее широко применяются теплообменники, работающие по принципу «труба в трубе», и кожухотрубчатые.