книги из ГПНТБ / Ширковский, А. И. Добыча и подземное хранение газа учебное пособие

Конфигурация газосборного коллектора зависит от формы площади газоносности, числа и размещения эксплуатационных скважин, количества газоносных пластов, состава газа в них, ме­ тодов промысловой обработки газа и способов замера его объема.

Линейный коллектор применяется, как правило, на газовых месторождениях с вытянутой площадью газоносности, лучевая

Рис. 9. Схемы сбора газа на газовом промысле:

система — при раздельной эксплуатации газовых пластов с раз­ личными начальными давлениями и составом газа, кольцевой коллектор — на больших но 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 имеют следующие недостатки:

1)промысловое оборудование установлено на большой терри­

тории;

2)скважины с прискважинным оборудованием для очистки, осушки и замера газа требуют большого числа квалифицирован­ ного обслуживающего персонала;

60

3) значительные длина промысловых дорог, металлоемкость коммуникаций водоснабжения, теплоснабжения и доставки реа­ гентов;

4)сложность устройства и функционирования систем дистан­ ционного измерения давлений, температур, расходов, управления технологическим режимом работы скважин и прискважинного оборудования;

5)значительные потери газа и конденсата в запорной армату-

ре и прискважйнных сооружениях.

При разработке газоконденсатных месторождений стали при­ менять групповую — коллекторную систему 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 газо­ сборном пункте (ГСП), который размещается, как правило, в центре группы скважин (рис. 9, г).

Газ и конденсат от ГСП по самостоятельным трубопроводам поступают на промысловый газосборный пункт (ПГСП) или голов­ ные сооружения магистрального газопровода. Число ГСП может быть велико. Так, на Шебелинском газоконденсатном месторож­ дении построено 27 ГСП.

При получении сухого газа и стабильного конденсата возмож­ ны две схемы промысловой обработки газоконденсата: децентра­ лизованная и централизованная. Если сухой газ и стабильный конденсат приобретают товарные кондиции на групповых пунк­ тах сбора и обработки газа, где установлено все необходимое: оборудование, схема называется децентрализованной.

Централизованной называется схема получения сухого газа и стабильного конденсата с заданными товарными кондициями на промысловом газосборном пункте или голозных сооружениях магистрального газопровода. В этом случае на ГСП осуществля­ ются лишь сбор и первичная сепарация газа.

Выкидные линии от скважин до газосборного коллектора или ГСП рассчитывают по формуле пропускной способности газопро­ вода

в кгс/см2; D — внутренний диаметр шлейфа в см; A = ?.(Re) — ко­ эффициент гидравлического сопротивления; Д — относительная плотность газа по воздуху; I, Т — средние по длине L коэффициент отклонения реального газа от закона Менделеева — Клапейрона и абсолютная температура газа соответственно; L — длина шлейфа в км.

61

уровне укладки шлейфа или подогревателя, если температура газа, выходящего из скважины, меньше температуры грунта. Обычно внутренний диаметр шлейфа равен 102, 150 или 200 мм.

Промысловый газосборный коллектор рассчитывается как сложный газопровод с подключением по пути газовых линий. На рис. 10 изображена схема части промыслового газосборного кол­ лектора.

62

Запишем уравнение расхода газа для каждого участка, сложим их и получим

ка; рь P n + i — давления в начале и конце коллектора; z — коэффи­ циент сжимаемости газа при средних на длине U давлении и тем­ пературе; Д— относительная плотность по воздуху.

Предположим, что при тех же длине, диаметре и давлениях

(L — общая длина коллектора).

Из сравнения уравнений (107) и (108) получим

лектора определяется по величине давления на ГП или рассчиты­ вается на давление, несколько превышающее давление в начале магистрального газопровода. Внутренний диаметр определяется по давлениям на ГП и приеме дожимной компрессорной станции на конец компрессорного периода разработки залежи с постоянным суточным отбором газа. Обычно внутренний диаметр промыслового газосборного коллектора изменяется от 500 до 1420 мм.

Расчет сложной внутри- и межпромысловой газосборной сети при большом числе скважин, ГСП, дожимных компрессорных станций, при большой протяженности промысловых и межпромыс­ ловых коллекторов с неустановившимся режимом течения газа в них производится в современных условиях с помощью ЭВМ.

§ 17. Промысловая дожимная компрессорная станция

Н а з н а ч е н и е П Д К С

При отборе газа из газовой (газоконденсатной) залежи давле­ ние в ней и в каждой точке по пути движения газа до ПДКС уменьшается. В определенный момент времени собственного дав­ ления газа недостаточно для подачи газа потребителю (магист­ ральному газопроводу, ТЭЦ, сажевому заводу и т. д.) с заданным расходом его. В этот период эксплуатации газовой залежи сущест-

63

венно уменьшается разность между пластовым давлением газа и давлением в начале магистрального газопровода, снижаются дебиты скважин, скорости движения газа в колонне фонтанных труб. На забоях скважин часто образуется или столб жидкости (воды и углеводородного конденсата), или песчаная пробка. Наступает момент, когда дальнейшее извлечение газа из залежи и подача его потребителям при заданных условиях становится не­ возможной, хотя остаточные запасы газа в залежи значительны.

(ПДКС).

ПДКС предназначена для следующих целей:

1. Сжатия газа до необходимой величины давления. При по­ даче газа в магистральный газопровод это давление может изме­ няться от 37 до 75 кгс/см2. При подаче газа на химические комбинаты, ТЭЦ, сажевые заводы, на технологические нужды промышленных предприятий давление зависит от расхода газа, длины и диаметра соединительного газопровода, величины давле­ ния у потребителя. Оно может изменяться от 5 до 17 кгс/см2.

2. Повышения коэффициента извлечения газа из залежи при понижении давления на всем пути движения газа до приемного

средними запасами можно отобрать 50—60% начальных запасов газа в залежи, в компрессорный период эксплуатации можно уве­ личить коэффициент извлечения газа из залежи на 20—30%.

3.Увеличения дибитов эксплуатационных скважин путем уве­ личения разности пластового и забойного давлений.

4.Получения наилучших технико-экономических показателей

магистрального газопровода.

§ 18. Технологические условия работы промысловой дожимной компрессорной станции при газовом режиме эксплуатации залежи

При газовом режиме эксплуатации залежи давление в ней и в каждой точке по пути движения газа до промысловой дожим­ ной компрессорной станции уменьшается. При подаче газа в ма­ гистральный газопровод или другому потребителю давление газа должно быть постоянным. Таким образом, при увеличении объема добытого газа из залежи давление на приеме Г1ДКС будет умень­ шаться, степень сжатия газа будет непрерывно увеличиваться до некоторого максимального значения, например равного 5.

При снижении давления газа на приеме ПДКС будет увели­ чиваться мощность силового привода для сжатия газа, умень­ шаться производительность одного компрессора. При постоянном отборе газа из залежи в этих условиях будет увеличиваться как число ступеней сжатия газа, т. е. число компрессоров, работаю­ щих последовательно, так и число компрессоров, работающих

64

параллельно в одной ступени. В конце периода компрессорной эксплуатации залежи с постоянным темпом отбора газа общее число компрессоров может достигать большой величины [5, 6].

При политрогшческом процессе сжатия газа в цилиндрах поршневого компрессора необходимую мощность силового приво­ да (в л. с.) можно определить по формуле

ш—1

т — показатель политропы сжатия газа; рп, pi — абсолютные давления на приеме и выкиде компрессора в кгс/см2; гц — геомет­

лютное давление; Тс, Тп— абсолютные температуры газа стандарт­

Зависимость мощности N и производительности компрессора от давления на приеме рп при различных значениях объема вред­ ного пространства показана на рис. 11.

Из графиков следует, что в первый период работы ПДКС мож­ но уменьшить число компрессоров, работающих параллельно при

номинальной (заданной) мощности силовых цилиндров путем повышения давления на приеме ПДКС с одновременным увеличе­ нием объема вредного пространства до рассчитанной по формуле (110) величины при N = N0.

Число ступеней сжатия газа п можно определить из равенства

где г0 — степень сжатия газа одного компрессора известной марки (для поршневых и винтовых компрессоров г0= 3-1-4, для центро­ бежных нагнетателей г0—1,2ч-1,6, в зависимости от равхода пере­ качиваемого газа и характеристик нагнетателя); r=--pi/Pn— общая степень сжатия газа в компрессоре.

Общее число компрессоров k0, необходимых для сжатия газа (при расчете по мощности), можно найти из равенства

Число компрессоров, работающих параллельно в одной ступени ku можно определить (по производительности) из равенства

ПДКС изменяется (рис. 12).

Таким образом, эксплуатация промысловой дожимной комп­ рессорной станции характеризуется непрерывно изменяющейся степенью сжатия газа, расходом перекачиваемого газа одним ком­ прессором и всей станцией, увеличением числа компрессоров, сложной технологической схемой их компоновки, необходимостью регулирования компрессоров для уменьшения удельной мощности на сжатие газа, сравнительно небольшим сроком работы при эк­ сплуатации газового месторождения с большим начальным пла­ стовым давлением и относительно небольшими запасами газа.

К компрессорным агрегатам промысловых дожимных компрес­ сорных станций предъявляются следующие требования: 1) высо­ кий к. и. д. при широком изменении степени сжатия газа и его

66

§ 19. Размещение ПДКС на территории газового месторождения или газоносной провинции

Площади газоносности многих газовых месторождений, откры­ тых в последние годы, весьма велики. Большие запасы газа и высокие темпы отбора его из залежи приводят к необходимости бурения большого числа эксплуатационных скважин.

При небольшой разнице начального пластового давления и давления в начале магистрального газопровода промысловая до-

Рис. 13. Варианты размещения промысловых дожимных компрессорных стан­ ций на территории газового месторождения

жимная компрессорная станция вступает в работу вскоре после начала эксплуатации газовой залежи. Продолжительность ком­ прессорного периода эксплуатации в этом случае будет велика.

В условиях севера, лесотундры, болотистой местности при необ­ ходимости бурения большого числа скважин особое значение приобретают не только методы размещения скважин на площади газоносности, но и схема сбора и обработки газа на промысле, определение числа и размещения промысловых дожимных ком­ прессорных станций на территории промысла.

Рассмотрим технико-экономическое обоснование числа и раз­ мещения промысловых дожимных компрессорных станций на при­ мере газового месторождения. Варианты размещения ДКС пока­

29 км. Начальное пластовое давление joH= 113,5 кгс/см2, пластовая

68

температура 34—35°С, запасы газа 1537 млрд. м3. Скважины раз­ мещаются неравномерно, кустами; к одному сборному пункту присоединено по 12 скважин. Общее число скважин на конец раз­ работки залежи с постоянным темпом отбора составляет 273. Расстояния от газосборного пункта до ближайшей скважины 1,3 км. Общее число газосборных пунктов 11. Средний расчетный

на 11 ГП сбора газа. Компримирование газа производится в одну

коллектора для сбора газа между КС и ГП DK=1420 мм, падение давления не превышает 0,1 кгс/см2.

III в а р и а н т . Одна компрессорая станция на ПГСП с ком­ примированием газа в одну ступень. Температура газа на приеме КС составляет 10 °С.

IV в а р и а н т . Четыре компрессорные станции с компримирова­

КС-3, КС-4, КС-5, КС-6, КС-7, КС-8, КС-9, КС-10 и КС-11; вто­ рая ступень на КС-12 на ПГСП. Сжатие в первой ступени осу­ ществляется с рп до 55 кгс/см2, во второй ступени с 55 до 75 кгс/см2.

Расчеты выполним для компрессоров двух типов: поршневых и винтовых. Мощность одного поршневого компрессора М0.п — = 1100 кВт; мощность одного газоперекачивающего агрегата с вин­ товыми компрессорами и приводом от авиационной газовой тур­

69