книги из ГПНТБ / Амиян, В. А. Добыча газа [учеб. пособие]

пункта, где газ отделяется от нефти под давлением 3—4 кгс/см2. Отделившийся газ проходит через осушительный сепаратор 12 и подается потребителям газа (для газлифтной эксплуатации через компрессорную станцию 4, теплообменник 5 и сепаратор 6).

Жидкость вместе с песком направляется из газосепаратора в го­ ризонтальные отстойники 10, где от нефти отделяются вода и песок, поступающие затем в песколовку 13. В песколовке песок оседает и его удаляют при помощи гидроэлеватора. Вода из отстойников направляется в нефтеловушку 14 для улавливания захваченной ею

нефти, а затем сбрасывается в общепромысловую канализационную сеть. Нефть, освобожденная в отстойниках от песка и частично от воды, направляется в сборные резервуары 11, где подвергается окон­ чательному отстою. Если простым отстоем не удается отделить нефть от воды, то жидкость из резервуаров 11 направляют на обезвожи­ вающую установку для полного обезвоживания. Для перекачки нефти служит насосная станция 8. Для подачи продукции скважины на сборный пункт по однотрубной системе на всех скважинах под­ держивают давление не менее 5 кгс/см2.

Если на промыслах имеются фонтанные скважины высокого и среднего давления, то продукция их направляется предварительно в трапы высокого и среднего давления. Отделившийся в этих трапах газ направляют по газопроводу высокого и среднего давления. Нефть из трапов высокого и среднего давления направляется на групповую установку, где и смешивается с продукцией всех осталь­ ных скважин.

260

месторождения, где и будет осуществляться конечная ее сепарация при давлении раб ^ 1 кгс/см2.

Объединением Грознефть совместно с Грозненским нефтяным институтом была разработана новая технологическая система сбора нефти и газа, которая предусматривает не только сбор, но и сов­ местный транспорт этих продуктов на большие расстояния.

Так как на устье скважин, пробуренных на меловые отложения, давление высокое (120—300 кгс/см2), транспорт нефти и газа по одному трубопроводу под высоким давлением имеет большое практи­ ческое значение. Такой вид транспорта дает возможность наиболее полно использовать избыточную энергию пласта, ликвидировать сжигание газа в факелах в период разведки и обустройства место­ рождений, максимально укрупнить сепарационные и сборные пункты, а также объекты по подготовке нефти и переработке газа.

Стоимость сооружений сбора нефти и газа по указанной системе в 3 раза ниже по сравнению с самотечной системой сбора, а эконо­ мия металла при этом только за счет сокращения трубопроводов составляет 40—50%.

Краткое рассмотрение разновидностей систем сбора нефти и газа на промыслах показывает, что сейчас наметилось четкое направле­ ние в использовании однотрубной системы или, еще как называют, — напорной.

§ 63. СБОР ПРИРОДНОГО ГАЗА

Система сбора газа на газовых месторождениях состоит из сле­ дующих основных звеньев: а) шлейфов, идущих от скважин до груп­ повых пунктов сбора газа или коллекторов (при индивидуальном сборе газа по каждой скважине, рассчитанном на соответствующее давление и пропускную способность); б) газосборных промысловых коллекторов, рассчитанных на определенное давление и пропуск­ ную способность по газу; в) индивидуальных или групповых пунктов сбора газа с технологическими установками по подготовке газа к транспорту.

Для газовых и газоконденсатных месторождений, имеющих вы­ сокие пластовые давления, максимально допустимое рабочее давле­ ния в шлейфах рекомендуется принимать 200 кгс/см2. Соответственно на это давление должны проектироваться и строиться технологи­ ческие коммуникации от скважины до сборного пункта. При разра­ ботке месторождений с более высокими давлениями на устье необ­ ходимо предусматривать редуцирование давления газа до 200 кгс/см2.

В зависимости от конфигурации и размеров месторождений могут применяться различные формы промысловых коллекторов, основ­ ными из которых являются: а) линейная, б) кольцевая, в) лучевая, г) смешанная и д) телескопическая.

Система сбора газа должна обеспечивать: а) маневренность; б) бесперебойность подачи газа как дальним, так и местным потре­ бителям; в) удобство обслуживания газосборных сетей; г) наимень­ шие затраты металла и денежных средств на ее сооружение и экс­

2 6 2

плуатацию; д) минимальные потери давления; е) обеспечение опти­ мальных режимов работы всех скважин, особенно в период компрес­ сорной добычи газа.

Для удобства подготовки газа к дальнему транспорту, сокраще­ ния расходов на обслуживание газовых скважин и широкого при-

6

Рис. 138. Система газосбора.

а — сх е м а л и н е й н о й си ст е м ы ; б — сх е м а

се п а р а т о р о в и л и о б щ и й се п а р а т о р д л я п р и е м а п р о д у к ц и и и з н е с к о л ь к и х с к в а ж и н ; з —- га з о о т в о д я щ и е л и н и и ; 4 — о т к л ю ч а ­ ю щ и е за д в и ж к и ; 5 — г а з о с б о р н ы й к о л л е к ­ т о р ; 6 — г а з о с б о р н ы й п у н к т ; 7 — о б щ и й

сб о р н ы й к о л л е к т о р

менения средств автоматизации рекомендуется применять групповую или централизованную систему сбора газа с лучевыми коллекторами, при этом штуцеры, сепараторы и счетчики газа переносятся на груп­ повые или централизованные газосборные пункты, с которых кон­ тролируется и регулируется работа скважин.

Число скважин, подключаемых через шлейфы к отдельным газо­ сборным пунктам, должно определяться в зависимости от: а) размера

2 6 3

месторождения и конфигурации залежи, числа скважин и системы их расположения; б) величины пластового и устьевого давлений и тем­ пературы; в) производительности скважин и фракционного состава газа; г) технико-экономических показателей различных вариантов проекта сбора газа.

На одном и том же месторождении раздельный сбор газа по само­ стоятельным газосборным сетям должен осуществляться когда: а) одна группа продуктивных горизонтов заключает в себе «сухой» газ, а другая — газ с конденсатом, а также при наличии отдельных горизонтов, содержащих промышленный гелий; б) газ одной группы продуктивных горизонтов содержит в себе высокий процент корро­ зионных элементов: сероводород, углекислоту и органические кис­ лоты; в) газ продуктивных горизонтов имеет существенную разницу в величине пластовых давлений, обусловливающих возможность эффективного применения эжекторов или направления газа разного давления различным потребителям.

На рис. 138 показаны различные схемы газосбора. Здесь так же, как и при системе сбора нефти и попутного газа, наилучшим вариан­ том следует считать систему сбора газа, использующую избыточ­ ное давление на устье скважины. На газовых промыслах этих воз­ можностей гораздо больше, чем на нефтяных, так как на устье сква­ жин длительное время сохраняется очень высокое давление. С этой точки зрения групповая система газосбора (рис. 138, г) наиболее приемлема. При газосборе по лучевой и групповой системам бывает меньше аварий. Поломка выкидной линии или какая-нибудь другая авария останавливает только одну скважину, что почти не отра­ жается на работе промысла, поскольку выход из строя одной сква­ жины сравнительно легко и быстро может быть компенсирован вре­ менным небольшим увеличением добычи из других скважин. Когда же на промыслах со старыми схемами происходит авария с газосборным коллектором, на несколько часов из строя выходит весь промысел. После отключения аварийного участка коллектора на промысле, как правило, не работает большая группа скважин, компенсировать добычу из которой намного сложнее, чем добычу одной скважины. Кроме того, ликвидировать аварию на выкидной линии, обычно представляющей собой газопровод малого диаметра и небольшой про­ тяженности, гораздо проще и быстрее, чем ликвидировать аварию на газосборном коллекторе большого диаметра.

Для наглядности рассмотрим расчет падения давления и темпе­ ратуры газа в выкидных линиях, транспортирующих продукцию скважин до сборного пункта.

Для расчета примем условно, что по выкидной линии длиной 3 км и диамет­ ром 108 мм необходимо пропустить в сутки 400 тыс. м® газа. Абсолютное давление и температура газа на головке скважины рг = 160 кгс/см2 и t = 50° С.

Суточное количество газа определяется по формуле

(177)

264

в см; рг — абсолютное давление на головке скважины в кгс/см2; рк — абсолют­ ное давление на конце выкидной линии в кгс/см2; ротн — относительная плот­

Итак, в трехкилометровой выкидной линии диаметром 108 мм при дебите скважины 400 тыс. м3/сут потеря давления составит всего около 5 кгс/см2.

Если уложить такой же выкид диаметром 125 мм, то потери давления будут гораздо меньше и составят около 2 кгс/см2. При выкидной линии диаметром 159 мм потери давления будут весьма малы и составят доли атмосферы.

Проверим расчетом величину падения температуры газа, движущегося по выкидной линии. Исходные данные для расчета примем те же, что и для пре­ дыдущего примера.

Расход газа q через выкид при нормальных условиях,

Поскольку перепад давлений в выкиде невелик, то можно пренебречь сни­ жением температуры от эффекта Джоуля—Томпсона и решать задачу по формуле Шухова:

1,3-3,14-0,108-3000

l g ( f n - 1 0 ) - l g (5 0 - 1 0 )= - 1 0 ,3

400 000 •0,77 •0,5

= -0,087 lg (1к — 10) = lg (50— 10) — 0,087= J.602 — 0,087 = 1,515.

Откуда tK = 10 + lOl.si3 = 42,7° C.

Следовательно, падение температуры газа в выкидной линии диаметром 108 мм составляет 7,3° С.

265

В выкидной линии диаметром 159 мм:

lg («к — 10) = lg (50— 10) — 0,130 = 1,602— 0,130= 1,472.

Откуда гк= 1 0 + 1 0 1,47!! = 39,69 С.

В выкидной линии наружным диаметром 159 мм при этих же параметрах паде­ ние температуры газа составит 10,4° С.

Как в первом, так и во втором случаях температура газа в конце выкида при этих давлениях выше, чем температура образования кристаллогидратов; следовательно, в выкидных линиях отсутствуют условия для образования гид­ ратов. Зависимость расчетной пропускной способности газопровода от физи­ ческих свойств газа и параметров газопровода определяется формулой.

где q — пропускная способность газопровода в млн. м3/сут (при 293 К и 760 мм рт. ст.); рн и рк — начальное и конечное давление в кгс/сма; d — внутренний номинальный диаметр газопровода в мм; Я — коэффициент гидравлического сопротивления газопровода; ротн — относительная плотность газа по воздуху; Тср — средняя температура газа в К ; zcp — средний коэффициент сжимаемости газа; L — длина газопровода в км.

Эта формула применима для расчетов газопровода с рабочим давлением более 3 кгс/см2 и имеющих разность высотных отметок начала и конца участка не более 200 м.

Коэффициент гидравлического сопротивления газопровода определяется как произведение гидравлического сопротивления трения на некоторый коэффи­ циент, учитывающий местные сопротивления, создаваемые поворотами трассы, задвижками или кранами, подкладными кольцами (для больших диаметров трубопроводов) и т. п.

По нормали б. Главгаза СССР принимается:

Я = 1,05Ятр — для газопроводов без подкладных колец; Я = 1,11Ятр — для газопроводов с подкладными кольцами, расположенными на расстоянии 12 м; Я = 1,17 Ятр — то же на расстоянии 6 м.

Коэффициент гидравлического сопротивления Яхр определяется различно для квадратичного и переходного режимов течения газа. Режимы течения газа рассчитывают по следующим формулам:

266

£ — относительная гидравлическая шероховатость,

жается на коэффициент ф == 0,975 при расстоянии между подкладными кольцами

где а — определяется по графику (рис. 139);

б) газопроводы с подкладными кольцами — та же формула, только q умно­ жается на коэффициенты а и ф, как для квадратичного режима.

При определении пропускной способности q и диаметра газопровода d рекомендуется предварительно рассчитать их по формулам для квадратичного режима течения газа, а затем определить режим течения. Если режим окажется

267

переходным, то следует сделать вторичный расчет q и d по формулам для переход­ ного режима.

На рис. 140 приведена схема газосборной сети одного из газоконденсатных месторождений, на котором имеется четыре групповые установки (№№ 1, 2, 3 и 4), причем групповая установка № 1 совмещена с промысловым газосборным пунк­ том. Разберем на примере, как определяются диаметры газосборных трубопро­

Сначала определим среднюю и конечную температуры газа на участках групповых установок № 3 и 4.

Предположим, что минимальная температура грунта 277 К , а максимальная температура 289 К , следовательно, средняя температура грунта

Задаемся диаметром коллектора от групповой установки № 4 до группово i установки № 3, d = 426 мм. (dBH = 410 мм). Определим среднюю температуру газа по формуле

- 2 2 6 h.d„L

Тн Тгр 1- ор',от+р10

226kTdHL

сргр-

9Ротнср103

268

где 319,7 К — начальная температура Тн для участка групповой установки № 3 ПГСП и конечная для участка групповой установки № 4 — № 3; 529 мм — наруж­ ный диаметр трубы; 4,87 км — длина участка; q = 2,5 + 3 = 5,5 млн. м3/сут — общий расход от групповых установок № 4 и 3.

ГсР = 283+ - ,3^’7,- (1 -0,893) =283 + 34,7=317,7 К. 0,113

q > 2,96, т. е. 5,5 > 2,96, следовательно, режим квадратичный. В формуле внутренний диаметр трубы 513 мм. Определяем диаметр коллектора по формуле (187).

Имеем следующие данные для коллектора от групповой установки № 3 до

269