При
разработке газовых или газоконденсатных месторождений с небольшим содержанием
углеводородного конденсата и при отсутствии сероводорода в составе пластового
газа применяют четыре схемы внутрипромыслового сбора газа: линейную, лучевую,
кольцевую и групповую.
Схемы промыслового сбора газа и конденсата
а — линейная;
b — лучевая; c — кольцевая; d — групповая
1 — скважины;
2 — шлейфы; 3 — линейный газосборный коллектор; 4 — контур газоносности; 5 —
кольцевой газосборный коллектор
ГСП —
групповой сборный пункт; МГ — магистральный газопровод; ГП — газосборный пункт
Название
схемы сбора обусловливается конфигурацией газосборного коллектора. При этих
схемах сбора и внутрипромыслового транспорта газа каждая скважина имеет цельную
технологическую нитку и комплекс оборудования для очистки газа от механических
примесей, жидкостей и предотвращения образования кристаллогидратов
углеводородных газов (сепараторы, конденсатосборники, установки для ввода
метанола в поток газа и т.д.).
Газ из
скважин, пройдя прискважинные сооружения по очистке от твердых взвесей и
жидкостей, по шлейфам направляется в общий газосборный коллектор, промыслоювый
газосборный пункт (ГСП) и магистральный газопровод. Углеводородный конденсат из
прискважинных сооружений по самостоятельным трубопроводам, проложенных
параллельно газопроводам, направляется на ГСП.
Конфигурация
газосборного коллектора зависит от формы площади газоносности, числа и
размещения добывающих скважин, числа газоносных пластов, состава газа в них,
методов промысловой обработки газа и способов замера его объема.
Линейный
коллектор применяется, как правило, на газовых месторождениях с вытянутой
площадью газоносности, лучевая схема — при раздельной эксплуатации газовых
пластов с различными начальными давлениями и составом газа, кольцевой коллектор
— на больших по 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 для каждой скважины имеют следующие недостатки:
1. Промысловое оборудование установлено
на большой территории.
2. Скважины с прискважинным
оборудованием для очистки, осушки и замера газа требуют большого числа
квалифицированного обслуживающего персонала.
3. Значительные длина промысловых дорог,
металлоемкость коммуникаций водоснабжения, теплоснабжения и доставки реагентов.
4. Сложность устройства и
функционирования систем дистанционного измерения давления, температур,
расходов, управления технологическим режимом работы скважин и прискважинного
оборудования.
5. Значительные потери газа и конденсата
в запорной арматуре и прискважинных сооружениях.
При
разработке газоконденсатных месторождений стали применять групповую
коллекторную схему 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 газосборном
пункте (ГП), который стал называться
установкой комплексной подготовки газа — УКПГ, которая размещается, как
правило, в центре группы скважин. Газ и конденсат от УКПГ по самостоятельным
трубопроводам поступают на промысловый газосборный пункт (ПГСП) или головные
сооружения магистрального газопровода (ГС).
Число
газосборных пунктов на месторождении зависит от размеров газоносной площади и
может колебаться в широких пределах — от 2 - 4 до 25. При большом числе
газосборных пунктов число общепромысловых газосборных коллекторов может быть
больше одного. В этом случае коллекторы сходятся в виде лучей в одном пункте —
на промысловом газосборном пункте (ПГСП) или головных сооружениях. Если поток
газа к потребителям распределяется по противоположным направлениям, то число
головных сооружений может соответствовать числу направлений. Число скважин,
подключаемых к газосборному пункту, достигает иногда 25 и зависит от схемы
размещения скважин и от их дебитов. Как правило, это число не превышает 10 -
12.
При
промысловом обустройстве возможны две системы сбора газа и конденсата:
децентрализованная и централизованная.
Если
окончательная подготовка газа проводится на газосборных пунктах, система
называется децентрализованной. В этом случае газосборный пункт представляет собой
комплекс сооружений законченного цикла промысловой обработки газа и
углеводородного конденсата, включая вспомогательные объекты.
При
централизованной системе на газосборных пунктах осуществляются лишь сбор и
первичная сепарация газа. Окончательная подготовка его, а также подготовка
углеводородного конденсата к дальнейшему транспорту производятся на головных
сооружениях.
На чисто
газовых месторождениях, как правило, применяется централизованная система.
Децентрализованную
систему используют для высокопродуктивных скважин (1.5 - 2 млн. м3/сут)
или когда транспорт необработанного газа затруднен, образуются гидраты,
выпадает конденсат и т. д.
На
газоконденсатных месторождениях в тех случаях, когда производительность
газосборных пунктов составляет 10 - 15 млн. м3/сут, скважины высокодебитные, а для обработки газа
применяют низкотемпературную сепарацию, используют деценрализованную систему
сбора газа. Эта система используется также на месторождениях с большими
запасами газа, пластовые давления которых обеспечивают длительный срок работы
установок НТС.
В
остальных случаях на газоконденсатных месторождениях целесообразно выбирать
централизованную систему сбора и промысловой обработки газа с полным циклом
подготовки его к дальнему транспорту на головных сооружениях.
Для
окончательного выбора системы обработки газа должны быть выполнены
технико-экономические расчеты двух вариантов схем: централизованного и
децентрализованного. Если показатели расчетов будут равноценными, то
предпочитается централизованная система.