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 (рисунок 1).
Рисунок 1 — 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.
