Сбор и подготовка природного газа и газоконденсата
Требования к промысловой подготовке
На промыслах.
Тема 4. Сбор и подготовка газа, газового конденсата и нефти
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.
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.
|
 |
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.
4.3. Сбор и подготовка нефти.
Продукция нефтяных скважин представляет собой смесь, содержащую кроме нефти, нефтяной газ, воду, парафин, серу и другие примеси. Для получения товарной нефти эта смесь от скважины транспортируется к пунктам сбора, подготовки и далее – в товарные парки промыслов для учёта и распределения потребителям.
Система сбора и подготовки нефти включает комплекс промысловых технических средств и установок, соединённых трубопроводами.
В настоящее время проекты обустройства нефтяных промыслов разрабатывают на основе однотрубных напорных автоматизированных систем сбора, почти полностью исключающих потери нефти. Двух- и многотрубные системы используют лишь при раздельной транспортировке обводнённой и необводнённой нефти и газа от скважины. По характеру связи добывающих скважин с технологическими объектами различают индивидуальные схемы сбора, когда продукция каждой скважины направляется непосредственно в пункты подготовки, и групповые, когда продукция нескольких скважин поступает сначала на автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ), предназначенные для контроля дебита каждой скважины.
Отделение газа от жидкости осуществляется в трапах (сепараторах). По принципу действия бывают центробежные, гравитационные и комбинированные, по форме – сферические и цилиндрические (вертикальные), наклонные и горизонтальные.
Промышленностью выпускаются горизонтальные трапы, имеющие большую пропускную способность, чем вертикальные того же объёма. В нефтяных сепараторах из-за резкого уменьшения скорости движения смеси в трапе содержащийся в нём газ отделяется и по трубам, установленным в верхней части сепаратора, отводится в газовую линию, а в нижней части скапливается жидкость и отводится в нефтяную линию. Изготавливают два типа горизонтальных сепараторов: двухфазные НГС и УБС и трёхфазные сепарационные установки типа УПС, отделяющие и сбрасывающие также свободную воду.
Для более глубокой сепарации нефти нередко применяют многоступенчатую сепарацию, когда смесь проходит через два или три сепаратора. Операции по очистке нефти, газа и воды от различных примесей осуществляются на специальных установках по подготовке нефти (УПН), воды (УПВ) и газа (УПГ).
Дожимные насосные станции (ДНС) предназначены для осуществления первой ступени сепарации нефти от газа в целях дальнейшей раздельной транспортировке нефти с помощью центробежных насосов, а газа под давлением сепарации. Станция состоит из технологического, щитового канализационного блоков и свечи аварийного сброса газа. Технологический блок содержит сепаратор и два центробежных насоса (один резервный). В настоящее время выпускают ДНС блочного исполнения двух типов: 1) на базе сепарационных установок и блока насосной откачки (БН); на базе буферной ёмкости для сепарации нефти и блока насоса.
Кроме сепарации, процесс подготовки нефти включает операции по водоотделению, осушке, обессериванию, стабилизации и др. Грубая очистка нефти от свободной воды, мехпримесей и солей осуществляется в водоотделителях. Для разрушения водонефтяных эмульсий применяются следующие способы: термический, механический, химический, электрический и магнитный.
Запасы нефти на промыслах хранятся в резервуарах, объём которых может составлять от 100 до 50000м3 . На промыслах наиболее распространены стальные цилиндрические вертикальные сварные резервуары. Монтируются на песчаных фундаментах с использованием листовой рулонной стали. Для доведения потерь лёгких фракций до минимума оборудуются плавающими крышами.
Тема 5. Задачи и методы исследования продуктивных пластов