Системы промыслового сбора природного газа

Существующие системы сбора газа классифицируются:

• по степени централизации технологических объектов подготов­ки газа;

• по конфигурации трубопроводных коммуникаций;

• по рабочему давлению.

По степени централизации технологических объектов подготовки газаразличают индивидуальные, групповые и централизованные системы сбора (рис. 25).

Рис. 25. Системы сбора газа на промыслах: а) — индивидуальная; б) — групповая; в) — централизованная; УПГ — установка подготовки газа; ГСП — групповой сборный пункт; ЦПС — центральный пункт сбора

При индивидуальной системе сбора (рис. 25а) каждая скважина имеет свой комплекс сооружений для подготовки газа (УПГ), после которого газ поступает в сборный коллектор и далее на центральный

пункт сбора (ЦПС). Данная система применяется в начальный пери­од разработки месторождения, а также на промыслах с большим уда­лением скважин друг от друга. Недостатками индивидуальной си­стемы являются: 1) рассредоточенность оборудования и аппаратов по всему промыслу, а следовательно, сложности организации постоян­ного и высококвалифицированного обслуживания, автоматизации и контроля за работой этих объектов; 2) увеличение суммарных потерь газа по промыслу за счет наличия большого числа технологических объектов и т. д.

При групповой системе сбора (рис. 256) весь комплекс по под­готовке газа сосредоточен на групповом сборном пункте (ГСП), об­служивающем несколько близко расположенных скважин (до 16 и бо­лее). Групповые сборные пункты подключаются к промысловому сбор­ному коллектору, по которому газ поступает на центральный сборный пункт и далее потребителю.

Групповые системы сбора получили широкое распространение, так как их внедрение позволяет увеличить мощность и коэффициент за­грузки технологических аппаратов, уменьшить число объектов контро­ля, обслуживания и автоматизации, а в итоге — снизить затраты на обустройство месторождения.

При централизованной системе сбора (рис. 25в) газ от всех сква­жин по индивидуальным линиям или сборному коллектору поступает к единому центральному сборному пункту, где осуществляется весь комплекс технологических процессов подготовки газа и откуда он направляется потребителям.

Применение централизованных систем сбора позволяет осущест­вить еще большую концентрацию технологического оборудования, за счет применения более высокопроизводительных аппаратов уменьшить металлозатраты и капитальные вложения в подготовку газа.

В каждом конкретном случае выбор системы сбора газа обосновы­вается технико-экономическим расчетом.

По конфигурации трубопроводных коммуникацийразличают бесколлекторные и коллекторные газосборные системы. При бесколлекторной системе сбора газ (подготовленный или нет) поступает на ЦПС со скважин по индивидуальным линиям. В коллекторных газосборных системах отдельные скважины подключаются к коллекторам, ^а уже по ним газ поступает на ЦПС.

Выделяют линейные, лучевые и кольцевые коллекторные газосбор­ные системы (рис. 26).

Линейная газосборная сеть состоит из одного коллектора и приме­няется при разработке вытянутых в плане месторождений небольшим числом (2...3) рядов скважин. Лучевая газосборная сеть включает в себя несколько коллекторов, сходящихся в одной точке в виде

Рис.26. Формы коллекторной газосборной сети: а — индивидуальное подключение скважин; б — групповое подключение скважин

лучей. Кольцевая газосборная сеть представляет собой замкнутый кол­лектор, огибающий большую часть месторождения и имеющий пере­мычки. Кольцевая форма сети позволяет обеспечить бесперебойную подачу газа потребителям в случае выхода из строя одного из участ­ков коллектора.

По рабочему давлениюсистемы сбора газа делятся на вакуумные (Р<0,1 МПа), низкого давления (0,1<Р<0,6 МПа), среднего давления (0,6<Р< 1-6 МПа) и высокого давления (Р >1,6 МПа).

7. Промысловая подготовка газа

Природный газ, поступающий из скважин, содержит в виде при­месей твердые частицы (песок, окалину), конденсат тяжелых углево­дородов, пары воды, а в ряде случаев сероводород и углекислый газ. Присутствие в газе твердых частиц приводит к абразивному износу труб, арматуры и деталей компрессорного оборудования, засорению контрольно-измерительных приборов. Конденсат тяжелых углеводо­родов оседает в пониженных точках газопроводов, уменьшая их про­ходное сечение. Наличие водяных паров в газе приводит к коррозии трубопроводов и оборудования, а также к образованию в трубопро­водах гидратов — снегоподобного вещества, способного полностью перекрыть сечение труб.

Сероводород является вредной примесью. При его содержании, большем чем 0,01 мг в 1 л воздуха рабочей зоны, он ядовит. А в при­сутствии влаги сероводород способен образовывать растворы серни­стой и серной кислот, резко увеличивающих скорость коррозии труб, арматуры и оборудования.

Углекислый газ вреден тем, что снижает теплоту сгорания газа, а также приводит к коррозии оборудования. Поэтому его целесообраз­но отделить на промыслах.

Задачами промысловой подготовки газа являются его очистка от механических примесей, тяжелых углеводородов, паров воды, серо­водорода и углекислого газа.

Для очистки природного газа от механических примесейисполь­зуются аппараты, работающие по принципу:

• «мокрого» улавливания пыли (масляные пылеуловители);

• «сухого» отделения пыли (циклонные пылеуловители).

На рис. 27 представлена конструкция вертикального масляного пылеуловителя. Это вертикальный цилиндрический сосуд со сфериче­скими днищами. Пылеуловитель состоит из трех секций: промывочной А (от нижнего днища до перегородки 5), в которой все время поддерживается постоянный уровень масла; осадительной Б (от перегород­ки 5 до перегородки 6), где газ освобождается от крупных частиц масла, и отбойной (скрубберной) секции В (от перегородки 6 до верхнего днища), где происходит окончательная очистка газа от захваченных частиц масла.

Рис. 27.Принципиальная схема вертикального масляного пыле­уловителя: 1 — трубка для слива загрязненного масла; 2 — трубка для долива свежего масла; 3 — указатель уровня; 4 — контактные трубки; 5, 6 — перегородки; 7 — патрубок для вывода газа; 8 — скруббер; 9 — козырек; 10 — патрубок для ввода газа; 11 — дренаж­ные трубки; 12 — люк для удаления шлама

Пылеуловитель работает следующим образом. Очищаемый газ входит в аппарат через патрубок (10). Натекая на козырек (9), он меняет 1 направление своего движения. Крупные же частицы механических примесей, пыли и жидкости по инерции продолжают двигаться горизонтально. При ударе о козырек их скорость гасится, и под действием силы тяжести они выпадают в масло. Далее газ направляется в контактные трубки (4), нижний конец которых расположен в 20...50 мм над поверхностью масла. При этом газ увлекает за собой в контактные трубки масло, где оно обволакивает взвешенные частицы пыли.

В осадительной секции скорость газа резко снижается. Выпадаю­щие при этом крупные частицы пыли и жидкости по дренажным труб­кам (И) стекают вниз. Наиболее легкие частицы из осадительной сек­ции увлекаются газовым потоком в верхнюю скрубберную секцию В. Ее основной элемент — скруббер, состоящий из нескольких рядов пе­регородок (8), расположенных в шахматном порядке. Проходя через лабиринт перегородок, газ многократно меняет направление движе­ния, а частицы масла по инерции ударяются о перегородки и стекают сначала на дно скрубберной секции, а затем по дренажным трубкам (11) в нижнюю часть пылеуловителя.

Очищенный газ выходит из аппарата через газоотводящий патру­бок (7).

Осевший на дно пылеуловителя шлам периодически (раз в 2...3 ме­сяца) удаляют через люк (12). Загрязненное масло через трубку (1) сли­вают в отстойник. Взамен загрязненного в пылеуловитель по трубе (2) доливается очищенное масло. Контроль за его уровнем ведется по шкале указателя уровня (3).

Наряду с «мокрым» для очистки газов от твердой и жидкой взвеси применяют и«сухое» пылеулавливание. Наибольшее распростране­ние получили циклонные пылеуловители.

Схема, поясняющая работу циклонного пылеуловителя, приведе­на на рис. 28. Газ входит в аппарат через патрубок (2) ипопадает в батарею циклонов (3). Под действием центробежной силы твердые и жидкие частицы отбрасываются к периферии, затормаживаются о стенку циклона и выпадают в нижнюю часть аппарата, откуда вы­водятся через патрубок (6). А очищенный газ, изменяя направление движения, попадает в верхнюю часть аппарата, откуда выводится че­рез патрубок (7).

В товарном газе содержание мехпримесей не должно превышать 0,05 мг/м³.

Для осушки газаиспользуются следующие методы:

• охлаждение;

• абсорбция;

• адсорбция.

Пока пластовое давление значительно больше давления в магист­ральном газопроводе, газ охлаждают, дросселируя излишнее давление. При этом газ расширяется и в соответствии с эффектом Джоуля-Томсона охлаждается.

Если пластовое давление понижено, то охлаждение газа произво­дится на установках низкотемпературной сепарации. Эти установки очень сложны и дороги.

Рис. 28.Принципиальная схема циклонного пылеуловителя: 1 — корпус; 2 — патрубок для ввода газа; 3 — циклон; 4,5 — перегородки; 6 — патрубок для удаления шлама; 7 — патрубок для вывода газа; 8 — винтовые лопасти

Технологическая схема абсорбционной осушки газа с помощью ДИН этиленгликоля (ДЭГ) приведена на рис. 29.

Газ, требующий осушки, поступает в абсорбер (1). В нижней скрубверной секции он очищается от взвешенных капель жидкости и поднимается вверх, проходя через систему тарелок. Навстречу газу по тарелкам стекает концентрированный раствор ДЭГ, закачиваемый в абсорбер насосом (2) из емкости (3). Раствор ДЭГ поглощает пары воды. I Далее газ проходит через верхнюю скрубберную секцию, где освобождается от захваченных капель раствора и выходит из аппарата.

Остальная часть технологической схемы служит для восстановле­ния абсорбента. Использованный раствор ДЭГ, содержащий 2...2,5% воды, отбирается с нижней глухой тарелки абсорбера (1), подогревает­ся в теплообменнике (4) встречным потоком регенерированного расвора и направляется в выветриватель (5), где освобождается от некон­денсирующихся газов. Далее раствор снова подогревается в теп­лообменнике (6) и поступает в десорбер — выпарную колонну (7).

Рис. 29.Принципиальная схема осушки газа методом абсорбции: 1 — абсорбер; 2, 10, 11 — насосы; 3, 9 — емкости; 4, 6 — тепло­обменники; 5 — выветриватель; 7 — десорбер; 8 — конденсатор-холодильник; 12 — холодильник

Выпарная колонна состоит из двух частей: собственно колонны тарельча­того типа, в которой из раствора ДЭГ, стекающего вниз, выпаривается влага встречным потоком острого водяного пара и паров ДЭГ (верхняя основная часть колонны) и кипятильника (нижняя часть колонны), где происходит нагревание раствора до температуры 150... 160 °С и испарение воды. Водяной пар из десорбера поступает в конденсатор-холодильник (8), где он конденсируется и собирается в емкости (9). Часть полученной воды насосом (10) закачивается в верхнюю часть колонны, чтобы несколько снизить там температуру и уменьшить испарение, а соответственно, и унос ДЭГ. Регенерированный горячий раствор ДЭГ прокачивается через теплообменники (6,4), холодильник (12) и поступает в емкость (3).

Работа десорбера основана на различной температуре кипения воды и абсорбента: для ДЭГ она равна 244,5 ⁰С, а для триэтиленгликоля (ТЭГ) - 287,4 ⁰С. Диэтиленгликоль понижает точку росы газа на 25...35 градусов, а триэтиленгликоль — на 40...45. Обе жидкости обладают малой вязкостью, неагрессивны в коррозионном отношении, очень слабо растворяют природные газы и имеют низкую упругость паров, что облегчает их регенерацию.

Недостатками абсорбционной осушки газа являются унос абсор­бента и относительная сложность его регенерации.

Технологическая схема осушки газа методом адсорбции приведе­на на рис. 30. Влажный газ поступает в адсорбер 1, где он проходит снизу вверх через слой адсорбента — твердого вещества, поглощаю­щего пары воды, и далее выводится из аппарата. Процесс осушки газа осуществляется в течение определенного времени (12...16 ч). После этого влажный газ пускают через адсорбер 2, а адсорбер 1 отключают

Рис.30. Принципиальная схема осушки газа методом адсорбции: 1,2 — адсорберы; 3 — регулятор давления типа «после себя»; 4 — холодильник; 5 — емкость; 6 — газодувка; 7 — подогреватель газа

и выводят на регенерацию. Для этого через регулятор давления типа «после себя» (3) из газовой сети отбирается сухой газ, и воздуходувкой (6) подается в подогреватель (7), где газ нагревается до температуры 180...200 °С. Далее он подается в адсорбер 1, где отбирает влагу от адсорбента, после чего поступает в холодильник (4). Сконденсировав­шаяся вода собирается в емкости (5), а газ используется для осушки повторно и т. д. Процесс регенерации адсорбента продолжается 6...7 ч. После этого в течение 8 ч адсорбер остывает.

Осушку газа адсорбентами проводят, как правило, в тех случаях, когда необходимо достичь точки росы менее —30 "С. В качестве ад­сорбентов используют бокситы, хлористый кальций в твердом виде, цеолиты, силикагель и др.

Очистка газа от сероводородаосуществляется методами адсорбции и абсорбции.

Принципиальная схема очистки газа от H₂S методом адсорбции аналогична схеме осушки газа адсорбционным методом. В качестве адсорбента используются гидрат окиси железа и активированный уголь.

Принципиальная схема очистки газа от HJS методом абсорбции приведена на рис. 31. Очищаемый газ поступает в абсорбер 1 и под­нимается вверх через систему тарелок. Навстречу газу движется кон­центрированный раствор абсорбента. Роль жидкого поглотителя в данном случае выполняют водные растворы этаноламинов: моноэта-ноламина (МЭА), диэтаноламина (ДЭА) и триэтаноламина. Темпера­тура кипения при атмосферном давлении составляет соответственно МЭА 172 ⁰С, ДЭА — 268 ⁰С, ТЭА — 277 °С.

Абсорбент вступает в химическую реакцию с сероводородом, со­держащимся в газе, унося продукт реакции с собой. Очищенный газ выводится из аппарата через скрубберную секцию, в которой задер­живаются капли абсорбента.

На регенерацию абсорбент подается в выпарную колонну (2) че­рез теплообменник (3). В нижней части колонны он нагревается до температуры около 100 °С. При этом происходит разложение соеди­нения сероводорода с абсорбентом, после чего H₂S, содержащий пары этаноламинов, через верх колонны поступает в холодильник (4). В ем­кости (5) сконденсировавшиеся пары абсорбента отделяются от се­роводорода и насосом (6) закачиваются в выпарную колонну. Газ же направляется на переработку.

Горячий регенерированный абсорбент из нижней части колонны (2) насосом (7) подается для нового использования. По пути абсорбент отдает часть своего тепла в теплообменнике (3), а затем окончательно остужается в холодильнике (8).

Из полученного сероводорода вырабатывают серу.

Рис.31. Принципиальная схема очистки газа от сероводорода: 1 — адсорбер; 2 — выпарная колонна (десорбер); 3 — теплообменник; 4,8 — холодильники; 5 — емкость-сепаратор; 6,7 — насосы. Работа этаноламиновых газоочистных установок автоматизирована. Степень очистки газа составляет 99% и выше. Недостатком процесса является относительно большой расход абсорбента.

Очистка газа от углекислого газаобычно производится одновременно с его очисткой от сероводорода, т. е. этаноламинами.

При высоком содержании С0₂ (до 12... 15%) и незначительной кон­центрации сероводорода применяют очистку газа водой под давлением (рис. 32). Газ, содержащий С0₂, подается в реактор (1), запол­ненный железными или керамическими кольцами Рашига, которые орошаются водой под давлением. Очищенный газ поступает затем в водоотделитель (2) и идет по назначению.

Вода, насыщенная углекислым газом, насосом (3) подается в экспанзер (4) для отделения С0₂ методом разбрызгивания. Для полного удаления С0₂ вода подается в дегазационную колонну (5), откуда на­сосом (6) возвращается в реактор (1).

Выделяемый углекислый газ используется для производства соды, сухого льда и т. п.

Рис. 33. Принципиальная схема очистки газа от двуокиси углеро­да под давлением: 1 — реактор; 2 — водоотделитель; 3,6 — насосы; 4 — экспанзер; 5 — дегазационная колонна

Стадии разработки залежей

При разработке нефтяной залежиразличают четыре стадии:

I — нарастающая добыча нефти;

II — стабилизация добычи нефти;

III — падающая добыча нефти;

IV— поздняя стадия эксплуатации залежи.

На первой стадиинарастание объемов добычи нефти обеспечива­ется в основном введением в разработку новых эксплуатационных скважин в условиях высоких пластовых давлений. Обычно вэтот пе­риод добывается безводная нефть, а также несколько снижается пла­стовое давление.

Вторая стадия— стабилизация нефтедобычи — начинается после разбуривания основного фонда скважин. В этот период добыча нефти сначала несколько нарастает, а затем начинает медленно снижаться. Увеличение добычи нефти достигается: 1) сгущением сетки скважин; 2) Увеличением нагнетания воды или газа в пласт для поддержания платового давления; 3) проведением работ по воздействию на призабойные зоны скважин и по повышению проницаемости пласта и др.

Задачей разработчиков является максимально возможное продле­ние второй стадии. В этот период разработки нефтяной залежи в про­дукции скважин появляется вода.

Третья стадия— падающая добыча нефти — характеризуется сни­жением нефтедобычи, увеличением обводненности продукции сква­жин и большим падением пластового давления. На этой стадии реша­ется задача замедления темпа падения добычи нефти методами, при­менявшимися на второй стадии, а также загущением закачиваемой в пласт воды.

В течение первых трех стадий должен быть осуществлен отбор 80...90% промышленных запасов нефти.

Четвертая стадия— поздняя стадия эксплуатации залежи — ха­рактеризуется сравнительно низкими объемами отбора нефти и большими отборами воды. Она может длиться достаточно долго — до тех пор, пока добыча нефти будет оставаться рентабельной. В этот период широко применяются вторичные методы добычи нефти по извлеченинию оставшейся пленочной нефти из пласта.

При разработке газовой залежичетвертую стадию называют за­вершающим периодом. Он заканчивается, когда давление на устье скважин составляет менее 0,3 МПа.