При разработке газовых месторождений или газоконденсатных месторождений с небольшим содержанием углеводородного конденсата и при отсутствии сероводорода в составе пластового газа применяют следующие схемы внутрипромыслового сбора газа:
· линейную,
· лучевую
· кольцевую
· групповую
При этих схемах каждая скважина имеет отдельную технологическую нитку и комплекс прискважинного 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.).
Рис. 1. Схемы промыслового сбора газа и конденсата: а — линейная, б — лучевая, в — кольцевая, г. — 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. |
Газ из скважин, пройдя прискважинные сооружения по очистке от твердых взвесей и жидкостей, по шлейфам направляется в общий газосборный коллектор, промысловый газосборный пункт (ГСП) и магистральный газопровод. Углеводородный конденсат из прискважинных сооружений по самостоятельным трубопроводам, проложенным параллельно газопроводам, направляется на ГСП.
Линейная схема (Рис.1 а) применяется на газовых месторождениях с вытянутой площадью газоносности, лучевая схема (Рис.1 б) — при раздельной эксплуатации газовых пластов с различными начальными давлениями и составом газа, кольцевая схема (Рис.1 в) — на больших по размерам площадях газоносности с большим числом скважин и различными потребителями газа.
Вышеописанные схемы промыслового сбора и транспорта газа с прискважинными сооружениями и отдельными технологическими нитками промысловой обработки газа для каждой скважины имеют следующие недостатки:
· Промысловое оборудование установлено на большей территории.
· Скважины с прискважинным оборудованием для очистки, осушки и замера газа требуют большого числа квалифицированного обслуживающего персонала.
· Значительные длина промысловых дорог, металлоемкость коммуникаций водоснабжения, теплоснабжения и доставки реагентов.
· Сложность устройства и функционирования систем дистанционного измерения давления, температур, расходов, управления технологическим режимом работы скважин и прискважинного оборудования.
· Значительные потери газа и конденсата в запорной арматуре и прискважинных сооружениях.
Групповую схему сбора внутрипромыслового транспорта газа и конденсата применяютпри разработке газоконденсатных месторождений (Рис.1 г). 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).
При получении сухого газа и стабильного конденсата возможны две схемы промысловой обработки газоконденсатной смеси:
· децентрализованная
· централизованная.
Если сухой газ и стабильный конденсат приобретают товарные кондиции на групповых пунктах сбора и обработки газа (УКПГ, где установлено все необходимое для этого оборудование, схема называется д е ц е н т р а л и з о в а н н о й.
Ц е н т р а л и з о в а н н о й называется схема получения сухого газа и конденсата с заданными товарными кондициями на промысловом газосборном пункте или головных сооружениях магистрального газопровода. В этом случае на УКПГ осуществляются лишь сбор и первичная сепарация газа и они называются установками предварительной подготовки газа — УППГ.