Подготовка газа к транспорту

запланированного количества газа;
2 Предупреждение гидратов в скважинах и

шлейфах;
Транспортировка газа и конденсата по шлейфам до
УКПГ;
4 Замер газа и конденсата по каждой скважине;
5 Осушка газа от паров воды;
Отделение конденсата в установках НТС или
адсорбции и абсорбции;
7 Передача газа на ГКС, а конденсата на ГФУ

газоотводящие линии (манифольды, шлейфы), отключающие задвижки, конденсатопроводники, УКПГ.

Форма газосборных

коллекторов зависит от:
Конфигурации площади месторождения (вытянутая, круглая), размещения скважин на ней, числа и характеристики продуктивных горизонтов, принятой схемы осушки, очистки и учёта газа по скважинам

шлейфы;
3- отключающие задвижки;
4- газосборный коллектор;
5- контур газоносности

месторождения;
6-промысловая газораспределительная станция;
7- головные сооружения;
8- групповые пункты сбора газа;
9- конденсатопровод;
МГ –магистральный газопровод

манёвренная, так как при аварии на каком-либо участке можно обеспечить

бесперебойную работу. Групповая система сбора более удобна в обслуживании скважин, сепараторов и применении средств автоматики. Раздельный сбор газа по разным газосборным сетям часто применяют для многопластовых месторождений с различными пластовыми давлениями, а также если газ одного из продуктивных горизонтов по составу отличается от других.

3 – Промысловый газосборный коллектор; 4 - Конденсатопровод

полностью обрабатывают для подготовки к транспортировке (очищают от мех.примесей и

отводят воду и конденсат). С выхода всех УКПГ газ собирается в промысловом газосборном коллекторе и направляется в магистральный газопровод, а конденсат по конденсатопроводу на завод по переработке конденсата. В некоторых районах осуществляют лишь сбор и сепарацию газа на установках первичной подготовки газа (УППГ), а окончательно его обрабатывают централизованно на головных сооружениях (ГС), совмещённых с УКПГ.

подогрев газа 2. Снижение давления газа - ввод ингибиторов

(метанол, этиленгликоль, диэтиленгликоль, триэтиленгликоль, этилкарбитол) - ввод электролитов (хлористый кальций, поваренная соль, хлористый литий, аммиак и др. )

Борьба с гидратообразованием

2 – поршневой насос; 3 – линия; 4 – предохранительный клапан;

5 – ёмкость; 6 – патрубки; 7, 9 – вентили; 8 – регулятор; 10 – трубопровод

более первоначального на устье скважин, забирает через фильтр 1 из

ёмкости метанол и подаёт его по линии 3 в ёмкость 5, на которой имеется предохранительный клапан 4 и патрубки 6, число которых определяется общим числом подключенных к сборному пункту скважин. Из буферной ёмкости ингибитор по трубопроводам 10 распределяется по скважинам. На каждом трубопроводе устанавливают вентили 7 и 9, а между ними дроссель с регулятором 8. Указанный дроссель с регулятором должны позволять широкую регулировку расхода ингибитора независимо от давлений, имеющихся на устьях скважин.

применяют следующие технологические установки: - установки НТС, работающие

на холоде, получаемом в холодильных машинах; - установки НТС, работающие на холоде, получаемом за счёт дросселирования газа высокого давления; - установки абсорбционной (гликолевой) осушки газа.

(наличие тяжёлых глеводородов); - содержание в газе вредных компонентов

(сероводород, углекислота, органические кислоты); - количество воды в газе и изменение его в процессе разработки месторождения; - дебит скважин, давление и температура газа в пласте и на устье скважин; - климатические условия на месторождении.

и углеводородного конденсата из газа путём охлаждения сырого газа
1 -

отрицательные температуры создаются в результате дросселирования (понижения давления) газа высокого давления (до 50 МПа) на специальном штуцере;
2 – по мере падения устьевого давления вводят искусственный холод с помощью холодильных станций.

скважины
1-шлейф;
2-влагосборник;
3-бочёк метанола;
4-рекуперативный теплообменник;
5-гидроуловитель;
6-штуцер;
7-сепаратор;
8-конденсатосборник.

шлейфу 1 подходит к установке и поступает во влагосборник 2,

где проходит предварительную очистку от конденсата и мех. примесей. Предварительно очищенный газ поступает в рекуперативный теплообменник 4, в котором он охлаждается холодным газом из сепаратора 7 и подходит к штуцеру 6 с более низкой температурой. В результате охлаждения в теплообменнике 4 из газа дополнительно конденсируется конденсат, который улавливается в гидроуловителе 5. Во избежание образования гидратов перед рекуперативным теплообменником 4 в поток газа из бачка 3 впрыскивается метанол. Далее газ, дросселируясь на штуцере 6, снижает температуру и, входя в сепаратор 7, выделяет оставшуюся жидкость, которая сливается в конденсатосборник 8.

ступени; 5-теплообменник; 6-теплоизолированный газопровод; 7-сепаратор; 8-регулируемый штуцер; 9-низкотемпературный сепаратор; 10-газопровод;

11-конденсатосборники; 12-разделительная ёмкость; 13-регулятор уровня; 14-поршневой дозировочный насос; 15-регрегенерационная установка; 16-топливный газ

поступает в замерный сепаратор 2, или в сепаратор первой ступени

4, в которых освобождается от сконденсировавшейся в нём по пути воды и углеводородного конденсата. На выходе из замерного сепаратора 2 количество газа измеряется диафрагмой 3, а уловленная вода сбрасывается в канализацию. Газ из сепаратора 4 направляется в теплообменник 5, а вода также сбрасывается в канализацию. В теплообменнике 5 горячий газ охлаждается холодным, поступающим из НТС 9 по теплоизолированному газопроводу 6. Предварительно охлаждённый газ высокого давления затем проходит сепаратор 7, где из него выделяется углеводородный конденсат, направляемый в разделительную ёмкость 12. Для предотвращения образования гидратов в теплообменнике 5 в поток газа поршневым дозировочным насосом 14 нагнетается (ДЭГ). Предварительно охлаждённый газ высокого давления после сепаратора 7 поступает в регулируемый штуцер 8, и давление газа снижается до давления максимальной конденсации, в результате чего резко понижается его температура. Осушенный газ поступает в газопровод 10. При резком понижении давления и температуры газа из последнего выделяется вода и углеводородный конденсат, которые выводятся затем из низкотемпературного сепаратора 9 в разделительную ёмкость 12, где раствор ДЭГ отделяется от углеводородного конденсата за счёт большой разности плотностей. Углеводородный конденсат из ёмкости 12 выводится в последовательно расположенные конденсатосборники 11, в которых давление постепенно снижается за счёт штуцеров 8 для окончательной дегазации нестабильного конденсата. Нестабильный конденсат из конденсат из конденсатосборника 11 под собственным давлением транспортируется на ГФУ ГПЗ, для получения из него жидких пропан-бутановых фракций, бензина и дизельного топлива. Раствор ДЭГ низкой концентрации из разделительной ёмкости 12 под собственным давлением через уровнемер с исполнительным механизмом 13 направляется на регенерационную установку 15, куда подводится топливный газ 16. ДЭГ нагревается до 140ºС, вода испаряется и концентрация ДЭГ достигает 80%.

шайба; 4-сепаратор первой ступени; 5-теплообменник; 6-сепаратор второй ступени; 7-детандер; 8-компрессор;

9-НТС; 10-конденсатосборник; 11-штуцер; 12-газопровод; 13-линия РДЭГ; 14-промежуточная ёмкость; 15-дозировочный насос; 16-линия НДЭГ; 17-регенерацоинная установка; 18-линия топливного газа

МПа по шлейфам 1 подаётся в прямоточный сепаратор 2 для

замера расхода газа диафрагменной шайбой 3 или поступает в сепаратор первой ступени 4. Из сепаратора 4 тёплый газ направляется в теплообменник 5, в котором предварительно охлаждается холодным газом, подаваемым по линии 12 из низкотемпературного сепаратора 9. Охлаждённый газ вместе с выпавшим в теплообменнике 5 конденсатом направляется в сепаратор второй ступени 6, где происходит их разделение. Из сепаратора 6 газ поступает в детандер 7 и как рай агент вращает турбину (или винт), в результате расширения газа температура его резко падает. Низкотемпературный газ из детандера 7 направляется в сепаратор 9, в котором из охлаждённого газа выделяется большое количество углеводородного конденсата. Конденсат собирается в конденсатосборнике 10. Охлаждённый газ из сепаратора 9 по газопроводу 12 направляется в межтрубное пространство теплообменника 5, после которого поступает на вход компрессора 8, сидящего на одном валу с детандером 7. В компрессоре 8 давление газа повышается по сравнению с давлением в сепараторе 9 примерно на 30%, и этот газ осушенный и освобождённый от конденсата, направляется на дожимную или головную КС. Для борьбы с гидратообразованием в трубы теплообменника 5, сепаратор 6, а также детандер 7 дозировочным насосом 15 по линии 13 подаётся раствор концентрированного ДЭГ, который, проходя по линии 16 через промежуточную ёмкость 14, регенерируется на установке 17, куда по линии 18 подаётся топливный газ. В отличие от дросселя, на детандере совершается полезная работа. При понижении давления газа на штуцере 11 на 0,1 МПа температура газа в среднем снижается на 0,3 °С, то при уменьшении давления газа в детандере на 0,1 МПа она понижается в среднем на 6°С, т.е. в 20 раз.

1 газомотокомпрессора 10ГМК; 2-маслоотделитель 1 ступени; 3-АВО; 4- маслоотделитель 2

ступени; 5-АВО; 6-угольные адсорберы; 7-конденсаторы; 8-линейный рессивер; 9-переохладитель; 10-линия холодного пропана; 11-дроссель; 12-уровнедержательная ёмкость; 13, 15-линия газоконденсата; 14-испаритель

газомотокомпрессоров 10 ГМК работает по схеме двухступенчатого сжатия паров пропана.

Засасываются пары пропана по линии1 первой ступенью компрессора при давлении 0, 25 МПа и температуре 18°С. Сжатые до промежуточного давления 0,78 МПа и нагретые до 68°С пары пропана, пройдя маслоотделитель 2 первой ступени, попадают в аппараты воздушного охлаждения 3, где охлаждаются до 35°С. С этими параметрами пары пропана засасываются второй ступенью ГМК и сжимаются до 1,5 МПа и 83°С . Затем сжатые пары проходят маслоотделитель второй ступени 4 и воздушный холодильник 5, где охлаждаются до 50°С. Охлаждённые пары пропана направляются в угольные адсорберы 6 для полного очищения паров пропана от масла. Очищенные пары пропана поступают в конденсаторы 7, где конденсируются, отдавая теплоту воде. Вода поступает в конденсаторы 7 с градирни с температурой 30°С и выходит из конденсатора 38°С. Жидкий пропан сливается из конденсаторов 7 в линейный ресивер 8, а затем поступает в переохладитель 9, где охлаждается от 38°С до15°С обратным потоком холодного пропана, поступающего по линии 10 из испарителя 14. Жидкий переохлаждённый пропан дросселируется в дросселе 11 до давления 0,26 МПа и поступает в уровнедержательную ёмкость 12, с помощью которой регулируется заполнение испарителя 14 хладоагентом. Пропан кипит в испарителе 14 при -18°С, охлаждая природный газ, проходящий по трубкам испарителя, до -10°С. Выйдя из испарителя, насыщенные пары пропана поступают в переохладитель, где нагреваются до 18°С за счёт теплоты жидкого пропана, идущего после ресивера 8. С этими же параметрами пропан попадает на всасывание первой ступени ГМК, предварительно пройдя отделитель жидкости 16. Предварительно осушенный от паров воды газ, содержащий углеводородный конденсат, по линии 15 поступает по трубкам испарителя 14, где охлаждается до -10°С и выходит по линии 13 в НТС. В НТС от газа отделяется конденсат, а охлаждённый до -10°С газ поступает в теплообменник для предварительного охлаждения тёплого газа, поступающего со скважин.

сбора частиц;
д) жалюзийная с переменными геометрией и сечением каналов

сетчатый отбойник (демистер);
4 − успокоительная решетка. Потоки: I −

исходный газ; II − очищенный газ; III −жидкость

4 − ротор с перфорированными стенками;
5 − сетчатая

насадка;
6 − турбина;
7 − лабиринтное уплотнение;
8 − опора ротора.
Потоки: I − исходный газ; II − очищенный газ; III − жидкость

труба Вентури;
2 − диффузор;
3 − регулирующий конус;
4

− конфузор; 5 − сетчатый отбойник (демистер);
6 − клапанные тарелки.
Потоки: I − вода;
II − исходный газ;
III − очищенный газ;
IV − шлам

острием
Схемы трубчатых (а) и пластинчатых (б) электродов:
1 − коронирующие электроды;

2 − трубчатые осадительные электроды; 3 − силовые линии; 4 − пластинчатые осадительные электроды.
Потоки: I − исходный газ; II − очищенный газ

3 − механизм встряхивания решетки; 4 − люк для обслуживания,

5 −корпус; 6 − коллектор для поддува в изоляторные коробки; 7 − изоляторная коробка; 8 − механизм встряхивания коронирующих электродов; 9 − рама подвеса коронирующих электродов; 10 − коронирующий электрод; 11 − осадительный электрод; 12 − механизм встряхивания осадительных электродов; 13 − нижняя рама для подвеса коронирующих электродов с грузами; 14 − механизм ворошения уловленных частиц. Потоки: I − исходный газ; II − уловленные частицы; III − очищенный газ; IV − поддув

и управления.

в воде;
быстрая регенерация и высокая стабильность после регенерации;

низкое давление паров при контакте с газом (их незначительные потери);
отсутствие способности к образованию пен и эмульсий с углеводородным конденсатом, их хорошее разделение в отстойниках;
Доступность при сравнительно невысокой стоимости.

триэтиленгликоля (ТЭГ);
пропиленгликоль (ПГ).
Их достоинства:
с водой смешиваются во

всех соотношениях;
не вызывают коррозии оборудования (возможность использования дешёвых марок стали).

осушенный газ; III – теплоноситель; IV – регенерированный гликоль 1 –

сепаратор; 2 – абсорбер; 3 – линия слива уловленного гликоля; 4 – жалюзийный каплеуловитель; 5 – регулятор уровня; 6, 10 – холодильники; 7 – выветриватель; 8 – эжектор; 9 – сепаратор для улавливания гликоля; 11 – десорбер; 12 – кольца Рашига; 13 – кипятильник; 14 – насос; 15 – фильтр; 16 – теплообменник.

свойств;
Низкое сопротивление потоку газа;
Высокая механическая прочность;
Должны быть некоррозионно-активными, нетоксичными, химически

инертными, легко регенерируемыми.

(вещества состоящие из окиси кремния и алюмогеля);
молекулярные сита.

− водоотделитель; 4 − холодильник; 5 − нагреватель. Потоки: I

− исходный газ; II − воздух на сушку и охлаждение; III − водяной пар на десорбцию; IV − воздух из десорберов; V − сухой газ; VI − смесь паров воды и адсорбата; VII − адсорбат; VIII − вода

Москва «Недра» 1987г.
2 И.А.Каменских, В.А.Ведерников, В.А.Овчинникова Процессы и аппараты

нефтяной и газовой промышленности. Учебник для вузов. − Тюмень: ТюмГНГУ, 2002. − 192 c.