Добыча и обработка природных газов

Месторождения делятся на 4 категории:

А ‑ изучены детально, позволяют определить формы, размеры, условия разработки месторождения (погрешность до 10%).

В ‑ данные позволяющие проектировать разработки.

С₁ – запасы, установленные по газоности отдельных скважин или принятые по аналогичному с более изученными соседними месторождениями.

С₂ ‑ запасы наличие которых, предполагается в неразведанных районах.

Глубина залегания большинства газоносных пластов: 1-3км.

Скважина для добычи природного газа выглядит так см. рисунок 1:

П

Рисунок №1. Скважина.

одземная часть скважины выполняется из нескольких колонн труб:

Наружная колонна (5) ‑ кондуктор опускается на глубину до 200м. Внутрь кондуктора вставляется колонна обсадных труб (4). Обычно до газоносного пласта в глубину. Для герметизации скважины, затрубное пространство (2) заполняется цементным раствором. Обсадные трубы и цементное кольцо предохраняют скважину от разрушения и охраняют промысел от самопроизвольных выбросов газа, а газоопасный пласт от затопления верхними горизонтами вод.

Газ подается на поверхность по колонне фонтанных труб (3).

Для изоляции межтрубного пространства устанавливаются сальниковое уплотнение (1) – пакер.

Наземная часть – колонная головка или пьедестал (6), служащая для герметизации кольцевого пространства или фонтанной елки с газовой арматурой (штуцер для регулировки дебита скважины, манометр, термометр и др.)

В начале разработки скважины дебет скважины составляет 10-20% свободного дебета, т.е. расхода газа при полностью открытой задвижке.

К концу выработанной скважины дебет достигает 100%.

Обработка газа на месте добычи включает его осушку, очистку от сероводорода Н₂S, углекислого газа СО₂, одоризацию.

Осушка нужна для избежания образования конденсата, ледяных пробок и кристаллогидратов – соединения образующие с водой газы: СН₄6Н₂О; С₂Н₆7Н₂О; С₃Н₆18Н₂О.

Обычно газ осушают, снижая температуру точки росы на 5-7^оС ниже рабочей температуры в газопроводе.

Содержание сероводорода в природном газе не должно превышать 0,02г/м³.

Содержание СО₂ нормами не лимитируют, однако по технико-экономическим соображениям не должно превышать 2%.

Наиболее распространенный способ очистки ‑ этанонаминовый, когда газ под давлением пропускается через раствор моноэтаноламина.

Одоризация газа нужна, т.к. природный газ не имеет запаха. Количество одоранта должно быть таким, чтобы при содержании газа в воздухе не более 1/5 нижнего предела взрываемости ощущается резкий запах. Для природного газа – 1%.

Одорант, используемый для природного газа этилмеркаптан С₂Н₅SH ‑ 16г на 1000м³.

Транспортировка газа на большие расстояния

Газ от скважины поступает в сепараторы, где от него отделяются твердые и жидкие механические примеси. Далее по промысловым трубопроводам газ поступает в коллекторы и промышленные газораспределительные станции (ПГРС) здесь газ снова осушают. Очищают, одорируют и снижают его давление в газопроводе. После снижения давления в пласте строят головную компрессорную станцию (ГКС). Промежуточные компрессорные станции (ПКС) сооружают приблизительно через 150км. Для возможности проведения ремонтов предусматривают линейную запорную арматуру, которую устанавливают не реже, чем через 25км. Для надежности газоснабжения газопроводы располагают в 2 или несколько ниток Диаметр современных газопроводов до 1420мм.

Р

Рисунок №2. Схема транспортировки газа

ассчитаны газопроводы на давление P= 7,5 МПа, которое, бывает после компрессорной станции. Перед ПКС P= 3-4 МПа.

Для компенсации сезонных неравномерностей используют подземные хранилища (ПХ) истощенные пласты газовых или нефтяных месторождений. Пористость пласта 15-20%, а кровля из плотных или крепких известняков толщиной от 5 до 15м.

Заканчивают газопровод одной или несколькими ГРС, по ходу газопровода может осуществляться отвод газа к промежуточным потребителям.