Лекции.ИНФО


История развития и состояние газовой промышленности



Лекция 1. ВВЕДЕНИЕ

 

История развития и состояние газовой промышленности

Природный газ хотя и был известен очень давно, но применения не имел. Выходы газа на поверхность встречались в Китае, Персии, Бухаре, Азербайджане.

В конце XVIII века был получен «светильный газ» путем сухой перегонки каменного угля. В 1835 году в Петербурге был построен первый газовый завод для получения светильного газа. Открытия газовых месторождений носили случайный характер при бурении на нефть или воду. В 1902 г. в Сураханах с глубины 204м. из скв.1 был получен фонтан газа, положивший начало эксплуатации первого месторождения газа в России.

Развитие газовой промышленности в Советском Союзе началось в 1931 году открытием Седь-Иольского месторождения в Коми, затем были открыты и изучены месторождения Саратова, Дагестана, Ставрополья, Газли, Западной Сибири и Севера (Медвежье, Уренгой и др.). Развитие газовой промышленности всегда шло параллельно с развитием трубопроводного транспорта. В 1940г. был построен первый магистральный газопровод Дашава-Львов длиной 68км, в 1946 г. Саратов-Москва длиной 800км. В 1983г. был построен крупнейший газопровод Уренгой-Помары- Ужгород диаметром 1420мм, протяженностью 4,5 тыс.км.

Открытие экономически выгодных запасов природного газа в СССР, США, Канаде, т.е в районах с высокой концентрацией промышленности обусловило переход систем газоснабжения на природный газ.

Таблица 1.1

Изменение соотношения в потреблении энергии в мире, %

Вид энергоресурса 1910г.   1991г. 1996г. 2015г. (прогноз)
нефть газ уголь ядерная энергия др. источники энергии - - 39,1 21,5 25,2 6,1 8,1 36,9 26,1 23,2 3,7 10,1

 

Основной тенденцией развития мировой экономики является растущее использование природного газа, как источника энергии.

Мировые запасы природного газа оцениваются в 146 трлн.куб.м. Крупнейшие доказанные запасы природного газа сосредоточены в основном в двух регионах: в странах СНГ (38,4 %) и Ближнего Востока (33,6 %). Основные запасы природного газа сконцентрированы в России и Иране.

Таблица 1.2

Запасы природного газа на 1.01.2000г.

Регион трлн м3 %
Весь мир Россия Ближний Восток Северная Америка Южная Америка Юго-Восточная Азия Африка Западная Европа 145,8 48,2 49,6 7,3 6,3 10,3 11,2 4,4 33,1 34,0 5,0 4,3 7,1 9,4 3,0

 

Таблица 1.3

Уникальные газовые месторождения мира

Регион Страна Месторождение Начальные доказанные запасы, млрд. м3
Америка США Панхендл
Африка Алжир Хасси Р'Мейль
Ближний и Средний Восток Иран Пазанун
Восточная Европа Россия Медвежье Оренбургское Уренгойское Ямбургское
Западная Европа Нидерланды Слохтерен

 

Крупнейшим поставщиком природного газа на мировой рынок является российская компания «Газпром». Другими крупнейшими поставщиками газа являются США, Великобритания. Нидерланды, Норвегия, Алжир, Иран, Туркмения, Индонезия. Канада и Мексика составляют с США единый газодобывающий комплекс, работающий в основном на снабжение природным газом США. Характерной чертой развития газовой промышленности в последние годы является увеличение потребления сжиженного газа, особенно в Японии.

Добыча газа в Казахстане

Использование попутного газа в Казахстане впервые было применено на промысле Доссор в 1925 году. Массовая газификация началась в послевоенные годы. После вступления в разработку месторождения Тенге на Мангышлаке в 1967 году было организовано Мангышлакское газодобывающее управление.

Среди стран мира доля Казахстана по запасам газа составляет 1,4%. Доказанные запасы газа 2 трлн м3, прогнозные запасы газа оцениваются в 7 трлн м3, что связано в основном с освоением ресурсов Каспийского моря. Главная доля запасов газа и конденсата сосредоточена на месторождении Карачаганак. Значительные объемы запасов газа являются попутными и добываются вместе с нефтью.

В настоящее время зарегистрировано около 130 месторождений с разрабатываемыми и предварительно оцененными запасами газа, из них: 21-газовые, 9-газоконденсатные, 23-нефтегазоконденсатные, 31-нефтегазовые и прочие с малыми содержаниями газа. При этом, в разработке находятся 44 месторождения, содержащие более 80 % извлекаемых запасов углеводородных газов.

Таблица 1.4

Распределение месторождений по объемам запасов природного газа

 

    Характери- стика групп месторождений по величине запасов     Коли- чество место- рождений     Месторождения     Балансовые запасы газа А+В+С1
Всего доказанные, млрд.м3 В процентах от запасов по РК
    Республика Казахстан          
1.   Гигантские (более 300 млрд.м3         Карачаганак- НГК Тенгизское-Н Кашаган-Н     45,5 18,9 7,5
2.     Крупнейшие (100,1-300 млрд.м3     Жанажол-НГК Имашевское-ГК     4,4 4,3  
3.   Крупные (30,1- 100 млрд.м3)           Жетыбай-НГК Тенге-НГК Узень-ГН Урихтау-ГНК 3,3 1,5 1,4 1,3
  4.           Средние (10,1- 0 млрд.м3)         Прорва-НГК Каламкас-ГН Амангельды-Г Тепловско- Токаревское-ГН Жетыбай Южный- НГК Шагырлы- Шомышты-Г Чинаревское-НГ Королевское-Н Тасбулат-НГК       0,9 0,9 0,8   0,8   0,8   0,7 0,6 0,5 0,4
5.   6.   7.   Малые (3,1-10 млрд.м3) Мелкие (1- 3 млрд.м3) Очень мелкие (до 1 млрд.м3)       113 месторожде ний, различных по фазовому типу углеводородов             3,3   1,5   0,7

Примечание: НГК - нефтегазоконденсатные, ГНК газонефтеконденсатные, Н - нефтяные, Г - газовые, ГН - газонефтяное.

 

Таблица 1.5

Добыча природного газа в Республике Казахстан, млрд.куб.м

Годы
Добыча газа, млрдм3   4,96   6,5   8,0   12,8   12,8   14,8     17,2   20,6   26,5  

 

Казахстан располагает тремя газоперерабатывающими заводами (ГПЗ): Казахский ГПЗ, расположенный в Мангистауской области (г.Новый-Узень), Тенгизский ГПЗ, расположенный в непосредственной близости от места производства газа в Атырауской области (п. Кульсары), Жанажольский ГПЗ в Актюбинской области.

Для создания запасов газа с целью покрытия пиковых потреблений газа в осенне-зимний период и обеспечения равномерной работы магистральных газопроводов на территории Казахстана имеются три подземных хранилища газа – Бозойское (в Актюбинской области), Полторацкое (в Южно-Казахстанской области), Акыр-Тюбе (в Жамбылской области).

Преимущества природного газа, как топлива и сырья для химической промышленности.

Природный газ по сравнению с другими видами топлива имеет следующие преимущества:

- Коэффициент фондотдачи в добыче газа в 6 раз больше, чем в добыче нефти и угля.

- Производительность труда в добыче газа в 55 раз выше, чем в добыче каменного угля и в 6 раз выше, чем в добыче нефти.

- Себестоимость добычи газа в 33 раза меньше, чем себестоимость добычи угля.

- Использование природного газа в качестве топлива повышает производительность труда в металлургии на 10%.

- Переход с твердого топлива на жидкое и газообразное на железнодорожном и водном транспорте повысил пропускную и перевозную способность, снизил стоимость перевозок, повысил производительность труда.

- Использование газа в качестве топлива облегчает автоматизацию производственных процессов, условия труда рабочих, санитарно- гигиенические условия, способствует очищению воздушных бассейнов над городами.

- Использование природного газа в качестве моторного топлива вместо жидкого топлива позволит высвободить миллионы тонн бензина и дизельного топлива, оздоровит воздушные бассейны городов, повысить долговечность автомобильных двигателей. (Лучший бензин с октановым числом 97 содержит до 1г свинца на 1 л.)

Химическое направление переработки газовых конденсатов имеет большие преимущества по сравнению с топливным. Из углеводородных компонентов производятся: этан, этилен, полиэтилен, этиловый спирт, ацетилен, пропан, пропилен, полипропилен, пластмассы, синтетический каучук, азотные удобрения, растворители, ядохимикаты, искусственные волокна, смолы, сера и многое другое.

Значение природного газа, как альтернативы нефти и углю будет возрастать. При наличии огромных подтвержденных ресурсов природного газа имеются грандиозные ресурсы нетрадиционных видов газа: гидратов природного газа, попутного нефтяного газа, газа, добываемого из угольных пластов и т.д.

Осн: 1[3-10].

Доп: 19 [3-9,12-15], 20[9-29], 22[161-172]

Контрольные вопросы:

1. Какие газовые месторождения в мире Вы знаете?

2. Какие месторождения газа в Казахстане вы знаете?

3. Какие перспективы имеет газ по сравнению с другими видами топлива?

4. Каковы запасы газа в Казахстане?

5. Сколько газа добывается в Казахстане?

6. Перечислите преимущества природного газа как топлива

7. Что можно получить при химической переработке природного газа?

 

Вязкость природного газа

Коэффициент динамической вязкости природных газов при атмосферном давлении и различных температурах можно рассчитать по формуле:

0=Рат,t=0,0101t1/8-1,0710-3Мсм1/2 (2.7)

где t-температура в С,

или 0=0,0101t1/8-5,7610-3см1/2 (2.8)

В интервалах 12 Мсм 100 и 10 t 204С погрешность расчета по формулам (2.7) и (2.8) не превышает 5 %.

По номограмме С. Г. Ибрагимова порядок определения вязкости следующий:

смРкрРпр см пр.

 

При наличии в природном газе >5% азота учитывают его вязкость

см=yaa+(1-уa)y, (2.9)

где a, y–коэффициенты динамической вязкости азота и углеводородной части смеси газов; ya–молярная доля азота в смеси.

Токсичность

С увеличением молекулярной массы предельных углеводоро­дов их токсические свойства возрастают. Санитарными нормами проектирования промышленных предприятий предусмотрена в рабочей зоне производственных помещений предельно допустимая концентрация углеводородов (паров бензина), равная 0,3 мг/дм3. Из газовых компонентов природных и нефтяных газов осо­бенно токсичен сероводород. Сероводород бесцветный газ. Относительная плотность его по воздуху 1,19. Человек чувст­вует сероводород (запах тухлых яиц) даже при содержании его в воздухе 0,0014—0,0023 мг/дм3. Однако даже при непро­должительном пребывании человека в сероводородной среде его обоняние притупляется. Сероводород является ядом, вызы­вающим паралич органов дыхания и сердца. Предельно допустимая концентрация се­роводорода в рабочей зоне производственных помещений —0,01 мг/дм3. Углекислый газ — бесцветный, практически без запаха. Об­щий характер действия на организм — наркотический и раздра­жающий кожу и слизистые оболочки. В высоких концентраци­ях вызывает быстрое удушье вследствие недостатка кислорода. При содержании 4—5% углекислого газа в воздухе у чело­века раздражается слизистая оболочка дыхательных путей и глаз, появляются кашель, головокружение, повышается кровя­ное давление. При вдыхании весьма высоких концентраций уг­лекислого газа наступает смерть от остановки дыхания (при 20% газа в воздухе смерть наступает через несколько секунд).

Способность к об­разованию взрывоопасных смесей

Природные углеводородные газы образуют взры­воопасные смеси с воздухом. Для каждых данных условий существуют два предела взрываемости газовоздушных смесей:

1) нижний предел соответствует минимальной концентрации горючего газа, при которой горение еще возможно;

2) верхний предел соответствует максиму­му этой концентрации.

С повышением давления смеси значительно возрастают пре­делы ее взрываемости. Горение и взрыв — однотипные химиче­ские процессы, но резко отличающиеся по интенсивности проте­кающей реакции. При взрыве реакция происходит очень быстро в замкнутом пространстве без доступа воздуха к очагу вос­пламенения взрывоопасной газовоздушной смеси. Скорость распространения детонационной волны горения при взрыве (900—3000 м/с) в несколько раз превышает ско­рость звука в воздухе при комнатной температуре. Сила взры­ва максимальна, когда содержание воздуха в смеси становится теоретически необходимым для полного сгорания. При концентрации газа в воздухе в пределах воспламенения и при наличии источника воспламенения произойдет взрыв; если же содержание газа в воздухе меньше нижнего и больше верхнего пределов воспламенения, то смесь не способна взорваться.

Уравнение Ван-дер-Ваальса

В 1879г. голландский физик Ван-дер-Ваальс предложил учесть силы взаимодействия и объем молекул следующим образом:

, (2.17)

где - константа сцепления молекул, Па; v =V/ m - удельный объем газа, м3/ кг; b - поправка на собственный объем молекул (при шарообразных молекулах это учетверенный объем молекул, выражает внутреннее давление (равнодействующая сил притяжения всех молекул объема V). ; . (2.18)

Уравнение состояния Ван-дер-Ваальса довольно точно описывает из­менение свойств реальных газов при давлениях до 10 МПа и тем­пературах от 283 до 293 К.

Основные понятия о рациональной разработке газовых месторождений

Под разработкой газового месторождения понимается управление процессом движения газа и конденсата в пласте к забоям добывающих скважин при помощи определенной системы разработки.

Системой разработкигазовой залежи называют комплекс технических мероприятий по управлению движения газа, конденсата и воды в пласте. Основное требование к системе разработки - обеспечение минимума затрат на добычу максимального объема газа и конденсата при заданной степени надежности и соблюдении природоохранных мероприятий. Рациональная разработка -это комплексная система, при которой обеспечивается заданный уровень добычи газа и конденсата с наибольшей эффективностью при соблюдении охраны недр и окружающей среды.

Специфика разработки газовых месторождений заключается в том, что газ добывается фонтанным способом. Сложная и протяженная система газоснабжения от залежи до потребителя полностью герметична и представляет собой единое целое. В начальный период разработки устьевые давления скважин достаточно высоки и газ под собственным давлением поступает в магистральный газопровод.

Проект разработки является основным проектным документом, по которому осуществляется разработка месторождения.

Исходные данные для составления проекта разработки:

- геологическая характеристика месторождения (литология, стратиграфия, тектоника)

- характеристика продуктивных горизонтов (параметры пласта, мощность, протяженность, запасы);

- положение ГВК;

- физико - химическая характеристика газа, конденсата и пластовой воды.

На стадии разведки невозможно получить полную информацию. В связи с этим, а также, учитывая высокую стоимость разведки газовых месторождений разработку начинают до получения всей информации и составления проекта разработки. ОПЭ - опытно-промышленная эксплуатация - в этот период ведут строительные и опытные работы, бурят скважины, наращивают темпы добычи, уточняют запасы, определяют режим разработки залежи, продуктивность скважин, взаимодействие частей залежи, получают данные для составления проекта промышленной разработки.

Размещение скважин

Рисунок 6.1 - Схема установки У-900

 

Установка, смонтирована на двухосном автоприцепе и подключена к скважине с помощью стальных шарнирных труб. Три регулируемых штуцера позволяют создавать на сепараторах разное давление. Охлаждение газа втермостатируемой установке осуществляется при дросселировании газа высокого напора. Для его подогрева используют электронагреватели.

Отношение количества выделившегося в сепараторах конденсата к количеству протекшего газа дает основную характеристику продукции скважины — удельное конденсатосодержание (конденсатогазовый фактор- КГФ)(г/м3 или см3/м3) при различных значениях температуры и давления. Сырой конденсат, получаемый в сепараторах и в термостатируемой установке, подвергают разгазированию путем снижения давления в контейнере до 0,1 МПа и выдержке при 20°С и измеряют количество газов дегазации.

Исследования при одновременном отборе промышленных ко­личеств газа и представительной пробы проводят при помощи уста­новки ЛПГ-1 (Рис. 6.2).

 
 


Рисунок 6.2 - Схема промысловой экспериментальной установкина газоконденсатном месторождении: 1 — скважина; 2 — ловушка жидкой фазы; 3 — штуцер; 4 — распределительная гре­бенка; 5—7 — сепараторы; 8 — сепаратор измерительный; 9, 12 — отводы на факел; 10 — регулятор давления до себя; 11 — емкость мерная; 13 — установка для измерения объема жидкости; 14 — стеклоуровнемерное
Рисунок 6.3 -Изотермы конденсации при t=270 C и различных дебитах Q, тыс, м3/сут: 1-38; 2-58; 3-83; 4-100

Изотермы конденсации. При достаточной длине шлейфа температура газа (при одном и том же диаметре штуцера на устье скважины) изменяется незначительно и практически равна температуре грунта. Это используется для поддержания постоянной температуры в измерительном сепараторе, т. е. изотермических условий.

При помощи регулятора давления «до себя» в измерительном сепараторе 5 устанавливают различные давления, например 1,5; 3,5; 5,5; 7,5 МПа. Измеряют дебит газа после сепарации Qг и рас­ход стабильного конденсата Qк. Отношение Qк/ Qг = qк выход конденсата (в см3м3) при различных давлениях.

Изобары конденсации. Для получения изобар кон­денсации при неизменном штуцере или отсутствии его на скважине, когда дебит газа равен пли больше минимально допустимого, из­меняют диаметр штуцера непосредственно перед измерительным сепаратором, поддерживая с помощью регулятора давления «до себя» постоянное давление в сепараторе при различных температу­рах сепарации. Определяют qк, как и в первом случае.

При построении части диаграмм фазовых превращений в диа­пазоне высоких давлений и температур расход конденсата измеряют в ловушке жидкости, так как измерительный или промысловый сепаратор может иметь рабочее давление ниже необходимого для построения диаграммы.

Осн: 1[171-182], 2[259-570]

Доп: 6[85-87]

Контрольные вопросы:

1. Для чего проводят исследования в газоконденсатных скважинах?

2. Какие виды исследований существуют?

3. Что такое конденсатогазовый фактор - КГФ?

4. Какие установки применяют для исследования газоконденсатных скважин?

5. Как строят изотермы и изобары конденсации?

6. Как осуществляют контактную и дифференциальную конденсацию?

 

Виды забоев газовых скважин

Если пласт сложен устойчивыми породами и не содержит пропластков обваливающихся глин, то ствол скважины целесо­образно оставить открытым (рис.7.3, а). Такая конструкция называется открытый забой. Если пласт сложен рыхлыми породами, то для предупреждения попадания песка в эксплуатационную колонну против продуктивного пласта устанавливают фильтр (рис. 7.3 б, в). Описанные конструкции при­меняются, когда отсутствуют водоносные горизонты в пласте, в его кровле и подошве.

Рисунок 7.3- Конструкция призабойной части скважины с открытым забоем 1—эксплуатационная колонна; 2 — цементный раствор; 3 — место установки манжет; 4 - фильтр – хвостовик; 5 – фильтр - продолжение эксплуатационной колонны  

Другой метод: скважину бурят несколько ниже подошвы продуктивного пласта, спускают эксплуатационную колонну, цементируют ее. После затвердения цементного раствора против продуктивного пласта перфорируют стенку колонны и цементное кольцо для сообщения эксплуатационной колонны с пластом.

Рисунок 7.4 - Виды несовершенных скважин

а - скважина, несовершенная по степени вскрытия; б - скважина, несовершенная по характеру вскрытия, в -скважина с двойным видом несовершенства по степени и характеру вскрытия

 

 

Скважина, вскрывшая пласт на полную его толщину и имеющая открытый забой, называетсягидродинамически совершенной скважиной. В практике такие скважины встречаются редко. Скважина, вскрывшая пласт не на полную его толщину, но имеющая открытый забой называетсянесовершенной по степени вскрытия. Если скважина обсажена колонной, зацементирована и перфорирована, то она называется несовершенной по характеру вскрытия.

Осн: 1[63-77,171-176,206-212], 2[60-75]

Доп: 6[107-112, 118-121]

Контрольные вопросы:

1. Причины уменьшения дебитов га­зовых скважин в процессе их эксплуатации

2. Отличия газовых скважин от нефтяных

3. Наземное оборудование газовых скважин

4. Как регулируется дебит газовых скважин

5. Каким способом эксплуатируют газовые скважины?

6. Какие клапаны входят в подземное оборудование газовых скважин?

7. Какие существуют виды забоев газовых скважин?

Солянокислотная обработка

Солянокислотная и термокислотная обработка призабойных зон скважин дают хорошие результаты в слабопроницаемых кар­бонатных породах (известняках, доломитах) и песчаниках с кар­бонатным цементирующим веществом. В песчаниках с глинистым цементирующим материалом эффективна обработка соляной и плавиковой кислотами (так называемой грязевой кислотой).

Солянокислотная обработка основана на способности соляной кислоты растворять карбонатные породы. При этом происходят следующие химические реакции:

 

в известняках 2НС1 + СаСОз = СаС12 + H2O + СО2;

 

в доломитах 4НС1 + CaMg (СО3)2 = СаС12 + MgC12 + 2Н2О + 2СО2.

 

Рисунок 10.1 - Схема проведения кислотной обработки

 

В зависимости от пластовых условий на практике применяют 8—15%-ную соляную кислоту. Техническая соляная кислота поставляется заводами концентрированной, На промысле ее разбавляют водой до нужной концентрации.

Для снижения коррозии металлического оборудования в про­цессе СКО используют вещества, называемые ингибиторами кор­розии, в качестве которых применяют формалин (CH2O), уникол ПБ-5, И-1-А с уротропином, а такжесульфонол, ДС-РАС, диссольван 4411, нейтрализованный черный контакт (НЧК).

Продукты взаимодействия кислоты с породой удаляются из пласта в процессе освоения скважины. Для облегчения этого процесса в кислоту добавляют интенсификаторы, снижающие по­верхностное натяжение продуктов реакции – НЧК, спирты, препа­рат ДС и другие ПАВ.

Порядок добавления различных реагентов в кислоту при под­готовке ее к закачке в скважину следующий: вода — ингибиторы — стабилизаторы (уксусная и плавиковая кислоты) — техническая соляная кислота — хлористый барий — интенсификатор.

Кислота нагнетается в скважину в объеме от 0,5—0,7 до 3—4 м3 на 1 м длины фильтра с помощью специальных агрегатов, на­пример Азинмаш-30, смонтированных на автомашине КрАЗ-219, а также цементировочных агрегатов ЦА-300, ЦА-320М, 2АН-500. Время реакции кислоты с момента окончания закачки не должно превышать 6—8 ч. Результаты определяют по данным исследова­ний скважин после обработки. Обработка считается успешной, если уменьшается коэффициент С, увеличивается дебит скважи­ны при той же депрессии на пласт.

 

Требования отраслевых стандартов к качеству газа и конденсата

При транспорте газа и конденсата по трубопроводам возможно образование жидкостей (воды и углеводородного конденсата) и твердой фазы (кристаллогидратов углеводородных газов и льда). Это приводит к уменьшению про­пускной способности трубопроводов, увеличению мощности силового привода компрессоров для сжатия газа, эрозии, коррозии и преждевремен­ному износу газопровода, оборудования компрессорных станций, закупорке контрольно-измерительных и регулирующих приборов, загрязнению окружающей среды при продувке и очистке газопро­водов, авариям, ухудшению технико-экономических показателей как добычи сырья и его переработки, так и магистрального тран­спортирования газа.

Требования на качество сухого газа

Сухой газ, подаваемый в магистральные газопроводы, должен иметь определенные физико-химические свойства или товарные кондиции, установленные стандартами.

Таблица 11.1 -Требования к качеству природного газа, подаваемого в магистральный газопровод

  Наименование показателей Значение для микроклиматических районов  
умеренный холодный  
1.05 - 30.09 1.10- 30.04 1.05- 30.09 0.04  
  Точка росы по влаге, 0С Точка росы по конденсату,0С Масса сероводорода, г/м3, не более Масса меркаптановой серы, г/м3, не более Объемная доля кислорода, %, не более Теплота сгорания высшая, МДж/м3, при 200С и 101,325кПа, не менее Масса механических примесей, г/м3, не более   -3   0,02   0,036   0,5   32,5     0,003   -5   0,02   0,036   0,5   32,5     0,003   -10 -5   0,02   0,036   1,0   32,5     0,003   -20 -10   0,02   0,036   1,0   32,5     0,003
                   

Требования на конденсат

Товарные кондиции стабильного конденсата, используемого в качестве сырья на нефтеперерабатывающих и газоперерабатывающих заводах, определяются ОСТ 51.65—80 «Конденсат газовый стабильный». Для конденсата в ОСТ установлены следующие пока­затели:

- давление насыщенных паров с 1 апреля по 30 сентября — не более 66 661 Па, с 1 октября по 31 марта — не более 93 325 Па;

- массовая доля воды — не более 0,1 %;

- массовая доля механи­ческих примесей—не более 0,005%;

- содержание хлористых солей — не более 10 мг/л;

- массовая доля общей серы не норми­руется (определение по требованию потребителя);

- плотность при 20 °С не нормируется, определение обязательно.

В настоящее время определяется плотность конденсата при 150С

Назначение ДКС

1) сжатие газа до необходимого давления - при подаче газа в МГ это давление может изменяться от 3,7 до 10 МПа; в процессе транс­портирования газа на химические комбинаты, ТЭЦ, сажевые за­воды, 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) увеличение газоотдачи пласта понижением давления на всем пути движения газа из пласта до приемного коллектора ДКС и в самой залежи; практика показывает, что в бескомпрессорный период эксплуатации газовых месторождений можно отобрать50—60 % от начальных запасов газа в них, в компрессорный же период эксплуатации — еще 20—30 %;

3) увеличение дебитов добывающих скважин уменьшением за­бойного давления и, следовательно, увеличением депрессии;

4) улучшение технико-экономических показателей начального участка МГ большой протяженности или МГ небольшой длины.

 
 


Рисунок 11.4 - Зависимости от времени показателей рпр - давления на приеме, r-степени сжатия газа, N - мощности компрессоров, t -времени разработки залежи,Qдоб - объема добытого газа.

При уменьшении давления газа на приеме ДКС рпрувеличи­вается мощность силового привода N для сжатия газа, уменьшается подача одного компрессора (рис. 11.4). При постоянном расходе отбираемого из залежи газа Qвозрастает как число ступеней сжа­тия газа, так и число компрессоров, работающих параллельно в одной ступени.

Увеличение мощности ДКС позволяет уменьшить время извле­чения из месторождения заданного объема газа. При одинаковом объеме добытого газа. Qдоб - NС > NБ > NА и tС > tБ > tА.

Эксплуатация промысловой ДКС характери­зуется

- непрерывно изменяющейся степенью сжатия (степень сжатия компрессорахарактеризуется отношением давления на выходе из компрессора к давлению на приеме r = Рвык / Р пр),

- расходом перекачиваемого газа одним компрессором и всей станцией,

- увеличением числа компрессоров,

- сложной технологической схемой их компоновки,

- необходимостью регулирования компрессоров для уменьшения удельной мощности на сжатие газа.

 

Требования к газоперекачивающим агрегатам

1) высокий к. п. д. ком­прессора при широком изменении степени сжатия газа и его paсхода;

2) большая степень сжатия газа в одной ступени (агрегата) для уменьшения числа машин, работающих последовательно;

3) большая подача одного компрессора для уменьшения числа ма­шин, работающих параллельно;

4) возможность регулирования подачи и степени сжатия газа в агрегате для полного использова­ния мощности силового привода;

5) привод дожимного компрессора должен иметь небольшие массу на единицу мощности и габариты, допускать полную автоматизацию работы и дистанционное управ­ление;

6) компрессорные агрегаты должны быть транспортабель­ными, размещаться в легких сооружениях сборного типа;

7) вы­сокая надежность и большой ресурс работы основных элементов;

8) низкий уровень шума и вибраций;

9) высокий уровень заводской готовности и комплектности, блочность исполнения.

Размещение ДКС на УКПГ зависит от давления максимальной конденсации процесса, метода извлечения из газа углеводородньх и неуглеводородных компонентов, географических и климатиче­ских условий района расположения месторождения.

В определенных условиях конкретных месторождений рациональным может быть размещение ДКС первой ступени сжатия газа до БТДА-5/100, второй — после турбохоло­дильной установки.

Осн: 1[149-155, 253-264], 2[212-217, 349-360]

Доп: 6[148-159]

Контрольные вопросы:

1. Какие требования стандартов к сухому газу и конденсату?

2. Какие существуют системы сбора газа?

3. Объясните разницу между централизованной и децентрализованной схемой

4. Для чего используют дожимные компрессорные станции?

5. Какие типы компрессоров применяют на ДКС?

Требования к газоперекачивающим агрегатам.

Лекция 12. МЕТОДЫ ПОДГОТОВКИ ГАЗА И КОНДЕНСАТА К ТРАНСПОРТУ

Подготовка газа к транспорту методом абсорбции

Осушка газа производится с целью уменьшения в газе паров воды до такой степени, чтобы не происходило конденсации жидкой влаги в газопроводе. Абсорбциейназывается поглощение целевого компонента при прохождении его через массу жидкого поглотителя.

Для осушки газа используют жидкие сорбенты – гликоли: диэтиленгликоль (ДЭГ) и триэтиленгликоль (ТЭГ), способные поглощать влагу. Гликоли представляют собой вязкие прозрачные сиропообразные жидкости, плотность ДЭГ - 1 118,4 кг/м3, плотность ТЭГ – 1 125,4 кг/м3. Гликоли смешиваются с водой в любых соотношениях и поглощают пары воды из газовых потоков.

Рисунок 12.2 - Принципиальная схема осушки природного и нефтяного газа жидкими сорбентами. 1 – сепаратор; 2 – абсорбер; 3 – линия слива уловленного гликоля; 4 – жалюзийный каплеуловитель; 5 – регулятор уровня; 6 – теплообменник; 7 –выветриватель; 8 – фильтр; 9 – десорбер; 10 – кольцо; 11 – кипятильник (испаритель); 12,16, - холодильники; 13 – сепаратор для улавливания гликоля; 14 – насос; 15 – эжектор. I – линия сырого газа; II – линия сухого газа; III – линия топливного газа; IV– линия холодной воды; V- дымоход.

 

Преимущества жидких сорбентов:

хорошо растворяются в воде; легко регенерируются (восстанавливаются);незначительные потери;практически не образуют пены и эмульсий с углеводородным конденсатом;легко отделяются в отстойниках в результате значительной разности плотностей;непрерывность процесса, простота управления;незначительный перепад давлений на установке.

Основным недостатком сорбентов является их сравнительно высокая стоимость.

В верхней части выпарной колонны температура поддерживается в пределах 105 0С. Регенерированный раствор гликоля забирается насосом 14 и через теплообменник 6 и холодильник 16 (с температурой около 30 0 С) снова поступает на верхнюю тарелку абсорбера. Цикл повторяется.

Практикой установлено, что для успешной осушки газа должно циркулировать не менее 25 л гликоля на 1 кг абсорбируемой воды, а также большое количество тарелок в абсорбере (10 штук).

Подготовка газа к транспорту методом адсорбции

Процесс адсорбции это извлечение из газа водяных паров и конденсата твердыми поглотителями (адсорбентами), имеющими исключительно большую поверхность пор. В качестве адсорбентов применяются силикагель,алюмогель, бокситы, цеолиты, активированный уголь.

Осушка газа твердыми сорбентами имеет следующие преимущества:

- возможность получения точки росы до минус 500 С;

- незначительное влияние давления и температуры на процесс извлечения;

- относительная простота оборудования и малые эксплуатационные расходы.

К недостаткам можно отнести большие, чем в абсорбционном процессе перепады давления, относительно высокие затраты тепла и истирание адсорбента.

 









Читайте также:

Последнее изменение этой страницы: 2016-03-17; Просмотров: 230;


lektsia.info 2017 год. Все права принадлежат их авторам! Главная