Модуль II.
Газовые месторождения и добыча газа
1. Общие сведения
2. Методы и технологии добычи природного газа
3 Технологический процесс добычи природного газа
4. Оборудование для добычи природного газа
5. Хранение добытого природного газа
1. Общие сведения
Углеводородные газы, используемые на предприятиях топливно-энергетического комплекса, подразделяются на природные (естественные) и искусственные [131].
Природные газы в зависимости от условий нахождения в природе разделяются на: попутные (сопровождающие нефть) и добываемые из газовых и газоконденсатных месторождений [36].
Количество попутных газов, всегда сопровождающих нефтяные залежи и выделяющихся из нефти при ее добыче определяется газовым фактором, выражающим число м3 газа на 1 т нефти. Этот показатель прямо указывает на родство природного газа и нефти и позволяет рассматривать газ как самую легкую фракцию нефти [36]. Попутный нефтяной газ, кроме метана, содержит значительное количество этана, пропана, бутана, а также углекислоту, сероводород и в редких случаях гелий.
Деление месторождений на газовые и газоконденсатные в газопромысловой практике достаточно условно [41, 54, 118, 156].
При небольшом содержании в пластовой углеводородной смеси высокомолекулярных компонентов C5+, приблизительно до ~ 1 г/м3, месторождение относят к чисто газовому. В продукции газовых месторождений содержание конденсата минимально; при подготовке к транспорту таких газов не требуется их обработка с целью извлечения тяжелых углеводородов [29, 156, 173].
В отличие от чисто газовых месторождений газоконденсатные разрабатываются для получения не только газа, но и высокомолекулярных компонентов - газового конденсата [156].
К искусственным газам относятся газы, получаемые путем переработки топлива, а также выделяющиеся при технологических процессах на химических, металлургических и других предприятиях.
Залежи газа представляют собой скопление углеводородов, которые заполняют поры проницаемых пород. Если скопление велико и его эксплуатация экономически целесообразна, залежь считается промышленной. Залежи, занимающие значительные площади, образуют месторождения. Большинство известных газовых месторождений представляют собой антиклинали, т.е. складки земной коры, обращенные выпукло вверх или из поля (см. рис. 1). Часто встречаются месторождения, которые содержат 2 км и более газоносных пластов, расположенных один под другими отдельными слоями.
Рис.1. Форма газовой залежи:
1 – газоупорные породы; 2 - внешний контур газоносности; 3 – внешний контур
газоносности;
Для бурения скважин используют роторное и турбинное бурение. При роторном бурении двигатель расположен на поверхности земли и вращение от него передается долоту через промежуточные и колонну бурильных труб диаметром 125 -150 мм. При турбинном бурении буровой двигатель (турбобур) опускается в скважину и крепится непосредственно под долотом. Вращение турбобура осуществляется за счет промывочного раствора, подаваемого под большим давлением.
Газовая скважина укрепляется стальными обсадными трубами, состоящими из кондуктора и эксплуатационных колонн, оборудуют фонтанными трубами и запорно-регулирующей арматурой (см. рис. 2).
Рис.2. Схема газовой скважины
Эксплуатационная обсадная колонна предохраняет скважину от обрушения и проникновение в продуктивный пласт воды из верхних горизонтов, а также предохраняет газоносный пласт от потерь газа в вышележащие слои. Движение газа из забоя и происходит по фонтанным трубам диаметром 50 -100 мм. Колонная головка служит для герметизации всех труб, и установки задвижек, регулирующих штуцера и манометров. На видных местах скважины устанавливают сепараторы, в которых газ очищается от твердых и жидких механических примесей. Отдельные скважины на газовых промыслах присоединяют газопроводами к коллекторам, которые заканчиваются промысловой газораспределительной станцией. На промысловой ГРС газ вновь очищают в сепараторах, осушают и производят его учет. Из ГРС газ поступает в головную компрессорную станцию (или при достаточно большом давлении) непосредственно в магистральный газопровод.
Природные смеси углеводородов состоят из многих десятков и даже сотен индивидуальных углеводородов, различающихся физико-химическими свойствами и представляющих как газы, так и жидкости, причем в стандартных условиях многие из последних переходят в твердую фазу [41].
Любые смеси углеводородных газов подвергают разделению для: выделения наиболее ценных компонентов; удаления вредных, либо балластных компонентов, затрудняющих транспортирование газов [72].
Процессы переработки углеводородных газов можно разделить на 2 основные группы: первичные и вторичные. К первичным отнесены процессы выделения из природных и нефтяных газов отдельных компонентов и фракций. К вторичным отнесены процессы глубокой переработки отдельных компонентов или фракций, выделяемых из газовых смесей (пиролиз индивидуальных углеводородов, производства моторных топлив из конденсата, производства газовой серы и т.д.).
Продукты их переработки применяют практически во всех отраслях промышленности, на всех видах транспорта, в военном и гражданском строительстве, сельском хозяйстве, энергетике, в быту и т.д. [15]