Особенности абсорбционной осушки газа на юбилейном месторождении

ВВЕДЕНИЕ

 

Юбилейное газовое месторождение расположено на границе двух административных районов Ямало-Ненецкого автономного округа – Надымского и Пуровского. Для разведки сеноманской залежи в 1969-1971 гг. пробурено 11 скважин. В декабре 1990 года начато эксплуатационное бурение. Номинальная производительность УКПГ по проекту составляет 21 млрд м3 газа в год. Сегодня Юбилейное переживает второе рождение – построена новая установка низкотемпературной сепарации газа.

Природный газ, находясь в продуктивных пластах газовых месторождений, в зависимости от глубины залегания и термобарических условий, имеет различный компонентный состав.

Рисунок 1 – Расположение лицензионных участков ООО «Газпром Добыча Надым»

 

 

 

 

Как правило, с увеличением глубины залегания пластов в газе возрастает содержание конденсата, т.е. тяжелых углеводородов от пентана и выше, которые в пластовых условиях чаще находятся в паровой фазе, но при снижении давления в потоке добываемого газа в скважине, а позднее и в пласте, испытывают обратную (ретроградную) конденсацию.

В глубоко залегающих пластах могут также присутствовать нефтяные оторочки газоконденсатных залежей и такие залежи относятся к двухфазным.

В газе некоторых месторождений содержатся кислые компоненты: сероводород и углекислый газ, вызывающие сильную коррозию металлов, быстро разрушающую трубопроводы, выполненные из обычной углеродистой стали.  Компонентом пластового газа является также насыщенный водяной пар, количество которого выраженное в граммах на 1 м3, определяет влажность газа. В процессе движения газа в пласте к забою скважины, затем по её стволу на поверхность и далее по газосборным трубопроводам на пункты сбора, газ все время охлаждается, во-первых за счет его дросселирования, во-вторых за счет теплоотдачи в стенки труб, поэтому водяной пар в газе конденсируется в водную фазу, которая при попадании в магистральный газопровод ухудшает его гидравлическое состояние и может привести к образованию кристаллогидратов. Кроме того, поступающий из пласта газ может выносить в своем потоке частицы пород (песок), которые слагают продуктивный пласт, в результате чего в скважинах и газосборных трубопроводах происходит абразивное изнашивание труб, крестовин фонтанной арматуры и особенно запорных органов задвижек, кранов, регуляторов давления, штуцеров, измерительных диафрагм и других устройств.

Таким образом, добываемый природный газ перед подачей его в магистральный газопровод необходимо освободить от жидкой фазы: воды и жидких углеводородов, путем его сепарации, при этом отделяются и мехпримеси, понизить содержание в газе водной и углеводродной паровых фаз, т.е. произвести осушку газа по воде и тяжелым углеводородам, а также удалить

 кислые газы. Степень осушки газа оценивается температурой его точки росы по воде – самой высокой температурой газа, при которой водяной пар в газе становится насыщенным, но при этом еще сохраняется термодинамическое равновесие между паровой (газообразной) и жидкой фазами воды. При дальнейшем понижении температуры газа водяной пар конденсируется в капельную влагу.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1  ПОДГОТОВКА ГАЗОВ К ПЕРЕРАБОТКЕ

газ переработка ректификация конденсация

Газовые месторождения, как и нефтяные, находятся в различных регионах земной поверхности: на суше, под водой озер, морей и океанов.

Наибольшие запасы газа и нефти сосредоточены в России, Саудовской Аравии, США, Иране, Ираке, Мексике и в ряде других стран.

Мировые запасы газа составляют 143 трлн. м3, а нефти – 136 трлн. т. В России основные месторождения газа и нефти сосредоточены в Западной Сибири, Прикаспийской низменности, в бассейне реки Волги, Республике Коми и в ряде других регионов. В последние годы открыты крупные месторождения нефти и газа в Баренцевом море и прибрежных водах Сахалина.

Углеводородные газы, представляющие собой смесь углеводородов, наряду с нефтью, являются исходным сырьем для получения топливных компонентов, нефтехимического синтеза и органического синтеза.

Месторождения природного газа в зависимости от происхождения делят на три группы: чисто газовые, газоконденсатные и газонефтяные.

В чисто газовых месторождениях основным компонентом является метан (от 98 об. % и выше). Месторождения этих газов не связаны с месторождением нефти.

Природный газ – одно из важнейших горючих ископаемых, занимающие ключевые позиции в топливно-энергетических балансах многих государств, важное сырье для химической промышленности.

Почти на 90 % он состоит из углеводородов, главным образом метана (СН4). Содержит и более тяжелые углеводороды – этан, пропан, бутан, а также меркаптаны, сероводород и пары воды (вредные примеси), азот и углекислый газ (они бесполезны), полезные примеси гелия и других инертных газов. Энергетическая и химическая ценность природного газа определяется содержанием в нем углеводородов. Метан, содержащийся в природном газе, представляет немалую ценность для химической промышленности. При

неполном его окислении образуется водород, оксид углерода (СО), ацетилен, а на их основе получают альдегиды, спирты, ацетон, уксусную кислоту, аммиак, формальдегид, метанол, хлороформ. Метан служит исходным сырьем для производства сажи. Этан является важнейшим сырьем для пиролиза. Природный газ, а не вода, является главным источником промышленного получения водорода. И все же в основном метан идет на сжигание. Природные газы широко используются для газификации промышленных районов и населенных пунктов.

Синтетические возможности других углеводородов, содержащихся в природном газе, более широкие, чем метана, но их содержание очень мало, и поэтому они не представляют интереса как сырье для органического синтеза.

Очень важно и ценно, что природный газ можно транспортировать на значительные расстояния с относительно небольшими затратами – по газопроводам. Известный район добычи газа в нашей стране – Западно-Сибирская платформа. В числе газовых месторождений в этом районе – Уренгойское, Медвежье, Заполярное и др.

Газы угольных пластов также представляют собой метановые газы и извлекаются при разработке угольных месторождений с целью предотвращения их выделения в горные выработки. В некоторых странах (Бельгии, Германии, Китае и др.) угольный газ используется как топливо. В относительно небольших количествах природные газы содержатся в пористых или трещиноватых породах, вмещающих рудные и нерудные полезные ископаемые, и мешают добыче последних, выделяясь в рудничную атмосферу.

Часть мирового запаса природного газа сосредоточена в виде так называемых газовых гидратов состава М * nН2О (где М – молекула газа, а величина «n» колеблется от 5 до 17) или клатратов. Внешне они напоминают спрессованный снег. Их месторождения существуют в условиях вечной или многолетней мерзлоты и представляют собой потенциальный источник добычи

 газа, сходной с традиционными  способами добычи твердых горючих

 ископаемых. Но пока  газовые гидраты осложняют работы  газодобытчиков Севера – забивают  скважины и трубопроводы, уменьшая  их пропускную способность. Для  борьбы с ними в скважины  закачивают некоторые химикаты  или сжигают часть газа.

В настоящее время газ используется в больших объемах, поэтому особенно актуально создание его резервов. Это привело к решению проблемы хранения газа и его транспортировки в больших объемах.

В газгольдерах хранится лишь минимально необходимый запас газа. Газгольдеры предназначены главным образом для того, чтобы с их помощью регулировать суточные неравномерности потребления газа на производстве. Для компенсации суточной неравномерности газового потребления используют газгольдеры высокого (цилиндрические и сферические) давления от 7104 до 30104 Па и низкого (мокрые и сухие) давления до 4000 Па. Для покрытия сезонной неравномерности газового потребления требуются крупные хранилища. На изготовление газгольдеров, в этом случае, придется расходовать слишком много стали и потребуются значительные площади для их установки. Поэтому компенсацию сезонной неравномерности газопотребления осуществляют с помощью подземных хранилищ, удельный расход металла на сооружения которых в 20-25 раз меньше.

Хранят природный газ в подземных газохранилищах, нередко используя для этого прежние выработки и огромные естественные пещеры. Первое в мире подземное газохранилище было сооружено на базе истощенного газового месторождения в провинции Онтарио (Канада) в 1915 году. В нашей стране подземное газохранилище - Башкатовское на западе Оренбургской области – было введено в эксплуатацию в 1958 году.

Различают два типа подземных газохранилищ: в искусственных выработках и в пористых пластах. Первый тип хранилищ получил ограниченное распространение. Так, в США по состоянию на 2004 год на них

 приходилось лишь 6 % из 371 подземных газохранилищ: 1 – в

 переоборудованной угольной  шахте и 21 – в отложениях каменной  соли. Остальные 349 подземных газохранилищ  относятся к хранилищам второго  типа: из них 305 размещены в отработанных  нефтяных и газовых месторождениях, а 44 – в водоносных пластах.

Широкое использование хранилищ в истощенных нефтегазовых месторождениях объясняется минимальными дополнительными затратами на оборудование подземных газохранилищ, поскольку саму ловушку с проницаемым пластом природа уже «изготовила».

Давление закачиваемого в подземное хранилище газа достигает 15 МПа. Для закачки используют газомоторные компрессоры.

При отборе газа из хранилища его дросселируют, производят очистку и осушку газа, а затем после замера количества возвращают в магистральный газопровод. Если давление газа в подземном хранилище недостаточно высоко, его предварительно компримируют и охлаждают.

Очистка газа от пыли, окалины и частиц масла перед его закачкой в хранилище имеет очень большое значение, т. к. в противном случае засоряется призабойная зона и уменьшается приемистость скважин.

Оптимальная глубина, на которой создаются подземные газохранилища, составляет от 500 до 800 м. Это связано с тем, что с увеличением глубины увеличиваются затраты на обустройство скважин. С другой стороны, глубина не должна быть слишком малой, т. к. в хранилище создаются достаточно высокие давления.

Подземное хранилище заполняют газом несколько лет, закачивая каждый сезон несколько больший объем газа, чем тот, который отбирается.

Общий объем газа в хранилище складывается из двух составляющих: активной и буферной. Буферный объем обеспечивает минимально необходимое заполнение хранилищ, а активный – это тот объем газа, которым можно оперировать.

По состоянию на 2004 год общий объем природного газа в подземных

газохранилищах США превысил 809 млрд. м3, из которых 329 млрд. м3 (40,6%) составляет активный газ и 480 млрд. м3 – буферный. Общий максимальный темп закачки в подземные газохранилища США составляет 2100 млн. м3/сут., а отбор 1095 млн. м3/сут.

В России в 2004 году объем активного газа в подземных газохранилищах составлял около 61 млрд. м3.

Рисунок 1.1 – Запасы газа РФ

 

Газонефтяные – попутные газы, сопровождающие нефть и выделяющиеся при ее добыче. Месторождения этих газов генетически связаны с месторождениями нефти.

Характерной особенностью состава нефтяных попутных газов является наличие в них, кроме метана, этана, пропана бутанов и паров более тяжелых углеводородов. Во многих попутных нефтяных газах присутствует сероводород, негорючие компоненты: азот, углекислый газ, а также редкие газы – неон и аргон. Последние содержатся в малых количествах, но являются полезными и нужными для народного хозяйства газами и их выделение представляет промышленный интерес.

Нефть и газ скапливаются в таких участках земной коры («ловушках»), где физические и геологические условия благоприятствуют длительному

 

 хранению. В нефтяной  залежи газ, сопровождающий нефть, может находиться 

в растворенном виде (тяжелые углеводороды) или располагаться над скоплением нефти в виде «газовой шапки». Состав свободных газов, находящихся непосредственно над нефтью или мигрировавших в выше расположенные коллекторы, может сильно отличаться от состава газов, растворенных в нефти. Состав попутных нефтяных газов, выделяющихся из нефти в процессе ее добычи, значительно отличается от состава свободных газов, добываемых из газоносных пластов того же месторождения. Влиянием растворимости тяжелых углеводородов могут быть объяснены часто наблюдаемые расхождения в составе образцов газов, получаемых из одной и

той же нефтяной скважины. Состав газов сильно зависит от условий отбора пробы, от давления, под которым находится газ в скважине, соотношения в пробе свободного газа из залежи и газа, выделившегося из нефти при ее подъеме в скважине. В связи с этим содержание и состав тяжелых углеводородов в газах, отобранных на одной и той же площади, показывают значительные колебания. Это относится и к таким хорошо растворимым газам, как Н2S и СО2.

При вскрытии пласта из скважины вначале начинает фонтанировать газ газовой шапки, а затем, по мере падения давления, начинает выделяться газ, растворенный в нефти. В некоторых случаях, когда газ полностью растворен в нефти, он добывается вместе с нефтью. Количество газа в кубических метрах, приходящееся на 1 т добываемой нефти, называется газовым фактором, который для различных месторождений неодинаков и зависит от природы месторождения, режима его эксплуатации и может изменяться от 1-2 м3 до несколько тысяч м3 на 1 т добываемой нефти. Состав попутных газов зависит от природы нефти, в которой они заключены, а также от принятой схемы отделения газа от нефти при выходе их из скважины.