Лекция №8 разработка нефтяных и газовых месторождений

 

 

Понятие о рациональной разработке газового и газоконденсатного месторождения.

 

Под разработкой газового и газоконденсатного месторождения по­нимается управление процессами движения в пласте газа и конденсата к скважинам с целью добычи газа и конденсата. Такое управление дости­гается посредством определенной системы разработки залежи. Система разработки газовой и газоконденсатной залежи означает выделение экс­плуатационных объектов, размещение необходимого числа добываю­щих, наблюдательных и пьезометрических скважин, порядок ввода их и поддержание определенных, допустимых технологических режимов ра­боты эксплуатационных скважин.

До того, как природный газ попадет к потребителю, он подвергается различным термодинамическим воздействиям с целью достижения соот­ветствующих параметров кондиции как топлива и как химического сы­рья. Для этих воздействий на газ применяются системы обустройства газового промысла. Система обустройств включает в себя подземное и поверхностное оборудование для сбора газа и конденсата, отделения конденсата, очистки газа от механических и других вредных примесей (С0₂, N, H₂S), осушки газа, компримирования и подачи газа потребите­лю в магистральный газопровод. Система обустройства и поддержания оптимального режима работы оборудования относится к предмету экс­плуатации газового и газоконденсатного месторождений.

На открытие и разведку газовых и газоконденсатных месторожде­ний затрачиваются большие средства, запасы природных газов пред­ставляют всенародное достояние. Поэтому системы разработки и обуст­ройства месторождения должны обеспечивать максимальный народно­хозяйственный эффект.

Под рациональными системой разработки месторождения природ­ного газа и системой обустройства промысла понимаются такие систе­мы, при которых обеспечиваются: выполнение заданного плановыми ор­ганами уровня добычи газа, ценных компонентов и конденсата; получе­ние наибольшей народно-хозяйственной эффективности (с оптимальны­ми технико-экономическими показателями); обеспечение максимальных коэффициентов газо- и конденсатоотдачи; соблюдение условий охраны недр и окружающей среды.

Заданная величина добычи газа и газового конденсата определяется решением общей проблемы развития газодобывающей отрасли с учетом геолого-технических возможностей газовых залежей и достижений на­учно-технического прогресса в области проектирования, разработки и эксплуатации месторождений, в области транспорта и использования природного газа.

Газовая залежь вместе со всеми ее скважинами и окружающей ее во­донапорной системой представляет единую газогидродинамическую систему. Если к одному и тому же водоносному бассейну приурочен ряд месторождений, то в результате разработки происходит их взаимодейст­вие. Снижение давления в одном месторождении вызывает снижение пластового давления в других месторождениях, даже если они находят­ся друг от друга на значительных расстояниях.

То же самое происходит между скважинами и системой обустрой­ства месторождения, между установкой комплексной подготовки газа (УКПГ) и давлением в магистральном газопроводе. Поэтому при проек­тировании разработки газовых и газоконденсатных месторождений сис­тема пласт- скважина- газосборная сеть - УКПГ- магистральный газо­провод- потребитель рассматривается как ЕДИНОЕ ЦЕЛОЕ.

При выборе системы разработки и обустройства газовых месторож­дений решающее значение имеет отраслевая экономика. В каждом про­екте разработки месторождения рассматриваются несколько вариантов расположения скважин и технологических режимов их работы для обес­печения заданного уровня добычи газа и конденсата. И только на основе сопоставления технико-экономических показателей всех вариантов вы­бирается наиболее экономичный, рациональный.

К числу важнейших экономических показателей, определяемых при проектировании и анализе разработки месторождения относятся себестоимость добычи газа, капитальные вложения, энергоемкость, фондо­отдача, приведенные затраты, объем реализуемой продукции, металловложения, производительность труда, прибыль, рентабельность, срок окупаемости капитальных вложений.

В качестве критерия сравнения различных вариантов разработки месторождения применяется показатель приведенных затрат. Общую экономическую эффективность капитальных вложений можно рассчи­тать как отношение прибыли к вызвавшим ее капитальным вложениям.

ЛЕКЦИЯ № 9

Подготовка газа к дальнему трансполрту

Низкотемпературная сепарация

 

Одним из основных методов подготовки природного газа является низкотемпературная сепарация (НТС), сущность которой состоит в полу­чении низких температур при расширении газа. Применяется на месторож­дениях с высоким пластовым давление (16-20 и более МПа), при содержа­нии конденсата в газе до 100 г/м³. Допускается содержание сероводорода. НТС с впрыском в поток газа гликоля обеспечивает получение точки росы газа по воде от - 25°С до - 60°С.

В простейшей схеме НТС в качестве редукционного органа использу­ют насадки постоянного сечения - штуцеры. В процессе дросселирования газа в штуцере (снижение давления газа при постоянной энтальпии) тем­пература газа снижается на 2-4°С на 1 МПа снижения давления. В расчетах принимают среднее значение коэффициента Джоуля-Томсона, равное 3°С на 1 МПа.

Охлаждают продукцию скважин для того, чтобы сконденсировались тяжелые углеводороды (конденсат), пары воды. После перехода конденсата и воды в жидкое состояние газожидкостную смесь сепарируют, отделяя жидкость от газа. При сепарации от газа отделяются также механические (твердые) примеси и вводимые в поток ингибиторы коррозии и гидратообразования.

Таким образом, назначение НТС - извлечение конденсата, осушка и очистка газа от механических примесей. НТС обеспечивает подачу конди­ционного газа в магистральный газопровод и добычу нестабильного кон­денсата.

 

Рис. 27. Технологическая схема НТС с использованием

эффекта Джоуля-Томсона для отдельной скважины

1 - добывающая скважина; 2 - манифольд, 3 - шлейф; 4 - каплеотбойник; 5 - теплообменник; 6 - штуцер; 7 - низкотемпературный сепаратор; 8 - конденсатосборник.

 

Газ, выходящий из скважины, движется по шлейфу в каплеотбойник жидкости и твердой фазы 4, отделяется в нем от капель жидкости и твер­дых частиц, поступает в теплообменник 5, предварительно охлаждается в нем встречным потоком холодного газа от t, до t ₂, проходит редуцирование в редукционном аппарате 6, охлаждается до заданной температуры t _c при давлении максимальной конденсации Р _с, отделяется от жидкости и твердой фазы в нем, частично или полностью проходит теплообменник 5, нагрева­ется за счет теплоты потока газа, идущего из скважины, от t ₃ до t 4 и далее поступает на промысловый газосборный пункт (ПГСП), Там он окончательно доводится до товарных кондиций, его измеряют и распределяют по потребителям. Отделившийся нестабильный конденсат направляют на ПГСП, где его стабилизируют и замеряют количество.

НТС - процесс однократной конденсации и разделения газа и жидко­сти, несовершенный технологический процесс. Даже при весьма низких температурах сепарации (до - 40°С) он не обеспечивает полного извлече­ния жидких углеводородов, но позволяет использовать пластовое давление для получения холода.

 

 

Абсорбционная осушка газа

 

Применяется для извлечения из газа водяных паров и тяжелых углево­дородов. Для осушки газа в качестве абсорбента используются гликоли, а для извлечения тяжелых углеводородов - углеводородные жидкости. Аб­сорбенты, применяемые для осушки газа, должны обладать высокой взаи­морастворимостью с водой, простотой и стабильностью при регенерации, низкой вязкостью при температуре контанта, низкой коррозионной спо­собностью, не образовывать пен или эмульсий. На современных промыслах чаще применяют диэтиленгликоль (ДЭГ), триэтиленгликоль (ТЭГ).

ДЭГ имеет формулу СН ₂ ОН - СН ₂ - О - СН ₂ - СН ₂ ОН, представляет собой эфир этиленгликоля с молекулярной массой 106,12 и плотно­стью =1117 кг/м³. Его температура кипения при атмосферном давлении равна 244,5 °С. Он смешивается с водой в любых соотношениях.

Преимущество ДЭГа перед ТЭГом - меньшая склонность к ценообра­зованию при содержании в газе конденсата. Кроме того, ДЭГ обеспечивает лучшее разделение системы вода - углеводороды. Однако ТЭГ обеспечива­ет высокую степень осушки, что приводит к большому снижению "точки росы". ТЭГ имеет более высокую температуру разложения. Следовательно, ТЭГ можно нагревать до более высокой температуры и регенерацию (восстановление) его проводить без вакуума.

Чем выше концентрация подаваемого гликоля, тем глубже степень осушки. Концентрация гликоля зависит от эффективности его регенерации. При атмосферном давлении ДЭГ можно регенерировать до 96,7%, а ТЭГ-до 98,1%. Гликоли в чистом виде не вызывают коррозии углеродистых ста­лей.

Процесс абсорбции осуществляется в вертикальном цилиндрическом сосуде-абсорбере. Газ и абсорбент контактируют на тарелках, смонтиро­ванных внутри аппарата, перемещаясь противотоком: газ поднимается снизу вверх, а абсорбент стекает сверху вниз. Абсорбент по мере своего движения насыщается поглощаемыми им компонентами или влагой и через низ колонны подается на регенерацию. С верха колонны уходит осу­шенный газ. Эффективность абсорбции зависит от температуры и давле­ния, числа тарелок в абсорбере, количества и качества абсорбента. Увели­чение числа тарелок (а их устанавливают в абсорбере 14-18 шт.) оказывает такое же влияние, как и увеличение количества циркулирующего абсор­бента. Верхний и нижний температурные пределы процесса определяются соответственно потерями гликоля от испарения и возрастанием его вязко­сти и равны 35-10^рС.

 

 

Рис. 28. Технологическая схема абсорбционной осушки газа.

Технологическая схема установки осушки газа с помощью ДЭГа со­стоит из контактора-абсорбера 1, десорбера (выпарной колонны) 5 и вспо­могательного оборудования. Влажный газ поступает в нижнюю скрубберную секцию абсорбера 1, где отделяется от капельной жидкости и жидких углеводородов, после чего поступает под нижнюю тарелку абсорбера. За­тем газ, двигаясь снизу вверх навстречу абсорбенту, осушается и проходит в верхнюю скрубберную секцию, где отделяется от уносимых с потоком капель абсорбента. Осушенный газ подается в магистральный газопровод.

Насыщенный раствор абсорбента из абсорбера 1 сначала проходит те­плообменник 2, выветриватель 3, фильтр 4. Затем раствор поступает в десорбер 5. В нижней части десорбера 5 происходит нагрев абсорбента паро­вым нагревателем до установленной температуры (100-130°С). Водяной пар из десорбера поступает в сборник конденсата 6. Отсюда часть воды направляется обратно в верхнюю часть колонны для понижения темпера­туры и концентрации поднимающихся паров абсорбента, что сокращает его расход. Регенерированный абсорбент охлаждается насыщенным рас­твором в теплообменнике 2, после чего поступает в абсорбер 1.

Абсорбер диаметром 1,2 м. имеет высоту 15 метров, массу 25 тонн, пропускную способность 3-5 млн.м³/сут., давление в абсорбере до 8 МПа. Опыт эксплуатации абсорберов показал, что в нем должно циркулировать не менее 25 литров на 1 кг абсорбируемой воды, количество концентри­рованного раствора абсорбента G (кг/ч), необходимого для осушки газа, определяется по формуле

(19.1)

где Q -количество осушаемого газа, тыс.м³/ч;

, -влагосодержание соответственно поступающего и осушенного газов, кг/тыс.м³;

, - концентрация абсорбента в свежем и насыщенном рас­творах, % вес.

Определяются также размеры абсорбера и десорбера, число тарелок, размеры теплообменников и т.д. Потери раствора ДЭГа достигают 18-40 г/100м³ газа.

 

Адсорбционная осушка газа

 

Адсорбционная осушка газа применяется для получения низкой "точки росы" (-20-30°С), которая необходима при транспорте газа в север­ных районах страны. Одним из важных преимуществ адсорбции является то, что не требуется предварительной осушки газа, так как твердые адсор­бенты, наряду с жидкими углеводородами, хорошо адсорбируют и влагу. В качестве адсорбента используют твердые пористые вещества, обладающие большой удельной поверхностью.

К ним относятся активированные угли (S _уд = 600-1700 м²/г); силикагели - продукты обезвоживания геля кремниевой кислоты (S _уд-320-770M /г); цеолиты - минералы, являющиеся водными алюмосиликатами натрия и кальция, а также искусственные цеолиты.

Сущность адсорбции состоит в концентрировании вещества на по­верхности или в объеме микропор твердого тела. Эффективные радиусы микропор составляют (5-10) 10'¹⁴ мкм. Максимальная активность, дости­гаемая к моменту равновесия при данных температуре и концентрации по­глощаемого вещества в газовой фазе, называется равновесной статической активностью. Активность при поглощении до появления поглощаемого компонента за слоем поглотителя называется динамической активностью.

Динамическая активность адсорбента характеризует вес улавливаемой жидкости в процентах от веса адсорбента. Обычно она равна 4-7%.

Промышленные адсорбенты должны обладать достаточно высокой ак­тивностью, обратимостью адсорбации и простотой регенерации, малым сопротивлением потоку газа и высокой механической прочностью.

Десорбция основана на том, что при повышении температуры увели­чивается энергия адсорбированных молекул и они могут освобождаться от адсорбента. Наиболее благоприятны для этого температуры 200-300°С.

 

 

Рис, 29. Технологическая схема адсорбционной осушки газа:

1 - сепаратор; 2 - адсорберы; 3 - подогреватель; 4 - компрессор;

5 - теплообменник; 6 - задвижка.

Необходимое количество адсорбента G (кг) определяется по формуле

(19.2)

где Q - количество осушаемого газа, м³/ч;

- количество влаги, поглощаемой адсорбентом, кг/м³;

- динамическая активность адсорбента;

- время работы адсорбента, ч.

В момент насыщения адсорбента влагой в одном из адсорберов в дру­гом происходит десорбция и охлаждение. Процесс протекает последова­тельно по мере насыщения влагой адсорбента в колонне. Размеры адсорбе­ров в 2-3 раза меньше абсорберов. Внутри аппарата размещено от 4 до 8 полок, на которые насыпают необходимое количество адсорбента. Работа­ет адсорбер без замены селикагеля до 2 лет. Рабочая температура в адсорбере 10-14 °С, средняя скорость движения газа через адсорбер 0,15-0,5 м/с, давление газа 7-8 МПа.

Продолжительность циклов насыщения, регенерации и охлаждения адсорбента определяется временем, необходимым для его регенерации. Обычно цикл насыщения длится 10-20 ч, а цикл регенерации 4-8 ч.

 

ЛЕКЦИЯ 10