Добыча и транспорт природного газа Природные газы добываются из скважин чисто газовых месторождений, а также нефтяных месторождений попутно с нефтью и газоконденсатных месторождений Природные газы скапливаются в пористых пародах (пески, известняки и др.). Породы, способные вмещать и отдавать газ, называются газовыми коллекторами. Они имеют пористость не менее 35%. Газовые пласты сверху и снизу ограничены газонепроницаемыми породами, а затвором является вода. Наиболее простая форма газовой залежи, образована антиклинальными складками пород. Газ подземных пластах находится под значительным давлением. При его вскрытии скважиной он способен притекать (фонтанировать) к поверхности с огромной скоростью.

Схема чисто газового месторождения простая форма газовой залежи

добыча газа и нефти При добыче нефти и газа чаще всего применяют вра­щательное роторное и вращательное турбинное, а также электробурение При роторном бурении оборудование и инструмент для работы в забое собирают и спускают в скважину. бур-долото, служит для разрушения породы; массивная квадратная труба, служит для направления долота; бурильные грубы диаметром мм. Во время бурения вся система получает вращение от ротора. Долото разрушает породу на забое. Глинистый раствор, нагнетаемый мощными грязевыми насосами через пустотелые бурильные трубы, омывает забой и выносит выбуренную породу через затрубное пространство на поверхность

Принципиальная схема роторного бурения скважин 1 раствор в скважину; 2 глинистый раствор; 3 грязевой насос; 4 ротор; 5 гибкий шланг для глинистого раствора; б буровая вышка; 7 кран-блок; 8 талевый блок; 9 вертлюг; 10 квадратная труба; 11 лебедка; 12 двигатель; 13 невращающаяся труба; 14 бурильные трубы; 15 бур-долото

ПОДГОТОВКА ГАЗА К ТРАНСПОРТИРОВКЕ И ИСПОЛЬЗОВАНИЮ Природные газы чисто газовых месторождений, содержат в своем составе в основном метан. Их осушают, освобождают от твердых частиц, а в случае содержания в них сероводорода его удаляют. Попутные нефтяные газы, и газы конденсатных месторождений разделяют на фракции. Фракции, состоящие из тяжелых углеводородов, отделяют от легких углеводородов. Осушают, удаляют сернистые соединения и твердые частицы. Получают «сухой» углеводородный газ, содержащий в основном метан и некоторое количество его гомологов.

Очистка газа от сероводорода. Очистка от сероводорода сухими способами основана на пропускании газа через твердые вещества (гашеную известь, гидрат оксида железа, активированный уголь), которые химически взаимодействуют с сернистыми соединениями или абсорбируют их на своей поверхности. Мокрые способы очистки основаны на промывке газа, содержащего сероводород, растворами различных веществ, взаимодействующих с ним. ра. Наиболее распространены мышьяка-щелочной и этаноламиновый способы. Аминосоединения, являющиеся слабым основанием, при взаимодействии. кислыми газами образуют нестойкие соединения, легко разлагающие­ся под действием сравнительно невысокой температуры (60 °С и выше). Поглощение сероводорода производится при температуре °С, а регенерация поглотительного раствора при температуре °С.

Принципиальная схема очистки газа раствором этаноламина 1 абсорбер; 2,5 холодильник; 3 насос; 4 теплообменник; 6 возврат конденсата; 7 регенератор; 8 паровой кипятильник

Очистка газа от сероводорода этаноламином. В нижнюю часть абсорбера подается подлежащий очистке газ. Навстречу ему подается раствор этаноламина. Очищенный газ отводится из верхней части абсорбера, а насыщенный сероводородом раствор из нижней его части направляется через теплообменник 4 в регенератор 7. В регенераторе насыщенный раствор нагревается посредством парового кипятильника 8 до температуры °С, при которой он кипит, и из него выделяется смесь сероводорода и паров воды. Сероводород и водяные пары охлаждаются до температуры °С в водяном холодильнике 5, из которого конденсат 6 возвращается в колонну, а сероводород выводится из ее верхней части. Регенерированный поглотительный раствор по выходе из регенератора 7 поступает в теплообменник 4, из которого насосом 3 через холодильник 2 вновь возвращается на поглощение сероводорода в абсорбер. Степень очистки газа от сероводорода описанным способом дости­гает 99 % и более.

Осушка горючих газов При передаче газа на дальние расстояния и при использовании его необходимым условием, обеспечивающим нормальную эксплуатацию газопроводов и сооружений на них, является отсутствие в транспортируемом газе водяных паров. Из многочисленных способов осушки газа наибольшее распространение получили абсорбционные способы. В качестве абсорбентов чаще всего применяют триэтиленгликоль и раствор хлористого кальция. Растворы этих веществ поглощают водяные пары, входящие в состав газа, а затем в выпарной колонне специальной установки отдают влагу в виде пара.

Принципиальная схема осушки газа абсорбционным способом 1 трубопровод для удаления раствора; 2 газопровод влажного газа; 3 абсорбер; 4 газопровод осушенного газа; 5 обратный трубопровод; 6 холодильник; 7 трубопровод насыщенного раствора; 8 уравнительная емкость; 9 трубопро­вод; 10 подогреватель; 11 теплообменник; 12 выпарная колонна; 13 тру­бопровод воды орошения; 14 кипятильник; 15 паропровод; 16 насос

Технология осушки газа Газ по газопроводу 2 поступает в абсорбер 3, в нижней, скрубберной части его освобождается от капелек воды. Окончательная осушка газа происходит в средней, колпачковой части контактора 3, сверху которой навстречу газу подается раствор этиленгликоля. Этот раствор и поглощенные водяные пары выводятся из нижней колпачковой части контактора. Осушенный газ, пройдя верхнюю скрубберную часть, выходит из абсорбера по газопроводу 4. Насыщенный раствор этиленгликоля по трубопроводу 7 поступает в теплообменник 77 и подогреватель 10, затем в выпарную колонну (десорбер) 12 для регенерации, в которую по трубопроводу 13 подается вода орошения. При необходимости раствор из абсорбера 3 может выводиться по трубопроводу 7 из цикла. Регенерация раствора осуществляется путем его нагревания в кипятильнике 14. Водяные пары выводятся через паропровод 15. Освобожденный от воды поглотительный раствор проходит теплообменник 11 и по трубопроводу 9 насосом 16 подается через холодильник 6 и трубопровод 5 в абсорбер. Для пополнения потерь поглотительного раствора в системе имеется уравнительная емкость 8 с запасным раствором этиленгликоля. Расход диэтиленгликоля составляет 0,14...0,16 кг на 1000 м³ газа; осушка может производиться как при атмосферном, так и при повы­шенном давлении (до 15 МПа).

Одоризация газов. Углеводородные газы не имеют ни цвета, ни запаха, ни вкуса. Чтобы своевременно обнаружить утечку газа, ему искусственно придают запах, т.е. подвергают одоризации. Вещества, применяемые для искусственной одоризации газа, называются одорантами, а аппараты, в которых происходит одоризация - одоризаторами. Одорант должен отвечать ряду требований: запах одоранта должен быть резким и специфическим, т.е. отличаться от запахов жилых, и других помещений; одоранты и продукты их сгорания должны быть физиологически безвредными и не должны действовать на газопроводы, аппараты, приборы и обстановку помещений; одорант должен быть дешевым и недефицитным. В качестве одорантов наибольшее распространение получили органические сернистые соединения (меркаптаны, сульфиды и дисульфиды). В нашей стране используют С2Н5SH- этилмеркаптан. Содержание одоранта в газе должно быть таким, чтобы резкий предупредительный запах ощущался при концентрации газа в воздухе помещения не больше 1/5 нижнего предела взрываемости этого газа. В настоящее время установлены следующие среднегодовые нормы расхода одоранта этилмеркаптана, г, на 1000 м 3 природного газа: этилмеркаптана 16;

Одоризационные установки Применяемые одоризационные установки можно разделить на капельные, испарительные и барботажные. Схема капельной одоризационной установ­ ки: 1 стальная труба; 2 штуцер; 3 водомерное стекло; 4 вентиль; 5 стекло; 6,7 кран

капельная одоризационная установка В качестве расходной емкости. служит стальная труба, перио­дически заполняемая одорантом через штуцер 2. Для определения уровня одоранта в емкости и для грубого регулирования его расхода служит водомерное стекло 3. Более точную регулировку расхода одоранта осуществляют вентилем 4, наблюдая через стекло 5 и считая число капель. При необходимости полного спуска одоранта из трубы 1 пользуются краном 6. Установка соединяется. подземным газопроводом краном 7. Вследствие этого она легко может быть перенесена в другое место. Ручная регулировка спуска одоранта препятствует широкому применению капельных одоризационных установок такого типа

Работа барботажных одоризаторов Работа барботажных одоризаторов основана на том, что отводимый от основного газопровода газовый поток проходит не над поверхностью одоранта в резервуаре (как это происходит в испарительных одоризаторах), а барботирует через одорант, насыщаясь им, и вновь возвращается в основной газопровод. Такая барботажная установка снабжена рядом вентилей и диафрагмой, обеспечивающими регулирование степени одоризации

Принципиальная схема газотранспортной системы Ск скважины; Сеп сепараторы; ПГ промысловые газопроводы; ПГРС промысловая газорас­пределительная станция; МГ магистральный газопровод; ПКС промежуточная компрессорная станция; ЛЗА линейная запорная арматура; ГРС газораспределительная станция; ПХ подземное хранилище газа; ПП промежуточный потребитель

Магистральные газопроводы Длина магистральных газопроводов измеряется тысячами километров, поэтому без специальных установок по сжатию и повышению давления газа по газопроводам можно подавать относительно небольшое количество газа. Чтобы повысить производительность газопроводов, через каждые км на них строят компрессорные станции, которые повышают давление до 5, МПа. Давление 5,5 МПа применяется в ранее построенных газопроводах, 10 МПа во всех газопроводах, проложенных в последние 30 лет. Для повышения давления газа на компрессорных станциях устанавливают компрессоры с электроприводом или газотурбинные, в которых в качестве энергоносителя используется газ. Для возможности проведения ремонтов предусматривают установку линейной запорной арматуры на расстоянии не менее 25 км друг от друга. Магистральные газопроводы перед населенными пунктами закан­чиваются газораспределительными станциями (ГРС), после которых начинаются газовые сети городов.

ПОДЗЕМНЫЕ ХРАНИЛИЩА ГАЗА Для покрытия сезонной неравномерности потребления газа используют подземные хранилища, в качестве которых используют истощенные газовые и нефтяные месторождения. Хранилища сооружают в подземных водоносных пластах пористых пород. Хоро­шим коллектором является пласт, имеющий пористость не менее 15 %. Во избежание потерь газа выбранный коллектор должен быть гер- метичным. Наибольшее значение имеют плотность и прочность кровли листа. Кровля, состоящая из плотных пластичных глин или крепких известняков и доломитов без трещин толщиной м обеспечивает должную герметичность, предотвращая утечку газа. Для облегчения закачки газа и его извлечения коллектор хранилища должен иметь достаточную проницаемость. Рабочая вместимость газохранилища определяется верхним и нижним пределами допустимых давлений. Максимально допустимое давление в подземном газохранилище зависит от глубины залегания пласта, плотности и прочности кровли и пород над хранилищем, геологических характеристик пласта и характеристик оборудования газохранилища. Для создания подземных газохранилищ в пластах водонапорных систем используют купола или антиклинали, т.е. складки, которые имеют понижение слоев во всех направлениях от свода. Пласты должны быть герметичными. Газ закачивают в центральную часть купола, он вытесняет воду в специально пробуренные разгрузочные скважины, ко­торые располагают в виде кольцевой батареи.