Добыча и обработка природных газов

Месторождения делятся на 4 категории:

А ‑ изучены детально, позволяют определить формы, размеры, условия разработки месторождения (погрешность до 10%).

В ‑ данные позволяющие проектировать разработки.

С₁ – запасы, установленные по газоности отдельных скважин или принятые по аналогичному с более изученными соседними месторождениями.

С₂ ‑ запасы наличие которых, предполагается в неразведанных районах.

Глубина залегания большинства газоносных пластов: 1-3км.

Скважина для добычи природного газа выглядит так см. рисунок 1:

Подземная часть скважины выполняется из нескольких колонн труб:

Наружная колонна (5) ‑ кондуктор опускается на глубину до 200м. Внутрь кондуктора вставляется колонна обсадных труб (4). Обычно до газоносного пласта в глубину. Для герметизации скважины, затрубное пространство (2) заполняется цементным раствором. Обсадные трубы и цементное кольцо предохраняют скважину от разрушения и охраняют промысел от самопроизвольных выбросов газа, а газоопасный пласт от затопления верхними горизонтами вод.

Газ подается на поверхность по колонне фонтанных труб (3).

Для изоляции межтрубного пространства устанавливаются сальниковое уплотнение (1) – пакер.

Наземная часть – колонная головка или пьедестал (6), служащая для герметизации кольцевого пространства или фонтанной елки с газовой арматурой (штуцер для регулировки дебита скважины, манометр, термометр и др.)

В начале разработки скважины дебет скважины составляет 10-20% свободного дебета, т.е. расхода газа при полностью открытой задвижке.

К концу выработанной скважины дебет достигает 100%.

Обработка газа на месте добычи включает его осушку, очистку от сероводорода Н₂S, углекислого газа СО₂, одоризацию.

Осушка нужна для избежания образования конденсата, ледяных пробок и кристаллогидратов – соединения образующие с водой газы: СН₄×6Н₂О; С₂Н₆×7Н₂О; С₃Н₆×18Н₂О.

Обычно газ осушают, снижая температуру точки росы на 5-7^оС ниже рабочей температуры в газопроводе.

Содержание сероводорода в природном газе не должно превышать 0,02г/м³.

Содержание СО₂ нормами не лимитируют, однако по технико-экономическим соображениям не должно превышать 2%.

Наиболее распространенный способ очистки ‑ этанонаминовый, когда газ под давлением пропускается через раствор моноэтаноламина.

Одоризация газа нужна, т.к. природный газ не имеет запаха. Количество одоранта должно быть таким, чтобы при содержании газа в воздухе не более 1/5 нижнего предела взрываемости ощущается резкий запах. Для природного газа – 1%.

Одорант, используемый для природного газа этилмеркаптан С₂Н₅SH ‑ 16г на 1000м³.