Добыча и обработка природных газов
Рисунок 2.2 - Схема газовой скважины
Скважина состоит из подземной и надземной частей. Наружная колонна труб 5 – кондуктор опускается на глубину 200 м и служит для предохранения верхней части скважины и устья. Внутрь кондуктора опускается колонна обсадных труб 4. Для герметизации затрубное пространство 2 заполняется цементным раствором. Внутрь обсадных труб опускается колонна фонтанных труб 3, которая подвешена к фонтанной арматуре. Чтобы изолировать межтрубное пространство от проникновения газа из забоя устанавливается пакер 1.
Надземная часть – фонтанная арматура состоит из трех частей: колонной головки, трубной головки и фонтанной «елки» с задвижками 9. Колонная головка 6 служит для герметизации кольцевого пространства между трубами кондуктора и эксплуатационной колонной. К ней подвешивается на резьбе эксплуатационная колонна 4, сверху крепится трубная головка 7. Боковые отводы от труб головки с задвижками 9 предназначены для контролирования давления в межтрубном пространстве и обработки скважины. Катушка 8 служит для перехода с большего на меньший диаметр. Фонтанная «елка» состоит из крестовины 11, штуцера 10, служащего для регулирования дебета скважины и буфера патрубка 13. На фонтанной арматуре установлены манометры 12 и термометр 14. Из двух боковых отводов фонтанной «елки» один находится в эксплуатации, другой – в резерве.
В зависимости от степени разведанности 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.)
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, одаризацию.
Осушка нужна для избежания образования конденсата, ледяных пробок и кристаллогидратов – соединения, которые образуют с водой многие газы(метан, пропан, сероводорд и т.д.), они представляют собой снегообразную массу и легко разлагаются: СН4×6Н2О; С2Н6×7Н2О; С3Н6×18Н2О.
Обычно газ осушают, снижая температуру точки росы на 5-7оС ниже рабочей температуры в газопроводе.
Содержание сероводорода в природном газе, поступающем в города, 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. Одараторы бывают капельными и барботажными.
Дата добавления: 2016-05-25; просмотров: 1085;