При каком давлении закачивают газ

Содержание статьи

При каком давлении закачивают газ

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Закачка — газ — высокое давление

Перспективными оказались следующие проекты увеличения нефтеотдачи пластов: циклическое воздействие при заводнении для месторождений, характеризующихся высокой степенью неоднородности и гидрофилизации коллекторов, а также легкими маловязкими нефтями, закачка ШФЛУ — для участков с повышенной обводненностью, закачку газа высокого давления в сочетании с заводнением — для сравнительно глубокозалегающих пластов, насыщенных легкими, маловязкими нефтями и с высокими пластовыми температурами. [31]

При закачке газа в пологозалегающие пласты отмечается неравномерность процесса вытеснения, обусловленная гравитационным разделением нефти и газа. Поэтому предпочтительны для закачки газа высокого давления пласты с большими углами залегания, рифовые и куполообразные залежи. Закачка газа высокого давления находит применение в пластах с низкой проницаемостью, в которых процесс заводнения по технико-экономическим условиям неэффективен. [32]

С ростом проницаемости пласта, во многих случаях увеличивается диапазон ее изменения в объеме коллектора. В связи с этим закачку газа высокого давления рекомендуется осуществлять, в первую очередь, в малопроницаемых коллекторах. Оторочки обогащенного газа или С02 в таких коллекторах следует продвигать более дешевым газом — метаном или азотом. Нижний предел проницаемости пластов, в которых возможно сочетание закачки углеводородных газов или диоксида углерода с водой, оценен примерно в 0 005 мкм2, в основном, по техническим причинам, обусловленным отсутствием или недостаточной приемистостью скважин по воде. Следует иметь в виду, что нефтесодержащий пласт должен иметь надежно изолирующие покрышки, предотвращающие возможность утечки флюидов при повышении в нем давления. [33]

Институтом разработаны и предложены для практического применения на опытных участках Самотлорского и Вахского месторождений закачка газа высокого давления и последовательная закачка газа и воды. Кроме этого, при осуществлении процессов закачки газа высокого давления или последовательной закачки газа высокого давления и воды темп извлечения нефти повышается в 2 — 2 5 раза по сравнению с обычным заводнением по самой интенсивной площадной системе. [34]

Эти методы в настоящее время наиболее перспективны и все больше применяются за рубежом. В США и в некоторых других странах закачку газа высокого давления применяют уже более чем на 50 месторождениях, причем на некоторых из них в крупном масштабе. Так, в Западном Техасе на одном месторождении ежесуточно закачивается более 1 млн. м3 газа, сжимаемого до 280 кГ / см2; при этом добыча нефти составляет 2400 т / сутки. [35]

Положительные результаты циклического воздействия на пласт, полученные на Трехозерном и Мор-тымья — Тетеревском месторождениях, позволяют рекомендовать его к применению на отдельных участках Западно-Сургутского, Усть-Балык — ского, Мамонтовского и Самотлор-ского месторождений. Ведутся работы по использованию ПАВ и углекислоты, закачке газа высокого давления , повышения давления нагнетания воды, тепловых методов. [36]

Из анализа приведенных данных следует, что с экономической точки зрения наиболее эффективны методы вытеснения нефти паром высокого давления. Значительный экономический эффект за 1966 — 1975 гг. получен от тепловых обработок призабойной зоны скважин и закачки газа высокого давления . [37]

В настоящем разделе рассмотрены методы, предусматривающие нагнетание в пласт углеводородных и неуглеводородных газов. Закачка в пласт воздуха и газа применялась, начиная с 1917 г. В 1949 г. была предложена технология разработки, основанная на закачке газа высокого давления , которая положила начало серии способов вытеснения нефти смешивающимися с ней агентами. Примерно к этому же времени относятся первые упоминания о возможности применения в целях увеличения нефтеотдачи диоксида углерода. [38]

В пласт закачивают водный раствор полиакриламида и сшиватель ( квасцы, формальдегид с фенольной смолой) и непосредственно в период гелеобразования — газ высокого давления. После структурного упрочнения геля в скважину повторно закачивают гель, который прорвет тонкий слой ГОС в низкопроницаемых пропластках. Закачка газа высокого давления увеличивает прочность гелевого тампона и способствует разномерному распространению ГОС но пласту. Закачиваемый газ, обладая большой подвижностью, способствует переносу частиц гелеобразующего состава вглубь пласта на большее расстояние, увеличению объема пласта занимаемого ГОС и проникновению его в микропоры. Последнее ведет к увеличению прочности закачиваемого геля и удержанию его в пористой среде при значительных депрессиях на пласт. Вместе с том известно, что при обработке пласта гелеобразующим составом последний проникает не только в выработанные высокопроницаемые пропластки, но и в невыработанные низкопроницаемые, что является благоприятным фактором, даже несмотря на небольшую глубину проникновения ГОС в пласт в низкопроницаемой зоне. [40]

При малой нефтенасыщенности процесс нерентабелен, так как расходы по закачке воздуха не покрываются дополнительно добытой нефтью. Нагнетание газа в истощенные пласты менее эффективно. Для метода закачки газа высокого давления непригодны залежи нефти с газовой шапкой. Закачка газа в газовую шапку малоэффективна, так как требует больших объемов рабочего агента. При нагнетании же в нефтяную часть залежи возникает опасность утечки газа в газовую шапку. [42]

При разработке нефтяных пластов, как низкой, так и высокой продуктивности, высокоэффективным может быть применение вместо внутриконтурного рассредоточенного заводнения газового заводнения. В сочетании преимуществ: закачки газа высокого давления в состоянии смесимости с нефтью, обеспечивающей максимальный коэффициент вытеснения нефти, равный единице, и последующей закачки воды, обеспечивающей довольно высокий коэффициент охвата вытеснением. А в итоге достигается довольно высокий коэффициент нефтеотдачи. [43]

На рифовых месторождениях Башкирии, эксплуатируемых на режиме истощения, данный метод применен после предварительной закачки оторочки углеводородного растворителя. На основе этого метода были составлены проекты доразработки Старо-Казанковского, Грачевского и других месторождений. По данным БашНИПИ — нефти закачка газа высокого давления перспективна для рифо-генных месторождений. [44]

В период опытной эксплуатации запасы пластовой энергии, позволяющие вести разработку фонтанным способом, были полностью исчерпаны. Нагнетание воды в юрские пласты невозможно ввиду полного отсутствия приемистости скважин. В этих условиях определенный интерес представляет опыт закачки газа высокого давления в ХПГ2 3 пласты месторождения Озек-Суат, осуществляемой с 1967 г. Положительный опыт проводимого эксперимента позволяет считать этот метод наиболее перспективным для разработки низкопроницаемых, малоактивных юрских залежей Ставропольского края. [45]

Источник

Поддержание пластового давления закачкой газа

В продуктивных коллекторах, в составе которых присутствует много глинистого материала, разбухающего при его смачивании пресной водой, закачка воды для ППД, как правило, неэффективна. Нагнетательные скважины обладают очень низкой поглотительной способностью с большим затуханием приемистости, требует специальной обработки воды и высоких давлений нагнетания. Однако в этих же условиях закачка сухого углеводородного газа, не взаимодействующего с породами коллектора, может оказаться достаточно эффективной, так как при этом обеспечиваются технически приемлемые параметры процесса, такие как приемистость и давление.

С энергетической точки зрения ППД закачкой газа — процесс более энергоемкий по сравнению с закачкой воды. Другими словами, на вытеснение единицы объема нефти при закачке газа затрачивается энергии больше, чем при вытеснении нефти водой. Это объясняется двумя главными причинами.

1. При закачке воды необходимое забойное давление создается как давлением воды на устье нагнетательной скважины, так и большим гидростатическим давлением водяного столба в скважине. При закачке газа, плотность которого значительно меньше плотности воды, гидростатическое давление газового столба мало (примерно в 7 — 15 раз меньше, чем водяного). Поэтому необходимое забойное давление приходится создавать за счет увеличения давления на устье (давление нагнетания), вследствие чего возрастают затраты энергии на закачку газа в пласт.

2. При закачке газа, вследствие его большой сжимаемости, необходимый объем газа нужно предварительно сжать до забойного давления, на что расходуется большое количество энергии. Тогда как при закачке воды, вследствие ее «жесткости», энергия на сжатие практически равна нулю.

Кроме того, некоторое количество нагнетаемого углеводородного газа растворяется в пластовой нефти, отчего общее количество закачиваемого газа увеличивается.

Поэтому ППД закачкой газа не нашло широкого распространения и применяется главным образом на истощенных нефтяных месторождениях, пластовое давление которых мало, или на неглубоких месторождениях.

Количество газа, необходимое для нагнетания в пласт только для поддержания пластового давления на существующем уровне, очевидно, равняется сумме объемов добытой нефти, воды и газа, приведенных к пластовым условиям (Р, Т).

Компрессоры, необходимые для осуществления ППД, подбираются в соответствии с давлением на устье и общим расходом нагнетаемого газа.

При наличии на данном месторождении или поблизости мощного источника природного газа достаточно высокого давления его можно эффективно использовать для ППД. Это приводит к большому сокращению капитальных вложений, так как отпадает необходимость в строительстве компрессорных станций, и к сокращению энергетических затрат на закачку газа, составляющих главные статьи расходов на осуществление ППД закачкой газа в пласт. В качестве рабочего агента может быть использован не только сухой углеводородный газ, но и воздух, а также и углекислый газ — 002, если имеются его источники.

Использование углеводородного и углекислого газов более предпочтительно, так как их высокая растворимость в нефти приводит к снижению вязкости нефти на контакте с газом в пласте и увеличению коэффициента вытеснения. Кроме того, закачка чистого углеводородного газа, а тем более углекислоты более безопасна, чем закачка воздуха, при котором возможно образование взрывоопасных смесей с углеводородами.

Газ в нагнетательные скважины обычно закачивают через НКТ, спускаемые до верхней части фильтра колонны. Кольцевое пространство между НКТ и обсадной колонной перекрывается пакером, устанавливаемым в нижней части НКТ. Это делается для изоляции колонны, которая не всегда выдерживает высокие давления закачки, а на истощенных месторождениях обсадные колонны из-за коррозии бывают негерметичными.

Прорывы нагнетаемого газа в отдельные добывающие скважины увеличивают его удельный расход н энергетические затраты на процесс. Поэтому важно своевременное их выявление и устранение. Прорывы газа в добывающие скважины происходят по наиболее проницаемым прослоям после вытеснения из них жидкости (нефти и воды). Для их выявления следят за величиной газового фактора в добывающих скважинах и за химическим составом газа. Особенно просто выявляются такие прорывы при закачке воздуха, когда в извлекаемом газе резко увеличивается содержание азота, сопровождаемое увеличением газового фактора.

Борьба с прорывами нагнетаемого газа ведется уменьшением отборов жидкости из скважин, в которых отмечается прорыв. В результате чего возрастает забойное давление в скважине и снижается или полностью прекращается поступление газа. Иногда приходится полностью закрывать скважину, в которую произошел прорыв газа. В некоторых случаях борьбу с прорывами ведут со стороны нагнетательной скважины, в которую вместе с газом закачивают воду, нефть или другую вязкую жидкость, заполняющую проницаемый прослой и таким образом затрудняющую фильтрацию газа по такому прослою.

Источник

Закачка газа высокого давления

Метод заключается в создании в пласте оторочки легких углеводородов на границе с нефтью. Это обеспечивает процесс смешивающегося вытеснения нефти. При этом между вытесняющей и вытесняемой жидкостями не возникают капиллярные эффекты, происходит экстракция нефти вытесняющим агентом.

При закачке газа в пологозалегающие пласты отмечается неравномерность вытеснения, обусловленная гравитационным разделением нефти и газа. Поэтому для закачки газа высокого давления более предпочтительны пласты с большими углами залегания, рифовые и куполообразные залежи. Закачка газа высокого давления находит применение в пластах с низкой проницаемостью, в которых заводнение по технико-экономическим условиям не эффективно. Отрицательное влияние на эффективность процесса оказывает неоднородность пласта и особенно послойная неоднородность. Закачиваемый газ прорывает образовавшуюся оторочку смешивающегося вытеснения и, в силу более высокой фазовой проницаемости, по пропласткам высокой проницаемости доходит до добывающих скважин, снижая общую эффективность вытеснения.

Коэффициент вытеснения нефти растворителями в зоне смешивающегося вытеснения может достигать 90 — 95%. Однако за счет низкой вязкости растворителей (по сравнению с вязкостью нефти) коэффициент охвата пласта вытеснением растворителями обычно ниже, чем при вытеснении водой.

Физико-химические методы повышения нефтеотдачи пластов.

Источник

Закачка газа в пласт. Условия и технология проведения.

ПОДДЕРЖАНИЕ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ ЗАКАЧКОЙ ГАЗА

Мищенко, стр. 204

Имеется ряд нефтяных месторождений, в разрезе которых встречаются газоносные пропластки, а также месторождения нефти с газовой шапкой. В этих случаях можно использовать ППД закачкой газа, особенно, если отсутствуют источники водоснабжения. В качестве источника газа, кроме перечисленных, может использоваться газ, попутно добываемый с нефтью. Если нефтяное месторождение имеет газовую шапку, очевидно, что закачка газа должна вестись в газовую шапку. Если газовая шапка отсутствует, то возможно ее искусственное формирование в наиболее повышенной части продуктивного горизонта путем бурения специальных газонагнетательных скважин. Основные принципы управления выработкой запасов нефти, изложенные выше, остаются справедливыми и при закачке газа за исключением того, что в этом случае необходимо предотвращать образование газовых конусов в добывающих скважинах. Поддержание пластового давления закачкой газа необходимо осуществлять и в том случае, когда условия закачки пресной воды неблагоприятны. Это касается терригенных нефтенасыщенных объектов разработки, в составе которых имеется значительное количество глинистого материала, разбухающего при контакте с пресной водой. В этом случае заводнение оказывается не только неэффективным, но и создает серьезные проблемы, связанные с низкой приемистостью нагнетательных скважин, которая во времени значительно снижается вплоть до нуля.

В подобных коллекторах предпочтительной является закачка газа, который практически не взаимодействует с составляющими породами коллектора. Следует четко понимать, что энергетически процесс закачки газа менее эффективен в сравнении с закачкой воды по следующим причинам:

Так как плотность компримированного(сжатого) газа кратно меньше плотности воды, гидростатическое давление на забое газонагнетательной скважины всегда меньше такового при закачке воды (при прочих равных условиях). Для достижения необходимой репрессии, определяемой объемом закачиваемого газа, необходимо увеличивать забойное давление за счет увеличения устьевого давления, что приводит к необходимости увеличивать рабочее давление на компрессорной станции и затраты на компримирование газа.
Обладая высокой в сравнении с водой сжимаемостью, объем компримируемого газа (для заданного забойного давления) должен быть существенно большим, чем объем воды, что также приводит к возрастанию затрат накомпримирование.
Закачиваемый углеводородный газ при контакте с нефтью частично растворяется в ней, что приводит к необходимости увеличения объема газа.

Указанные причины являются существенными, поэтому ППД закачкой газа при разработке нефтяных месторождений не нашло широкомасштабного применения.

Основным вопросом при реализации ППД закачкой газа является вопрос расчета объема закачиваемого газа, приведенного к пластовым условиям (давления»Рпл» и температуры»Тпл» пласта).

Баланс объемных расходов отбора и закачки в общем виде можно записать так:

Реализация ППД закачкой газа невозможно без строительства компрессорной станции с соответствующими компрессорными машинами и системой их обслуживания, что требует значительных капитальных вложений.

Если в районе разрабатываемого нефтяного месторождения имеется достаточно мощный источник углеводородного газа высокого давления, то система ППД существенно упрощается и становится менее капиталоемкой.

Газонагнетательные скважины могут иметь конструкцию, отличающуюся от конструкции водонагнетательных скважин, что связано с особенностями закачки отличного от воды рабочего агента.

Кроме углеводородного газа, в качестве источника закачки для ППД может использоваться диоксид углерода или азот.

На этом можно было бы закончить рассмотрение вопроса уп равления выработкой запасов путем ППД,если рассматривать этот элемент изолированно от других взаимосвязанных элементов общей добывающей системы.

Источник

Как прокачивается газ по трубе

Особенности перекачки газа по трубопроводам

Перекачка газа по трубопроводам имеет ряд существенных отличий от перекачки нефти и нефтепродуктов. Эти отличия определяются прежде всего отличием свойств газа от свойств жидкости. Сильная сжимаемость газа и значительное изменение его температуры при сжатии приводят к изменению режима работы газопроводов. Это вызывает ряд отличий в методах строительного проектирования и технологии строительства газо- и нефтепроводов.

В настоящее время практически весь объем газов транспортируется по трубопроводам в газообразном состоянии. Газ с месторождения поступает в трубопровод под пластовым или несколько сниженным давлением. В отличие от нефтепроводов газопровод часто не требует головной перекачивающей станции— компрессорной. Первая КС сооружается на расстоянии 150—200 км от начала газопровода. На КС осуществляется сжатие газа до давления, обеспечивающего дальнейшее движение газа с заданной пропускной способностью. Температура газа на выходе из КС при этом поднимается до 80—100 °С, что усложняет статические условия работы трубопроводных конструкций — приводит к выпучиванию труб из грунта, потере устойчивости и даже разрушению. Повышение температуры газа приводит к уменьшению пропускной способности газопровода. Очень опасно повышение температуры газа для трубопроводов, сооружаемых в условиях вечномерзлых грунтов. Для уменьшения температурного воздействия газопроводов на мерзлые грунты на новых газопроводах применяют охлаждающие установки на КС; с их помощью температура газа, поступающего в газопровод после компримирования (сжатия), будет не выше — 1 °С. При этом мерзлый грунт не будет оттаивать и условия работы трубопровода будут сохраняться постоянными. При охлаждении газа одновременно увеличивается пропускная способность газопровода.

Наконец, по газопроводам можно транспортировать сжиженные углеводородные газы и газы, являющиеся сырьем для химической промышленности. Природный газ сжижается на специально сооружаемых заводах по сжижению газа. Сжиженный газ получают из природных нефтяных газов (попутных), а также «жирных» природных газов. Сжиженные газы (СГ) из нефтяных газов состоят в основном из пропана и бутана, СГ из природных газов — пропана, бутана и незначительного количества пентана и этана. Так как СГ являются кипящими жидкостями, то их можно транспортировать и хранить лишь при соответствующем для конкретной температуры давлении. Так, при температуре t=10 -12 °С давление паров пропана составляет 0,8 МПа, при t = 30 °С—1,4 МПа. Гидравлический режим СГ не отличается от режима перекачки нефти и нефтепродуктов. Однако специфичность таких свойств СГ, как быстрая испаряемость и взрываемость газовоздушной смеси, требует особых методов транспорта и хранения. При транспортировке особые меры должны приниматься к герметизации труб, задвижек и различных соединений.

Источник

Транспорт газа по магистральным газопроводам

Газ собирается из скважин и подается на головные сооружения. В головных сооружениях первым является газоприемный пункт. Он предназначен для того, чтобы газ очистить от механических включений, осушить его и освободить от сероводорода. Для того чтобы очистить газ от механических примесей устанавливаются газовые фильтры (кассетные, сетчатые). Фильтры состоят на 2 ступени:

1 ступень: грубая очистка; 2 ступень: тонкая очистка.

Осушка газа производится для того, чтобы не образовывался конденсат в трубах при транспорте газа, и не образовывались кристаллогидраты.

На головных сооружениях давление газа снижается до 5

6 МПа. Происходит тонкая очистка газа, дополнительная осушка и удаление сероводорода. Также происходит одоризация газа (в качестве одоранта используется метилэркаптан, диметилэркаптан).

После всей обработки газ поступает в магистральный газопровод. На магистральном газопроводе устанавливаются компрессорные станции и газовые задвижки. Когда газ доходит до потребителя, то у потребителя располагают подземное газовое хранилище, затем ГРС.

Рис. 5. Схема осушки газа на месторождениях.

1- адсорбер; 2- насос; 3 – теплообменник; 4 – десорбер; 5 – конденсатор; 6 – сепаратор.

Удаление влаги из газа происходит в адсорбере (рис.5).

Адсорбент подается в адсорбер через форсунки. Отработавший адсорбент насосом подается в теплообменник 3. После теплообменника подается в десорбер 4. В десорбере происходит регенерация адсорбента, т.е. восстановление его рабочей способности.

Восстановленный реагент из десорбера подается в теплообменник 3, обменивается теплом с отработавшим реагентом, затем насосом подается в теплообменник, охлаждается и снова подается в адсорбер. Охлаждение осуществляется холодной водой в конденсаторе 5. Затем в сепараторе 6 происходит окончательная осушка и конденсат насосом подается в десорбер и далее идет снова по циклу.

Осушенный, очищенный и одорированный газ поступает в магистральный газопровод. Газопроводы подразделяются на 2 класса:

Магистральные газопроводы делятся на категории в зависимости от диаметров, способов прокладки и т.д.

Стоимость магистральных газопроводов зависит от количества проложенных труб. По мере старения газопровода давление газа должно уменьшатся.

Основным эксплутационным параметром является пропускная способность:

-коэффициент среднегодовой неравномерности потребления газа.

Если газопроводы работают без газового хранилища, то их суточная пропускная способность составляет :

В большинстве случаев магистральные газопроводы укладываются подземно (заглублены) или подземно с обваловкой.

Для прокладки магистральных газопроводов используются электросварные и электрошовные трубы длинной не менее 12 метров. Сварка осуществляется, бригадой сварщиков, в основном в три слоя. Самый ответственный – внутренний. Все швы проверяются на просвет. Изоляция газопроводов – это битумно-минеральные и битумно-резиновые мастики.

За счет трения при транспорте газа происходит падение давления в газопроводе (рис.6), в следствии чего происходит увеличение объема газа. Для поддержания оптимального давления на магистралях устанавливают компрессорные станции через каждые 100-150 км.

Компрессорная станция L

Рис.6. Гидравлический режим транспорта газа

по магистральному газопроводу.

На магистральных газопроводах устанавливают задвижки (секционирующие) – они делят газ на отдельные участки. Эти задвижки устанавливаются на расстоянии 25 км друг от друга.

Ответ на 5 вопрос

Природный газ, получаемый попутно с нефтью, в которой он растворен, составляет 10. 50 % от ее массы. Выделение газа и его улавливание производят при снижении давления нефти, выходящей из скважины и поступающей в металлические резервуары сепараторы, или траппы. Полученный таким образом газ называют попутным, или нефтепромысловым.

Попутные газы не отличаются постоянным составом и кроме метана содержат значительное (до 60 %) количество тяжелых углеводородов. Газоконденсатные месторождения, образующиеся в результате процесса обратного испарения конденсата, который протекает при высоких давлениях и температурах, располагаются на больших глубинах, где господствуют высокие давления. При отборегаза с падением пластового давления происходит конденсация тяжелых углеводородов (обратная конденсация).

Газы чисто газовых и газоконденсатных месторождений отличаются постоянством химического состава, высоким содержанием метана СН4 (75. 98%) и наличием необходимого количества тяжелых углеводородов. Согласно закону Генри любой газ облает способностью в той или иной степени растворяться в жидкости, и эта способность зависит от природы жидкости и внешних условий (давления, температуры). Образовавшиеся с нефтью углеводородные газы, находящиеся в растворенном виде, образуют нефтегазовые пласты. Так как температура в залежи нефти изменяется мало, то количество растворенных в нефти газов зависит в основном от давления в пласте свойств растворенных газов. Растворимость газообразных углеводородов в нефти повышается с увеличением их молекулярной массы. Различная растворимость углеводородных газов приводит к тому, что в естественных условиях, когда нефть и газ заключены в одном подземном резервуаре, более тяжелые углеводороды почти полностью растворяются в нефти при высоких давлениях, а более легкие газы (метан, этан) находятся над нефтью, образуя так называемую газовую шапку

Как энергоноситель природный газ имеет следующие преимущества:

— относительно низкую стоимость добычи и транспортирования;

— возможность обеспечения более высокого КПД установок, чем при работе их на других видах топлива;

— возможность обеспечения применения более прогрессивных технологий, повышения температур теплового процесса и качества выпускаемой продукции;

— возможность легкого регулирования и автоматизации процесса сжигания;

— меньшее выделение при сжигании вредных веществ, загрязняющих атмосферу, чем при сжигании угля и мазута.

Горючие газы подразделяются на природные и искусственные.

Природные газы подразделяют на три группы:

— газы, добываемые из чисто газовых месторождений, представляют собой сухой газ без тяжелых углеводородов;

— газы, добываемые из нефтяных месторождений вместе с нефтью, представляют собой смесь сухого газа с газообразным бензином и пропан – бутановой фракцией;

— газы, добываемые из конденсатных месторождений, представляют собой смесь сухого газа и конденсата.

Углеводородные газы подразделяются на три группы по содержанию тяжелых углеводородов: сухие, или тощие— менее 50 г/м 3 жирные (попутные, газоконденсатные) — более 150 г/м 3 ;промежуточные — 50. 150 г/м 3 .

Газообразное топливо состоит в основном из углеводородов. В качестве балласта в газе находится азот, СО2, сероводород и вода. Содержание сероводорода не более 2% по объёму. В чисто газовых месторождениях сероводорода нет; в газо-конденсатных сероводорода содержится до 2,6%, в попутных газах содержится до 0,2%.

В чисто газовых месторождениях − газ является смесью метана СН4 — 95

99%, и малого количества других углеводородов 0,1

2%.Частично может содержаться сероводород Н2S.

В газоконденсатных месторождениях содержится метана СН4 — 84

93%, других углеводородов 1

В попутных или нефтяных газовых месторождениях находятся легкие и тяжелые углеводороды, растворенные в нефти. Метана СН4 содержится 40

80%, других углеводородов– до 20%.

Каждая молекула углеводородных газов при определенных условиях принимает на себя до 18 молекул воды, образовывая твердое вещество кристаллогидрат, например:

Поэтому непосредственно на месторождениях газа в него добавляют специальное вещество, препятствующее образованию кристаллогидратов, а так же осуществляют осушку газа во избежание замерзания сконденсировавшейся воды и образования кристаллогидратов в магистральных газопроводах.

Так как природный газ не имеет запаха и вкуса, то непосредственно на месторождениях или на ГРС ( у потребителя) в него добавляют одорант (метилэркаптан 16 г на 1000м 3 газа), чтобы при концентрации газа в воздухе не более 20% от нижнего предела воспламенения ощущался резкий запах одоранта и можно было определить утечки газа. Помимо этилмеркаптана в качестве одоранта могут быть использованы каптан, тетрагидротиофен, пенталарм и др. Практически это означает, что природныйгаз, имеющий нижний предел взрываемости, равный 5 %, должен чувствоваться в воздухе помещений при 1 %-ной концентрации. Запах сжиженных газов должен ощущаться при 0,5 %-ной концентрации их в объеме помещения.

Газ и нефть в толще земли заполняют пустоты пористых пород, и при больших их скоплениях целесообразна промышленная разработка и эксплуатация залежей.

Давление в пласте зависит от глубины его залегания. Практически через каждые 10 м глубины давление в пласте возрастает на 0,1 МПа (1 кгс/см 2 ).

Источник

Способы транспортировки газа

Транспортировка газа – ответственная процедура, ведь это вещество является огнеопасным и взрывоопасным. Требуется соблюдать определенные правила ее выполнения. Существуют несколько способов перемещения газа, которые обладают своими преимуществами и недостатками. Но продукт всегда должен быть предварительно подготовлен.

Подготовка вещества

Нужно помнить, что когда транспортируют природный газ непосредственно из скважины, он содержит большое количество различных примесей, негативно влияющих на оборудование. Вещество требует очистки, которая проводится несколько раз. Первая из них происходит при выходе из места залежи, далее, – в специальных сепараторах. Последний этап очистки – на компрессорных станциях.

А также природный газ нужно освободить от влаги, которая во время транспортировки превращается в кристаллогидраты и закупоривает просвет труб. Для этого его нужно пропустить через специальные очистители, поглощающие влагу. Убрать ее также разрешается путем дросселирования (понижения давления в том месте, где происходит сужение трубы) или охлаждения.

Из состава природного газа убирается углекислый газ, сероводород. Так как он не имеет запаха, то использование его в чистом виде очень опасно – человек просто не почувствует утечки. Чтобы устранить эту проблему в газ добавляют специальные вещества, придающие ему характерный «аромат».

Особенности перемещения посредством труб

Сегодня транспортируют природный газ в основном при помощи трубопроводов. Они обладают большим диаметром и способны выдерживать давление в 75 атмосфер и более. Чтобы соорудить такую конструкцию, требуются специальные компрессорные станции. Именно они поддерживают заданное давление в системе.

Благодаря трубопроводу осуществляется транспортировка газа в отдаленные районы государства и континента. Такие магистрали являются самыми крупными. Если сложить воедино все трубопроводы, то можно 4 раза обернуть земной шар.

Преимущества и недостатки трубопроводной транспортировки

Трубопроводная перекачка газа обладает главным достоинством – дешевизной. Кроме того, есть и другие преимущества:

Средство перемещается внутри труб с большой скоростью, поэтому оно вовремя доставляется до самых отдаленных уголков.
Бесперебойная работа систем.
Газ при транзите теряется в минимальном количестве.
Вещество перемещается в автоматическом режиме.
Систему использовать достаточно просто.
Происходит разгрузка других видов транспорта.

Транспортировка газа таким способом имеет определенные недостатки:

теряется его энергия, которая уходит на преодоление трения о стенки трубы;
тратятся большие средства не только на сооружение трубопроводов, но и их эксплуатацию;
не везде можно применять такие магистрали, так как тут уже берутся во внимание условия функционирования системы, а они не всегда одинаковые;
нет возможности транспортировки сжиженного газа посредством таких трубопроводов;
после длительного использования эффективность системы снижается;
изначально спроектированный маршрут впоследствии очень сложно изменить, поэтому в случае поломки трубы приходится вкладывать большие средства на ее ремонт.

В некоторых трубопроводах, имеющих современную конструкцию, перекачка газа производится в количестве 30–45 млрд куб. м. в год. А еще система позволяет перемещать вещество с минимальным риском для экологической обстановки.

Особенности перевозки автотранспортом

Перевозка газа производится и другим способом – с помощью автоцистерн. При этом топливо находиться в сжиженном состоянии. Такой метод требует максимально ответственности и осторожности. Любая авария или неполадки со средством передвижения способны привести к настоящей катастрофе, ведь газ быстро воспламеняется и взрывается.

После сжатия газа он закачивается в автоцистерну. Далее, перемещение топлива производится в соответствии со строгим соблюдением регламента. Такая перевозка имеет определенные недостатки:

повышенная опасность для водителя автоцистерны, а также окружения и внешней среды в случае аварии;
возможность перемещать только строго ограниченные небольшие объему вещества;
необходимость в соблюдении идеального состояния транспорта;
высокая стоимость транспортировки (нужно учитывать растраты на горючее и техническое обслуживание автомобиля).

Но такой способ оправдан, если переместить газ необходимо на небольшое расстояние, нет доступа к морю или отсутствует потребность в строительстве трубопровода.