Подготовка газа на газовых промыслах



При эксплуатации скважин в газе газовых месторождений могут содержаться пары воды и углеводородного конденсата, твердые механические частицы породы и солей, углекислый газ и сероводород. Для очистки от паров воды, конденсата, частиц породы и кристалликов солей применяют вертикальные или горизонтальные гравитационные или циклонные сепараторы. Природные газы очищают от сероводорода и углекислого газа сорбционными методами (сорбция – поглощение каким-либо телом растворённого или газообразного вещества). При физической абсорбции используют воду, органические растворители, не реагирующие с растворяемым газом, и их водные растворы. При химической абсорбции молекулы извлекаемого газа вступают в реакцию с активным компонентом абсорбента. В качестве сорбентов используются водные растворы этаноламина, фенолята натрия, аммиака, растворов соды и другие реагенты. Промысловая подготовка газа начинается вблизи скважин (сепарационные установки) и заканчивается на головных сооружениях перед подачей газа в магистральный газопровод.

Природный газ, поступающий из скважин, содержит в виде примесей твердые частицы (песок, окалина), конденсат тяжелых углеводородов, пары воды, а в ряде случаев сероводород и углекислый газ. Присутствие в газе твердых частиц приводит к абразивному износу труб, арматуры и деталей компрессорного оборудования, засорению контрольно-измерительных приборов. Конденсат тяжелых углеводородов оседает в пониженных точках газопроводов, уменьшая их проходное сечение. Наличие водяных паров в газе приводит к коррозии трубопроводов и оборудования, а также к образованию в трубопроводах гидратов – снегоподобного вещества, способного полностью перекрыть сечение труб.

Сероводород является вредной примесью. При содержании большем, чем 0,01 мг в 1 л воздуха рабочей зоны, он ядовит. А в присутствии влаги сероводород способен образовывать растворы сернистой и серной кислот, резко увеличивающих скорость коррозии труб, арматуры и оборудования.

Углекислый газ вреден тем, что снижает теплоту сгорания газа, а также приводит к коррозии оборудования. Поэтому его целесообразно отделить на промыслах.

Задачами промысловой подготовки газа являются его очистка от мехпримесей, тяжелых углеводородов, паров воды, сероводорода и углекислого газа.

Для очистки газа от механических примесей используются аппараты двух типов:

– работающие по принципу «мокрого» улавливания пыли (масляные пылеуловители);

– работающие по принципу «сухого» отделения пыли (циклонные пылеуловители).

Пылеуловитель состоит из трех секций: промывочной, в которой все время поддерживается постоянный уровень масла; осадительной, где газ освобождается от крупных частиц масла, и отбойной, где происходит окончательная очистка газа от захваченных частиц масла.

Для осушки газа используются следующие методы: охлаждение; абсорбция; адсорбция.

Пока пластовое давление значительно больше давления в магистральном газопроводе, газ охлаждают, дросселируя излишнее давление. При этом газ расширяется и в соответствии с эффектом Джоуля-Томсона охлаждается.

Если пластовое давление понижено, то охлаждение газа производится на установках низкотемпературной сепарации.

Очистка газа от сероводорода осуществляется методами адсорбции и абсорбции.

Принципиальная схема очистки газа от Н2S методом адсорбции аналогична схеме осушки газа адсорбционным методом. В качестве адсорбента используются гидрат окиси железа и активированный уголь. Очищаемый газ поступает в абсорбер и поднимается вверх через систему тарелок.

Навстречу газу движется концентрированный раствор абсорбента. Роль жидкого поглотителя в данном случае выполняют водные растворы этаноламинов: моноэтаноламина (МЭА), диэтаноламина (ДЭА) и триэтаноламина (ТЭА) (табл. 8.4).

 

Таблица 8.4

Требования к качеству газа, закачиваемого
в магистральный газопровод (в зависимости
от климата и времени года)

п/п

Показатели

Значения

для умеренного климата

для холодного
климата

01.05–30.09 1.10–30.04 01.05–30.09 1.10–30.04
1 Точка росы по влаге, °С, не более –3 –5 –10 –20
2 Точка росы по УВ, °С,  не более 0 0 –5 –10
3 Массовое содержание по Н2S, г/м3, не более 0,007 0,007 0,007 0,007
4 Масс. содержание меркаптановой серы, г/м3, не более 0,016 0,016 0,016 0,016
5 Объемная доля О2, %, не более 0,5 0,5 1 1
6 Теплота сгорания, МДж/м3, не ниже 32,5 32,5 32,5 32,5

 

Температура кипения при атмосферном давлении составляет соответственно МЭА – 172 °С, ДЭА – 268 °С, ТЭА – 277 °С/

Очистка газа от углекислого газа СО2 обычно проводится одновременно с его очисткой от сероводорода, т.е. этаноламинами.

8.8. Экономические показатели разработки залежей нефти

В экономическую оценку включаются технологические варианты разработки, отличающиеся плотностью сетки скважин, порядком и темпами разбуривания, методами воздействия на залежь, уровнями добываемой нефти, жидкости, вводом из бурения добывающих и нагнетательных скважин, объёмом закачиваемой воды, реагентов, способами эксплуатации и др.

Экономическая эффективность отражает соотношение затрат и результатов применительно к рассматриваемым технологическим вариантам.

Результатом экономической оценки является выявление наиболее рационального варианта разработки месторождения, отвечающего критерию достижения максимального экономического эффекта от возможно полного извлечения из пластов запасов нефти при соблюдении требований экологии, охраны недр и окружающей среды.

Для оценки проекта используются следующие основные показатели эффективности:

дисконтированный поток денежной наличности – сумма прибыли от реализации и амортизационных отчислений, уменьшенная на величину инвестиций, направляемых на освоение нефтяного месторождения. Определяется как сумма текущих годовых потоков, приведённых к начальному году;

индекс доходности характеризует экономическую отдачу вложенных средств и представляет собой отношение суммарных приведённых чистых поступлений (прибыль от реализации и амортизационных отчислений) к суммарному объёму капитальных вложений;

период окупаемости капитальных вложений – это продолжительность периода, в течение которого начальные негативные значения накопленной денежной наличности полностью компенсируются её положительными значениями;

внутренняя норма возврата капитальных вложений представляет собой ту норму дисконта, при которой сумма чистого дохода от инвестиций равна сумме инвестиций, т.е. капитало­вложения окупаются.

В систему оценочных показателей включаются также:

капитальные вложения на освоение месторождения;

эксплуатационные затраты на добычу нефти;

доход государства (налоги и платежи в бюджетные и внебюджетные фонды РФ).

Ни один из перечисленных критериев сам по себе не является достаточным для принятия проекта. Решение об инвестировании средств в проект должно приниматься с учётом значений всех перечисленных показателей, а также с учётом значений всех участников инвестиционного проекта.

 

 

Вопросы для подготовки к экзамену

Часть 1


Дата добавления: 2018-02-15; просмотров: 825;