Главная страница
Навигация по странице:

  • Экологические проблемы

    		•

    Осложнения при добыче газа. Реферат. Основные осложнения, возникающие при добыче природного газа


    Скачать 33.52 Kb.
    НазваниеОсновные осложнения, возникающие при добыче природного газа
    АнкорОсложнения при добыче газа
    Дата06.01.2022
    Размер33.52 Kb.
    Формат файлаdocx
    Имя файлаРеферат.docx
    ТипРеферат
    #325107

    Министерство образования и науки РФ Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Пермский национальный исследовательский политехнический университет»

    Кафедра нефтегазовых технологий

    Реферат

    Тема: «Основные осложнения, возникающие при добыче природного газа»

    Выполнил: студент гр. РНГМ-18-1с

    Андреев Михаил Алексеевич

    Проверил: доцент каф. НТ

    Лекомцев Александр Викторович

    Пермь 2019

    Оглавление




    Введение 3

    Особенности разработки газовых и газоконденсатных месторождений 4

    Особенности конструкции газовых скважин и добычи природного газа 6

    Крепление скважины 7

    Гидратообразование 8

    Промысловая подготовка газа 10

    Заключение 12

    Библиографический список 13


    Введение


    При добыче природного газа возникают некоторые осложнения, ввиду чего, данный процесс отличается от процесса нефтедобычи. В процессе газодобычи возникают следующие проблемы: образование газогидрата в эксплуатируемых колоннах, коррозия оборудования из-за присутствия сероводорода и углекислого газа, образование грифонов при не правильной установке бурильного оборудования, присутствие различных механических примесей, которые необходимо удалять, осушка газа, а также возникают экологические проблемы. Одни проблемы решаются на стадии разработки, а другие непосредственно при добыче природного газа и подготовке его к транспортировке. Раскрытие этих проблем и их решение будет описано далее.

    Особенности разработки газовых и газоконденсатных месторождений


    Технология разработки газовых месторождений имеет свои особенности в связи с различием товарных и физических свойств газа и нефти. Роль подземных хранилищ в накоплении газа пока не велика, поэтому в отличие от нефти извлеченный на поверхность газ должен сразу же передаваться потребителям. Основной особенностью разработки газовых месторождений является связь всех элементов в системе «пласт – скважина – промысловые газосборные сети – магистральный газопровод – потребитель»

    Способы эксплуатации газодобывающих скважин обосновывают в проекте разработки в зависимости от многих условий: величины пластового давления и рабочего дебита скважины; физико-химической и товарной характеристики газа; геолого-физической характеристики продуктивного горизонта; условий гидратообразования в стволе и газопромысловой сети; условия использования пластового давления на поверхности для промысловой обработки и транспорта газа потребителям; местоположение скважин к газоводяному и газонефтяному контакту и к тектоническим разрывным нарушениям. Технологический режим добычи должен быть таким, чтобы не происходило накопление воды на забое и вынос песка.

    Разработка газоконденсатных залежей в режиме истощения может привести к выпадению наиболее ценных углеводороных компонентов. Чтобы этого избежать, используют так называемый сайклинг-процесс. Из добываемого жирного газа извлекают конденсат, а оставшийся сухой газ закачивают обратно с целью поддержания пластового давления. За счёт замещения тяжёлых углеводородов на лёгкие происходит переформирование типа залежей из газоконденсатных в газовые.

    При разработке газоконденсатного месторождения по мере падения давления из газа начинает выделяться конденсат. А первую очередь конденсируется наиболее тяжёлые компоненты, а затем более лёгкие.

    Конденсат из жирного газа имеет прозрачный цвет, относительную плотность 0,6 – 0,8 и температуру начала кипения от 18 да 50℃. Газоконденсатный фактор показывает отношение количество добытого газа к количеству полученного конденсата. Его величина колеблется от 2000 до 250000 м³/м³. Чем богаче газ конденсатом, тем меньше газоконденсатный фактор. В конденсатных месторождениях часто применяют размещение скважин приблизительно 130га на скважину.

    Конденсат может выделяться из добытого газа, как на поверхности, так и в пласте при снижении давления. В последнем случае часть конденсата может остаться в пласте безвозвратно. Для предотвращения этого явления газоконденсатное месторождение разрабатывается с поддержанием пластового давления.

    Особенности конструкции газовых скважин и добычи природного газа


    Отличия конструкции и оборудования газовых скважин по сравнению с нефтяными скважинами обусловлены отличием свойств газа и нефти: вязкости, плотности, сжимаемости, давления залеганий. Скорость течения газа в стволе может быть в 25 раз больше скорости течения нефти в скважине, от чего повышается опасность эрозии оборудования. Давление на устье газовой скважине всего на 5 - 10% меньше забойного давления или пластового давления в остановленной скважине. В случае малейшей негерметичности обсадной колонны газ проникает в горные породы, что приводит к загазованности территории, образованию грифонов (Грифон – внезапный прорыв из затрубного пространства буровой скважины флюида, в частности газа). Газ некоторых месторождений содержит агрессивные компоненты (сероводород, углекислый газ и др.). Перечисленные особенности обуславливают более жёсткие меры к прочности и герметичности газовых скважин.

    Газ добывают с помощью скважин, которые равномерно распределяют по всей площади месторождения. Это делается для равномерного падения пластового давления в залежи.

    Конструкция газовых скважин зависит от многих факторов. В капитальных вложениях на добычу газа на строительство скважин может приходиться 60 - 80%. Скважины эксплуатируются в течение длительного времени при давлениях до 100МПа и температурах до 250℃. Поэтому обсадные трубы скважин на возможно большую высоту, при этом используют цемент, дающий газонепроницаемый цементный камень. Герметичность колонн обсадных труб достигается применением резьбовых соединений с трапецеидальной формой поперечного сечения с тефлоновым уплотнением. При увеличении диаметра скважины( обсадной колонны)

    уменьшается расход пластовой энергии, но возрастают капитальные вложения на строительство, и снижается надёжность конструкции скважины.

    Оборудование забоя газовых скважин зависит от механической прочности горных пород и ряда других факторов. Если газовая залежь представлена прочно сцементированными песками, известняками, доломитами, ангидритами, а в пропускном резерве отсутствуют нефте- и водонасыщенные горизонты, добывающие скважины могут иметь открытый забой. В этом случае эксплуатационную колонну спускают до кровли продуктивного пласта, а в непроницаемом пропластке устанавливают башмак и цементируют колонну до устья. Для улучшения выноса песка и жидкостей с забоя в фильтрующую часть спускают хвостовик.

    Когда газонасыщенный коллектор представлен слабо сцементированными породами, открытый забой оборудуется сетчатыми или гравийными фильтрами. Минимальная скорость выноса жидких и твёрдых частиц с забоя скважины составляет 5 – 10 м/с. Когда коллектор представлен рыхлыми породами, призабойная зона укрепляется вяжущими веществами, а скважина и пласт сообщаются при помощи перфорации.

    Крепление скважины


    Следующим шагом является крепление скважины обсадными трубами и тампонаж затрубного пространства обсадных колонн для разобщения продуктивных пластов, которые были вскрыты в процессе бурения. После завершения бурения для обеспечения притока газа продуктивные пласты вскрывают вторично. Для этого обсадную колонну и цементный камень перфорируют.

    На данном этапе строительства скважины возможны следующие осложнения:

    –поглощение бурового и тампонажного растворов при повышении давления в скважине;

    –проявления пластовых флюидов;

    –грифонообразование — фонтанные проявления пластовых флюидов с выходом на земную поверхность;

    –межколонные перетоки флюидов в кольцевом пространстве между эксплуатационной и технической колоннами, промежуточной колонной и кондуктором, связанные с нарушением герметичности;

    –прихваты обсадной колонны при ее спуске в скважину вследствие осыпей, обвалов горных пород, заклинивания посторонними предметами, искривления ствола скважины;

    –обрывы обсадной колонны при ее спуске в скважину, связанные с заводскими дефектами, ошибками в расчетах, нарушениями технологического режима;

    –резкое повышение давления в процессе цементирования;

    –оголение башмака колонны.

    Гидратообразование


    Природный газ газовых месторождений в пластовых условиях насыщен парами воды. Содержание водяных паров в газе зависит от состава газа, давления и температуры. При наличии влаги в газе в определенных условиях могут образоваться гидраты. Гидраты природных газов представляют собой белые кристаллические вещества, похожие на лед или плотный снег. Образование гидратов часто затрудняет эксплуатацию газовых скважин, так как гидраты закупоривают устьевое оборудование и наземные сооружения. Основными факторами образования гидратов являются давление и температура: чем выше давление и чем ниже температура, тем больше создается условий для образования гидратов. Имеет значение и состав газа: чем больше тяжелых углеводородов содержит газ, тем ниже давление, при котором могут образоваться гидраты.

    В промысловых условиях гидраты образуются в стволе скважин, в фонтанной арматуре и обвязке, в выкидных линиях (шлейфах), в обвязке газосборных пунктов, в газосборных коллекторах.

    Гидраты, откладываясь внутри трубопроводов, в запорной и регулирующей аппаратуре и т. д. уменьшают проходные сечения вплоть до полной закупорки, что приводит к нарушению режима работы скважины и транспорта газа, а нередко к выходу из эксплуатации скважин и отдельных участков газосборной системы.

    Борьба с гидратами ведется в двух направлениях:

    а) предупреждение образования гидратов;

    б) ликвидация образовавшихся гидратов.

    Образование гидратов в скважинах предотвращают следующими методами:

    а) установлением соответствующего технологического режима работы скважины;

    б) непрерывной или периодической подачей на забой скважины антигидратных ингибиторов;

    в) применением футерованных насосно-компрессорных (подъемных) труб;

    г) систематическим удалением с забоя скапливающейся жидкости;

    д) путем устранения причин, вызывающих пульсацию газа в скважине.

    Ствол скважины очищают от гидратных отложений:

    а) продувкой в атмосферу с необходимой предварительной выдержкой скважины в закрытом состоянии с целью частичного разложения гидратов под влиянием тепла окружающих пород;

    б) закачкой большого объема антигидратного ингибитора непосредственно на гидратную пробку с выдержкой для разложения гидратной пробки и с последующей продувкой в атмосферу.

    Предупреждение образования гидратов в фонтанной арматуре и в обвязке скважин, а также в различных участках, узлах и звеньях системы сбора и транспорта газа осуществляется в зависимости от конкретных условий следующими методами, применяемыми как самостоятельно, так и комплексно:

    а) обогревом отдельных узлов и участков;

    б) вводом в поток газа антигидратных ингибиторов (метанола, раствора хлористого кальция, диэтиленгликоля и др.);

    в) устранением резких перепадов давления, которые вызывают снижение температуры газа, ведущее к конденсации парообразной влаги и образованию гидрата;

    г) систематическим удалением жидкости скапливающейся в пониженных местах системы сбора и внутрипромыслового транспорта газа, при помощи конденсатосборников или дренажных патрубков;

    д) регулярной продувкой газопроводов от окалины, грязи и т.п., в местах, скопления которых происходит кристаллизация при образовании гидратов.

    Промысловая подготовка газа


    Нефтяной и природный газы имеют различный состав и, кроме углеводородов, могут содержать капельную влагу, сероводород, азот, углекислый газ и другие газы. Наличие в газе влаги и сероводорода отрицательно влияет на состояние оборудования и коммуникаций. Капельная влага при определённых условиях образует с углеводородами газогидраты, которые снижают пропускную способность трубопроводов. Сероводород и диоксид углерода вызывают интенсивную коррозию оборудования, труб и арматуры. В связи с этим, к качеству газа, подаваемого в магистральный газопровод и потребителям, предъявляются определённые требования с соблюдением санитарных норм и условий безопасности.

    Задачами промысловой подготовки природного газа является его отчистка от механических примесей, тяжёлых углеводородов, паров воды, сероводорода и углекислого газа.

    Очистка газа от механических примесей осуществляется или в масляных пылеуловителях, или в циклонных пылеуловителях. В масляных пылеуловителях лабиринтом перегородок задаётся такая траектория движения газа, при которой взвешенные частицы выпадают в масло и обволакиваются ими. А в циклонном пылеуловителе твёрдые и жидкие частицы отбрасываются в результате центробежной силы к периферии, затормаживаются стенкой циклона и выпадают в нижнюю часть аппарата.

    В товарном газе содержание механических примесей не должно превышать 0,05 мг/м³

    Осушка газа осуществляется с использованием следующих процессов: охлаждение, адсорбция, абсорбция.

    При больших значениях пластового давления газ охлаждают посредством дросселирования. При этом температура газа достигает точки росы, а пары воды конденсируются.

    Кроме того, обводненность газовой скважины обуславливает необходимость применения технологии периодического и/или непрерывного удаление влаги из скважины.

    К периодическим методам удаления влаги относят:

    1)остановку скважины (периодическую) для обратного поглощения жидкости пластом;

    2)продувку скважины в атмосферу или через сифонные трубки;

    3)вспенивание жидкости в скважине за счет введения в скважину пенообразующих веществ (пенообразователей).

    К непрерывным методам удаления влаги из скважины относят:

    1)эксплуатацию скважин при скоростях выходящего газа, обеспечивающих вынос воды с забоя;

    2)непрерывную продувку скважин через сифонные или фонтанные трубы;

    3)применение плунжерного лифта;

    4) откачку жидкости скважинными насосами;

    5)непрерывное вспенивание жидкости в скважине.

    Очистка газа от сероводорода осуществляется методами абсорбции и адсорбции. Очистка методом адсорбции аналогична схеме осушке газа. В качестве адсорбента используется гидрат окиси железа и активированный уголь.

    Очистка от углекислого газа осуществляется в реакторе, заполненном железными кольцами, которые орошаются водой под давлением. Выделяемый из воды углекислый газ используется для производства соды и сухого льда.

    Для защиты труб и оборудования от коррозии при добыче природного газа, содержащего сероводород и углекислый газ, используют ингибиторы коррозии.

    Они делятся на три группы:

    1. Дезактивирующие или связывающие коррозионные агенты

    2. Ингибиторы анодного и катодного действия

    3. Ингибиторы плёночного действия

    Применяемые в нефтегазовой промышленности ингибиторы должны отвечать целому комплексу требований и обладать высоким защитным эффектом при минимальных концентрациях; не оказывать отрицательного воздействия на технологические процессы сбора, подготовки и транспортировки газа. Главное требование состоит в том, чтобы защитное действие ингибитора было как можно более высоким, т.е. чтобы он с максимальной эффективностью противостоял коррозионному воздействию агрессивных сред.

    Экологические проблемы

    Особенно опасна для природного равновесия добыча сланцевого газа. Этот процесс, как правило, производится методом гидроудара. При этом в используемой жидкости содержатся ядовитые компоненты, впоследствии проникающие в почву. Возможен также их выброс в атмосферу. Вызывает опасность данный процесс и в области сейсмологии. Для того чтобы минимизировать негативные последствия для окружающей среды, добыча и транспортировка газа должна выполняться по разработанной технологии, учитывающей эти моменты.



    Заключение


    Хоть при добыче природного газа возникает множество проблем, но эти проблемы вполне решаемы, и их решение не вызывает больших трудностей. Так как природный газ сейчас является одним из основных источников энергии, и его добыча будут длиться ещё много лет. Важно учесть, самый главный фактор – влияние на экологию. Именно поэтому основное осложнение это минимизация вреда экологии планеты при добыче природного газа.

    Библиографический список


    1. StudFiles [Электронный ресурс] // Основные осложнения, возникающие при добыче природного газа: Сайт.-URL: https://studfiles.net/preview/2652358/page:13/

    2. Teplowiki[Электронный ресурс] // Добыча и обработка природного газа: Сайт.-URL: http://ru.teplowiki.org/wiki/Добыча_и_обработка_природного_газа

    3. Old.gost.ru[Электронный ресурс] // Добыча природного газа: Сайт.-URL: http://old.gost.ru/wps/wcm/connect/9264d20043daf77790a3d567c7308a4d/Файл_7.1.pdf?MOD=AJPERES

    4. Greenpeace[Электронный ресурс] // Case Studies: The Impacts of Extracting and Burning Natural Gas: Сайт.-URL: https://www.greenpeace.org/usa/global-warming/issues/natural-gas/case-studies/

    5. Vaclavsmil[Электронный ресурс] // The Natural Gas Boom: Questions and Complications: Сайт.-URL: http://vaclavsmil.com/wp-content/uploads/The-Natural-Gas-Boom_-Questions-and-Complications.pdf

    6. Нефтегазовое дело. Полный курс. Учебное пособие / Тетельмин В.В., Язев В.А. – Долгопрудный: Издательский дом «Интеллект», 2009. – 800 с

    написать администратору сайта