книги / Переработка углеводородных газов.-1

Оценки перспектив развития газодобывающей отрасли разнятся. Так, ряд экспертов придерживается теории наступления пика в добыче газа к 2030 г. Спад же произойдет к 2100 г. (до 0,5 трлн м3/год). Другие говорят, что, поскольку потенциальные запасы газа гораздо больше нефтяных, эра газа продлится еще как минимум 50 лет и достигнет максимума в 3,7 трлн м3.

По объемам потребления природного газа лидируют США, Россия, Китай, Великобритания, Германия, Япония, Канада, Украина, Италия, Иран, Узбекистан и Саудовская Аравия.

Наибольшее количество потребляемого газа в мире (до 77 %) приходится на электроэнергетический и коммунально-бытовой секторы. В перспективе этот показатель сохранится на уровне 77–73 %. Оставшаяся доля потребляется в промышленности (химия, металлургия и др.), используется в качестве моторного топлива, закачивается в пласт и сжигается на факелах. За счет снижения сжигания на факелах доля использования на транспорте и в промышленности будет возрастать.

Экологичность, экономичность и технологичность природного газа обусловливает высокие темпы спроса на газ. Рост потребления до 2030 г. составит 2,3 % в год, или в абсолютном выражении 5,3 млрд м3.

1.3. Роль России на международных газовых рынках

На европейском газовом рынке Россия играет ведущую роль: в 2004 г. 35 % суммарного импортируемого Европой газа было поставлено Россией. Кроме того, Россия обеспечивает поставки газа на Украину, Белоруссию, Молдавию, Грузию, Армению.

В настоящее время экспорт российского газа в основном ориентирован на Запад: в страны Восточной и Центральной, а затем Западной Европы. Часть газа поступает в Турцию и через Выборг в Финляндию.

Рассмотрим основные отрицательные и положительные моменты поставок российского газа в Европу.

11

Главным фактором является рост объемов газопотребления, сопровождающийся сокращением добычи газа в Европе (Великобритания, Нидерланды). До 2030 г. темпы роста составят 1,8 % в год.

Увеличению поставок газа в Европу также способствует наличие развитой сети трубопроводов, связанной с Европейской системой транспорта газа.

Третий фактор – международное соглашение о сокращении выбросов СО2 в атмосферу, так как сжигание газа значительно меньше загрязняет атмосферу по сравнению с сжиганием угля.

С другой стороны, для экспорта газа в Европу существует и ряд препятствий.

Первое – это поставка сжиженного природного газа из стран Северной Африки и Ближнего Востока.

Другой фактор противодействия – конкуренция с другими поставщиками природного газа: Норвегией, Алжиром, Египтом, Нигерией, странами Ближнего Востока и Каспийского региона.

Серьезным сдерживающим фактором является и развитие технологии производства и использования альтернативных видов топлива (атомные электростанции, возобновляемые источники энергии и др.).

Возможности для наращивания российского экспорта в Европу имеются: открыты новые месторождения газа, в том числе на шельфе Северных морей (Штокмановское, Русановское, Ленинградское и др.).

Следует, однако, отметить, что экспорт газа в Европу чрезвычайно привязан к чужим транспортным магистралям: российский газ в своем движении пересекает границы 14 европейских государств. В связи с этим вопросы транзита имеют важное значение для России. Большая часть газа проходит через Украину, экономика которой находится в состоянии кризиса.

Часть газа в Европу уже транспортируется по трубопроводу Северный поток через Балтийское море непосредственно в Гер-

12

манию (55 млрд м3 газа). Принято решение о строительстве газопровода через Турцию в Европу (через юг Европы).

С целью расширения географии рынков сбыта в условиях возрастающего спроса на газ в Северо-Восточной Азии рассматриваются варианты экспорта газа газоконденсатных месторождений Иркутской области и Республики Саха (Якутия) в Китай.

13

2. ПОДГОТОВКА УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ И КОНДЕНСАТА К ТРАНСПОРТУ

НА ГАЗОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЕ ЗАВОДЫ

2.1. Выбор способа подготовки углеводородных газов и конденсата к транспорту

Основной вид транспорта углеводородных газов от месторождений до потребителя в нашей стране осуществляется по системе трубопроводов протяженностью от нескольких десятков до нескольких тысяч километров, пересекающих различные климатические зоны. В связи с этим большое значение приобретают вопросы подготовки углеводородного газового сырья к его транспортировке.

Подготовка включает в себя:

1)сбор и первичную обработку добываемой продукции;

2)замеры дебитов;

3)контроль и поддержание заданных технологических режимов эксплуатации скважин.

При этом проводятся такие процедуры, как очистка от механических примесей, осушка охлаждением до точки росы и извлечение углеводородного конденсата из продукции скважин.

В случае газоконденсатного месторождения одновременно с газом добывается сырой газовый конденсат – углеводороды, на-

ходящиеся при 20 °С и 0,1 МПа в жидком состоянии с растворенными в них газами (от С1 до С4).

При проведении стабилизации сырого конденсата получается стабильный конденсат, который при стандартных условиях состоит из жидких углеводородов (С5 и выше). В свою очередь из стабильного конденсата получают бензин, дизельное топливо, растворители, сырье для нефтехимии.

Важным элементом промысловой обработки газа и его транспортировки является предупреждениеобразованиягидратов.

На месторождениях применяют в основном три способа обработки газа: абсорбцию; адсорбцию; низкотемпературную сепарацию.

14

Выбор конкретного способа определяется климатическими и термодинамическими условиями, составом и объемом добываемой продукции, требованиями потребителя к параметрам газа.

Кроме того, могут применяться комбинированные методы разделения газов совмещающие сорбционные процессы с предварительным охлаждением газа и сорбентов.

На чисто газовых месторождениях, где подготовка газа заключается в основном в его осушке до достижения точки росы –25 °С и ниже, для предупреждения гидратообразования применяют в основном абсорбционные и адсорбционные методы.

Для газоконденсатных месторождений, содержание конденсата в которых не превышает 100 мл/м3, применяются низкотемпературная сепарация (НТС), основанная на создании низких температур посредствомдросселирования газа высокого давления.

Одновременно используют ингибиторы гидратообразования или предварительную осушку газа. В случае, если содержание конденсата в газе больше 100 мл/м3, используют низкотемпературную абсорбцию углеводородными жидкостями.

Выбор того или иного способа подготовки газа проводится на основании технико-экономических расчетов.

2.2. Промысловые газосборные сети и их расчет

Промысловые газосборные сети являются одним из основных элементов системы сбора и подготовки газа и конденсата на месторождениях. Их конфигурация, способ укладки, размеры и режим эксплуатации определяются:

−конкретикой геолого-эксплуатационных условий;

−составом и свойствами продукции;

−способом подготовки газа и конденсата к транспорту;

−требованиями потребителей.

Промысловые газосборные сети включают в себя:

− газопроводы-шлейфы, соединяющие устья скважин с установками подготовки газа;

15

−газопроводы, соединяющие установки подготовки газа;

−промысловый газосборный коллектор.

В случае газоконденсатных месторождений в состав сети входят такжеконденсатопроводы, водопроводы, ингбиторопроводы.

По конфигурации промыслового газосборного коллектора газосборные сети обычно разделяют на линейные, лучевые, кольцевые и групповые газосборные сети (рис. 2.1).

Рис. 2.1. Схемы газосборных сетей: а – кольцевая; б – лучевая; в – групповая

На месторождениях природного газа широко применяется централизованная групповая схема сбора, когда газ от группы 6–12 (и более) скважин по линиям высокого давления без дросселирования на устье поступает на установку комплексной подготовки газа (УКПГ), где осуществляется сепарация, очистка от механических примесей, осушкаи замер дебита.

16

УКПГ подключается к промысловому газосборному коллектору, откуда газ идет на промысловый газосборный пункт (ПГСП) или головные сооружения. Количество УКПГ на месторождении зависит от размеров и формы газоносной площади, дебитов, а также значений давления и температуры в устье скважины. При групповой системе сбора большинство операций и управление работой скважины проводится централизованно.

Для расчета промысловых газосборных коллекторов используется формула ВНИИГАЗа:

где Q – пропускная способность газопровода, м3/сут; D – внутренний диаметр газопровода, см; Р1 и Р2 – давление в начальной

иконечной точках рассчитываемого участка газопровода, МПа;

ρ– относительная плотность газа; T – средняя температура газа в

газопроводе, К; z – коэффициент сжимаемости газа; L – длина рассматриваемого участка, км.

Давление Рх в любой точке линейного участка газопровода можно определить по формуле

где X – расстояние от начальной точки газопровода.

При наличии в потоке газа небольшого (до 40 см3/м3) количества капельной жидкости в формулу (2.1) вводится поправочный коэффициент Е, учитывающий влияние жидкости на снижение пропускной способности:

где λ = λ (Re) – коэффициент гидравлического сопротивления.

17

При скорости газа ω ≤ 15 м/с и возможном скоплении жидкости в пониженных местах газопровода значение Е можно определить по формуле

где K – содержание жидкости газовом потоке, дм3/1000 м3. Изменение температуры в промысловых газопроводах мож-

но определить по формуле

где t1 и t2 – температура газа в начале и конце газопровода; tг – температура грунта на глубине заложения трубы, °С;

ент Джоуля – Томсона, °С/МПа; Cp – теплоемкость газа при постоянномдавлении, кДж/(кг·°С); G – массовыйрасходгаза, кг/ч.

2.3. Промысловые дожимные компрессорные станции

В процессе разработки месторождения происходит уменьшение пластового давления, а это ведет к снижению давления во всей системе пласт – скважина – газосборные сети – установка подготовки газа. В итоге давление газа на выходе из УКПГ становится недостаточным для подачи потребителю. С этого момента наступает период компрессорной эксплуатации месторождения с использованием промысловой дожимной компрессорной станции (ПДКС) для сжатия газа, поступающего из УКПГ, до необходимого показателя давления (55 или 75 МПа).

18

В период компрессорной эксплуатации месторождения давление на приеме ПДКС будет снижаться, а степень сжатия газа – возрастать, в результате чего возникнет необходимость увеличения мощности силового привода для сжатия газа и уменьшения подачи одного компрессора. При этом будет увеличиваться количество компрессоров, работающих как последовательно (число ступеней сжатия), так и параллельно. На рис. 2.2 представлены схемы компоновки компрессоров на ПДКС.

Рис. 2.2. Схема компоновки компрессорных агрегатов на ПДКС: а – одноступенчатая компоновка; б – трехступенчатая компоновка

Снижение давления на приеме ПДКС позволит увеличить дебиты скважин и уменьшить их число, в результате повысятся коэффициенты газоотдачи.

При политропическом процессе сжатия газа в цилиндрах поршневого компрессора мощность силового привода можно определить по формуле

19

m – показатель политропы; P1 и P2 – давление на приеме и выкиде компрессора, МПа; Vц – геометрический объем, описываемый поршнем компрессора за 1 мин, м3; C – объем вредного пространства цилиндра, доли ед.; μп – объемный коэффициент подачи; η – КПД компрессора; z1 и z2 – коэффициенты сверхсжимаемости газа на приеме и выкиде компрессора.

Подача одного компрессора вычисляется по формуле

где Za и Pa – коэффициенты сверхсжимаемости и абсолютное давление в стандартных условиях; Tст и Tп – стандартная темпе-

ратура газа и температура газа в приемном коллекторе, К. Число ступеней сжатия (n) можно определить как

где τ0 – степень сжатия одного компрессора применяемого типа (для поршневых и винтовых компрессоров τ0 = 3…4; для центробежных нагнетателей τ0 = 1,2…1,6 в зависимости от расхода пе-

Число компрессоров, работающих параллельно в одной ступени (при расчете по подаче), можно найти по формулам:

20