Шпаргалка по "Геологии"

1.Природные и искусственные горючие газы и их состав.

Газообразное топливо  представляет собой смесь горючих  и негорючих газов и различных  примесей. К горючим газам относятся  углеводороды,  водород и оксид  углерода. К негорючим газам относятся  азот, кислород, диоксид углерода. Примеси - это водяные пары, сероводород, пыль. Горючие газы подразделяются на искусственные и природные. Искусственные газы могут содержать аммиак, смолы и др. вещества. Искусственные газы являются продуктом химических реакций на промышленных предприятиях. В свою очередь, природные газы образуются в толщах земной коры, при больших давлении и температуре и в результате химических превращений органических соединений. Искусственные газы получаются, в основном, путем коксования угля и крекинговой переработки нефти. В результате коксования получают кокс и коксовый газ. Искусственные газы содержат много примесей. По ГОСТ 5542-78 установлены нормы состава газа:

сероводорода не более 2% по массе

механических примесей не более 0,1%

серы 3,6%

Искусственные газы обладают запахом. В нормальном состоянии природный газ запаха не имеет. С точки зрения безопасности природный газ одорируют и добавляют продукты с резким запахом. Природные газы используются для газоснабжения коммунальных хозяйств и промышленных предприятий.

 

2.Получение искусственных горючих газов.

1. Сухая перегонка, осуществляется при t=900-1100 , в результате получается примерный состав: Н =50%, CH =24%, C H =2%, CO=8%, CO =2,4%, O =0,6%, N =4%.
2. Газификация, термообработка с кислородом и водяным паром. Осуществляется в газогенераторах вместе с углеродами, и образуются CO и H O. Хотя даже этому процессу сопутствует частичная перегонка топлива.
3. Сбор сопутствующих газов при прямой перегонке органического топлива.

Для газоснабжения города в составе  газа на 100 м не должно быть более: сероводорода 2м , мерконтановой серы 3,6 м , механических примесей 0,1 м . Отклонение величины теплоты сгорания от номинальной не более 5% . Содержание влаги не должно превышать предела насыщения зимой при -20 , летом + 35 . Концентрация кислорода не должна превышать 1%.

 

3.Устройство и оборудование газовых скважин.

Газовая скважина является основным элементом промыслов. Верх скважины называют устьем, низ - забоем. Бурят скважину быстровращающимся буром – долотом, который разрушает породы на забое. Для этой цели применяют шарошечные долота, в которых шарошки, вращаясь вокруг своих осей, дробят и скалывают породу.

Рассмотрим устройство скважины.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

В зависимости от привода  различают роторное и турбинное  бурение.

В первом случаи двигатель находится  на поверхности земли, вращение от него передается долоту через промежуточные  механизмы и колонну бурильных труб,d=125-150 мм. Трубы специальные с толщиной стенок 8-10 мм.

Верхняя ведущая труба  квадратного сечения. Все трубы  подвешены на свободно вращающейся  подвеске. Вращение осуществляется с  помощью вращающегося узла, расположенного на поверхности земли. Для подъема  соединения и разъединения труб устанавливается вышка.

В процессе бурения через  подвеску трубу непрерывно опускают, одновременно по бурильным трубам, с помощью насоса нагнетают промывочный  раствор, который через отверстие  в долоте поступает в область забоя со скоростью 15-30 . В результате чего забой интенсивно омывается. Промывочный раствор вместе с кусками породы отколотый шарошками через кольцевой затор между стенками скважины и наружной поверхности бурильных труб уносятся на поверхность. На поверхности по специальным устройствам, в виде желобов он стекает в приемный чан, где порода оседает, а раствор с помощью насоса снова подается в забой.

Для увеличения несущей  способности промывочный раствор  приготавливают с плотностью превышающей  плотность воды в 1,2-1,4 раза. При большой плотности значительно увеличивается сопротивление движущемуся потоку раствора.

Кроме транспортирования  породы промывочный раствор выполняет  функцию охлаждения долота и укрепляет стенки скважины- с этой целью раствор приготавливается на глинистой основе.

Кроме того, учитывая, что  для промывки необходимо создавать, с помощью насосов, давление порядка  горного давления на глубине бура. Подача промывочного раствора исключает  преждевременный самопроизвольный выброс газа на поверхность.

При турбинном бурении двигатель в виде турбины располагается над долотом, т.е. вблизи забоя.

Турбина вращается в  результате подающегося сверху промывочного раствора. В этом случаи бурильные трубы остаются неподвижными, что упрощает процесс бурения, однако, установка с турбиной достаточно сложная и дорогостоящая. Поэтому в случаи, если турбина останется в забое ее трудно оттуда извлечь и нужно начинать бурить новую скважину.

Пробуренную скважину укрепляют  двумя типами обсадных труб и  только затем опускают колонну фонтанных труб и начинают добычу газа.

1-ая колонна кондуктор, d= 225-400мм. не опускается ниже 300м поверхности земли и пространства между колонной и поверхностью скважины заливается цементным раствором до вытекания раствора на поверхность. Это делается, чтобы исключить попадание грунтовых и поверхностных вод в скважину, а также укрепить рыхлые слои почвы.

2-ая колонна эксплуатационная  из труб d= 125-200мм. Опускается внутри кондуктора до твердого основания продуктивного пласта.

Эта колонна должна обеспечивать герметичность скважины от подземных вод и поэтому пространство между этой колонной и кондуктором также заливается раствором высотой на 30м. от нижней кромки кондуктора. Колонна верхней частью крепится на поверхность головки редуктора.

3-ая колонна d=50-100мм. фонтанных труб служит непосредственно для транспорта газа, верхней частью закрепляется также в головке редуктора, а нижняя опускается в область продуктивного пласта. Существуют при добыче газа два типа забоя:

• Открытого типа
• Закрытого типа

При открытом типе эксплуатационную колонну опускают несколько выше верхней границы продуктивного пласта, заливают цементом. Пространство между этой колонной и кондуктором, а уже затем начинают более глубокое бурение до продуктивного пласта.

Если породу необходимо укреплять скважина бурится, до основания  пласта колонна эксплуатационных труб опускается также до конца и пространство между колоннами заливается цементным  раствором так же на высоту порядка 30м. от нижней кромки кондуктора. В этом случаи, чтобы соединить забой с продуктивным пластом используют специальный перфоратор, который опускает в забой и в результате выстрелов пулями пробивает стенки эксплуатационной колонны и прилегающий к ним зацементируемый слой. После этой операции в скважину опускается фонтанная колонна. Естественно для герметизации скважины головка редуктора устанавливается сразу после установки кондуктора.

Колонная головка с  редуктором служит для герметизации всех труб, в первую очередь, в процессе их установки, а также для крепления на ней верхней части трубы головки, которая герметизирует пространство между эксплуатационной колонной и фонтанной. Служит для подвески фонтанных групп, а также принятия и передачи добывающего патрубки, снабженные задвижками по которым движется газ, данные устройства называются – фонтанной арматурой в зависимости от расположения патрубков арматура бывает:

- тройниковая (когда  патрубки располагаются в одной плоскости, направлены в одну сторону);

-крестовая.

Регулирование расходов газа и давление осуществляется при помощи установки на фонтанной арматуре, сужающих штуцеров по мере снижение давление в скважине штуцер заменяют - это является одной из причин установки двух патрубков (один дублирующий). Для регулирования расходов газа задвижки не используются в виду их большого износа. Специфика газопотребления  состоит в том, что весь добытый газ необходимо транспортировать к объектам  потребления и поэтому расход скважины увязывают с потреблением. Это ещё одна функция штуцером. Вообще для регулировки потребление целесообразно иметь хранилище, которое позволяют вмещать избыточный газ и подпитывать сети в пиковые периоды.В виду сложностей и больших затрат хранилища применяются редко.

На месторождении отдельные скважины соединяют газопроводами с общим коллектором, после которого устанавливается промысловая П.Г.Р.С. Следует предусматривать на выходе из скважины фонтанной арматуре подачу метилового спирта в трубопроводы. Это действие связано с тем, что при прохождении газа через штуцеры с сужающим сечением газ охлаждается и может появляться гидратные или ледяные пробки. После Г.Р.С. газ направляют в головную компрессорную станцию или если его давление достаточно высокое, непосредственно в газопровод.

 

4.Типы газовых месторождений. Сухие и жирные газы.

Природные газы добываются из недр земли и в отличие от искусственных газов не содержат водорода, кислорода и окиси углерода. По свойствам добываемых полезных ископаемых с присутствием газов вещества делятся:

1. Они делятся на сухие или тощие, которые добываются из чисто газовых месторождений и содержат в основном метан содержание тяжелых углеводородов менее 50 г/м от пропана; такие месторождения наиболее редкие. Газ данных месторождений требует меньшей подготовки для транспортирования и использования его непосредственно для получения тепловой энергии.
2. Сопутствующие, попутные или жирные газы добываются из нефтяных месторождений, наличие в них тяжелых углеводородов превышает 150 гр./м . Обычно их рассматривают как смесь сухого метанового газа и пропан - бутановую фракцию и газовый бензин.
3. Газы конденсатных месторождений. Они состоят из сухого газа и паров конденсата. Пары конденсата включают в себя тяжелые углеводороды, из которых можно получать бензин, керосин, лигроин. Сухие газы легче воздуха, жирные - тяжелее.

Основные месторождения газов: Саратовская область, Краснодарский край, Ставропольский край, Оренбургская область, Коми, Волгоградская область, Архангельская, Тюмень, Томск, Татарстан и Казахстан. Наиболее калорийные газы в Татарстане и Башкортостане, наименее калорийные на севере.

 

5.Подготовка природного  газа к транспортированию к  потребителям.

Осушка газа.

Содержание влаги в газе при  его транспортировании вызывает серьезные эксплуатационные затруднения. При определении внешних условий (температуре и давления) влага может конденсироваться, образовывать ледяные пробки и кристаллогидраты, а в присутствии сероводорода и кислорода вызывать коррозию трубопроводов и оборудования. Для этого газ осушают, снижая температуру точки росы на 5-7 ниже рабочей температуры в газопроводе.

При транспортировании  осушенного газа трубопровод можно  прокладывать на меньшую глубину, что  уменьшает капиталовложения. Наибольшие трудности при транспортировании газов по магистральным газопроводам возникают при образовании кристаллогидратов. Многие газы, насыщенные влагой, при определенных значениях температуры и давления образуют с водой соединения, называемые кристаллогидратами. Если влага удалена из газа, то кристаллогидраты не образуются.

Для осушки газа применяют  абсорбционные, т.е. поглощение водяных  паров жидкостями, адсорбционные - поглощение водяных паров твердыми сорбентами и физические - простое охлаждение или охлаждение с последующей абсорбцией.

При абсорбционном способе  осушки газ проходит снизу вверх  через абсорбер- колонну тарельчатого типа, где контактирует со стекающим  по тарелкам вниз раствором. Осушенный  газ выходит сверху колонны. Раствор  регенерируют в колонне также  тарельчатого типа, внизу которой помещен кипятильник. Водяные пары выходят сверху колонны.

Режим работы установки  при осушке газа зависит:

Давление в абсорбере  можно изменять от 0,1 до 15МПа;

Поддерживать более  низкую температуру 15-20 ;

Избыточное давление в десорбере 0,02-0,05 МПа.

Очистка газа от сероводорода и углекислого газа. В горючих  газах, используемых для газоснабжения  городов, содержание сероводорода не должно превышать 2г на 100м газа. Содержание углекислого газа не должно превышать 2%.

Для удаления из транспортируемого  газа применяют промывку газа водой под давлением или очистку его водным раствором этаноламина.

Для очистки от природных газов и газов, полученных на нефтеперерабатывающих заводах, широкое распространение получил этаноламиновый способ.

Одориция газа. Природный  газ не имеет запаха. Поэтому для  выявления утечек газа ему придают  запах- газ одорируют. В качестве одоранта применяют этилмеркаптан. Он идентичен сероводороду, имеет резкий неприятный запах. Количество вводимого в газ одоранта определяют т.о., чтобы при концентрации в воздухе газа, не превышающей нижнего предела взрываемости, ощущался резкий запах одоранта. Наибольшее распространение получил капельные и барботажные одоризаторы.

 

7. Устройство магистральных  трубопроводов.

Магистральные трубопроводы состоят  из стальных труб, соединенных при  помощи сварки. Трубы изготавливаются из высококачественных легированных. Сварка, как правило, автоматическая. Естественно, что прокладка бесканальная. Поверхность труб очищается от ржавчины и гидроизолируется, чаще всего, с помощью битумного покрытия. Пропускная способность газопровода определяется величиной:

 

,

Q – Производительность;

К - Коэффициент среднегодовой неравномерности потребления газа;

Оптимальный диаметр трубы выбирается с учетом этой величины, а также  количество компрессорных станций  и экономических соображений. Для магистральных газопроводов  при отсутствии хранилищ обычно принимают коэффициент , а для ответвлений .