Архитектура Аудит Военная наука Иностранные языки Медицина Металлургия Метрология
Образование Политология Производство Психология Стандартизация Технологии 


Эксплуатация магистральных газопроводов: Учебное пособие. /Под общей редакцией Ю.Д. Земенкова. – ТюмГНГУ, 2002. – 525 с.




Эксплуатация магистральных газопроводов: Учебное пособие. /Под общей редакцией Ю.Д. Земенкова. – ТюмГНГУ, 2002. – 525 с.

 

Изложены основные сведения о физико-химических свойствах газа. Описаны технологические схемы подготовки и транспорта газа. Рассмотрены вопросы, связанные с учётом газа, компремирования и отложением парафинов в газопромысловом оборудовании.

Большое внимание уделено системам сбора и подготовки газа, условиям образования и борьбы с гидратами. Приведены сведения о перспективных методах обустройства газоконденсатных и сероводородсодержащих месторождений. Дан анализ проблем, связанных с коррозийными процессами на трубопроводах, охраной окружающей среды и безопасностью жизнедеятельности.

 

Предназначено для студентов и слушателей курсов повышения квалификации и переподготовки кадров инженерных специальностей нефтегазового профиля.

 

Общая редакция: Ю.Д. Земенков, д.т.н., профессор, зав. кафедрой

«Проектирование и эксплуатация нефтегазопроводов

и хранилищ»

 

 

Отдельные разделы и параграфы издания подготовили:

Антипьев В.Н., Бахмат Г.В., Земенков Ю.Д., Важенин Ю.И., Перевощиков С.И., Шабаров А.Б., Кривохижа В.Н., Зубарев В.Г., Иванов И.А., Прохоров А.Д., Хойрыш Г.А., Кутузова Т.Т., Старикова Г.В., Довбня Е.Б., Сорокина Т.В., Дудин С.М.

 

 

Рецензенты:

Кусков В.Н. - д.т.н., доцент кафедры СиРНГО ТюмГНГУ;

Курочкин А.В. - зам. нач. отдела ОКС ТУМГ «Сургутгазпром».

 

 

Ó Тюменский государственный

 
нефтегазовый университет, 2002

 

КАФЕДРА ПЭНХ – В СИСТЕМЕ ПОВЫШЕНИЯ КВАЛИФИКАЦИИ

И ПЕРЕПОДГОТОВКИ КАДРОВ

 

В Тюменском государственном нефтегазовом университете с 1968 года существует структурное подразделение по повышению квалификации. В 1991 году, факультет повышения квалификации, стал первым структурным хозрасчетным подразделением ВУЗа, перешедшим на новые условия хозяйствования. С этого периода деятельность университета (в то время еще Тюменского индустриального института) прошла период от стабильной работы (ежегодный контингент в 250÷300 человек в 1990 и 1991 году), через значительный ее спад (147 человек – 1993 год), активизацию учебного процесса в 1994 году (446 человек), до максимальной загруженности в последние годы (около 1500÷2000 человек). За прошедшие 30 лет здесь повысили свою квалификацию более 20 тысяч специалистов различных отраслей техники.

В качестве переломного в плане активизации деятельности системы повышения квалификации ТюмГНГУ можно назвать 1994 год. Именно тогда, кроме лицензий на право обучения по основным, базовым специальностям, была проведена активная работа по получению лицензий Госгортехнадзора РФ, дающих право обучения и выдачи аттестатов специалистам промышленно-опасных производств на право занимать ту или иную должность.

К 1997 году были выполнены три базовые условия (стабилизация работы, подбор квалифицированного кадрового состава и наличие современной материально-технической базы), которые позволили на основании решения Ученого Совета изменить статус факультета повышения квалификации, преобразовав его в институт повышения квалификации и переподготовки кадров (ИПК и ПК).

Изменение статуса предполагает и новые, повышенные требования к вновь созданному структурному подразделению. В новом качестве повышение квалификации остается важным, но не единственным направлением деятельности.

Институт повышения квалификации и переподготовки кадров имеет лицензии Госгортехнадзора РФ с правом обучения и аттестации специалистов практически для всех промышленно-опасных производств, к которым относятся объекты нефтегазовой промышленности.

К новым направлениям деятельности можно отнести подготовку антикризисных управляющих, обучение по проведению аттестации рабочих мест, проведение идентификации опасных производств при их страховании.

Исходя из основных функциональных задач ИПК и ПК осуществляет следующие виды деятельности:

ü обеспечивает обновление теоретических и практических знаний специалистов в соответствии с постоянно повышающимися требованиями государственных образовательных стандартов практически по всем специальностям университета с выдачей удостоверения государственного образца;



ü обеспечивает получение специалистами дополнительных знаний, умений и навыков по образовательным программам, предусматривающим изучение отдельных дисциплин, разделов науки, техники и технологии, необходимых для нового вида профессиональной деятельности;

ü по результатам прохождения (свыше 500 часов) профессиональной переподготовки специалисты получают диплом о профессиональной переподготовке государственного образца, удостоверяющий их право (квалификацию) вести профессиональную деятельность в определенной сфере;

ü организация стажировок, которые могут быть как самостоятельным видом дополнительного профессионального образования, так и одним из разделов учебного плана при повышении квалификации и переподготовке специалистов. Стажировки проводятся как в Российской Федерации, так и за рубежом на предприятиях, в ведущих научно-исследовательских организациях, образовательных учреждениях, консультационных фирмах и федеральных органах исполнительной власти.

Непосредственное участие и самую активную поддержку в становлении и развитии системы повышения квалификации в Тюменском нефтегазовом университете помимо других кафедр оказала и кафедра «Проектирования и эксплуатации нефтегазопроводов и хранилищ» (ПЭНХ). Преподаватели кафедры прошли необходимую аттестацию по линии Госгортехнадзора РФ на право осуществления деятельности по проведению обучения и проверки знаний, правил, норм и инструкций у руководящих работников и специалистов предприятий магистрального трубопроводного транспорта. профессорско-преподавательским коллективом кафедры разработаны и реализуются следующие программы:

· «Эксплуатация объектов трубопроводного транспорта газа»;

· «Эксплуатация объектов трубопроводного транспорта нефти»;

· «Эксплуатация объектов трубопроводного транспорта конденсата и ШФЛУ»;

· «Противокоррозионная защита объектов магистральных трубопроводов»;

· «Диагностика объектов магистральных трубопроводов»;

· «Эксплуатация паровых и водогрейных котлов».

Основные партнеры, для которых ведет подготовку и аттестацию специалистов кафедра ПЭНХ – ООО «Сургутгазпром», ОАО «Сибнефтепровод», «Транссибнефть», «Магистральные нефтепроводы Центральной Сибири», «Сибнефтегазпереработка», «Пермтрансгаз». Таким образом, значительно расширена «зона влияния» Тюменского государственного нефтегазового университета в области повышения квалификации. Это специалисты практически всех точек нахождения нефте- и газоперекачивающих станций и линейной части магистральных трубопроводов на севере и, с востока на запад – от г. Тайшет до г. Чайковский. Причем слушателями по результатам анонимного анкетирования отмечается высокий уровень преподавания. Занятия проводятся по интенсивной методике с выдачей раздаточного методического материала, значительно увеличивающего информативность и эффективность обучения. Высокое качество работы преподавателей кафедры ПЭНХ в области повышения квалификации отмечалось на заседаниях АК «Транснефть», фирмы «Промышленная безопасность» ОАО «Газпром», в центральной (журнал «Трубопроводный транспорт нефти») и местной печати «Тюменская правда» (г. Тюмень), «Газовик» (г. Сургут).

Занятия организуются как в базовом учебном заведении, где имеется современная материально-техническая база, так с выездом преподавателей к месту обучения и обеспечению повышения квалификации специалистов в северных регионах области. Такая форма зачастую имеет в значительной мере большую привлекательность для предприятий в связи с сокращением их затрат, она имеет перспективу и будет в дальнейшем расширяться.

Активная деятельность в области повышения квалификации позволяет поддерживать на высоком уровне имидж Тюменского государственного нефтегазового университета, как базового учебного заведения для большинства нефтегазовых предприятий области.

Обучение проводится как в университете, так и непосредственно на предприятиях практически во всех крупных центрах нефтегазовой отрасли. Современно оснащенные, аудитории, использование новейших форм и технологий обучения, предоставление раздаточного методического материала позволяют удовлетворить самые высокие требования слушателей.

Авторы, представляемой работы надеются, что издание настоящего курса лекций будет способствовать дальнейшему улучшению качества проводимых занятий со специалистов различного уровня профессиональной подготовки.

 

А.А. Серебрянников

Введение

Газотранспортной системы

 

До 2010 г. российская газовая индустрия в состоянии удовлетворить весь реально возможный отечественный и зарубежный спрос на газ без необходимости разрабатывать новые промыслы вне Надым-Пур-Тазовского региона. Важнее развивать стратегию поставок на различные рынки сбыта российского газа, которые за этот период будут видоизменяться, что потребует сооружения двух газопроводов через Белоруссию и Польшу плюс значительного увеличения поставок через Украину.

До 2000 г. и, видимо, несколько дольше будет наблюдаться перепроизводство газа, для которого не найдется спроса ни на отечественных, ни на внутренних рынках. К 2010 г. ситуация изменится, и вместо перепроизводства может возникнуть некоторая нехватка. Производственная мощность 1994 г. в 640 млрд. м3 будет достаточной для большинства вариантов роста спроса и экспорта вплоть до 2010 г. Только в случае, если российский спрос вернется к уровню 1990 г., а экспорт в Европу удвоится, потребуется значительное увеличение производственной мощности.

Задача сохранения производственных мощностей на уровне 1994 г. может быть решена путем добычи газа с более низких горизонтов существующих промыслов (в частности Уренгойского), а также развития небольших дочерних месторождений (особенно, таких как Заполярное, Ямсовейское и Восточное, Западное Таркосалинское). Значительное увеличение пропускной мощности окажется необходимым лишь для газопроводов, ведущих из Центральной России и с Урала за рубеж. Только ближе к 2010 г. могут потребоваться новые источники дорогостоящего газа и соответствующие дорогостоящие системы транспортировки. Но даже и это произойдет далеко необязательно, если учитывать планы России поддерживать свои поставки, используя газ из Казахстана и Туркменистана, поступающий по существующим системам трубопроводов.

В ближайшем будущем Газпром столкнется с повышением затрат на обновление системы газопроводов. Россия располагает системой магистральных газопроводов протяженностью более 145 тыс. км и 236 компрессорными станциями с 4900 установками общей мощностью 36 тыс. МВт (см. рис. 1.1). Существенная часть компрессорных установок была импортирована, только компания General Electric поставила 300 установок мощностью 7500 МВт с 1979 г. Осуществляется программа модернизации, которая требует реконструкции 50 установок и замены 1000 старых и неэффективных. Планы по строительству предусматривают 5 новых газопроводов на местном рынке общей протяженностью 6000 км с 30 станциями, состоящими из 200 установок плюс две линии, соединяющие Ямал и Германию, протяженностью 10 тыс. км и 30 станций с 200 установками мощностью 5 тыс. МВт.

Существует распространенное мнение, что необходимо вложить крупные суммы на модернизацию существующей системы газопроводов, которая устарела и износилась. Мнение подкрепляется частыми авариями, но обычно забывают о размерах сети и о факте, что, если принять во внимание масштабы структуры, количество аварий на тысячу не превышает среднего. Эти случаи имеют подобный резонанс в связи с тем, что диаметр труб составляет 1,42 м, поэтому по линиям проходит значительно больший объем газа, чем по газопроводам в других странах. Учитывая, что большинство международных газопроводов с большой протяженностью относительно современны, построены в основном в 1975 г. и состоят из западных труб (Германии и Японии) или российских труб с более толстыми стенами до 18 мм, означает, что в большинстве случаев коррозия еще не стала основной проблемой, кроме регионов с повышенной соленостью почвы.

Западная Сибирь является крупнейшим в мире газодобывающим районом, дающим около 600 млрд. м3 в год, что составляет почти 90% общего объема добычи России. Природный газ с месторождений Севера Тюменской области транспортируется по уникальной системе магистральных газопроводов в промышленные районы Урала и европейской части России, на экспорт в зарубежные страны.

 
 

Характерной особенностью газотранспортной системы Западной Сибири является прокладка газопроводов в сравнительно узких «энергетических коридорах», где в непосредственной близости друг от друга проходит до 9-10 ниток газопроводов большого диаметра (см. рис. 1.2). Это диктует необходимость сооружения крупных многоцеховых компрессорных станций в условиях постоянного наращивания мощностей, динамического развития всей сложной системы транспорта газа.

 
 

Средние эксплуатационные значения КПД компрессорных станций в Тюменской области на уровне 20% обуславливают большие затраты на их эксплуатацию. Основную долю издержек по объединению составляют амортизационные отчисления (75%). Следующие по значимости издержки – затраты на топливно-энергетические и материально-технические ресурсы, включая потери газа – до 14% по объединению и до 42% по отдельной компрессорной станции. Это та сумма издержек, на которую в процессе эксплуатации может влиять на персонал компрессорной станции (КС),

 

Рис. 1.2. Схема магистральных газопроводов Тюменской области

 

проводя ряд мероприятий по экономии энергии, поддерживая оптимальный режим работы всего комплекса оборудования КС.

Трубопроводы Западной Сибири имеют более высокую категорию аварийности. В первую очередь это объясняется большими объемами перекачки нефти и газа (см. табл. 1.1), которые за 1990-1995 гг. практически не изменились, а по величине являются аналогичными трубопроводным системам Северной Америки и Западной Европы. Сравнительный анализ этих трех крупнейших в мире систем показывает, что развитие их, начавшееся 50-40 лет назад, близко к завершению, и они имеют много общих характеристик. В данном случае представляется возможным использовать статистические данные по эксплуатации зарубежных трубопроводов, в частности по причинам разрушения, возможным методам ликвидации отказов, определению величины утечек, противокоррозионной защите и т.д.

По сравнению с зарубежными трубопроводами трубопроводы Тюменской области имеют больший диаметр (почти в 1,5 раза), что в значительной степени усложняет ремонтно-восстановительные работы и увеличивает наносимый ущерб, кроме того, они проходят через необжитые районы, длиной около 3 тыс. км, не имеющих развитой транспортной сети.

Таблица 1.1

Газопроводы Тюменской области

 

 
Протяженность линейной части, км тоже
Количество газопроводов, шт. тоже
Средний диаметр, мм тоже
Количество КС, шт. тоже
Количество ГПА, шт. тоже
Объем транспорта газа, млрд. м3
Потери газа, млрд. м3 1,71 1,82 1,92 1,92 1,94

 

2. Общие вопросы трубопроводного транспорта газа

Классификация трубопроводов

 

Магистральным газопроводом называется трубопровод, предназначенный для транспортировки газа из района добычи или производства в район его потребления, или трубопровод, соединяющий отдельные газовые месторождения. Ответвлением от магистрального газопровода называется трубопровод, присоединенный непосредственно к магистральному и предназначенный для отвода части транспортируемого газа к отдельным населенным пунктам и промышленным предприятиям.

Магистральные газопроводы в соответствии со СНиП 2.05.06-85, в зависимости от рабочего давления, подразделяются на два класса: I – 2,5¸10 МПа; II – 1,2¸2,5 МПа.

Пропускная способность действующих однониточных магистральных газопроводов зависит от их диаметра и составляет 10¸50 млрд. м3 газа в год.

По своему назначению трубопроводы делятся на следующие группы:

· внутренние – соединяют различные объекты и установки на промыслах, газоперерабатывающих заводах;

· местные – по сравнению с внутренними имеют большую протяженность (до нескольких десятков км) и соединяют газопромыслы или газоперерабатывающие заводы с головной станцией магистрального газопровода;

· магистральные – характеризуются большой протяженностью (сотни км), поэтому перекачка ведется не одной, а несколькими станциями, расположенными по трассе. Режим работы трубопроводов – непрерывный (кратковременные остановки носят случайный характер или связаны с ремонтно-восстановительными работами).

Прокладку трубопроводов можно осуществлять одиночно и параллельно действующим или проектируемым магистральным трубопроводам – в техническом коридоре, под которым согласно СНиП 2.05.06-85 понимают систему параллельно проложенных трубопроводов по одной трассе, предназначенных для транспортировки нефти (нефтепродукта, в том числе сжиженных углеводородных газов) или газа (газового конденсата). В отдельных случаях допускается совместная прокладка в одном техническом коридоре нефтепроводов (нефтепродуктопроводов) и газопроводов.

Технологические трубопроводы классифицируются по роду транспортируемого вещества, материалу трубы, рабочим параметрам, степени агрессивности среды, месту расположения, категориям и группам.

По роду транспортируемого вещества трубопроводы подразделяются на газопроводы, паропроводы, водопроводы, конденсатопроводы, маслопроводы, бензопроводы, кислотопроводы, щелочепроводы, а также специального назначения (с обогревом, вакуум проводы) и другие.

По материалу различают трубопроводы стальные (изготовленные из углеродистой, легированной и высоко легированной стали), из цветных металлов и их сплавов (медные, латунные, титановые, свинцовые, алюминиевые), чугунные, неметаллические (полиэтиленовые, винипластовые, фторопластовые и стеклянные), футерованные (резиной, полиэтиленом, фторопластом), эмалированные, биметаллические и другие.

По условному давлению транспортируемого вещества трубопроводы разделяют на вакуумные, работающие при давлении ниже 0,1 МПа, низкого давления, работающие при давлении до 10 МПа, высокого (более 10 МПа) и безнапорные, работающие без избыточного давления.

По температуре транспортируемого вещества трубопроводы подразделяются на холодные (температура ниже 0оС), нормальные (от 1о до 45оС) и горячие (от 46оС и выше).

По степени агрессивности транспортируемого вещества различают трубопроводы для неагрессивных, мало агрессивных, средне агрессивных сред. Стойкость металла в коррозионных средах оценивают скоростью проникновения коррозии – глубиной коррозионного разрушения металла в единицу времени (мм/год). К неагрессивной и мало агрессивной средам относят вещества, вызывающие коррозию стенки трубы, скорость которой менее 0,1 мм/год, средне агрессивной – в пределах от 0,1 до 0,5 мм/год и агрессивной – более 0,5 мм/год. Для трубопроводов, транспортирующих неагрессивные и мало агрессивные вещества, обычно применяют трубы из углеродистой стали; транспортирующих средне агрессивные вещества – из углеродистой стали с повышенной толщиной стенки (с учетом прибавки на коррозию), из легированной стали, неметаллических материалов, футерованные; транспортирующих высоко агрессивные вещества – только из высоко легированных сталей, биметаллические, из цветных металлов, неметаллические и футерованные.

По месторасположению трубопроводы бывают внутрицеховые, соединяющие отдельные аппараты и машины в пределах одной технической установки или цеха и размещаемые внутри здания или на открытой площадке, и межцеховые, соединяющие отдельные технологические установки, аппараты емкости, находящиеся в разных цехах.

Внутрицеховые трубопроводы по конструктивным особенностям могут быть обвязочные (около 70% общего объема внутрицеховых) и распределительные (около 30%). Внутрицеховые имеют сложную конфигурацию с большим количеством деталей, арматуры и сварочных соединений. На каждые 100 м длины таких трубопроводов приходится выполнять 80¸120 сварных стыков. Масса деталей, включая арматуру, в таких трубопроводах достигает 41% от общей массы трубопровода в целом.

Межцеховые трубопроводы характеризуются довольно длинными прямыми участками (длиной до нескольких сот метров) со сравнительно небольшим количеством деталей, арматуры и сварных соединений. Масса деталей в межцеховых трубопроводах (включая арматуру) составляет около 3¸4%, а масса П-образных компенсаторов – около 7%.

Стальные разделяют на категории в зависимости от рабочих параметров (температуры и давления) транспортируемого по трубопроводу вещества и группы в зависимости от класса опасности вредных веществ и показателей пожарной опасности веществ.

По степени воздействия на организм человека все вредные вещества разделяют на 4 класса опасности (ГОСТ 12.1.005-76 и ГОСТ 12.1.007-76): 1– чрезвычайно опасные, 2 – высоко опасные, 3 – умеренно опасные, 4 – малоопасные.

По пожарной опасности (ГОСТ 12.1.004-76) вещества бывают: негорючие – НГ, трудно горючие – ТГ, горючие – ГВ, горючая жидкость – ГЖ, легко воспламеняющаяся жидкость – ЛВЖ, горючий газ – ГГ, взрывоопасные – ВВ.

Технологические стальные трубопроводы, рассчитанные на Ру до 10 МПа, в соответствии с СН 527-80 «Инструкция по проектированию технологических стальных трубопроводов на Ру до 10 МПа» подразделяют на 5 категорий (I - V) и три группы (А, Б, В). Газопроводы, как правило, относят к первой категории групп А, Б, В.

Трубопроводы из пластмассовых труб (полиэтилена, полипропилена, поливинилхлорида) в соответствии с СН 550-92 «Инструкция по проектированию технологических трубопроводов из пластмассовых труб» применяют для транспортировки веществ, к которым материал труб химически стоек или относительно стоек, и классифицируют по категориям и их группам, установленным для стальных трубопроводов. При этом трубопроводы из пластмассовых труб запрещается применять для транспортировки вредных веществ первого класса опасности, взрывоопасных веществ и сжиженных углеводородных газов (СУГ).

Трубопроводы из пластмассовых труб, по которым транспортируют вещества 2-го и 3-го классов опасности, относят к категории 2 и группе А; легковоспламеняющиеся жидкости, горючие газы, горючие вещества, горючие жидкости относят к категории 3 и группе Б; а трудногорючие и негорючие – к категории 4 или 5 и группе В.

В общем случае, категория устанавливается проектом, при этом определяющим является тот параметр трубопровода, который требует отнесения его к наибольшей категории.

 

Магистральных трубопроводов

 

В состав магистральных трубопроводов входят: линейные сооружения, представляющие собой собственно трубопровод, систему противокоррозионной защиты, линии связи и т.п.; перекачивающие станции; конечные пункты конденсатопроводов и газораспределительные станции (ГРС), из которых принимают поступающие по трубопроводу продукт и распределяют его между потребителями, подают на завод для переработки или отправляют далее другими видами транспорта.

В некоторых случаях в состав магистрального трубопровода входят и подводящие трубопроводы, по которым конденсат или газ от промыслов подается к головным сооружениям.

Основные элементы магистрального трубопровода – сваренные в непрерывную нитку трубы, представляющие собой собственно трубопровод. Как правило, их заглубляют в грунт обычно на глубину 0,8 м до верхней образующей трубы, если большая или меньшая глубина заложения не диктуются особыми геологическими условиями или необходимостью поддержанию температуры перекачиваемого продукта на определенном уровне. Для магистральных трубопроводов применяют цельнотянутые или сварные трубы диаметром 300¸1420 мм. Толщина стенок труб определяется проектным давлением, которое достигает 10 МПа. Трубопровод, прокладываемый по районам с вечномерзлыми грунтами или через болота, можно укладывать на опоры или в искусственные насыпи.

На пересечении крупных рек газопроводы (а в некоторых случаях и конденсатопроводы) утяжеляют грузами или сплошными бетонными покрытиями и заглубляют ниже дна реки. Кроме основной укладывают резервную нитку перехода того же диаметра. На пересечении железных и крупных шоссейных дорог трубопровод проходит в патроне из труб, диаметр которых на 200 мм больше диаметра основного. Для удовлетворения потребностей в нефтепродуктах и газе населенных пунктов, находящихся вблизи трасс нефтепродуктопроводов и газопроводов, от них прокладывают отводы или ответвления из труб сравнительно малого диаметра, по которым газ непрерывно отводится в эти населенные пункты. С интервалом 10¸30 км в зависимости от рельефа трассы на трубопроводе устанавливают линейные краны или задвижки для перекрытия участков в случае аварии или ремонта. С обеих сторон линейного крана на газопроводе имеются свечи для выпуска газа в атмосферу при авариях.

Вдоль трассы проходит линия связи (телефонная, радиорелейная), которая в основном имеет диспетчерское назначение. Ее можно использовать для передачи сигнала телеизмерения и телеуправления. Располагаемые на трассе станции катодной и дренажной защиты, а также протекторы защищают трубопровод от наружной коррозии, являясь дополнением противокоррозионному изоляционному покрытию. На расстоянии 10¸20 км друг от друга вдоль трассы размещены усадьбы линейных обходчиков, в обязанность которых входит наблюдение за исправностью своего участка и устройствами электрической защиты трубопровода от коррозии.

Перекачивающие станции располагаются на конденсатопроводах с интервалом 50¸150 км и на газопроводах с интервалом 100¸200 км. В начале конденсатопровода находится головная насосная станция (НС). Кроме основных объектов, на каждой насосной станции имеется комплект вспомогательных сооружений: трансформаторная подстанция, снижающая напряжение подаваемого на линию электропередачи (ЛЭП) тока с 110 или 35 до 6 кВ, котельная, а также система водоснабжения, канализации, охлаждения и т.п.

Компрессорные станции (КС) газопроводов оборудуют поршневыми или центробежными компрессорами с приводом от поршневых двигателей внутреннего сгорания, газовых турбин и электродвигателей. Мощность одного агрегата в настоящее время достигает 25 МВт. Обычно центробежные нагнетатели работают группами по два или по три последовательно, и несколько групп могут быть включены на параллельную работу. Подача одного агрегата может достигать 50 млн. м3/сутки, а давление на выходе станции – 10 МПа. При высоком пластовом давлении газа в первый период эксплуатации месторождения газопровод может работать без головной КС. На всех КС газ очищается в пылеуловителях от механических примесей. Кроме того, на головной станции возможны осушка газа, очистка от сероводорода и углекислого газа и одоризация природного газа. КС, также как и насосные, имеют вспомогательные сооружения: котельные, системы охлаждения, электроснабжения и др.

Магистральный газопровод подает газ к газораспределительным станциям и контрольно-распределительным пунктам, где его очищают от механических примесей, конденсата и влаги, замеряют проходящий объем, снижают давление и одорируют (если это не было выполнено на головных сооружениях газопровода) перед подачей к потребителю. Вблизи конечного участка магистрального газопровода у потребителя создаются подземные хранилища газа, предназначенные для регулирования сезонных и суточных неравномерностей газопотребления.

 

Требования к качеству товарного газа

 

Показатели качества товарного газа основаны на следующих требованиях:

· газ при транспортировке не должен вызывать коррозию трубопровода, арматуры, приборов и т.д.;

· газ в условиях трубопровода (при его транспорте) должен быть в однофазном состоянии, т.е. не должно произойти образование и выпадение в газопроводе углеводородной жидкости, водяного конденсата и газовых гидратов;

· товарный газ не должен вызывать осложнений у потребителя при его использовании.

Для того чтобы газ отвечал указанным требованиям, необходимо определять точку росы по воде, содержание углеводорода, содержания в газе сернистых соединений, механических примесей и кислорода.

Важный показатель качества товарного газа – содержание в нем кислорода. Значение этого показателя – не более 1%. При большем содержании кислорода газ становится взрывоопасным. Кроме того, кислород способствует усилению коррозии в системе.

Отраслевой стандарт не устанавливает конкретное содержание отдельных углеводородов в товарном газе. Это связано с разнообразием составов сырьевого газа (см. табл. 2.3).

Таблица 2.3

Нормы ОСТ 51.40-93 на природный газ, транспортируемый

по магистральным газопроводам

 

  Показатели Для климатической зоны
умеренно-жаркой холодной
Точка росы по влаге и тяжелым УВ, 0С, не более    
в зимний период (с 1/Х по 30/IV) 0/-5 -10/- 25
в летний период (с 1/V по 30/IX) 0/0 - 5/-10
Содержание меркаптановой серы, г/100 м3 1,6 1,6
Низшая теплота сгорания (ст. усл.), МДж/м3 32,5 32,5
Содержание сероводорода, г/100м3 0,7 0,7
Содержание кислорода, % 0,5 1,0

 

В газе могут содержаться также сероокись углерода (COS), сероуглерод (CS2) и др. В ГОСТе содержание этих компонентов не указано. Следовало бы установить общее количество всех сернистых соединений в газе.

Несомненно, обеспечение надежной транспортировки, хранения и использования продукции газовых скважин должно отвечать определенным требованиям, изложенным в соответствующих стандартах и технических условиях.

Например, на заключительном этапе разработки газоконденсатных месторождений для получения товарного газа, отвечающего требованиям отраслевого стандарта, необходимо вводить установки искусственного холода (УИХ). Затраты на строительство и эксплуатацию УИХ значительно превышают прибыль от выхода дополнительной продукции УКПГ. Для поддержания высокой эффективности работы газотранспортных систем предложен комплексный подход к определению показателей качества газа. Суть предложения сводится к тому, чтобы не внедрять ОСТ на каждом месторождении, связанном с одним магистральным газопроводом, а на основном месторождении установить более высокие показатели качества газа, чем по стандарту. За основное можно принимать наиболее крупное месторождение из рассматриваемой группы с тем, чтобы на нем было экономически выгодно применять сложную технологию, позволяющую на всех этапах разработки осуществлять осушку газа по влаге и извлечению тяжелых УВ.

Базовыми могут служить месторождения, в газе которых содержится сероводород, т.к. на газоперерабатывающих заводах после сероочистки необходимо проводить осушку на гликолевых установках или охлаждать весь объем газа с использованием искусственного холода.

Практически без больших дополнительных затрат на базовых месторождениях или на газоперерабатывающих заводах можно готовить газ с точкой росы по влаге и углеводородам ниже, чем по ОСТ 51.40-93. Это позволит подавать в магистральный газопровод газ, добываемый на небольших месторождениях, находящихся вдоль трассы, без организации сложных систем промысловой подготовки газа, осуществляя только отделение жидкой фазы. Смешение сырого газа с газом, имеющим более низкую точку росы, чем по требованиям ОСТа, позволяет получить смесь, которая будет отвечать требованиям ОСТа.

Применение такой системы промысловой подготовки газа дает возможность сконцентрировать сложное промысловое оборудование на одном базовом месторождении, мелкие месторождения обустраивать по упрощенным схемам.

Основные требования к технологическим процессам промысловой и заводской обработки природных и нефтяных газов – это обеспечение показателей качества товарного газа и другой продукции газовой промышленности.

Следует отметить, что в настоящее время единых международных норм по допустимым значениям содержания в газе сероводорода, углекислоты, сераорганических соединений, азота, воды, механических примесей и т.д. не существует.

Подготовка природного газа

 

Абсорбционная осушка газа

 

Для осушки газа применяются гликоли, а для извлечения тяжелых УВ – углеводородные жидкости. Абсорбенты, применяемые для осушки природного газа, должны обладать высокой взаиморастворимостью с водой, простотой и стабильностью при регенерации, относительно низкой вязкостью и упругостью паров при температуре контакта, низкой коррозионной способностью, незначительной растворяющей способностью по отношению к газам и углеводородным жидкостям, а также не образовывать пен или эмульсии. Из известных абсорбентов этими свойствами в большей степени обладает диэтиленгликоль СН2ОН-СН2-О-СН2-СН2ОН (табл. 3.1), представляющей собой неполный эфир этиленгликоля с молекулярной массой 106, 112 и плотностью 1117 кг/м3. Его температура кипения при атмосферном давлении равна 244,50С. Он смешивается с водой в любых соотношениях и гигроскопичнее этиленгликоля.

Таблица 3.1

Физико-химическая характеристика гликолей

 

Вещество Молекулярная масса Плотность, кг/м3, при 200С Температура кипения, 0С Температура разложения, 0С
моноэтиленгликоль МЭГ 62,07 197,5 -
диэтиленгликоль ДЭГ 106,12 245,0
триэтиленгликоль ТЭГ 150,17 287,0

 

Преимущество ДЭГа перед ТЭГом – меньшая склонность к ценообразованию при содержании в газе углеводородного конденсата. Кроме того, ДЭГ обеспечивает лучшее разделение системы вода - углеводороды.





Рекомендуемые страницы:


Читайте также:

  1. Автор программы доцент кафедры общей психологии Терещенко В.В.
  2. Атрофия: 1) определение и классификация 2) причины физиологической и патологической атрофии 3) морфология общей атрофии 4) виды и морфология местной атрофии 5) значение и исходы атрофии.
  3. Базанова А. Е. Литературное редактирование: Учеб. пособие. — Ч. 1. — М.: Изд-во РУДН, 2006 — 105 с.
  4. Вопрос №13 Взаимосвязь понятий общей психологии и социальной психологии
  5. Вопрос. Право общей собственности.
  6. Второй блок программы включает в себя 4 занятия общей продолжительностью 6 часов 30 минут.
  7. ГЛАВА 4 ОСНОВЫ ОБЩЕЙ ДИДАКТИКИ
  8. Государственное высшее учебное заведение
  9. ГОСУДАРСТВЕННОЕ ВЫСШЕЕ УЧЕБНОЕ ЗАВЕДЕНИЕ
  10. Для специальности 140613 Техническая эксплуатация и обслуживание
  11. Если цена товара Х снизится, что произойдет с количеством товара Х, продаваемым на рынке, и что произойдет с общей выручкой (TR)?
  12. Исследование биполярного транзистора, включенного с общей базой




Последнее изменение этой страницы: 2016-04-10; Просмотров: 2278; Нарушение авторского права страницы


lektsia.com 2007 - 2021 год. Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав! (0.066 с.) Главная | Обратная связь