2146

хотрубному типу (рис. 3.17, б). Организация ходов теплоносителя, движущегося по трубкам, осуществляется перегородками в крышках. Тепловые расширения трубной системы компенсируются перемещением одной из трубных досок относительно корпуса по направляющим болтам.

АВО могут быть оснащены жалюзи, а их вентиляторы − поворотными лопатками и двигателями с изменяемой частотой вращения для регулировки расхода воздуха.

Особенности конструкции АВО обусловлены использованием в качестве основного теплоносителя воздуха. Малые теплоемкость и плотность воздуха приводят к большим его объемным расходам и большим поперечным размерам АВО. Невысокие давления обычно применяемых в качестве побудителей расхода воздуха осевых вентиляторов (не более 700 Па) ограничивают скорости воздуха в АВО (не более 10−12 м/с) и число рядов труб по ходу воздуха (оребренных – не более 10, гладких – не более 20). При передаче больших тепловых мощностей габариты АВО становятся весьма значительными.

Основную проблему АВО – малые коэффициенты теплопередачи со стороны воздуха – решают использованием различных вариантов оребренных труб. Наиболее распространены поперечные круглые накатные (рис. 3.17, в) или навитые ребра.

б

Применение на компрессорных станциях АВО имеют развитые поверхности теплообмена за счет высоких численных значений коэффициента оребрения (8−20), характеризующих отношение площади наружной поверхности к площади поверхности гладких труб.

99

Как показывает опыт использования АВО на газопроводах, наиболее приемлемой конструкцией является аппарат с горизонтальным или зигзагообразным расположением теплообменных секций. Такая конструкция аппарата значительно упрощает монтажно-ремонтные работы на АВО и обеспечивает хорошее распределение потоков воздуха по секциям.

АВО газа является одним из основных и весьма необходимых технологических узлов компрессорной станции на газопроводах большого диамет-

ра (d ≥ 1020−1420 мм).

При отсутствии АВО подача газа с температурой 40−50 0С и выше в трубопровод приводит к тому, что он не успевает охлаждаться на участках между станциями до уровня первоначальной температуры перед сжатием на предыдущей станции. В результате этого по мере увеличения дальности транспорта газа, от станции к станции, по длине трубопровода происходит непрерывное повышение температуры газа. Это приводит к увеличению затрат мощности на транспорт газа, в ряде случаев – к потере устойчивости трубопровода, нарушению изоляционного покрытия, снижению пропускной способности газопровода и т.д.

В северных регионах страны, где газопровод проходит по зонам вечной мерзлоты, высокие температуры газа могут привести к растаиванию грунта и потере устойчивости трубопровода. Все это требует охлаждения сжимаемого газа на КС перед его подачей в газопровод на 15−25 0С.

Охлаждение газа в АВО в основном преследует две цели:

−предотвращение нарушения изоляции при транспорте нагретого при сжатии газа;

−повышение пропускной способности линейных участков газопрово-

дов.

В летний период эксплуатации газопроводов, когда разность температур перекачиваемого газа после нагнетателей и наружного воздуха не пре-

вышает 15−20 0С, использование АВО может оказаться малоэффективным. В летний период заметно снижается глубина охлаждения газа, перепад температур по воздуху в целом, хотя количество работающих АВО может и увеличиваться.

Наиболее часто используемым способом регулирования режима работы АВО является отключение или включение части работающих вентиляторов в аппаратах воздушного охлаждения.

В настоящее время АВО на КС достигает 20 и более установок. Практически каждый АВО снабжен двумя вентиляторами с приводом от электродвигателя мощностью 40−70 кВт, что приводит к значительным расходам электроэнергии по станции.

100

4. ПОДЗЕМНОЕ ХРАНЕНИЕ ПРИРОДНОГО ГАЗА

Технология подземного хранения природного газа состоит в том, что в качестве «резервуаров» для хранения газа используют поровое пространство пласта, находящегося на значительной глубине под поверхностью земли. В определенные периоды года (весеннее-летний) газ закачивают в такой пласт. Затем некоторое время хранят в нем (межсезонные промежутки) и, наконец (в осеннее-зимний), отбирают из пласта для подачи потребителям.

Необходимость в хранилищах газа большой вместимости диктуется неравномерностью потребления газа на бытовые и промышленные нужды. Потребление газа испытывает как суточные колебания, так и сезонные. Зимой потребность в газе возрастает, летом снижается.

Так как магистральные газопроводы работают с относительно постоянной производительностью, то в системах газоснабжения необходимы достаточно вместимые хранилища, которые служили бы для покрытия пиков и спадов потребления газа, а также для оперативного регулирования его подачи в распределительные сети. Газохранилища необходимы также для создания долгосрочных (резервных) запасов газа.

Как правило, нефть и нефтепродукты хранят в стальных резервуарах, емкость которых достигает 20, 50 или 100 тыс. м3. Вместимость резервуарных парков, состоящих из нескольких десятков таких резервуаров, может составлять 250−500 тыс. м3 и более. Но даже такие огромные резервуарные парки совершенно недостаточны для хранения значительных объемов газа.

Как известно, плотность природного газа при «нормальных» условиях – атмосферном давлении 0,1013 МПа и температуре + 20 0С − составляет примерно 0,7 кг/м3, что значительно меньше плотности нефти или нефтепродуктов, а объемы газа, подлежащего хранению, в десятки

исотни тысяч раз превышают объемы жидких топлив. Никакие искусственные резервуары не способны обеспечить хранение такого количества газа.

Повышением плотности газа путем его сжатия можно увеличить массу хранимого газа. Однако хранение газа под высоким давлением в резервуарах представляет огромную опасность для людей и окружающей среды.

Природный газ можно сжижать, но транспортировка и хранение газа в сжиженном состоянии требуют чрезвычайно сложных технологий

изначительных материальных и денежных затрат.

Из изложенного следует, что существует потребность в хранилищах, которые бы обладали значительной вместимостью, были бы отно-

101

сительно дешевы и безопасны для окружающего мира при достаточно высоком уровне давления.

В природе существуют естественные образования, которые отвечают всем названным требованиям. Речь идет о пластах, находящихся глубоко под землей, сложенных из пористых пород, ограниченных сверху и снизу непроницаемыми покрышками − кровлей и подошвой, образуемыми глинистыми или хорошо сцементированными прослойками. Так как такие пласты находятся на глубине 500−1000 м под поверхностью земли, то повышение давления до 7,0−12,0 (15,0) МПа и даже выше достаточно безопасно [15].

Во многих случаях поровое пространство пластов заполнено водой, однако воду можно оттеснить закачиваемым газом на периферию водонапорной системы и таким образом освободить место для хранения газа. Объемы порового пространства пластов огромны и могут составить миллиарды кубических метров.

Эксплуатация подземных газохранилищ имеет циклический характер. Летом, когда спрос на газ снижается, его излишки из газопровода закачивают в землю в пласты, создавая в них хранилища газа. Осенью такое хранилище, как правило, простаивает. Зимой спрос на газ и его потребление увеличивается. Газ из ПХГ частично извлекают и направляют в газовую сеть. Весной, после потепления, газохранилище некоторое время простаивает.

Существуют различные типы подземных газохранилищ. Это газохранилища, создаваемые в истощенных газовых и нефтяных залежах, газохранилища в солевых кавернах естественного происхождения или создаваемого искусственно, путем размыва полостей и выщелачивания вещества, газохранилища в водоносных пластах, первоначально заполненных водой [11]. Наиболее экономичным типом крупных ПХГ являются истощенные или находящиеся на стадии истощения нефтяные и газовые залежи вследствие хорошей геофизической изученности, имеющегося обустройства, сокращения срока ввода в эксплуатацию.

В настоящее время подземное хранение газа является общепринятой технологией, используемой во всём мире. Первое хранилище газа было создано в Канаде в Уэленд Каунти в 1915 г. Первое ПХГ в США было сооружено в 1916 г. в истощённом газовом месторождении Зоор около г. Буфалло. Первое в мире ПХГ в ловушке водонасыщенного пласта Хершер было сооружено в 1953−1958 гг. около г. Чикаго.

Особенно бурное развитие подземное хранение газа получило после Второй мировой войны. К настоящему времени в США имеется около 400 подземных хранилищ газа (из которых примерно пятая часть сооружена в

102

водоносных пластах), содержащих более 200 млрд м3 газа, причём объём активного газа составляет около 90 млрд м3 [15].

Проблема создания подземных хранилищ газа в нашей стране возникла в начале 50-х годов, когда резко возросли объёмы добываемого газа. Первым было создано Башкатовское ПХГ в истощённом газовом месторождении в 1958 г. К 1970 г. в СССР эксплуатировалось уже 7 подземных хранилищ газа. В основном это были газохранилища в истощённых газовых залежах. Началось сооружение ПХГ и в водоносных пластах. Первым из них явилось Калужское газохранилище, сооружённое в Гдовских водоносных песчаниках. Закачка газа в это ПХГ началась в 1959 г. Следующим хранилищем в водоносных пластах, одним из крупнейших в мире, стало Щёлковское ПХГ вблизи Москвы. Затем началось сооружение ПХГ под Ташкентом, Колпинского под Ленинградом, Инчукалнского под Ригой, а также сети газохранилищ в Украине, Белоруссии.

За 40-летний период в России создана развитая система подземных газохранилищ, состоящая из 23 объектов (табл. 4.1). Треть из них (8) приходится на газохранилища в водоносных горизонтах, а остальные − на газохранилища, созданные в истощенных газовых залежах.

Общий объём хранимого в ПХГ газа составляет более 120 млрд м3, а максимальный суточный отбор газа − около 450 млн м3.

Анализ потребления газа показал, что для современных условий России максимальный отбор газа из ПХГ должен составлять не 450, а 650 млн м3 в сутки. В настоящее время разрабатываются мероприятия для достижения этого показателя [19].

Таблица 4.1

Подземные хранилища газа, находящиеся в эксплуатации на территории России [15]

103

Общее устройство подземного хранилища газа

На рис. 4.1 представлена принципиальная схема подземного газохранилища, созданного в водоносном пласте. Принцип его работы состоит в следующем.

Газ из магистрального газопровода (МГ) 1 по отводному газопроводу 2 поступает на станцию подземного хранения газа (СПХГ), попадая сначала в блок пылеуловителей 3. Затем газ, очищенный от пыли и мелких абразивных частиц, направляют в компрессорную станцию (КС) 4 на сжатие до давления, необходимого для закачки газа в пласт. Такая технология называется «компрессорной». Если же давление в газопроводе достаточно для закачки газа в пласт без дополнительного сжатия, то используют «бескомпрессорную» технологию.

Поскольку газ при сжатии нагревается, то его после дополнительной очистки в сепараторах 5 охлаждают в градирне 6.

Если закачку газа осуществляют газомоторными компрессорами, то газ после охлаждения подают на установку 7 очистки от компрессорного масла, т.к. попадание капелек масла в пористый коллектор пласта может серьезно ухудшить фильтрующие свойства призабойной зоны. В этой установке газ пропускают сначала через угольные адсорбенты, а затем через керамические фильтры, задерживающие масло. Если же закачка газа осуществляется центробежными нагнетателями, то очистку газа от масла не производят.

Сжатый, охлажденный и очищенный газ поступает в газораспределительный пункт (ГРП) 8, где общий поток газа распределяют по отдельным

104

трубопроводам (шлейфам), идущим к скважинам 9−10, замеряют расход в каждом из них и закачивают в пласт.

Газ

Вода

Рис. 4.1. Принципиальная схема ПХГ в водоносном пласте

При отборе газ из эксплуатационных скважин 9−10 прежде всего подвергают очистке от механических примесей в сепараторах 11. Иначе песок и другие твердые частицы, которые вместе с потоком газа выносятся из пористого коллектора, могут существенно повредить наземное оборудование ПХГ. Затем газ проходит через ГРП 8, в котором измеряют его расход по каждому шлейфу отдельно, и далее направляют в установки 12 осушки газа от влаги. В этих установках газ барботирует через специальную жидкость (диэтиленгликоль), улавливающую влагу. После осушки газ возвращают в магистральный газопровод 1 непосредственно, если давление в пласте достаточно для этого (бескомпрессорная технология), или с помощью дожимной компрессорной станции 4, если возвращение газа в газопровод требует дополнительного сжатия.

105

Для контроля возможных утечек газа из подземного хранилища имеются контрольные скважины 13, в которых систематически отбирают пробы для газового анализа. На ПХГ имеется также система наблюдательных скважин, предназначенных для наблюдения за продвижением границы контакта между газом и водой.

Рассмотрим более подробно основные технологические операции с газом, осуществляемые на станциях подземного хранения газа (СПХГ) при закачках газа в пласт (т.е. на пути из газопровода в пласт) и при отборах газа из пласта (т.е. при возвращении газа в газопровод).

Очистка газа от механических примесей. Транспортируемый при-

родный газ содержит механические примеси, что приводит к преждевременному износу оборудования. К механическим примесям относятся частицы породы, выносимые газовым потоком из скважин, строительный шлам, продукты коррозии и эрозии внутренних поверхностей и жидкие включения конденсата и влаги. Согласно техническим требованиям на природные и нефтяные газы, содержание жидкой взвеси в транспортируемом газе не должно превышать 25−50 г на 1000 м3 газа. Еще более жесткие требования предъявляются к содержанию твердой взвеси, которая способствует эрозионному износу технологического оборудования и газопроводов; такой взвеси не должно быть более 0,05 мг/м3.

На СПХГ газ подвергается двойной очистке. Перед подачей в компрессорный цех газ предварительно очищается в вертикальных циклонных пылеуловителях (см. поз. 3 на рис. 4.1) и горизонтальном фильтресепараторе.

Эффективность очистки в циклонных пылеуловителях зависит от количества циклонов, а также от обеспечения эксплуатационным персоналом работы этих пылеуловителей в соответствии с режимом, на который они запроектированы. Схема циклонного пылеуловителя приведена на рис. 2.10.

Эффективность очистки газа циклонными пылеуловителями составляет не менее 100 % для частиц размером 40 мкм и более и 95 % для частиц капельной жидкости.

Общий вид блока циклонных пылеуловителей представлен на рис. 4.2. Для улучшения качества очистки природного газа второй ступенью (после пылеуловителей) устанавливаются фильтры-сепараторы. Фильтрысепараторы позволяют получить более полную очистку газа от механических примесей и жидкости. Устройство фильтра-сепаратора показа-

но на рис. 2.11.

После очистки газа от механических примесей газ направляется в компрессорный цех, где происходит его сжатие до давления, необходимого для закачки в пласт.

106

Газоперекачивающие агрегаты. Для сжатия газа используются следующие виды газоперекачивающих агрегатов:

•поршневой компрессор с приводом от газового двигателя внутреннего сгорания − газомоторный компрессор;

•поршневой компрессор с электроприводом;

•центробежный нагнетатель с газотурбинным приводом;

•центробежный нагнетатель с электроприводом.

Рис. 4.2. Общий вид блока пылеуловителей

Аппараты воздушного охлаждения. Поскольку газ при сжатии нагре-

вается, то его охлаждают в аппаратах воздушного охлаждения для уменьшения дополнительных температурных напряжений в металлической фонтанной арматуре, обсадной колонне и другом оборудовании скважины. В таких установках газ охлаждается до температуры, превышающей на несколько градусов температуру окружающего воздуха.

Общий вид аппаратов воздушного охлаждения представлен на рис. 4.3.

107

Принципиальная схема аппарата воздушного охлаждения изображена на рис. 4.4 и 3.17. Этот аппарат представляет собой рекуперативный теплообменник, в котором природный газ охлаждается атмосферным воздухом. Основные узлы расположены на несущих конструкциях и фундаментах.

Рис. 4.3. Аппараты воздушного охлаждения

108