Сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ
..pdf
Таблица 15.4
Зависимость давления упругости насыщенных паров углеводородов от температуры
Температура, °С |
|
Давление упругости паров, МПа |
|||
этан |
|
пропан |
изобутан |
н-бутан |
|
|
|
||||
0 |
2,43 |
|
0,48 |
0,16 |
0,12 |
|
|
|
|
|
|
10 |
3,08 |
|
0,65 |
0,23 |
0,17 |
|
|
|
|
|
|
20 |
3,84 |
|
0,85 |
0,31 |
0,24 |
|
|
|
|
|
|
30 |
4,74 |
|
1,09 |
0,42 |
0,32 |
|
|
|
|
|
|
транспортируют попутный (жирный) нефтяной газ. Так, даже при 20 °С для сохранения жидкого состояния пропана достаточно поддерживать давление всего 0,85 МПа. Зависимость давления упругости насыщенных паров углеводородов от температуры приведены в табл. 15.4.
131
6. ХРАНЕНИЕ И РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ГАЗА
Потребление газа, как промышленными, так и коммунальными потребителями очень различно даже в течение одних суток. Особенно растет расход газа в зимнее время, когда начинается отопительный сезон. Чтобы газоснабжение потребителей было надежным, избыток газа необходимо где-то аккумулировать с тем, чтобы выдавать его в газовую сеть в периоды пикового газопотребления (рис. 16.1). В отличие от нефтепровода сам газопровод является аккумулятором газа. Для компенсации неравномерности потребления газа используют также газгольдеры низкого и высокого давления, подземные хранилища и специальные сосуды.
Рис. 16.1. График суточного потребления газа газгольдера низкого давления
Газгольдеры различают низкого и высокого давления. Причем газгольдеры низкого давления изготавливаются в мокром и сухом вариантах. Принцип работы газгольдеров низкого давления показан на рис. 16.2. Чаще всего пользуются на практике газгольдерами высокого давления. Если в газгольдере объемом
132
а |
б |
Рис. 16.2. Принципиальная схема газгольдеров низкого давления:
а– мокрый; б – сухой; 1 – газопровод; 2 – ролики; 3 – резервуар; 4 – колокол; 5 – уплотнение; 6 – ограничитель хода; 7 – шайба
100 м3 под давлением 4000 Па можно хранить 104 м3 газа, то в газгольдере с давлением 1,6 МПа того же геометрического объема – 1700 м3, т.е. почти в 17 раз больше. По форме изготовления газгольдеры бывают цилиндрические и сферические.
Подземным газохранилищем (ПХГ) называется хранилище газа, созданное в горных породах, в том числе в соляных отложениях (рис. 16.3).
Рис. 16.3. Подземное газохранилище, построенное в отложениях каменной соли: 1 – пласт каменной соли; 2 – рассолоподъемная (рабочая) колонна труб; 3 – водоподающая (рабочая) колонна труб; 4 – оголовок скважины; 5 – цементация затрубного пространства; 6 – колонна обсадных труб; 7 – нерастворитель; 8 – размываемая камера; 9 – проект-
ный контур емкости
133
Первое в мире ПХГ было сооружено на базе истощенного газового месторождения в провинции Онтарио (Канада)
в1915 г. В нашей стране первое подземное газохранилище – Башкатовское ПХГ на западе Оренбургской области было введено в эксплуатацию в 1958 г. В 2004 г. введено в эксплуатацию Карашурское ПХГ на территории Удмуртии.
Общий объем газа в хранилище складывается из двух составляющих: активной и буферной. Буферный объем обеспечивает минимально необходимое заполнение хранилища, а активный – это тот объем газа, которым можно оперировать. В 1995 г.
вСША объем активного газа в ПХГ составлял 86,9 млрд м3,
вРоссии в этом же году 45 млрд м3. В 2012 г. – 68,16 млрд м3
в25 хранилищах. Активный газ составляет 40–45 % от общего
объема. Всего в мире 600 подземных хранилищ с объемом активного газа 340 млрд м3.
134
17.ОБЪЕКТЫ, СООРУЖАЕМЫЕ НА ТРАССЕ МАГИСТРАЛЬНОГО ГАЗОПРОВОДА
17.1.Общие понятия об объектах, сооружаемых на трассе газопровода
Магистральный газопровод включает в себя комплекс сооружений, обеспечивающих транспорт природного или попутного нефтяного газа от газовых и нефтяных промыслов к потребителям газа – городам, поселкам, промышленным предприятиям и электростанциям. Состав сооружений зависит от назначения газопровода. В основной комплекс газопровода входят (рис. 17.1): головные сооружения, состоящие из систем газосборных и подводящих газопроводов, компрессорный цех
иустановка очистки и осушки газа; линейные сооружения, состоящие из собственно магистрального газопровода с запорными устройствами, переходов через естественные и искусственные сооружения, станций катодной защиты, дренажных установок; компрессорные станции с установками по очистке газа, контрольно-распределительным пунктом (КРП) для редуцирования (понижения давления) газа на собственные нужды станции, а также с подсобно-вспомогательными сооружениями (включая склады горюче-смазочных материалов, установки регенерации масла и ремонтно-эксплуатационные блоки); газораспределительные станции (ГРС), оборудованные регуляторами давления, из которых принимают поступающий по трубопроводу продукт
ираспределяют его между потребителями, подают на завод для переработки или отправляют далее другими видами транспорта; подземные газохранилища с компрессорными станциями.
Основные элементы магистрального газопровода – сваренные в непрерывную нитку трубы, представляющие собственно трубопровод. Как правило, их заглубляют в грунт обычно на глубину 0,8 м до верхней образующей трубы, если большая или
135
136
Рис. 17.1. Схема сооружений магистрального газопровода: 1 – промысел; 2 – газосборный пункт; 3 – головная компрессорная станция с очистными сооружениями; 4 – отвод к газораспределительной станции; 5, 6 – переход через железную и шоссейную дорогу; 7 – промежуточная компрессорная станция; 8, 9 – переходы через реку и овраг; 10 – подземное газохранилище; 11 – станция катодной защиты; 12 – конечная газораспределительная станция
меньшая глубина заложения не диктуется особыми геологическими условиями или необходимостью поддержания 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. При подводных переходах траншею для газопровода готовят с помощью различных механизмов, показанных на рис. 17.2 и 17.3. На рис. 17.4 показано строительство подводного перехода газопровода через Тазовскую губу.
Рис. 17.2. Земснаряд штанговый одноковшовый
137
Рис. 17.3. Земснаряд для дноуглубительных работ
Рис. 17.4. Строительство подводного перехода газопровода через Тазовскую губу
Магистральный газопровод подает газ к газораспределительным станциям и контрольно-распределительным пунктам, где его очищают от механических примесей, конденсата и влаги, замеряют проходной объем, снижают давление и одорируют (если это не было выполнено на головных сооружениях газопровода) перед подачей к потребителю. Вблизи конечного уча-
138
стка магистрального газопровода у потребителя создаются подземные хранилища газа, предназначенные для регулирования сезонных и суточных неравномерностей газопотребления.
Транспортировка газа по газопроводу осуществляется в зависимости от особенностей газового месторождения. При достаточно высоком пластовом давлении транспорт газа по трубопроводу обеспечивается этим давлением; при низком пластовом давлении перекачка осуществляется компрессорными станциями, сооружаемыми как в начальном пункте газопровода, так и по его длине. В тех случаях, когда первоначальное высокое давление с течением времени начинает снижаться, на головных сооружениях строят дожимные компрессорные станции.
17.2. Компрессорные станции
Компрессорные станции являются составной частью магистрального газопровода. Они предназначены для увеличения пропускной способности газопровода за счет повышения давления газа на выходе из станции путем его компримирования, а также для подготовки газа к транспорту (рис. 17.5).
Рис. 17.5. Компрессорная станция
139
В зависимости от месторасположения на магистральном газопроводе различают промежуточные и головные компрессорные станции. Головные компрессорные станции (ГКС) устанавливают в начальном пункте газопровода, расположенного в районе газового промысла или на некотором расстоянии от него, где осуществляется подготовка газа к транспорту и компримирование его до расчетного давления. Промежуточные компрессорные станции (ПКС) располагают по трассе газопровода на расстоянии 100–200 км. Расстояние между станциями определяют расчетом. Принципиальные технологические схемы промежуточных компрессорных станций в принципе одинаковые, за исключением установок по подготовке газа к дальнему транспорту. На головных компрессорных станциях эта подготовка осуществляется полностью, т.е. производится пылеулавливание, обезвоживание, очистка от серы, механических примесей и жидких частиц. На промежуточных компрессорных станциях подготовка газа к транспорту ограничивается очисткой от механических примесей, конденсата и воды.
Основное технологическое оборудование компрессорных станций – газоперекачивающие агрегаты, обеспечивающие необходимый режим транспортировки газа по магистральным газопроводам (рис. 17.6).
Рис. 17.6. Компрессорные агрегаты с электроприводом
140