Технология использования сжатых газов (стр. 15 )

1)  как чисто газовые – наименее эффективно;

2)  закачкой воды – для вытеснения газа;

3)  сайклинг – процесс – наиболее прогрессивный – будет рассмотрен ниже.

Особенность газоконденсатных месторождений состоит в том, что при падении пластового давления тяжелые углеводородные фракции образуют вязкие суспензии, которые заиливают, закупоривают каналы газоносных пород. Дебет газа значительно сокращается и достигает уровня, когда дальнейшая добыча становится экономически нецелесообразной.

5.3 Подготовка газа

Так как около 80% всего газа в России и в Украине добывается из газоконденсатных месторождений, то в газе присутствует много влаги, конденсата, тяжелых углеводов, а также механических примесей. Вода, содержащаяся в газе, образует снеговидное вещество – гидраты углеводородов, осложняющие добычу и транспортировку (зарастают трубы). Наличие сероводорода вызывает активную коррозию труб. Такой газ называют «сырым» и его нельзя пускать в газотранспортную систему. Необходимо его подготовить, т. е. очистить от этих компонентов и осушить. Для этого при обустройстве промысла предусматривают систему для подготовки газа.

Существуют стандарты на чистоту природного газа, в том числе на содержание влаги. Для Украины необходимо очищать (осушать) газ до точки росы 0 – -3оС летом и -5 – -10оС зимой. Для Сибири и Севера осушка производится до точки росы -30оС.

Для удаления механических примесей используют различные фильтры и сепараторы.

Удаление влаги производят способом низкотемпературной сепарации (происходит конденсация и оседание водяных паров). Охлаждение осуществляют различными способами: глубоким дросселированием (в 2-4 раза) газа, использованием холодильных установок, установкой турбодетандера или твердыми поглотителями. Извлекаются и тяжелые углеводороды – отбензинивание, удаляют серу с помощью связывающих веществ. Затем газ подается на осушку на газосборный пункт.

Газ из чисто газовых месторождений подвергают только очистке от механических примесей и осушке.

Рассмотрим схемы установок низкотемпературной сепарации газа (рис. 5.2). В начальный период эксплуатации месторождения давление на выходе из скважины существенно выше давления в начале газопровода, холод получают за счет дросселирования газа на блоке вентилей (рис. 5.2 а).

а б

Рисунок 5.2 – Схемы дроссельной (а) и

холодильной (б) сепарации газа:

С – сепаратор; ХА – холодильный агрегат

Таким образом, можно очищать газ в течение первых
10 лет. В дальнейшем в течение 10 – 15 лет необходимо применять искусственный источник холода, потребляющий значительное количество энергии (рис. 5.2 б). С 70-х годов эффективно используются турбодетандерные холодильные установки (рис. 5.3).

Рисунок 5.3 – Схема турбохолодильной установки:

С – сепараторы; К – компрессор; Т – теплообменник;

ТД – турбодетандер

Конструктивные особенности турбодетандера

Эти машины бывают радиальные и осевые. Первые – для невысоких расходов газа. В промышленных условиях отдается предпочтение осевым детандерам. В качестве потребителей мощности, вырабатываемой детандером, могут использоваться электрогенераторы, насосы, компрессоры. Для электрогенераторов нужен понижающий редуктор, уплотнение выходного вала детандера. Кроме того, режим работы детандеров непостоянен, т. е. частота тока будет не стабильной.

Наилучшее решение – установка в качестве нагрузочного устройства компрессора, с установкой рабочего колеса на валу детандера. Выхода вала из корпуса не требуется, герметичность обеспечивается (рис. 5.4).

Рисунок 5.4 – Конструктивная схема турбодетандера:

РК – радиальный компрессор; ОД – осевой детандер

Таким образом, мощность, вырабатываемая детандером, идет на частичное сжатие газа после его сепарации. Для доведения давления газа до требуемого на входе в газопровод используется дополнительный компрессор.

5.4 Транспортировка газа

Для этого служат магистральные газопроводы, по которым газ транспортируется на сотни и тысячи километров от места добычи к пунктам потребления. Это не просто длинная труба, это сложнейший технический комплекс (рис. 5.5).

Первый газопровод был в Китае из бамбуковых труб еще в начале новой эры. В Европе в конце ХVIII века применяли чугунные трубы, а с ХIХ века – стальные для большого давления.

Размах добычи природного газа начался в начале ХХ века главным образом в США.

В СССР небольшие газопроводы появились еще перед ВОВ. А после войны началось сооружение крупных газопроводов Саратов – Москва, Предкарпатье – Киев, затем Дашава – Киев – Москва, Шебелинка – Белгород, Курск – Орел – Брянск и т. д.

Украина унаследовала от СССР мощную систему газопроводов, среди которых крупнейший Уренгой – Помары – Ужгород международный транзит.

Давление в газопроводах 56 и 76 кгс/см2, диаметр труб
720 – 1420 мм.

Рисунок 5.5 – Схема газотранспортной сети

«промысел – потребитель»:

ГКС – головная компрессорная станция; КС – линейные компрессорные станции; ПХГ – подземные хранилища газа;

ГРС – газораспределительная станция

Сооружение магистральных газопроводов технически сложная и очень дорогостоящая задача. Например, газопровод Уренгой-Ужгород имеет протяженность 4450 км, 6 параллельных магистралей общей протяженностью более 20000 км, уложено
3 млн т труб диаметром 1420 мм. С рабочим давлением 7,6 МПа. На газопроводе смонтировано 40 компрессорных станций,
19 установок комплексной подготовки газа со станциями охлаждения газа (для предотвращения разжижения мерзлого грунта и заболачивания местности) преодолено 560 рек, в т. ч. Волга, 960 км болот.

Способы прокладки труб:

– подземный (в зоне сезонного промерзания грунта европейской части);

– надземный, на опорах «змейкой» – на Севере;

– в насыпь – на вечной мерзлоте;

– на опорах, подвесках, мостах;

– по дну водоемов – дюкеры.

В конечном пункте магистрального газопровода расположены газораспределительные станции, на которых давление понижается до уровня потребителей (рис. 5.6). ГРС – комплекс сооружений и оборудований для очистки, снижения давления, одеризации, распределения и учета газа, поступающего к потребителям.

Рисунок 5.6 – Схема газораспределительной станции (ГРС):

1 – магистральный газопровод; 2 – узел отключения; 3 – фильтр;

4 – блок дросселирования; 5 – счетчик газа;

6 – предохранительные клапаны; 7 – одоризационная установка;

8 – байпасные линии; 9 – сетевой газопровод

Вблизи крупных городов и промышленных районов устанавливают подземные хранилища газа. Обычно это подземные хранилища: выработки шахт или полости после добычи газа, нефти. Иногда искусственные, например, полученные подземным атомным взрывом при испытаниях оружия. Для закачки в ПХГ газа служит компрессорная станция с агрегатами высокого давления (100 – 200 атм). Закачка газа осуществляется в период избыточной производительности газопровода (летом, ночью). Отбор газа производится в зимний период максимального потребления, а также в периоды нехватки пиковой потребности в природном газе.

5.5 Оборудование компрессорных станций

Основной машиной газотранспортных систем являются газоперекачивающие агрегаты (ГПА) – блочные установки, включающие привод и собственно газовый компрессор (нагнетатель). ГПА работают в различных условиях эксплуатации.

ГПА на линейных КС работают практически при постоянном давлении на входе.

ГПА на головных КС работают при изменяющемся давлении на входе. Это требует периодического оснащения агрегатов съемными проточными частями (СПЧ).

При интенсивном отборе газа из месторождений происходит снижение дебета скважин и падение давления газа в устье скважин. В этом случае для обеспечения параметров газопровода по давлению и производительности применяют дожимные компрессорные станции.

Для обеспечения функционирования подземных хранилищ газа (ПХГ) служат КС ПХГ с ГПА высокого давления
(до 250 кгс/см2). На КС агрегаты устанавливаются параллельно или последовательно в зависимости от требуемого давления и производительности.

ГПА для КС магистральных газопроводов классифицируются по типу привода (рис. 5.7):

- с газотурбинным приводом;

- с электрическим приводом;

- газомотокомпрессоры.

Имеются КС с поршневыми компрессорами, но в основном это центробежные нагнетатели. Электродвигатель наиболее надежен, но проблема с подводом электроэнергии в отдаленные районы и цены на нее.

На первых компрессорных станциях устанавливались поршневые компрессоры и свободно-поршневые дизель-компрессоры (СПДК). После войны начали устанавливать турбонагнетатели. Первые из них – электроприводные нагнетатели Н – 270 Хабаровского завода «Энергомаш».

Эти нагнетатели были одноступенчатыми с невысокой степенью повышения давления (до 1,25) и были нерегулируемыми.

Наиболее широкое применение получили ГПА с газотурбинным двигателем.

Рисунок 5.7 – Схемы газоперекачивающих агрегатов:

а – с газотурбинным приводом; б – с электродвигателем;

в – газомотокомпрессор;

ОК – осевой компрессор; ГГТ – газогенераторная турбина;

СТ – силовая турбина; Н – нагнетатель; АД – асинхронный электродвигатель; Р – повышающий редуктор; Д – дизель; К – компрессор

Они бывают:

- со стационарной турбиной (НЗЛ, Россия);

- с авиационным двигателем (ОАО СНПО им. г. Сумы);

- с судовым двигателем (Николаев).

НЗЛ (г. Ленинград) начал выпускать газотурбинные агрегаты мощностью 10000 кВт. Затем наступила эра использования авиационных двигателей. Первенство принадлежит УкрНИИгазу (г. Харьков) создавшему первые агрегаты АГТУ-5000 с автодвигателем. Применение надежных, эффективных малогабаритных газовых турбин авиационного типа позволило создать модульно-контейнерную конструкцию агрегата, легко транспортируемого, монтируемого и регулируемого. Большую роль в развитии отрасли сыграли предприятия Харькова, Сум, Казани. Особенно велик вклад им. .