Природный газ, его классификация, добыча, обработка. Общие сведения об устройстве систем магистральных газопроводов и подземных хранилищах

Макроэкономическое значение газообразного топлива. Классификация, физико-химические характеристики, параметры, свойства и состав горючих газов. Требования к составу природного газа в соответствии с ГОСТ 5542-87.

Газообразное топливо представляет собой смесь горючих и негорючих газов, содержащую некоторое количество примесей. К горючим газам относятся углеводороды, водород и окись углеводов. Негорючие компоненты — это азот, двуокись углерода и кислород. Они составляют балласт газообразного топлива. К примесям относят водяные пары, сероводород, пыль. Искусственные газы могут содержать аммиак, цианистые соединения, смолу и пр. От вредных примесей газообразное топливо очищают. По ГОСТ 5542—78 содержание вредных примесей в граммах на 100 м3 газа, предназначенного для газоснабжения городов, не должно превышать: сероводорода — 2, меркаптановой серы — 3,6, механических примесей — 0,1.

Отклонение теплоты сгорания от номинального значения не должно быть более ±5%. Для газоснабжения применяют влажные и сухие газы. Содержание влаги не должно превосходить количества, насыщающего газ при t = —20°С (зимой) и 35°С (летом).

Если газ транспортируют на большие расстояния, то его предварительно осушают. Большинство искусственных газов имеет резкий запах, что облегчает обнаружить утечки газа из трубопроводов и арматуры. Природный газ не имеет запаха. До подачи в сеть его одорируют, т. е. придают ему резкий неприятный запах, который должен ощущаться при концентрации в воздухе, равной 1 %.

Запах токсичных газов должен ощущаться при концентрации, допускаемой санитарными нормами. Сжиженный газ, используемый коммунально-бытовыми потребителями, по ГОСТ 20448—75 не должен содержать сероводорода более 5 г на 100 м³ газа, а его запах должен ощущаться при содержании в воздухе 0,5%. Концентрация кислорода в газообразном топливе не должна превышать 1%.

Для газоснабжения городов и промышленных предприятий в настоящее время широко применяют природные газы. Их добывают из недр земли. Они представляют собой смесь различных углеводородов метанового ряда. Природные газы не содержат водорода, окиси углерода и кислорода. Содержание азота и углекислого газа обычно бывает невысоким. Газы некоторых месторождений содержат в небольших количествах сероводород.

Природные газы можно подразделить на три группы.

Газы, добываемые из чисто газовых месторождений. Они в основном состоят из метана и являются тощими или сухими. Тяжелых углеводородов (от пропана и выше) сухие газы содержат менее 50 г/м³.

Газы, которые выделяются из скважин нефтяных месторождений совместно с нефтью, часто называют попутными. Помимо метана они содержат значительное количество более тяжелых углеводородов (обычно свыше 150 г/м³) и являются жирными газами. Жирные газы представляют собой смесь сухого газа, пропан-бутановой фракции и газового бензина.

Газы, которые добывают из конденсатных месторождений, состоят из смеси сухого газа и паров конденсата, который выпадает при снижении давления (процесс обратной конденсации). Пары конденсата представляют собой смесь паров тяжелых углеводородов, содержащих С₅ и выше (бензина, лигроина, керосина).

Сухие газы легче воздуха, а жирные легче или тяжелее в зависимости от содержания тяжелых углеводородов. Низшая теплота сгорания сухих газов, добываемых в СССР, составляет 31000—38000 кДж/м³. Теплота сгорания попутных газов выше и изменяется от 38000 до 63000 кДж/м³.

На газобензиновых заводах из попутных газов выделяют газовый бензин и пропан-бутановую фракцию, которую используют для газоснабжения городов в виде сжиженного газа.

При .термической переработке твердых топлив в зависимости от способа переработки получают газы сухой перегонки и генераторные газы. Как те, так и другие в настоящее время весьма редко применяют длж газоснабжения городов и промышленности.

Сухая перегонка твердого топлива представляет собой процесс его термического разложения, протекающий без доступа воздуха. При сухой перегонке топливо проходит ряд стадий физико-химических преобразований, в результате которых оно разлагается на газ, смолу и коксовый: остаток. Характер преобразований, претерпеваемых топливом, определяется его природой и температурой процесса. Сухую перегонку топлива, происходящую при высоких температурах (900—1100°С), называют коксованием, в результате которого получают кокс и коксовый газ Примерный состав коксового газа, %: Н₂—59; СН₄—24; С_пН_m, —2; СО - 8; С0₂ — 2,4; О₂ — 0,6; N₂ — 4.

Газификация — процесс термохимической переработки топлива. В результате реакции углерода топлива с кислородом и водяным паром образуются горючие газы: окись углерода и водород. Одновременно с процессом газификации протекает частичная сухая перегонка топлива. Продуктами газификации топлива являются горючий газ, зола и шлаки. Аппараты, в которых осуществляют газификацию топлива, называют газогенераторами.

При подаче в газогенератор паровоздушной смеси получают генераторный газ, называемый смешанным, примерный состав которого следующий, %: Н₂ — 14; СН₄ — 1; СО — 28; СО₂ — 6; О₂ — 0,2; H₂S — 6,2; N₂ — 50,6.

Низшая теплота сгорания смешанного газа Q_H=5,5 МДж/м³, плотность р=1,15 кг/м³.

Водяной газ получают путем периодической продувки газогенератора воздухом и паром. При подаче воздуха слой топлива аккумулирует тепло, выделяющееся при частичном его сгорании, а при поступлении водяного пара последний взаимодействует с углеродом, используя аккумулированное тепло и образуя водяной газ. Горючими компонентами будут являться водород и окись углерода.,

Уголь можно газифицировать под землей. В этом случае получается газ подземной газификации. Газ подземной газификации, вырабатываемый в настоящее время, имеет невысокую теплоту сгорания, его используют как местное энергетическое топливо.

Эжекционные горелки иногда называют инжекционными. Основное назначение эжектора горелки состоит в засасывании необходимого количества воздуха из атмосферы. Это количество должно находиться в определенном соотношении с расходом газа, так как соотношение газа и воздуха в смеси зависит от осуществляемого метода сжигания газа.

По давлению газа горелки подразделяются на горелки низкого давления (до 5 кПа) и горелки среднего давления (5—300 кПа). Горелки с более высоким давлением широкого применения не имеют.

Макроэкономическое значение газообразного топлива. Классификация, физико-химические характеристики, параметры, свойства и состав горючих газов. Требования к составу природного газа в соответствии с ГОСТ 5542-87.

Газообразное топливо представляет собой смесь горючих и негорючих газов, содержащую некоторое количество примесей. К горючим газам относятся углеводороды, водород и окись углеводов. Негорючие компоненты — это азот, двуокись углерода и кислород. Они составляют балласт газообразного топлива. К примесям относят водяные пары, сероводород, пыль. Искусственные газы могут содержать аммиак, цианистые соединения, смолу и пр. От вредных примесей газообразное топливо очищают. По ГОСТ 5542—78 содержание вредных примесей в граммах на 100 м3 газа, предназначенного для газоснабжения городов, не должно превышать: сероводорода — 2, меркаптановой серы — 3,6, механических примесей — 0,1.

Отклонение теплоты сгорания от номинального значения не должно быть более ±5%. Для газоснабжения применяют влажные и сухие газы. Содержание влаги не должно превосходить количества, насыщающего газ при t = —20°С (зимой) и 35°С (летом).

Если газ транспортируют на большие расстояния, то его предварительно осушают. Большинство искусственных газов имеет резкий запах, что облегчает обнаружить утечки газа из трубопроводов и арматуры. Природный газ не имеет запаха. До подачи в сеть его одорируют, т. е. придают ему резкий неприятный запах, который должен ощущаться при концентрации в воздухе, равной 1 %.

Запах токсичных газов должен ощущаться при концентрации, допускаемой санитарными нормами. Сжиженный газ, используемый коммунально-бытовыми потребителями, по ГОСТ 20448—75 не должен содержать сероводорода более 5 г на 100 м³ газа, а его запах должен ощущаться при содержании в воздухе 0,5%. Концентрация кислорода в газообразном топливе не должна превышать 1%.

Для газоснабжения городов и промышленных предприятий в настоящее время широко применяют природные газы. Их добывают из недр земли. Они представляют собой смесь различных углеводородов метанового ряда. Природные газы не содержат водорода, окиси углерода и кислорода. Содержание азота и углекислого газа обычно бывает невысоким. Газы некоторых месторождений содержат в небольших количествах сероводород.

Природные газы можно подразделить на три группы.

Газы, добываемые из чисто газовых месторождений. Они в основном состоят из метана и являются тощими или сухими. Тяжелых углеводородов (от пропана и выше) сухие газы содержат менее 50 г/м³.

Газы, которые выделяются из скважин нефтяных месторождений совместно с нефтью, часто называют попутными. Помимо метана они содержат значительное количество более тяжелых углеводородов (обычно свыше 150 г/м³) и являются жирными газами. Жирные газы представляют собой смесь сухого газа, пропан-бутановой фракции и газового бензина.

Газы, которые добывают из конденсатных месторождений, состоят из смеси сухого газа и паров конденсата, который выпадает при снижении давления (процесс обратной конденсации). Пары конденсата представляют собой смесь паров тяжелых углеводородов, содержащих С₅ и выше (бензина, лигроина, керосина).

Сухие газы легче воздуха, а жирные легче или тяжелее в зависимости от содержания тяжелых углеводородов. Низшая теплота сгорания сухих газов, добываемых в СССР, составляет 31000—38000 кДж/м³. Теплота сгорания попутных газов выше и изменяется от 38000 до 63000 кДж/м³.

На газобензиновых заводах из попутных газов выделяют газовый бензин и пропан-бутановую фракцию, которую используют для газоснабжения городов в виде сжиженного газа.

При .термической переработке твердых топлив в зависимости от способа переработки получают газы сухой перегонки и генераторные газы. Как те, так и другие в настоящее время весьма редко применяют длж газоснабжения городов и промышленности.

Сухая перегонка твердого топлива представляет собой процесс его термического разложения, протекающий без доступа воздуха. При сухой перегонке топливо проходит ряд стадий физико-химических преобразований, в результате которых оно разлагается на газ, смолу и коксовый: остаток. Характер преобразований, претерпеваемых топливом, определяется его природой и температурой процесса. Сухую перегонку топлива, происходящую при высоких температурах (900—1100°С), называют коксованием, в результате которого получают кокс и коксовый газ Примерный состав коксового газа, %: Н₂—59; СН₄—24; С_пН_m, —2; СО - 8; С0₂ — 2,4; О₂ — 0,6; N₂ — 4.

Газификация — процесс термохимической переработки топлива. В результате реакции углерода топлива с кислородом и водяным паром образуются горючие газы: окись углерода и водород. Одновременно с процессом газификации протекает частичная сухая перегонка топлива. Продуктами газификации топлива являются горючий газ, зола и шлаки. Аппараты, в которых осуществляют газификацию топлива, называют газогенераторами.

При подаче в газогенератор паровоздушной смеси получают генераторный газ, называемый смешанным, примерный состав которого следующий, %: Н₂ — 14; СН₄ — 1; СО — 28; СО₂ — 6; О₂ — 0,2; H₂S — 6,2; N₂ — 50,6.

Низшая теплота сгорания смешанного газа Q_H=5,5 МДж/м³, плотность р=1,15 кг/м³.

Водяной газ получают путем периодической продувки газогенератора воздухом и паром. При подаче воздуха слой топлива аккумулирует тепло, выделяющееся при частичном его сгорании, а при поступлении водяного пара последний взаимодействует с углеродом, используя аккумулированное тепло и образуя водяной газ. Горючими компонентами будут являться водород и окись углерода.,

Уголь можно газифицировать под землей. В этом случае получается газ подземной газификации. Газ подземной газификации, вырабатываемый в настоящее время, имеет невысокую теплоту сгорания, его используют как местное энергетическое топливо.

Природный газ, его классификация, добыча, обработка. Общие сведения об устройстве систем магистральных газопроводов и подземных хранилищах

Происхождение углеводородных газов связано главным образом с биохимическими процессами, в результате которых происходило разложение и преобразование органических веществ, состоявших из остатков отмерших животных организмов и растительности. Веществом, послужившим основой для образования нефти и газа, явился органический осадок застойных водных бассейнов, содержавший преимущественно примитивные водоросли и погибшие животные организмы.

Залежь нефти или газа представляет собой скопление углеводородбв, которые заполняют поры проницаемых пород. Если скопление велико и его эксплуатация экономически целесообразна, залежь считают промышленной. Залежи, занимающие значительные площади, образуют месторождения.

Газоносные (продуктивные) пласты состоят из пород с пористой структурой (пески, песчаники, пористые известняки или доломиты). В зависимости от структуры и состава газоносные пласты имеют различную крепость. Обычно чем больше геологический возраст пласта, тем он прочнее. Мощность (толщина) газоносных пластов измеряется десятками, а иногда и сотнями метров. Газоносные пласты залегают между газонепроницаемыми породами (сланцевыми глинами, плотными известняками, мергелями). Большинство известных газовых месторождений представляет собой антиклинали, т. е. складки земной коры, обращенные выпуклостью кверху, или купола.

На рис. 2.1 показана наиболее простая форма газовой залежи. Газ заключен в куполообразном подземном пласте. В верхних горизонтах газ скапливается в виде газовых шапок. Внизу находится нефть (в газо-нефтяных месторождениях) или пластовая вода (в чисто газовых месторождениях). Основная масса газовых месторождений имеет контакт с пластовой водой.

Рис. 2.1. Форма газовой залежи

а — полнопластовая; б — неполнопластовая; 1 — внешний контур газоносности; 2 — внутренний контур газоносности; 3 — газовозмещающий коллектор; 4 — вода краевая; 5 — вода подошвенная; Н — высота залежи (этаж газоносности); h — мощность вмещающего продуктивного коллектора

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

Специфика эксплуатации газовых месторождений состоит в том, что весь добытый газ следует немедленно транспортировать к объектам потребления. Поэтому при назначении режима работы газовых скважин нужно учитывать подготовленность потребителей к использованию газа и их режим работы. Если вблизи городов, потребляющих газ, есть подземные хранилища, режим работы газовых промыслов может не соответствовать режиму потребления, так как избыточный газ будут направлять в хранилища.

Отдельные скважины на газовых промыслах присоединяют газопроводами к коллекторам, которые заканчиваются промысловой газораспределительной станцией. На выкидных линиях после фонтанной елки устанавливают предохранительные клапаны и манометры. Выкидные линии соединяют с сепараторами, в которых газ очищается от твердых и жидких механических примесей. Из сепаратора газ поступает в газосборный коллектор. Количество добываемого газа измеряют счетчиком. В месте присоединения газоотводящей линии к коллектору устанавливают задвижку, обратный клапан и отвод с задвижкой для продувки газопровода.

При прохождении через регулирующий штуцер вследствие падения давления газ сильно охлаждается, поэтому необходимо принимать меры против образования гидратных и ледяных пробок. Кристаллогидратами называют соединения углеводородов с водой, по внешнему виду напоминающие лед. Для предохранения газопровода от закупоривания в него обычно подают метанол (метиловый спирт). Действие метанола заключается в том, что он образует с водяными парами раствор, который имеет низкую температуру замерзания и легко может быть удален из газопровода.

На промысловой газораспределительной станции газ вновь очищают в сепараторах, осушают и производят его учет. Если газ содержит сероводород, тогда до подачи в магистральный газопровод его от сероводорода очищают. Из газораспределительной станции газ поступает в головную компрессорную станцию или, если давление отбора достаточно велико, непосредственно в магистральный газопровод.

Осушка газа. Содержание влаги в газе при его транспортировании часто вызывает серьезные эксплуатационные затруднения. При определенных внешних условиях (температуре и давлении) влага может конденсироваться, образовывать ледяные пробки и кристаллогидраты, а в присутствии сероводорода и кислорода вызывать коррозию трубопроводов и оборудования. Во избежание перечисленных затруднений 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 (метан, этан, пропан, бутан, углекислый газ и сероводород), насыщенные влагой, при определенных значениях температуры и давления образуют с водой (в жидкой фазе) соединения, называемые кристаллогидратами. Если влага удалена из газа и газ оказывается ненасыщенным, кристаллогидраты не образуются.

Очистка газа от сероводорода и углекислого газа. В горючих газах, используемых для газоснабжения городов, содержание сероводорода не должно превышать 2 г на 100 м³ газа. Содержание углекислого газа нормы не лимитируют, однако по технико-экономическим соображениям в транспортируемом газе оно не должно превышать 2%.

Существуют сухие и мокрые методы очистки газа от HS. Сухие методы очистки газа основаны на применении твердых поглотителей (гидрата окиси железа, содержащегося в болотной руде, и активированного угля). При мокрых методах очистки газа используют жидкие поглотители.

Одоризация газа. Природный газ не имеет запаха. Поэтому для своевременного выявления утечек газа ему придают залах — газ одорируют, В качестве одоранта применяют этилмеркаптан (C₂H₅SH). По токсичности качественно и количественно он идентичен сероводороду, имеет резкий неприятный запах. Количество вводимого в газ одоранта определяют таким образом, чтобы при концентрации в воздухе газа, не превышающей 1/5 нижнего предела взрываемости, ощущался резкий запах одоранта. На практике средняя норма расхода этилмеркаптана для одоризации природного газа, поступающего в городские сети, установлена 16 г на 1000 м³ газа при 0°С и давлении 101,3 кПа.

Принципиальная схема газотранспортной системы показана на рис. 3.1. Газ из скважины поступает в сепараторы, где от него отделяются твердые и жидкие механические примеси. Далее по промысловым газопроводам газ поступает в коллекторы и в промысловые газораспределительные станции (ПГРС). Здесь газ вновь очищают в масляных пылеуловителях, осушают, одорируют и снижают давление газа до 5,4—5,7 Мпа. В начальный период эксплуатации пластовое давление бывает достаточное. Головную компрессорную станцию строят только после снижения давления в пласте. Промежуточные компрессорные станции располагают примерно через 150 км. Для возможности проведения ремонтов предусматривают линейную запорную арматуру, которую устанавливают не реже чем через 25 км. Для надежности газоснабжения и возможности транспортировать большие потоки газа современные магистральные газопроводы выполняют в две или несколько ниток. Газопровод заканчивается газораспределительной станцией (или несколькими ГРС), которая подает газ крупному городу или промышленному узлу. По пути газопровод имеет отводы, по которым газ поступает к ГРС промежуточных потребителей (городов, населенных пунктов и промышленных объектов).

Рис. 3.1. Принципиальная схема газотранспортной системы

Ск — скважины; Сеп — сепараторы; ПГ — промысловые газопроводы; ПГРС — промысловая газораспределительная станция; МГ — магистральный газопровод; ПКС — промежуточная компрессорная станция; ЛЗА — линейная запорная арматура; ГРС — газораспределительная станция; ПХ — подземное хранилище газа; ПП — промежуточный потребитель

Система магистрального транспортирования газа от промыслов до потребителей является достаточно жесткой, так как. ее аккумулирующая способность невелика и может лишь частично покрыть внутрисуточную неравномерность потребления. Для покрытия сезонной неравномерности используют подземные хранилища и специально подобранные потребители-регуляторы, которые в зимний период работают на другом виде топлива (газомазутные или пылегазовые электростанции).

Газопроводы строят диаметром 1220 и 1420 мм. Использование труб больших диаметров повышает экономичность газотранспортнойсистемы. Газопроводы рассчитывают на максимальное давление в 5,5 МПа, которое обычно бывает после компрессорных станций. По мере движения газа его давление уменьшается, так как потенциальная энергия расходуется на преодоление гидравлических сопротивлений. Перед компрессорными станциями давление снижается до 3—4 МПа. Мощность применяемых газоперекачивающих агрегатов 8—10 тыс. кВт.

Необходимость хранения газа возникает в результате неравномерности его потребления. В летний период, когда подача газа в город превосходит его потребление, излишки газа необходимо направлять в газохранилище с тем, чтобы зимой аккумулированный газ можно было подавать в город. Для хранения газа используют подземные хранилища.

Для покрытия часовой неравномерности потребления газа широко используют аккумулирующую емкость последнего участка магистрального газопровода. Работа последнего участка газопровода существенно отличается от работы других участков, так как носит резко выраженный нестационарный характер. Количество газа, поступившего в последний участок магистрального газопровода, не подвержено резким колебаниям, а отбор газа значительно изменяется, так как зависит от режима его потребления в городе. В ночное время наблюдается провал потребления. В результате из газопровода отбирают количество газа меньше, чем его поступает. Количество газа, находящегося в последнем участке газопровода, увеличивается, и давление в нем растет. В периоды повышенного потребления и пиковых нагрузок, когда отбор газа оказывается больше поступления, используют аккумулированный газ. Газгольдерные станции, служащие для выравнивания часовой неравномерности потребления газа, в настоящее время не строят из-за их высокой стоимости и большой металлоемкости.

Для выравнивания сезонной неравномерности служат подземные хранилища газа. В качестве подземных хранилищ используют истощенные газовые и нефтяные месторождения. Если вблизи центров потребления газа такие месторождения отсутствуют, то хранилища сооружают в подземных водоносных пластах. Подземное хранение газа получило в мировой практике большое распространение. В Советском Союзе в настоящее время проводят большие работы по созданию подземных газохранилищ. Первое подземное газохранилище в нашей стране было создано в истощенной газовой залежи около Бугуруслана. Построены и строят газохранилища вблизи Москвы, Ленинграда, Минска, Киева, Ташкента и других городов. Подземное хранение значительно дешевле других способов хранения газа.