Добыча и транспорт газа. Схемы промыслового и магистрального газопроводов и их сооружений.

Процесс возникновения природного газа:

В ходе истории Земли на материнской породе оседали другие слои отложений, под тяжестью этих слоев и в результате смещения земной коры материнская порода опускалась всё глубже и глубже. По мере опускания на глубину в несколько тысяч метров давление на пласт породы, содержавшей органический материал, возрастало, а плотность и температура увеличивались. При 60 ÷ 120°C из органического материала образовывалась нефть. Если же материнская порода подвергалась нагреванию свыше 150°C, в результате расщепления длинноцепочных молекул нефти возникал природный газ.

Гораздо большее количество природного газа образовалось, из материнских пород с высоким содержанием высокоорганизованной растительной материи. Преимущественно в мелководных прибрежных регионах частые подъемы и понижения уровня моря вели к отложениям в слоях глины и песчаников. В результате естественного процесса коксования из растительного материала возникали торф, затем бурый уголь и, наконец, каменный уголь – материнская порода природного газа.

Технология добычи.

Природный газ находится в земле на глубине от 1000 метров до нескольких километров. Сверхглубокой скважиной недалеко от города Новый Уренгой получен приток газа с глубины более 6000 метров.

В недрах газ находится в микроскопических пустотах (порах). Поры соединены между собой микроскопическими каналами — трещинами, по этим каналам газ поступает из пор с высоким давлением в поры с более низким давлением до тех пор, пока не окажется в скважине. Движение газа в пласте подчиняется определённым законам. Газ выходит из недр вследствие того, что в пласте находится под давлением, многократно превышающем атмосферное. Таким образом, движущей силой является разность давлений в пласте и системе сбора.

Газ добывают из недр земли с помощью скважин. Скважина — горная выработка круглого сечения, пробуренная с поверхности земли или с подземной выработки без доступа человека к забою под любым углом к горизонту, диаметром не более 2 метров.

Бурение скважин проводят с помощью специального бурового оборудования.

Скважины стараются разместить равномерно по всей территории месторождения. Это делается для равномерного падения пластового давления в залежи. Иначе, возможны, перетеки газа между областями месторождения, а так же преждевременное обводнение залежи.

Подготовка природного газа к транспортировке

Газ, поступающий из скважин, необходимо подготовить к транспортировке конечному пользователю — химическому заводу, котельной, ТЭС, городскии газовым сетям. Необходимость подготовки газа вызвана присутствием в нём, кроме целевых компонентов (целевыми для различных потребителей являются разные компоненты), также и примесей, вызывающих затруднения при транспортировке либо применении. Так, пары воды, содержащейся в газе, при определённых условиях могут образовывать гидраты или, конденсируясь, скапливаться в различных местах (например, изгиб трубопровода), мешая продвижению газа; сероводород вызывает сильную коррозию газового оборудования (трубы, ёмкости теплообменников и т.д.). Помимо подготовки самого газа, необходимо подготовить и трубопровод. Широкое применение здесь находят азотные установки, которые применяются для создания инертной среды в трубопроводе.

Газ подготавливают по различным схемам. Согласно одной из них, в непосредственной близости от месторождения сооружается установка комплексной подготовки газа (УКПГ), на которой производится очистка и осушка газа. Если газ содержит в большом количестве гелий либо сероводород, то газ обрабатывают на газоперерабатывающем заводе, где выделяют гелий и серу.

Транспортировка природного газа

В настоящее время основным видом транспорта является – трубопроводный. Газ под давлением 75 атмосфер движется по трубам диаметром до 1,4 метра. По мере продвижения газа по трубопроводу он теряет энергию, преодолевая силы трения как между газом и стенкой трубы, так и между слоями газа. Поэтому через определённые промежутки необходимо сооружать компрессорные станции (КС), на которых газ дожимается до 75 атм.

Газ, добытый из скважины, поступает в сепараторы, где от него отделяются твердые и жидкие механические примеси. Далее по промысловым газопроводам газ поступает в коллекторы и промысловые газораспределительные станции, где он очищается в масляных пылеуловителях, осушается, одорируется; давление газа снижается до расчетного значения, принятого в магистральном газопроводе. 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 магистральные газопроводы выполняют в две или несколько ниток. Газопровод заканчивается газораспределительной станцией, которая подает газ крупному городу или промышленному узлу. По пути газопровод имеет ответвления, по которым газ поступает к газораспределительным станциям промежуточных потребителей. Для выравнивания сезонной неравномерности потребления газа служат подземные хранилища газа, для которых используются истощенные газовые и нефтяные месторождения, а при их отсутствии — в подземных водоносных пластах.

Газотранспортная система — совокупность взаимосвязанных газопроводов и сопутствующих им сооружений, предназначенных для обеспечения газом потребителей. Газотранспортная система — связующее звено между месторождениями газа и его потребителями. Газотранспортная система является основой Единой системы газоснабжения России.

В состав газотранспортной системы входят: магистральные газопроводы, распределительные газопроводы, газопроводы-перемычки, отводы, подводы. Значительная удаленность месторождений природного газа от районов его потребления вызывает необходимость строительства крупных газотранспортных систем (рис.1.1).

Рис. 1.1. Принципиальная схема газотранспортной системы

Ск - скважины, Ссеп - 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.

Промысловый трубопровод – система технологических трубопроводов для транспортирования газа на газовых месторождениях. Промысловые газопроводы на газовых месторождениях служат для соединения газовых скважин c технологическими установками подготовки газа к транспортировке и промысловыми газораспределительными станциями, через которые газ поступает в магистральные газопроводы, a также для сбора и утилизации газового конденсата.

Магистральный газопровод — трубопровод, предназначенный для транспортирования природного газа из районов добычи к пунктам потребления. Основное средство передачи газа на значительные расстояния.

Сооружается из стальных труб диаметром 720÷1420 мм на рабочее давление 5,4÷7,5 МПа с пропускной способностью до 30÷35 млрд куб. м газа в год. Прокладка магистральных газопроводов бывает: подземная (на глубину 0,8 ÷ 0,1 м до верхней образующей трубы); надземная — на опорах; наземная — в насыпных дамбах. Для транспортирования газа с морских газовых промыслов на берег сооружаются подводные магистральные газопроводы.

Очистка и одоризация газа. Требования к одорантам.

Очистка от механических примесей

К механическим примесям относятся частицы породы, выносимые газовым потоком из скважины, строительный шлак, оставшийся после окончания строительства промысловых газосборных сетей и магистральных трубопроводов, продукты коррозии и эрозии внутренних поверхностей и жидкие включения конденсата и воды.

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 необходимо предъявлять к содержанию твердой взвеси (не более 0,05 мг/м³), которая способствует эрозионному износу технологического оборудования газопроводов. Так, при содержании 5 ÷ 7 мг/м³ твердой взвеси КПД трубопроводов уменьшается на 3 ÷ 5% в течение двух месяцев эксплуатации, а при запыленности более чем 30 мг/м³ трубопровод выходит из строя через несколько часов из-за полного эрозионно-ударного износа.

По принципу работы аппараты для очистки газа от механических примесей

подразделяются на:

— работающие по принципу «сухого» отделения пыли. В таких аппаратах отделение пыли происходит в основном с использованием сил гравитации и инерции. К ним относятся циклонные пылеуловители, гравитационные сепараторы, различные фильтры;

— работающие по принципу «мокрого» улавливания пыли. В этом случае удаляемая из газа взвесь смачивается промывочной жидкостью, которая отделяется от газового потока, выводится из аппарата для регенерации и очистки и затем возвращается в аппарат. К ним относятся масляные пылеуловители, шаровые скрубберы и т.д.;

— использующие принцип электроосаждения. Данные аппараты почти не применяются для очистки природного газа.

Очистка газа от сероводорода и углекислого газа

Частой примесью природного газа является сероводород. По своим химическим свойствам он представляет собой горючий газ с неприятным запахом, хорошо растворяемый в воде. Как газ, так и продукт его сгорания являются сильными ядами, а также вызывают коррозию выполненных из стали труб и резервуаров, что может стать причиной утечек и аварий. Наличие сероводорода в газе ускоряет процесс гидратообразования. По существующим нормам, содержание сероводорода в газе, используемом в быту, не должно быть больше 0,02 г/м³ при 0°С и 760 мм. рт. ст. По содержанию в природном газе СО₂ также действуют определенные нормы. Количество углекислого газа не должно превышать 2%.

Очистка газа от примесей — один из насущных вопросов добывающей отрасли. В настоящее время существует множество способов эффективной очистки газа. В основном применяется абсорбция жидкостью и адсорбция твердым веществом. В первом случае, сероводород переходит в жидкую фазу и растворяется в адсорбирующей жидкости. Во втором случае, сероводород концентрируется на поверхности твердого вещества, и тем самым извлекается из газа.

В качестве адсорбента чаще всего выступает активированный уголь или окись железа. При помощи данных мер содержание углекислого газа и сероводорода снижается до необходимой отметки. При одновременной очистке газа жидкостью от сероводорода и углекислого газа используют моноэтаноламин, диэтаноламин и динизопропанамин. Данный способ является высокоэффективным и характеризуется довольно низкими затратами.

Осушка газа

Осушка газа необходима: для устранения при транспортировки газа ледяных пробок и кристаллогидратов, которые возникают при определенных t и Р с относительной влажностью φ < 0,6; устранение возникновения коррозии внутренней полости газопровода и повышение КПД теплогенерирующих агрегатов, поскольку вода полностью окислившийся элемент. Осушку газа осуществляют следующими методами:

1. Физические

В основе лежит искусственное охлаждение газов, компримирование их, а также сочетание компримирования с охлаждением. Осуществляются следующими способами:

— вымораживанием влаги из газа с использованием низких температур атмосферы;

— охлаждением газа с дополнительным компримированием и без него;

— инжекцией химических веществ в газовый поток промысловых газосборных трубопроводов с последующим улавливанием продуктов гидратации на сепарационных и центральных установках;

— низкотемпературной сепарацией (т.е. охлаждением природного газа с последующим разделением газоконденсатной смеси в сепараторе на жидкую и газовую фазы).

2. Химические

Химическая реакция между водой и химическими веществами может быть столь полной, что образующиеся при этом продукты гидратации будут иметь чрезвычайно низкую упругость водяных паров. Имеются химические реагенты, обеспечивающие практически полную осушку газа. Однако эти реагенты очень трудно или вообще невозможно регенерировать, что делает их непригодными для использования в качестве промышленных осушителей. Они широко применяются при лабораторном определении влажности газов.

3. Физико-химические

Основаны на поглощении влаги различными поглотителями (сорбентами) и делятся на две основные группы: адсорбция (с применением твердых сорбентов) и абсорбция (с применением жидких сорбентов, таких как диэтиленгликоль и триэтиленгликоль).

Физико-химические методы получили наиболее широкое применение.

Одоризация газа

Природный газ (метан) и сжиженные газы (пропан-бутаны) изначально не имеют запаха, поэтому любая их утечка из закрытой системы может быть обнаружена только специальными датчиками. Поскольку такие газы, широко применяемые на промышленных объектах и в быту, в случае утечки могут вызывать сильные отравления и, кроме того, при определенных концентрациях создают взрывоопасную среду, возникает потребность оперативного выявления наличия газа в окружающем воздухе без применения специальных технических устройств.

Вещества, придающие газу специфический запах, называют одорантами, а процесс их ввода в поток газа – одоризацией газа. Одоризация природного газа производится, как правило, на газораспределительных станциях (перед подачей газа потребителям) или на централизованных одоризационных пунктах.

Одоранты, добавляемые в природный газ, в идеале должны обладать следующими свойствами:

— иметь резко выраженный, специфический запах (для четкого распознавания);

— проявлять физическую и химическую устойчивость в парообразном состоянии при смешении с природным газом и движении по трубопроводу (для обеспечения стабильной дозировки);

— быть сильно концентрированными (для уменьшения общего расхода вещества);

— обладать минимальной токсичностью в рабочих концентрациях и не образовывать токсичных продуктов при сгорании (для безопасной эксплуатации);

— не оказывать корродирующего воздействия на материалы газопроводов, емкостей для хранения и транспортирования, запорно-регулирующей арматуры (для обеспечения длительного срока службы газопроводов и газового оборудования).

Этилмеркаптан был одним из первых промышленных одорантов, применявшихся в бывшем СССР.

С 1984 г. практически на всех ГРС России используется одорант СПМ (смесь природных меркаптанов), состоящий из следующих компонентов:

—этилмеркаптан(до 44,0%);

— изо-пропилмеркаптан(до 31,0%);

—бутилмеркаптан (до 11,0%);

— н-пропилмеркаптан (до 6,0%);

— трет-бутилмеркаптан (до 5,0%);

— н-бутилмеркаптан (до 1,5%);

—тетрогидротиофен (до 1,5%).

Принято считать, что основным фактором качества запаха одоризационной смеси является доля содержания в ней меркаптановой серы. Зная процентное содержание меркаптановой серы в транспортируемом газе, можно уменьшить норму ввода одоранта в поток газа.