Земенков Ю.Д. (ред.) Эксплуатация магистральных газопроводов - файл n1.doc

Земенков Ю.Д. (ред.) Эксплуатация магистральных газопроводов
скачать (7976.6 kb.)
Доступные файлы (12):
n1.doc7951kb.30.12.2007 11:43скачать
n2.doc728kb.01.03.2004 14:56скачать
n3.doc2218kb.01.03.2004 14:56скачать
n4.doc1149kb.01.03.2004 14:56скачать
n5.doc772kb.01.03.2004 14:56скачать
n6.doc2063kb.31.12.2010 00:34скачать
n7.doc1068kb.01.03.2004 14:56скачать
n8.doc368kb.01.03.2004 14:56скачать
n9.docскачать
n10.doc1483kb.31.12.2010 00:39скачать
n11.doc106kb.01.03.2004 14:56скачать
n12.doc50kb.01.03.2004 14:56скачать

n1.doc

1   2   3   4

Рис. 1.1. Газопроводы ОАО «Газпром»




Рис. 1.2 Схема магистральных газопроводов Тюменской области.

редние эксплуатационные значения КПД компрессорных станций в Тюменской области на уровне 20% обуславливают большие затраты на их эксплуатацию. Основную долю издержек по объединению составляют амортизационные отчисления (75%). Следующие по значимости издержки – затраты на топливно-энергетические и материально-технические ресурсы, включая потери газа – до 14% по объединению и до 42% по отдельной компрессорной станции. Это та сумма издержек, на которую в процессе эксплуатации может влиять на персонал компрессорной станции (КС),
Рис. 1.2. Схема магистральных газопроводов Тюменской области
проводя ряд мероприятий по экономии энергии, поддерживая оптимальный режим работы всего комплекса оборудования КС.

Трубопроводы Западной Сибири имеют более высокую категорию аварийности. В первую очередь это объясняется большими объемами перекачки нефти и газа (см. табл. 1.1), которые за 1990-1995 гг. практически не изменились, а по величине являются аналогичными трубопроводным системам Северной Америки и Западной Европы. Сравнительный анализ этих трех крупнейших в мире систем показывает, что развитие их, начавшееся 50-40 лет назад, близко к завершению, и они имеют много общих характеристик. В данном случае представляется возможным использовать статистические данные по эксплуатации зарубежных трубопроводов, в частности по причинам разрушения, возможным методам ликвидации отказов, определению величины утечек, противокоррозионной защите и т.д.

По сравнению с зарубежными трубопроводами трубопроводы Тюменской области имеют больший диаметр (почти в 1,5 раза), что в значительной степени усложняет ремонтно-восстановительные работы и увеличивает наносимый ущерб, кроме того, они проходят через необжитые районы, длиной около 3 тыс. км, не имеющих развитой транспортной сети.

Таблица 1.1

Газопроводы Тюменской области





1980

1985

1990

1991

1995

Протяженность линейной части, км

9279

18024

27672

тоже

27790

Количество газопроводов, шт.

7

12

18

тоже

20

Средний диаметр, мм

1320

1369

1386

тоже

1395

Количество КС, шт.

27

42

50

тоже

50

Количество ГПА, шт.

413

942

1234

тоже

1303

Объем транспорта газа, млрд. м3

515

543

550

554

559

Потери газа, млрд. м3

1,71

1,82

1,92

1,92

1,94




  1. Общие вопросы трубопроводного транспорта газа




    1. . Классификация трубопроводов


Магистральным газопроводом называется трубопровод, предназначенный для транспортировки газа из района добычи или производства в район его потребления, или трубопровод, соединяющий отдельные газовые месторождения. Ответвлением от магистрального газопровода называется трубопровод, присоединенный непосредственно к магистральному и предназначенный для отвода части транспортируемого газа к отдельным населенным пунктам и промышленным предприятиям.

Магистральные газопроводы в соответствии со СНиП 2.05.06-85, в зависимости от рабочего давления, подразделяются на два класса: I – 2,510 МПа; II – 1,22,5 МПа.

Пропускная способность действующих однониточных магистральных газопроводов зависит от их диаметра и составляет 1050 млрд. м3 газа в год.

По своему назначению трубопроводы делятся на следующие группы:

Прокладку трубопроводов можно осуществлять одиночно и параллельно действующим или проектируемым магистральным трубопроводам – в техническом коридоре, под которым согласно СНиП 2.05.06-85 понимают систему параллельно проложенных трубопроводов по одной трассе, предназначенных для транспортировки нефти (нефтепродукта, в том числе сжиженных углеводородных газов) или газа (газового конденсата). В отдельных случаях допускается совместная прокладка в одном техническом коридоре нефтепроводов (нефтепродуктопроводов) и газопроводов.

Технологические трубопроводы классифицируются по роду транспортируемого вещества, материалу трубы, рабочим параметрам, степени агрессивности среды, месту расположения, категориям и группам.

По роду транспортируемого вещества трубопроводы подразделяются на газопроводы, паропроводы, водопроводы, конденсатопроводы, маслопроводы, бензопроводы, кислотопроводы, щелочепроводы, а также специального назначения (с обогревом, вакуум проводы) и другие.

По материалу различают трубопроводы стальные (изготовленные из углеродистой, легированной и высоко легированной стали), из цветных металлов и их сплавов (медные, латунные, титановые, свинцовые, алюминиевые), чугунные, неметаллические (полиэтиленовые, винипластовые, фторопластовые и стеклянные), футерованные (резиной, полиэтиленом, фторопластом), эмалированные, биметаллические и другие.

По условному давлению транспортируемого вещества трубопроводы разделяют на вакуумные, работающие при давлении ниже 0,1 МПа, низкого давления, работающие при давлении до 10 МПа, высокого (более 10 МПа) и безнапорные, работающие без избыточного давления.

По температуре транспортируемого вещества трубопроводы подразделяются на холодные (температура ниже 0оС), нормальные (от 1о до 45оС) и горячие (от 46оС и выше).

По степени агрессивности транспортируемого вещества различают трубопроводы для неагрессивных, мало агрессивных, средне агрессивных сред. Стойкость металла в коррозионных средах оценивают скоростью проникновения коррозии – глубиной коррозионного разрушения металла в единицу времени (мм/год). К неагрессивной и мало агрессивной средам относят вещества, вызывающие коррозию стенки трубы, скорость которой менее 0,1 мм/год, средне агрессивной – в пределах от 0,1 до 0,5 мм/год и агрессивной – более 0,5 мм/год. Для трубопроводов, транспортирующих неагрессивные и мало агрессивные вещества, обычно применяют трубы из углеродистой стали; транспортирующих средне агрессивные вещества – из углеродистой стали с повышенной толщиной стенки (с учетом прибавки на коррозию), из легированной стали, неметаллических материалов, футерованные; транспортирующих высоко агрессивные вещества – только из высоко легированных сталей, биметаллические, из цветных металлов, неметаллические и футерованные.

По месторасположению трубопроводы бывают внутрицеховые, соединяющие отдельные аппараты и машины в пределах одной технической установки или цеха и размещаемые внутри здания или на открытой площадке, и межцеховые, соединяющие отдельные технологические установки, аппараты емкости, находящиеся в разных цехах.

Внутрицеховые трубопроводы по конструктивным особенностям могут быть обвязочные (около 70% общего объема внутрицеховых) и распределительные (около 30%). Внутрицеховые имеют сложную конфигурацию с большим количеством деталей, арматуры и сварочных соединений. На каждые 100 м длины таких трубопроводов приходится выполнять 80120 сварных стыков. Масса деталей, включая арматуру, в таких трубопроводах достигает 41% от общей массы трубопровода в целом.

Межцеховые трубопроводы характеризуются довольно длинными прямыми участками (длиной до нескольких сот метров) со сравнительно небольшим количеством деталей, арматуры и сварных соединений. Масса деталей в межцеховых трубопроводах (включая арматуру) составляет около 34%, а масса П-образных компенсаторов – около 7%.

Стальные разделяют на категории в зависимости от рабочих параметров (температуры и давления) транспортируемого по трубопроводу вещества и группы в зависимости от класса опасности вредных веществ и показателей пожарной опасности веществ.

По степени воздействия на организм человека все вредные вещества разделяют на 4 класса опасности (ГОСТ 12.1.005-76 и ГОСТ 12.1.007-76): 1– чрезвычайно опасные, 2 – высоко опасные, 3 – умеренно опасные, 4 – малоопасные.

По пожарной опасности (ГОСТ 12.1.004-76) вещества бывают: негорючие – НГ, трудно горючие – ТГ, горючие – ГВ, горючая жидкость – ГЖ, легко воспламеняющаяся жидкость – ЛВЖ, горючий газ – ГГ, взрывоопасные – ВВ.

Технологические стальные трубопроводы, рассчитанные на Ру до 10 МПа, в соответствии с СН 527-80 «Инструкция по проектированию технологических стальных трубопроводов на Ру до 10 МПа» подразделяют на 5 категорий (I - V) и три группы (А, Б, В). Газопроводы, как правило, относят к первой категории групп А, Б, В.

Трубопроводы из пластмассовых труб (полиэтилена, полипропилена, поливинилхлорида) в соответствии с СН 550-92 «Инструкция по проектированию технологических трубопроводов из пластмассовых труб» применяют для транспортировки веществ, к которым материал труб химически стоек или относительно стоек, и классифицируют по категориям и их группам, установленным для стальных трубопроводов. При этом трубопроводы из пластмассовых труб запрещается применять для транспортировки вредных веществ первого класса опасности, взрывоопасных веществ и сжиженных углеводородных газов (СУГ).

Трубопроводы из пластмассовых труб, по которым транспортируют вещества 2-го и 3-го классов опасности, относят к категории 2 и группе А; легковоспламеняющиеся жидкости, горючие газы, горючие вещества, горючие жидкости относят к категории 3 и группе Б; а трудногорючие и негорючие – к категории 4 или 5 и группе В.

В общем случае, категория устанавливается проектом, при этом определяющим является тот параметр трубопровода, который требует отнесения его к наибольшей категории.
2.2. Основные и вспомогательные сооружения

магистральных трубопроводов



В состав магистральных трубопроводов входят: линейные сооружения, представляющие собой собственно трубопровод, систему противокоррозионной защиты, линии связи и т.п.; перекачивающие станции; конечные пункты конденсатопроводов и газораспределительные станции (ГРС), из которых принимают поступающие по трубопроводу продукт и распределяют его между потребителями, подают на завод для переработки или отправляют далее другими видами транспорта.

В некоторых случаях в состав магистрального трубопровода входят и подводящие трубопроводы, по которым конденсат или газ от промыслов подается к головным сооружениям.

Основные элементы магистрального трубопровода – сваренные в непрерывную нитку трубы, представляющие собой собственно трубопровод. Как правило, их заглубляют в грунт обычно на глубину 0,8 м до верхней образующей трубы, если большая или меньшая глубина заложения не диктуются особыми геологическими условиями или необходимостью поддержанию 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.

На пересечении крупных рек газопроводы (а в некоторых случаях и конденсатопроводы) утяжеляют грузами или сплошными бетонными покрытиями и заглубляют ниже дна реки. Кроме основной укладывают резервную нитку перехода того же диаметра. На пересечении железных и крупных шоссейных дорог трубопровод проходит в патроне из труб, диаметр которых на 200 мм больше диаметра основного. Для удовлетворения потребностей в нефтепродуктах и газе населенных пунктов, находящихся вблизи трасс нефтепродуктопроводов и газопроводов, от них прокладывают отводы или ответвления из труб сравнительно малого диаметра, по которым газ непрерывно отводится в эти населенные пункты. С интервалом 1030 км в зависимости от рельефа трассы на трубопроводе устанавливают линейные краны или задвижки для перекрытия участков в случае аварии или ремонта. С обеих сторон линейного крана на газопроводе имеются свечи для выпуска газа в атмосферу при авариях.

Вдоль трассы проходит линия связи (телефонная, радиорелейная), которая в основном имеет диспетчерское назначение. Ее можно использовать для передачи сигнала телеизмерения и телеуправления. Располагаемые на трассе станции катодной и дренажной защиты, а также протекторы защищают трубопровод от наружной коррозии, являясь дополнением противокоррозионному изоляционному покрытию. На расстоянии 1020 км друг от друга вдоль трассы размещены усадьбы линейных обходчиков, в обязанность которых входит наблюдение за исправностью своего участка и устройствами электрической защиты трубопровода от коррозии.

Перекачивающие станции располагаются на конденсатопроводах с интервалом 50150 км и на газопроводах с интервалом 100200 км. В начале конденсатопровода находится головная насосная станция (НС). Кроме основных объектов, на каждой насосной станции имеется комплект вспомогательных сооружений: трансформаторная подстанция, снижающая напряжение подаваемого на линию электропередачи (ЛЭП) тока с 110 или 35 до 6 кВ, котельная, а также система водоснабжения, канализации, охлаждения и т.п.

Компрессорные станции (КС) газопроводов оборудуют поршневыми или центробежными компрессорами с приводом от поршневых двигателей внутреннего сгорания, газовых турбин и электродвигателей. Мощность одного агрегата в настоящее время достигает 25 МВт. Обычно центробежные нагнетатели работают группами по два или по три последовательно, и несколько групп могут быть включены на параллельную работу. Подача одного агрегата может достигать 50 млн. м3/сутки, а давление на выходе станции – 10 МПа. При высоком пластовом давлении газа в первый период эксплуатации месторождения газопровод может работать без головной КС. На всех КС газ очищается в пылеуловителях от механических примесей. Кроме того, на головной станции возможны осушка газа, очистка от сероводорода и углекислого газа и одоризация природного газа. КС, также как и насосные, имеют вспомогательные сооружения: котельные, системы охлаждения, электроснабжения и др.

Магистральный газопровод подает газ к газораспределительным станциям и контрольно-распределительным пунктам, где его очищают от механических примесей, конденсата и влаги, замеряют проходящий объем, снижают давление и одорируют (если это не было выполнено на головных сооружениях газопровода) перед подачей к потребителю. Вблизи конечного участка магистрального газопровода у потребителя создаются подземные хранилища газа, предназначенные для регулирования сезонных и суточных неравномерностей газопотребления.
2.3. Состав и физические свойства природных газов
Месторождения природного газа в зависимости от состава пластовой продукции условно делятся на газовые и газоконденсатные, газонефтяные и газогидратные.

Газовые – это месторождения, продукция которых не нуждается в дополнительной обработке перед подачей в магистральные газопроводы. Подготовка в этом случае заключается только в извлечении влаги из газа, а в случае необходимости и кислых компонентов. Это сухие газы с содержанием метана до 9498 %

Газоконденсатные – это такие месторождения, продукция которых должна подвергаться обработке для извлечения из них пентана и высших углеводородов. Это влияет как на схему обработки пластовой продукции, так и на технико-экономические показатели эксплуатации месторождения. В составе газа таких месторождений от 70% до 90% метана (в среднем) – см. табл. 2.1, 2.2.

Газонефтяные – имеют газовую шапку и нефтяную оторочку промышленного значения. Содержание метана в таких газах составляет 3050% (табл. 2.1, 2.2, 2.3).

Газокондесатонефтяные – месторождения, содержащие газоконденсатную смесь и подстилающую её нефтяную оторочку (табл. 2.4).

Газогидратные – содержат в продуктивных пластах газ в твёрдом гидратном состоянии, который образуется при определённых давлениях в участках земной коры с пониженной температурой.

Основной компонент природных газов – метан (до 98%). В составе природных газов в значительном количестве содержатся также этан, пропан, бутан, пентан и более тяжелые углеводороды. В состав газов всегда входят водяные пары и довольно часто такие компоненты, как азот, сероводород, двуокись углерода и гелий.

В составе природных газов и конденсата (газового) наряду с сероводородом встречаются и другие сернистые соединения, которые разделяются на две группы – активные и неактивные. К активным сернистым соединениям относятся сероводород, элементарная сера, сернистый ангидрид, меркаптаны и т.п. К неактивным соединениям серы – сульфиды, дисульфиды, тиофен и тиофаны. Из сернистых соединений газа наиболее активен сероводород, он вызывает коррозию металлов с образованием сульфидов. Наличие влаги в газе резко усиливает коррозионное действие сероводорода и других кислых компонентов.

Свойства газа определяются свойствами отдельных компонентов, входящих в его состав (см. табл. 2.3).

Метан при стандартных условиях (при атмосферном давлении и 20С) ведет себя как реальный газ. Этан находится на границе фазовых состояний газ - пар. Пропан и бутаны при обычных условиях являются газами, т.к. их критические параметры весьма высоки.

Углеводороды, начиная с изопентана и выше, при нормальных условиях (0,1 МПа и 0С) находятся в жидком состоянии, а в составе газа – в капельном виде.

В составе газов чисто газовых месторождений значительно больше содержится метана, чем в составе нефтяных газов. В зависимости от преобладания легких (СН4, С2Н8) или тяжелых (С3Н8+в) компонентов газа разделяются соответственно на две группы: сухие и жирные. В сухом газе содержание тяжелых углеводородов незначительное или они отсутствуют, в то время как в жирном газе их количество может достигать таких величин, что из него можно получать сжиженные газы или конденсат (газовый бензин). На практике принято считать сухим газ, содержащий в 1м3 менее 60 г газового бензина, а жирным – более 6070 г бензина.
Таблица 2.1

Основные физико-химические свойства индивидуальных углеводородов


Характеристика

метан

этан

этилен

Пропан

Пропилен

н-бутан

Изобутан

н-бутилен

Пентан

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Химическая формула

СН4

С2Н6

С2Н4

С3Н8

С3Н6

н-С4Н10

Изо-С4Н10

н-С4Н8

С5Н12

Молекулярная масса,

кг/кмоль

16,04

30,07

28,05

44,1

42,08

58,12

58,12

56,1

72,15

Плотность газовой фазы, кг/м3

при Р = 0,1013 МПа, Т = 0 оС

0,72

1,356

1,261

2,019

1,915

2,703

2,665

2,55

3,457

Плотность жидкой фазы, кг/м3

при Р = 0,1013 МПа, Т = 0 оС

-

546

566

528

609

600

582

646

645

Температура кипения, 0С

-161

-88,5

-103,7

-42,1

-47,7

-0,5

-11,1

-6,9

36,07

Температура критическая, 0С

-82,1

32,3

9,7

96,8

92,3

152

134,9

144,4

196,6

Давление критическое, МПа

4,58

4,82

5,03

4,21

4,54

3,74

3,62

3,95

3,33

Удельная теплоемкость газа, кДж /(кг0С):

при 00С и пост. дав. Ср

при 00С и пост. об. Сv



2,171

1,654



1,65

1,373



1,465

1,163



1,554

1,365



1,432

1,222



1,596

1,457



1,596

1,457



1,487

1,339



1,60

1,424

Удельная теплоемкость жидкой фазы, кДж/(кг0С)

3,461

3,01

2,415

2,23

-

2,239

2,239

-

2,668

Низшая теплота сгорания газовой фазы, МДж/м3

35,76

63,65

59,53

91,14

86,49

118,5

118,2

113,8

1461,2

Скрытая теплота испарения, кДж/кг

512,4

487,2

483

428,4

441

398,6

382,9

441,6

361,2

Объем паров с 1 кг сжиженных газов, м3

-

0,745

0,8

0,51

0,52

0,386

0,386

0,4

0,312

Продолжение таблицы 2.1


1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Теоретически необходимое кол-во воздуха для горения газа, м3

9,53

16,66

14,28

23,8

22,42

30,94

30,94

28,56

30,08

Жаропроизводительность, 0С

2045

2100

2285

2110

2220

2120

2120

2200

2180

Температура воспламенения, 0С

545

800

530

694

510543

504

588

455550

430

569

490510

440500

284

510

Октановое число

110

125

100

125

115

91

99

80

64

Вязкость газокинематическая, 106 м2

14,71

6,45

7,548

3,82

4,11

2,55

2,86

3,12

2,18

Вязкость жидкой фазы динамическая, 106 Па

66,64

162,7

-

135,2

130,5

210,8

188,1

-

284,2

Пределы воспламенения горючих газов в смеси с воздухом при н.у., %:



























нижний

5

3

3

2

2

1,7

1,7

1,7

1,35

верхний

15

12,5

32

9,5

11

8,5

8,5

9

8


Таблица 2.2

Состав продукции скважин некоторых газоконденсатных месторождений


Месторождение, пласт

Содержание, мольн. % (объем)

С23

С12+

С1

С2

С3

С4

С5

СО2

N2

H2S

Газоконденсатные месторождения

Астраханское

47,48

1,92

0,93

0,66

3,08

21,55

1,98

22,50

-

-

Кандымское

90,15

2,55

0,39

0,14

0,55

2,82

3,0

0,4

6,5

9,4

Харасавейское, ТП21-22

91,61

4,66

1,34

0,55

1,37

0,32

0,15

-

3,5

12,0

Бованенковское, ТП13-14

90,83

4,76

1,63

0,71

1,51

0,46

0,09

-

2,9

9,5

Ямбургское, БУ8

89,67

4,39

1,64

0,74

2,36

0,94

0,26

-

2,6

9,7

Юрхарское, АУ10

89,74

5,71

1,58

0,79

1,35

0,07

0,76

-

3,6

9,5

Уренгойское, БУ5

88,24

5,53

2,56

1,08

2,20

0,01

0,38

-

2,1

7,4

Майкопское

88,04

6,32

1,29

0,52

0,84

1,99

1,00

-

4,8

9,8

Газлинское

94,20

3,30

1,00

0,40

0,60

0,30

0,20

-

3,3

17,7

Газоконденсатные месторождения с нефтяными оторочками

Оренбургское

84,22

4,89

1,63

0,76

1,81

0,58

4,83

1,30

3,0

9,3

Вуктыльское

74,80

8,70

3,90

1,80

6,40

0,10

4,30

-

2,2

3,5

Западно-Тар-косалинское, БН4

81,52

6,29

5,02

1,98

4,05

0,16

0,96

-

1,2

4,7

Уренгойское, БУ14

82,27

6,56

3,24

1,49

5,62

0,50

0,32

-

2,0

4,6

Заполярное, БТ10

85,69

5,33

2,77

1,12

4,76

0,03

0,3

-

1,9

6,0

Федоровское, АС4

95,55

0,55

0,53

0,86

1,25

0,16

1,10

-

1,10

29,9




    1. . Требования к качеству товарного газа


Показатели качества товарного газа основаны на следующих требованиях:

Для того чтобы газ отвечал указанным требованиям, необходимо определять точку росы по воде, содержание углеводорода, содержания в газе сернистых соединений, механических примесей и кислорода.

Важный показатель качества товарного газа – содержание в нем кислорода. Значение этого показателя – не более 1%. При большем содержании кислорода газ становится взрывоопасным. Кроме того, кислород способствует усилению коррозии в системе.

Отраслевой стандарт не устанавливает конкретное содержание отдельных углеводородов в товарном газе. Это связано с разнообразием составов сырьевого газа (см. табл. 2.3).

Таблица 2.3

Нормы ОСТ 51.40-93 на природный газ, транспортируемый

по магистральным газопроводам



Показатели

Для климатической зоны

умеренно-жаркой

холодной

Точка росы по влаге и тяжелым УВ, 0С, не более







в зимний период (с 1/Х по 30/IV)

0/-5

-10/- 25

в летний период (с 1/V по 30/IX)

0/0

- 5/-10

Содержание меркаптановой серы,

г/100 м3

1,6

1,6

Низшая теплота сгорания (ст. усл.), МДж/м3

32,5

32,5

Содержание сероводорода, г/100м3

0,7

0,7

Содержание кислорода, %

0,5

1,0



В
22
газе могут содержаться также сероокись углерода (COS), сероуглерод (CS2) и др. В ГОСТе содержание этих компонентов не указано. Следовало бы установить общее количество всех сернистых соединений в газе.

Несомненно, обеспечение надежной транспортировки, хранения и использования продукции газовых скважин должно отвечать определенным требованиям, изложенным в соответствующих стандартах и технических условиях.

Например, на заключительном этапе разработки газоконденсатных месторождений для получения товарного газа, отвечающего требованиям отраслевого стандарта, необходимо вводить установки искусственного холода (УИХ). Затраты на строительство и эксплуатацию УИХ значительно превышают прибыль от выхода дополнительной продукции УКПГ. Для поддержания высокой эффективности работы газотранспортных систем предложен комплексный подход к определению показателей качества газа. Суть предложения сводится к тому, чтобы не внедрять ОСТ на каждом месторождении, связанном с одним магистральным газопроводом, а на основном месторождении установить более высокие показатели качества газа, чем по стандарту. За основное можно принимать наиболее крупное месторождение из рассматриваемой группы с тем, чтобы на нем было экономически выгодно применять сложную технологию, позволяющую на всех этапах разработки осуществлять осушку газа по влаге и извлечению тяжелых УВ.

Базовыми могут служить месторождения, в газе которых содержится сероводород, т.к. на газоперерабатывающих заводах после сероочистки необходимо проводить осушку на гликолевых установках или охлаждать весь объем газа с использованием искусственного холода.

Практически без больших дополнительных затрат на базовых месторождениях или на газоперерабатывающих заводах можно готовить газ с точкой росы по влаге и углеводородам ниже, чем по ОСТ 51.40-93. Это позволит подавать в магистральный газопровод газ, добываемый на небольших месторождениях, находящихся вдоль трассы, без организации сложных систем промысловой подготовки газа, осуществляя только отделение жидкой фазы. Смешение сырого газа с газом, имеющим более низкую точку росы, чем по требованиям ОСТа, позволяет получить смесь, которая будет отвечать требованиям ОСТа.

Применение такой системы промысловой подготовки газа дает возможность сконцентрировать сложное промысловое оборудование на одном базовом месторождении, мелкие месторождения обустраивать по упрощенным схемам.

Основные требования к технологическим процессам промысловой и заводской обработки природных и нефтяных газов – это обеспечение показателей качества товарного газа и другой продукции газовой промышленности.

Следует отметить, что в настоящее время единых международных норм по допустимым значениям содержания в газе сероводорода, углекислоты, сераорганических соединений, азота, воды, механических примесей и т.д. не существует.

2.5. Теплотехнические свойства нефтепродуктов и газа
Теплота испарения – количество тепла, расходуемое на превращение в пар одного килограмма жидкости при температуре ее кипения (ее называют еще скрытой теплотой, т.к. она расходуется не на повышение температуры продукта, а на его испарение).

Средние значения теплоты испарения (в кДж/кг): бензина – 293314; керосина – 230251; дизельных топлив – 209213; масел – 167209.

Теплота конденсации – количество тепла, выделяющееся при конденсации пара в жидкость при той же температуре и численно равное скрытой теплоте испарения.

Теплота сгорания (теплотворная способность) – количество тепла, выделяемое при полном сгорании топлива, МДж/кг (нефть – 42 МДж/кг, мазут – 41 МДж/кг, уголь – 31 МДж/кг, ацетилен – 49 МДж/кг, спирт метиловый – 22 МДж/кг, метан – 50 МДж/кг, этан – 52 МДж/кг, пропан – 46,2 МДж/кг, бутан – 45,8 МДж/кг, природный газ – 34,5 МДж/кг).

Теплота плавления (скрытая) – количество тепла, поглощаемое 1 кг твердого тела, когда оно при температуре плавления превращается в жидкость.

Температура застывания – температура, при которой продукт теряет текучесть. С увеличением содержания в нефтепродукте тяжелых УВ температура застывания уменьшается. Данная характеристика является важным показателем для масел.

Температура кристаллизации – температура, при которой начинается выпадение УВ (в основном парафина), сопровождающееся помутнением нефтепродукта и изменением его вязкостных характеристик.

Зная последние две характеристики, можно правильно выбрать способы хранения и транспортировки продуктов с низкой температурой застывания.

Температура кипения – температура, при которой происходит переход вещества из жидкого состояния в парообразное не только с поверхности вещества (как при испарении), а по всему объему.

Теплоемкость – количество тепла, которое необходимо затратить для нагрева 1 кг вещества на 10С. В зависимости от того, к какому количеству продукта относится тепло, различают удельную (на единицу массы) и мольную (на один моль). Зная теплоемкость продукта, можно определить необходимое количество тепла на нагревание его до требуемой температуры. Теплоемкость увеличивается с повышением температуры и уменьшением плотности. В зависимости от условий, при которых происходит процесс для газов и паров различают теплоемкость при постоянном давлении (Ср) и при постоянном объеме (Сv).

Для природного газа среднее значение теплоемкости равно 2,5 кДж/кгК.

Влагосодержание природных газов. Природный газ в пластовых условиях насыщен парами воды, поскольку газоносные породы всегда содержат связанную, подошвенную или краевую воду. В процессе эксплуатации месторождений значения давлений и температур изменяются. При этом снижение температуры вызывает уменьшение количества водяных паров в газовой фазе, а снижение давления – увеличение их содержания. В самом пласте по мере разработки происходит увеличение влагосодержания газа, т.к. пластовое давление падает при изотермическом режиме. Влагосодержание природного газа – важнейший параметр, который определяет в значительной мере технологические режимы эксплуатации скважин газопромысловых сооружений.

Содержание влаги в газе характеризуют абсолютным и относительным влагосодержанием.

Абсолютное влагосодержание W равно массе водяных паров в единице объёма газовой смеси, приведённой к н.у. (0оС и 0,1 МПа), и измеряется в г/м3 или кг/1000м3.

Относительное влагосодержание W0 – отношение фактического содержания паров воды в единице объёма газовой смеси при данных давлении и температуре к его максимальному влагосодержанию, т.е. к количеству водяных паров, которые могли бы содержаться в этом же объёме и при тех же условиях при полном насыщении. W0 измеряется в долях единицы или в %.
2.6. Кристаллогидраты природных газов
Многие компоненты природного газа (метан, этан, пропан, изобутан, углекислый газ, сероводород, азот) в соединении с водой образуют кристаллогидратытвердые кристаллические соединения, существующие при высоких давлениях и положительных температурах. Они представляют собой физические соединения газа и воды (клатраты), образующиеся при внедрении молекул газа в пустоты кристаллических структур, составленных из молекул воды. Все газы, размер молекул которых находится в пределах (46,9)10-9 м, образуют гидраты. Установлены два типа кристаллической решетки гидратов: гидраты структуры 1 построены из 46 молекул воды и имеют 8 полостей; гидраты структуры 2 – из 136 молекул воды, имеют 16 малых и 8 больших полостей.

Метан, этан, углекислый газ, сероводород и азот образуют гидраты структуры 1 по формуле 46Н2О. Пропан и изобутан образуют гидраты структуры 2 по формуле 136Н2О. Добываемые природные газы образуют смешанные гидраты по формуле С3Н82СН4 17Н2О, т.е. малые полости в решетке структуры 2 занимает газ, самостоятельно образующий гидраты структуры 1.

Гидратообразование определяется давлением, температурой, составом газа и воды (рис. 2.1) область существования гидратов располагается слева от кривых 1 и 4. Точки Рк и Рк называются соответственно верхней и нижней критической точками гидратообразования. В критической точке Рк, например, существуют 4 фазы: вода, газ, гидрат и сжиженный газ.

При температуре выше критической гидраты не образуются. Для метана и азота линия упругости паров заканчивается в критической точке газа до пересечения с линией гидратообразования, поэтому эти газы не имеют верхней критической точки гидратообразования. Нижняя критическая точка Рк соответствует температуре, близкой к 00С. В этой точке существуют газ, лед, гидрат и вода.
Р IV

Гидрат + вода + жидкость


Кривые: 1 – гидратообразователя, насыщ. парами воды; 2 – газ-вода; 3 – газ-лёд; 4 – плавление льда; 5 – жидкий гидратообразователь - вода

Равновесные кривые гидратообразования в системе 2, 3, 5
жидкость 5

II Pk

I 1

гидрат +

газ 2

3 Рк

лед + газ 4

0 273 Т

Рис. 2.1. Диаграмма фазовых состояний газ-гидрат
Кривые образования гидратов для различных компонентов природного газа приводятся на рис. 2.2 зависимости равновесных параметров гидратообразования природных газов приводятся на рис. 2.3 область существования гидратов на этих графиках располагаются левее и выше кривых. С увеличением давления и плотности газа температура гидратообразования возрастает.



Рис. 2.2. Зависимость давления образования гидратов отдельных газов от температуры

Рис. 2.3. Зависимость равновесных параметров гидратообразования смесей газов различных относительных плотностей от температуры

2.7. Фазовые состояния углеводородных систем при

изменении давления и температуры
Отдельные газы или многокомпонентные системы могут находиться в одно-, двух- и трехфазном состоянии (в газообразном, жидком или твердом). Индивидуальные газы изменяют свой объем в зависимости от давления и температуры. Если вещество находится в однофазном состоянии, то его объем V определяют по температуре Т и давлению Р.

Н
При изотермическом сжатии метана его объем уменьшается с повышением давления до появления жидкой фазы (кривая Е). Затем сжатие метана происходит при постоянном давлении до его полного перехода в жидкое состояние, после чего дальнейшее сжатие приводит к резкому возрастанию давления (ba). Температура, при которой с повышением давления в газе появляется первая капля жидкости, называется точкой росы или точкой конденсации (точка d). Температура, при которой происходит полный переход газа в жидкость, называется точкой насыщения (точка b). Линия b – линия равновесного сосуществования газовой и жидкой фаз, называют линией упругости паров, а соответствующее давление – давлением упруго-



а рис. 2.4 приводится диаграмма давление–удельный объем для метана.
Рис. 2.4. Диаграмма Р-V для метана

сти паров. Для однокомпонентных систем точка росы, точка насыщения, упругость паров соответствуют одному и тому же давлению и температуре, поэтому линия параллельна оси удельного объема. Из этого рисунка следует, что линия bc есть геометрическое место точек насыщения, а линия cde – геометрическое место точек росы. Точка С, в которой встречаются эти линии, называется критической. В этой точке различие между газообразной и жидкой фазами исчезает. Критической точке С соответствуют критические давление и температура.

Таким образом, максимальная температура, при которой данный газ еще может быть переведен в жидкое состояние, называется критической температурой, а соответствующее ей давление называется критическим давлением. Критическая температура метана равна -82,10С, для этана +32,30С, для азота +141,70С. Внутри области bcde имеем сосуществующие газообразную и жидкую фазы. Правее линии cde – газообразная фаза, левее линии bc – жидкая фаза.

Фазовое поведение двух- и многокомпонентных систем зависит не только от давления и температуры, но и от состава газа.
2.8. Опасные свойства природных газов и жидких УВ
Опасными свойствами углеводородных газов являются их токсичность и способность к образованию взрывоопасных смесей с воздухом, воспламеняющихся от электрической искры, пламени и др.

С увеличением молекулярной массы предельных УВ их токсические свойства возрастают. Предельно допустимые концентрации для метана – 10 мг/дм3, а для гептана только 2 мг/дм3.

Предельно допустимая концентрация, мг/л

аммиак

0,02

бензин-растворитель

0,3

бензины топливные

0,1

бензол

0,02

керосин (в пересчете на углерод)

0,3

лигроин

0,3

окись углерода

0,02

сернистый ангидрид (сернистый газ)

0,01

сероводород

0,01

спирт метиловый

0,05

спирт этиловый

1,0

тетраэтилсвинец

0,000005

уайт-спирт

0,3

сероводород в смеси с УВ С46

0,003

Санитарными нормами проектирования промышленных предприятий предусмотрено в рабочей зоне производственных помещений предельно допустимая концентрация (ПДК) углеводородов (паров бензина), равная 0,3 мг/дм3.

Из газовых компонентов природных и нефтяных газов особенно токсичен сероводород. Сероводород – бесцветный газ. Относительная плотность его по воздуху 1,19. Человек чувствует сероводород (запах тухлых яиц) даже при содержании его в воздухе 0,00140,0023 мг/дм3. Однако даже при непродолжительном пребывании человека в сероводородной среде его обоняние притупляется. Сероводород является ядом, вызывающим паралич органов дыхания и сердца (табл. 2.5).

Таблица 2.5

Физиологическое воздействие газов на организм человека


Газ

Содержание

Длительность и характер воздействия

объем, %

мг/л

оксид углерода

0,1

1,25

Через 1 час головная боль, тошнота, недомогание




0,5

6,25

Через 2030 мин. смертельное отравление




1,0

12,50

Через 12 мин. очень сильное или смертельное отравление

сероводород

0,010,015

0,150,23

Через несколько часов легкое отравление




0,02

0,31

Через 58 мин. сильное раздражение глаз, носа, горла




0,10,34

1,544,62

Быстрое смертельное отравление

сернистый

0,0010,002

0,0290,058

При длительном воздействии раздражение горла и кашель




0,05

1,46

Кратковременное воздействие опасно для жизни

оксиды азота

0,006

0,29

При кратковременном воздействии раздражение горла




0,010

0,48

Продолжительное воздействие опасно для жизни




0,025

1,2

При кратковременном воздействии смертельное отравление


Концентрация сероводорода 0,006 мг/дм3 при 4-часовом дыхании вызывает головную боль, слезотечение, светобоязнь, насморк. При концентрации около 0,20,28 мг/дм3 наблюдается жжение в глазах, светобоязнь, слезотечение, раздражение в носу и зеве, металлический привкус во рту, тошнота. Концентрация сероводорода 1 мг/дм3 и выше приводит к острому отравлению (судороги, потеря сознания и быстро наступающая смерть). ПДК сероводорода в рабочей зоне производственных помещений – 0,01 мг/дм3.

Углекислый газбесцветный, практически без запаха. Общий характер действия на организм – наркотический и раздражающий кожу и слизистые оболочки. В высоких концентрациях вызывает быстрое удушье вследствие недостатка кислорода.

При содержании 45% углекислого газа в воздухе у человека раздражается слизистая оболочка дыхательных путей и глаз, появляются кашель, головокружение, повышается кровяное давление. При вдыхании весьма высоких концентраций углекислого газа наступает смерть от остановки дыхания (при 20% газа в воздухе смерть наступает через несколько секунд).

Кроме того, природные углеводородные газы образуют взрывоопасные смеси с воздухом.

Для каждых данных условий существует два предела взрываемости газо-воздушных смесей: нижний предел соответствует минимальной концентрации горючего газа, при которой горение еще возможно; верхний предел соответствует максимуму этой концентрации (табл. 2.6).

Таблица 2.6

Показатели газов при температуре окружающей

среды Т = 00С и Р = 0,1 МПа




Газ

Низшие температуры воспламенения в смеси, 0С

Концентрационные пределы взрываемости газов, % (по объёму)

в смеси с воздухом

в смеси с кислородом


нижний


верхний


нижний


верхний

с воздухом

с кислородом

1

2

3

4

5

6

7

ацетон

305

295

1,95

82

28

93

бензол

740

662

1,40

8,0

-

-

н-бутан

430

460

1,5

8,5

-

-

бутилен

445

400

1,65

9,95

-

-

водород

510

450

4,0

75

4,5

95

метан

537

645

5,0

15,2

5,0

60

окись углерода

610

590

12,5

75

13

96

пентан

-

-

1,1

8,0

-

-

пропан

466

490

2,1

9,5

-

-













Продолжение таблицы 2.6


1

2

3

4

5

6

7

сероводород

290

220

4,3

45,5

-

-

сероокись углерода


-


-


11,9


28,5


-


-

этан

510

500

2,5

15

3,9

50,5

этилен

450

485

2,5

34,0

3,0

80,0



При содержании инертных газов в смеси газов пределы их воспламенения также возрастают.

С повышением давления смеси значительно возрастают пределы ее взрываемости. Горение и взрыв – однотипные химические процессы, но резко отличающиеся по интенсивности протекающей реакции. При взрыве реакция происходит очень быстро в замкнутом пространстве без доступа воздуха к очагу воспламенения взрывоопасной газо-воздушной смеси.

Скорость распространения детонационной волны горения при взрыве (9003000 м/с) в несколько раз превышает скорость звука в воздухе при комнатной температуре. Сила взрыва максимальна, когда содержание воздуха в смеси становится теоретически необходимым для полного сгорания.

При концентрации газа в воздухе в пределах воспламенения и при наличии источника воспламенения произойдет взрыв; если же содержание газа в воздухе меньше нижнего и больше верхнего пределов воспламенения, то смесь не способна взорваться. Струя газовой смеси с концентрацией газа выше верхнего предела воспламенения, поступая в объем воздуха и смешиваясь с ним, сгорает спокойным пламенем. Скорость распространения фронта волны горения при атмосферном давлении составляет около 0,32,4 м/с (нижнее значение скоростей – для природных газов, верхнее – для водорода).

При оценке взрывоопасности большое значение имеет температура вспышки паров (см. табл. 2.7), т.е. температура, при которой пары нефтепродукта, нагретого в установленных стандартом условиях (ГОСТ 4333-18), образуют с окружающим воздухом смесь, вспыхивающую при поднесении к ней пламени. По температуре вспышки нефтепродукта определяют степень его опасности. Нефтепродукты с температурой вспышки 610С и ниже относятся к взрывоопасным (легковоспламеняющиеся), выше 610С – относятся к пожароопасным (горючим). Пожароопасность наряду с взрывоопасностью является одним из специфических свойств нефтепродуктов. Все нефти и нефтепродукты в зависимости от температуры вспышки делят на классы (табл. 2.7).

Таблица 2.7

Классификация нефтепродуктов в зависимости

от температуры вспышки


Классы нефти и нефтепродуктов

Температура вспышки паров, 0С

Нефть, нефтепродукты

I

28 и ниже

бензин, нефть, конденсат

II

2861

керосины: тракторные, осветительные; диз. топливо ДА; топливо для реактивных двигателей

III

61120

дизельные топлива, мазуты

IV

120 и выше

масла, битумы, асфальты, парафин


Пары нефтепродуктов могут воспламенятся (при соприкосновении с огнем), но могут и самовоспламенятся, если горение возникает в результате нагревания смеси паров нефтепродуктов с воздухом за счет быстрого выделения тепла и разогрева всего объема. Температурой самовоспламенения называют наименьшую температуру, при которой газ с воздухом воспламеняется при нагревании без внесения пламени в смесь, лишь за счет превышения тепловыделений над теплоотводом (см. табл. 2.8). Температура самовоспламенения зависит от объема, концентрации газа, давления и ряда других факторов. Наименьшую температуру нефтепродукта, при которой смесь паров с воздухом загорается от открытого огня, называют температурой воспламенения.

В зависимости от температуры самовоспламенения по «Правилам изготовления взрывозащищенного и рудничного электрооборудования» (ПИВРЭ) установлены 5 групп взрывоопасных смесей.

В зависимости от способности передачи взрыва через фланцевые зазоры из оболочки электрооборудования установлены 4 категории взрывоопасных смесей.

В зависимости от категории и группы взрывоопасной смеси применяют взрывозащищенное электрооборудование, имеющее различное исполнение. В зависимости от вида исполнения, а также от наивысшей категории и группы взрывоопасной смеси, для которых электрооборудование признано взрывозащищенным, установлены следующие условные обозначения взрывозащищённости электрооборудования, наносимые на его корпусе: В – взрывонепроницаемое, М – маслонаполненное, Н – повышенной надежности против взрыва, П – продуваемое под избыточным давлением, И – искробезопасное (с наименованием газа или пара, в котором оборудование испытано), С – специальные.

Таблица 2.8

Характеристики некоторых легковоспламеняющихся веществ



Вещество

Температура, 0С

кипения

вспышки

самовоспламе-ния

Диэтиловый эфир

35

-41

164

Петролейный эфир фракция

(3070)

-18

246

Гексан

68

-20

434

Циклогексан

80

-18

260

Бензол

80

-11

534

Толуол

110

+4

536

Метиловый спирт

64

+8

464

Этиловый спирт

78

+13

365

Конденсат

(90110)

+18

340

Бутиловый спирт

117

+34

345

Ацетон

50

-18

465



  1. Сбор и подготовка газа и конденсата на

месторождениях перед транспортом


    1. . Технологические схемы газосборных сетей УКПГ


Один из основных элементов системы сбора и подготовки газа и конденсата на месторождениях – промысловые газосборные сети, их диаметры, способ укладки, технологический режим их эксплуатации определяются в зависимости от конкретных геолого-эксплуатационных условий, состава и свойств добываемой продукции, способа подготовки газа и конденсата к транспорту, требований потребителей и других факторов.

Под промысловыми газосборными сетями понимают обычно газопроводы-шлейфы, соединяющие устья скважин с установками подготовки газа; газопроводы, соединяющие между собой установки подготовки газа; промысловый газосборный коллектор. Кроме того, на газоконденсатных месторождениях имеются конденсатопроводы, водопроводы, ингибитопроводы и т.д.

Промысловые газосборные сети обычно классифицируются по конфигурации промыслового газосборного коллектора.

Различают линейные, лучевые, кольцевые и групповые газосборные сети (рис. 3.1).

Широкое распространение на месторождениях природного газа получила централизованная групповая схема сбора газа и конденсата. При такой системе газ от группы скважин (от 6 до 12 и более) без дросселирования на устье по шлейфам высокого давления поступает на установку комплексной подготовки газа (УКПГ), где его сепарируют, очищают от механических примесей, осушают с целью предупреждения гидратообразования, замеряют дебит и т.д. УКПГ подключаются к промысловому газосборному коллектору, откуда газ направляется на промысловый газосборный пункт (ПГСП) или головные сооружения (ГС). Число УКПГ на месторождении зависит от размеров газоносной площади и ее формы, дебитов, давлений и температур на устьях скважин. При групповой системе сбора большинство операций, в том числе и управление работой скважин, проводится централизованно. Эта система наиболее экономична; требуются меньшие затраты на сооружение водопроводов, котельных установок, линий энергопередач, установок по вводу и регенерации различных ингибиторов; снижается численность обслуживающего персонала.

Но применение замкнутой системы труб не обеспечивает полный сбор и использование газа с начала добычи нефти на месторождении, т.к. к этому времени ввод в эксплуатацию ее происходит значительно позже. Замкнутая система может быть эффективной, если одновременно с ней вводить в эксплуатацию установку по извлечению УВ из газа и средства транспорта.




1   2   3   4


Учебный материал
© bib.convdocs.org
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации