Подготовка газа к транспортировке 2 Оглавление: Введение……………………………………………………………………………………..2 1. Характеристика и состав природных углеводных газов………………………………5 2. Назначение и устройство компрессорных станций . 2.1. Особенности дальнего транспорта природных газов……………………….........12 2.2. Назначение и описание компрессорной станции…………………………………..14 3. Подготовка газа к транспорту. 3.1. Очистка газа от механических примесей……………………………………...…..18 3.2. Осушка газа и борьба с гидратообразованием…………………………………....22 3.3. Осушка газа твердыми поглотителями..…………………………………………........26 3.4. Осушка газа жидкими поглотителями………………………………………………...26 3.5. Низкотемпературная сепарация…………………………………………………....29 3.6. Системы охлаждения транспортируемого газа на компрессорных станциях…..30 4. Газоперекачивающие агрегаты. 4.1. Компоновка газоперекачивающих агрегатов на станции…………………………..33 4.2. Типы газоперекачивающих агрегатов, применяемых на КС………………………..34 4.3. Нагнетатели природного газа. Их характеристики……………………………….34 5. Пожарная опасность при добычи газа…………………………………………………...38 . 6. Пожарная опасность при транспортировке газа…………………………………………41 Заключение……………………………………………………………………………………44 Список использованной литературы………………………………………………………..45 Введение. Газовая промышленность - одна из важнейших отраслей экономики, которая имеет существенное значение в создании материально-технической базы страны, в связи, с чем правительство уделяет этой отрасли большое внимание. Россия стоит на первом месте в мире по разведанным запасам природного газа и на втором по объёму его добычи. На территории России расположено 24 хранилища природного газа. Протяжённость магистральных газопроводов России составляет 155 тыс. км. Газ добывают из недр земли с помощью скважин. Скважины стараются разместить равномерно по всей территории месторождения. Природный газ широко применяется в настоящее время во всех звеньях общественного производства, поскольку является высокоэффективным энергоносителем, и оказывает прямое воздействие на увеличение выпуска промышленной продукции, рост производительности труда и снижение удельных расходов топлива. В настоящее время идет бурное развитие трубопроводного транспорта, что вызвано интенсивной добычей природного газа и необходимостью доставки его к потребителю наиболее экономичным способом вызвали. Транспортировать газ по трубопроводам удобнее и дешевле, чем другими транспортными средствами, так как такая транспортировка обеспечивает непрерывное (и практически бес потерь) поступление газов к потребителю непосредственно из месторождений или подземных хранилищ. За годы советской власти построено свыше 200 тыс. км. магистральных и распределительных газопроводов. Подземные городские газопроводы проводят газ непосредственно к жилым домам, коммунально-бытовым и промышленным предприятиям. Использование газа для освещения городов в России началось в первой половине 19 века, однако, промышленная добыча природного газа не велась, а попутный нефтяной газ сжигался в факелах. Основной задачей газовых хозяйств является бесперебойное, надежное и экономичное газоснабжение потребителей, для чего необходимо четко организовывать и управлять, научно обоснованно планировать все показатели работы, выявлять и использовать резервы производства, повышать производительность труда. Эксплуатацией газового оборудования промышленных предприятий, различных организаций учреждений осуществляют сами предприятия учреждения. Существует ряд преимуществ природного газа над другими видами топлива: - Стоимость добычи природного газа значительно ниже, чем других видов топлива. - Производительность труда при его добычи значительно выше, чем при добыче угля и нефти. - Высокая теплота сгорания, делает целесообразным транспортировку газа по магистральным трубопроводам на значительные расстояния. - Обеспечивается полнота сгорания, и облегчаются условия труда обслуживающего персонала. - Отсутствие в природных газах оксида углерода предотвращает возможность отравления при утечках газа, что особенно важно при газоснабжении коммунальных и бытовых потребителей. - Газоснабжение городов и населённых пунктов значительно улучшает состояние их воздушного бассейна. Имеются недостатки и отрицательные свойства: взрыво- и пажароопасность природного газа, но всё это не уменьшает всех достоинств природного газа. На магистральных газопроводах различают три основных компрессорных станции: 1)Головная компрессорная станцию , подключаемая на начальном участке газопровода. На территории этой станции размещается весь комплекс установок по подготовке газа. Газ перед подачей в газопровод проходит следующие стадии: - очищение от механических примесей , используют горизонтальные и вертикальные сепараторы, цилиндрические масляные и циклонные пылеуловители; - осушение (жидкие примеси, скапливаясь в пониженных местах газопровода, будут сужать его сечение, способствовать образованию гидратных и гидравлических пробок.) проводят двумя способами: абсорбционным (с жидкими поглотителями) и адсорбционным (с твердыми поглотителями); - отделение от газа конденсата и воды , используют низкотемпературную сепарацию с впрыском ингибитора в поток газа. Более эффективны кожухотрубчатые теплообменники с впрыском диэтиленгликоля; -охлаждение; -одоризация , (этилмеркаптан, сульфан, метилмеркантан, пропилмеркаптан и др.) для обнаружения утечки газа. Среднегодовая норма расхода одоранта — 16 г на 1000 м3 газа. Применяют одоризационные установки барботажные, с капельным одоризатором и др. 2)Линейная компрессорная станция, устанавливается на магистральном газопроводе через 100-150 км. В составе линейных сооружений магистрального газопровода входят: - газопровод с отводами и лупингами; - переходы через естественные и искусственные препятствия; - перемычки; - узлы редуцирования; - узлы очистки газопровода; - узлы сбора продуктов очистки полости газопровода; - узлы подключения компрессорных станций; - запорная арматура; - система электроснабжения линейных потребителей; - устройства контроля и автоматики; - система телемеханизации; - система оперативно-технологической связи; - система электрохимической защиты; - здания и сооружения для обслуживания линейной части (дороги, вертолетные площадки, дома линейных обходчиков и т.п.). 3)Дожимные компрессорные станции. Устанавливаются на подземных хранилищах газа. -очистка от механических примесей -осушка -сепарация -пулеулавнливание. Газораспределительные станции - узлы очистки поступающего газа от пыли и жидкости, оборудуемые висциновыми фильтрами, масляными пылеуловителями или газовыми сепараторами; - узлы редуцирования, где давление газа снижается и автоматически поддерживается на заданном уровне с помощью регуляторов давления РД различной мощности; - узлы учета количества газа с камерными диафрагмами на выходных газопроводах и расходомерами-дифманометрами: - узлы переключения с запорными устройствами для направления потоков газа непосредственно в выходные газопроводы по базисным линиям, минуя ГРС в аварийных ситуациях либо при ремонте установок; на выходных линиях устанавливают пружинные предохранительные клапаны, через которые в случае непредвиденного повышения давления в системе газ автоматически сбрасывается в атмосферу; - установки подогрева газа, чтобы предотвратить образование гидратных пробок; обычно для этого используются водогрейные котлы «Нерис» или ВНИИСТО с теплообменниками, которые служат одновременно для отопления ГРС; - установки одорирования газа с одоризационными колонками и емкостями для одоранта; -внешние входные и выходные трубопроводы — гребенка с большим числом запорной арматуры; -устройства КИП и автоматики; -электрооборудование и регулирующие устройства электрохимической защиты примыкающей линейной части газопровода. Все ГРС оборудуют автоматически действующими регулирующими клапанами в комплекте с регуляторами давления или пневмореле, расходомерными и другими установками. 1. Характеристика и состав природных углеводных газов. Природные газы представляют собой смесь, состоящую из несколь­ких чистых веществ, химически не взаимодействующих между собой: метана СН4 , этана С2 Н6 , пропана С3 Н8 , бутана С4 Н10 и других углеводо­родов. Технологические характеристики природных газов и их компонентов. В природных газах чисто газовых месторождений страны основным компонентом смеси является метан СН4 содержание которого в смеси составляет от 92 до 98% по объему. Остальные 2—8% приходится на «производные» метана — гомологи метана и азота. Как отмечалось выше, кроме чисто газовых месторождений, имеются так называемые газоконденсатные месторождения. Конденсат состоит из легких бензи­новых фракций и сжиженных углеводородных газов, обладающих спо­собностью к выпадению из смеси. Кроме двух названных типов газовых месторождений, различают еще понятие нефтепромысловых газов, сопутствующих месторождени­ям нефти. Содержание метана в таких газах колеблется от 30 до 90% по объему. Этот газ выделяется из нефти, поднимаемой на поверхность, в специальных ловушках-трапах. Обычно в 1 тонне добываемой нефти содержится 200^400 м3 газа при нормальных физических условиях. Теплофизические свойства метана, содержащегося в большом коли­честве в природных газах, перекачиваемых по газопроводам, практи­чески полностью и определяют свойства природных газов. Метан СН4 - наиболее легкий из углеводородов, плотность его при нормальных физических условиях составляет 0,717 кг/м3 . Отношение его плотности к плотности воздуха равно 0,554. Метан - это бесцветный газ, не имеющий запаха. Он нетоксичен, но при большой концентрации в воздухе вызывает удушье. При давлении 0,1 МПа и температуре-162 °С он сжижается. Вслед за метаном в гомологическом ряду идет этан С2 Н6. По плотно­сти этот газ близок к воздуху; при давлении 0,1 МПа и температуре 20 °С он может рассматриваться как идеальный газ. В природных газах чисто газовых месторождений содержатся лишь доли процента этана. Увеличение содержания этана в составе природного газа повышает его теплоту сгорания. В соответствии с этим этан является ценным компо­нентом газообразования топлива. Следующий насыщенный углеводород — пропан С3 Н6 . Пропан в 1,5 раза тяжелее воздуха. Различие в составе пропана и этана сводится к наличию в молекуле пропана одной группы СН2 . Каждый последую­щий углеводород данного гомологического ряда отличается от преды­дущего на одну группу СН2 , называемую группой гомологической раз­ности. Пропан содержится в сравнительно незначительном количестве в природных газах чисто газовых месторождений. Значительно больше его содержится в природных газах газоконденсатных месторождений. Пропан легко сжижается. Температура сжижения его при атмосфер­ном давлении равна -43 °С. При снижении давления сжиженный пропан легко испаряется, что позволяет хранить и транспортировать его в сжи­женном виде при небольшом давлении, а перед использованием регазифицировать и сжигать в газообразном состоянии. Бутан С4 Н10 - газ, имеющий два изомера - н. бутан и изобутан. Оба изомера при давлении 0,1 МПа легко переходят в жидкое состояние. При этом давлении н. бутан становится жидкостью при температуре -0,5 "С, а изобутан при температуре -10,5 °С. Следовательно, бутан, как и пропан, легко сжижаются и составляют основу сжиженных углеводо­родных газов. Парциальные давления этана, пропана и бутана очень малы, и в газовой смеси они могут рассматриваться как идеальные газы. Кроме углеводородов, в состав природных газов входят негорючие газы, к которым относятся азот, диоксид углерода, или углекислый газ, и кислород. Азот N является двухатомным бесцветным газом, не имеющим запа­ха и вкуса. Азот практически не реагирует с кислородом, поэтому его рассматривают как инертный газ. В большинстве природных газов его содержание составляет 0,5-3%. Диоксид углерода С02 является бесцветным тяжелым газом со слег­ка кисловатым запахом и вкусом. Этот газ не способен к горению. При высоком содержании углекислого газа в воздухе (5—10% по объему) этот газ вызывает удушье. Содержание диоксида углерода в природном газе обычно не превышает 1% по объему. При давлении 0,1 МПа диоксид углерода, минуя жидкое состояние, переходит в твердое состояние при температуре - 78 0 С. Твердый диок­сид углерода называют сухим льдом и используют для хранения пище­вых продуктов. Кислород О, является бесцветным газом без запаха и вкуса. Плот­ность кислорода при нормальных физических условиях равна 1,34 кг/м3 . В процессе горения кислород играет роль окислителя. Примесь кисло­рода в газообразном топливе допускается не более 1 % по объему как по соображениям взрывобезопасности, так и в целях предохранения обо­рудования от коррозии. Таблица 1 Физические характеристики компонентов природного газа. Компонент состава газа Формула Мольная масса Плотность, кг/м3 Плотность по отношению к воздуху Температура сжижения, 0 С Метан сн4 16,04 0,72 0,55 -161,5 Этан с2 н6 30,07 1,36 1,05 -89 Пропан с3 н8 44,09 2,02 1,55 -42 Бутан с4 н10 58,12 2,70 2,08 -1 Пентан с5 н12 72,15 3,22 2.50 + 36 Гексан с6 н14 86,18 - 3.00 + 68 Этилен с2 н4 28,05 1,26 0,98 -104 Пропен с3 н6 42,08 1,92 1,48 -48 Бутен с4 н8 56,10 2,60 2,00 -6 Пентен с5 н10 70,13 3,13 - - Ацетилен с2 н2 26,04 1,17 0,31 -84 Бензол с6 н6 78,11 3,48 - - Оксид углер. со 28,01 1,25 0,97 -192 Углекис.газ со2 44,01 1,98 1,53 -78 Сероводород H2 S 34,08 1,54 1,19 +46 Азот N2 28,02 1,25 0,97 -196 Кислород о2 32,0 1,43 1,10 -186 Водород Н2 2,02 0,09- 0,07 -253 Водяной пар н2 о 18,02 0,77 0,59 + 100 Углеводородные газы — один из важнейших видов энергетических ресурсов, а также источников сырья для нефтехимии. Доля нефти и газа, используемая в нефтехимической и химической промышленности составляет 4–10 % от мирового потребления. Доля газа в топливно-энергетическом комплексе непрерывно возрастает. По прогнозу общее потребление энергоресурсов в мире в 2020 г. составит 17–23 млрд т. условного топлива (теплотворной способностью 29,5 кДж/т). Из них на газ придется 26,2 %. Природные газы в зависимости от условий происхождения и залегания в земной коре подразделяются на три группы: - чисто газовые месторождения, - газонефтяные (газ растворен в нефти или находится в виде газовой шапки над нефтяной залежью), - газоконденсатные (при давлении в пласте свыше 30–60 МПа в газах растворяются углеводороды, кипящие до 360 °С. При выходе газа из скважины на поверхность и сброса давления жидкие углеводороды конденсируются и отделяются от газа). Газы чисто газовых месторождений называют природными газами. Газы газонефтяных месторождений — попутным газом. В состав природных газов входят метан и его гомологи. При содержании гомологов метана менее 15 об. % газы называются сухими, более 15 об. % — жирными. Доказанные мировые запасы природных газов на 2001 г. составляют 149,5 трлн м3 . Общее количество газа, включая прогнозные запасы, оцениваются в 296,7 трлн м3 . Ниже приведено распределение доказанных мировых запасов газа по регионам и по странам (об. %): Таблица 2 Центральная Европа и СССР 37,3 Китай 0,9 Ближний Восток 35,2 Туркменистан 1,9 Африка 7,9 Нигерия 2,3 Азия 7,2 Венесуэла 2,8 Северная Америка 5,0 Алжир 3,0 Центральная и Южная Америка 4,4 США 3,2 Другие страны 3,0 Саудовская Аравия 4,0 ОАЕ 4,0 Катар 7,5 Иран 15,4 Другие страны 20,7 Россия 32,2 Таблица 3 Добыча газа в мире и прогноз являет собой следующее (млрд м3 ): 1990 г. 1995 г. 2000г. 2010г. 2020 г. Северная Америка 638 712 741 1080 1420 Западная Европа 205 249 280 240 226 Страны СНГ 853 734 719 693 — Ближний Восток 105 141 193 226 254 Всего в мире, включая остальные регионы 2083 2208 2400 3398 4588 Таблица 4 Добыча газа в России (млрд м3 ): СССР 1960 г. 45,3 СССР 1968 г. 169,1 СССР 1980 г. 435,2 СССР 1986 г. 686,0 Россия 1995 г. 595,0 Россия 2000 г. 584,2 Россия 2010 г. 580,0 Экспорт газа из России в 1995 г. — 191 млрд м3 , 2000 г. — 208 млрд м3 , 2010 г. (прогноз) — 255 млрд м3 , 2020 г. (прогноз) — 255 млрд м3 . К основным газовым месторождениям относят: Уренгойское, Ямбургское, Медвежье, Заполярное, Астраханское, Вуктыльское, Оренбургское, Шатлыкское, Шебелинское, Ставропольское (Россия); Парс, Канган (Иран); Панхандл-Хьюготон (США); Слохтерен (Нидерланды); Хасси-Рмель (Алжир). Природный газ образует самостоятельные месторождения. Химический состав природных газов, полученных из чисто газовых месторождений, приведен в табл. 6. В составе природных газов в основном присутствует метан. Такие газы можно отнести к сухим газам. Состав природного газа может колебаться в зависимости от условий, связанных с эксплуатацией месторождений. Газоконденсатные месторождения (табл.7 и 8) образуются при определенных сочетаниях термобарических, качественных и количественных параметров газовой и жидкой фаз. При этом проявляются процессы испарения жидкой фазы в газовую. Это приводит к образованию в сжатых газах газоконденсатных растворов. Содержание конденсата в газе от 40 г/м3 до 1400 г/м3 и более. При снижении давления в процессе добычи газа конденсат выпадает в жидком виде. По своему составу газы газоконденсатных месторождений близки к природному газу. Газовый конденсат содержит бензиновые и керосино-газойлевые фракции. Чем выше давление в пласте, тем тяжелее фракционный состав конденсата. Газовый конденсат передается на нефтеперерабатывающие заводы для получения из него сжиженных газов, бензина и дизельного топлива. Выделение растворенного газа начинается уже в стволе скважины, а затем происходит в сепараторах различной конструкции. Попутный газ выделяется из нефти при подъеме ее на поверхность и снижении давления. Количество попутных газов (в м3 ), приходящееся на 1 т добытой нефти, называется газовым фактором. Газовый фактор зависит от условий формирования и залегания нефтяных пластов. Значения газового фактора для некоторых нефтей составляют (м3 /т): Таблица 5 Ромашкинское месторождение 49,0 Самотлорское месторождение 70,0 Усинское месторождение 57,0 Ставропольское месторождение 137,0 Арланское месторождение 10,0 Попутные газы содержат большие количества гомологов метана. Характеристика составов попутных газов нефтей различных месторождений приведена в табл. 9. В табл. 10. дан состав попутных газов некоторых зарубежных месторождений. Таблица 6 Химический состав (об. %) природных газов различных месторождений Месторождение СН4 С2 Н6 С3 Н8 С4 Н10 С5 Н12 С6 + высшие N2 + редкие СО2 Уренгойское 98,5 0,1 следы следы — — 1,1 0,21 Тазовское 99,0 0,15 0,03 0,005 0,002 — 0,50 0,37 Заполярное 98,5 0,2 0,05 0,012 следы — 0,70 0,50 Губкинское 98,5 0,12 0,015 следы следы — 1,2 0,10 Мессояхское 98,87 следы — — — — 0,45 0,68 Ныдинское 98,2 0,8 0,003 0,05 0,002 — 0,62 0,30 Медвежье 98,63 0,35 0,02 0,003 0,04 — 0,73 0,22 Комсомольское 97,8 0,15 0,004 0,001 — — 1,74 0,28 Северо-Ставропольское — 0,1 0,03 0,01 — — 1,0 2,0 Саратовское 94,7 1,8 0,2 0,1 — — 3,0 0,2 Елман-Курфомское 93,3 2,0 0,5 0,8 0,1 — 3,8 0,1 Нибельское 87,9 1,3 0,15 0,09 0,03 — 10,5 0,04 Введеновское 70,87 8,0 4,3 1,2 0,32 0,01 15,1 0,2 Ухтинское 88,0 1,9 0,2 0,3 — — 9,3 0,3 Тюменское 98,64 0,2 0,04 0,1 — — 0,22 0,8 Таблица 7 Химический состав (об. %) газов некоторых газоконденсатных месторождений Месторождение СН4 С2 Н6 С3 Н8 С4 Н10 С5 Н12 + высшие СО2 N2 + редкие Вуктыльское 75,7 9,1 3,1 0,7 7,5 0,2 3,8 Березнянское 87,7 4,9 1,9 0,9 1,0 2,5 1,1 Оренбургское 82,2 5,2 1,85 1,0 1,88 2,4* 5,5 Шебелинское 93,6 4,0 0,6 0,7 0,4 0,1 0,6 Краснодарское 86,0 6,0 2,0 1,0 1,5 1,5 2,0 Газлинское 94,2 3,0 0,9 0,4 0,4 0,4 0,6 Таблица 8 Характеристика газовых конденсатов различных месторождений Месторождение Выход конденсата, мл/м3 Фракционный состав, об. % Групповой состав фракции н. к. 200 °С начало кипения 100 °С 150 °С 200 °С конец кипения ароматические нафтеновые парафиновые Вуктыльское 500 31 30 57 73 360 15 25 60 Оренбургское 70 33 58 83 89 248 — — — Шебелинское 12 44 27 63 80 289 14 32 54 Газлинское 20 54 36 83 92 220 26 29 45 Коробковское 140 31 65 92 — 173 — — — Краснодарское — 40 30 65 83 300 25 35 40 Березнянское — 47 22 64 78 315 33 44 23 Таблица9 Химический состав (об. %) попутных газов различных месторождений Месторождение СН4 С2 Н6 С3 Н8 С4 Н10 С5 Н12 + высшие CО2 Н2 S N2 + редкие Ромашкинское 40,0 19,5 18,0 7,5 4,9 0,1 — 10,0 Туймазинское 42,0 21,0 18,4 6,8 4,6 0,1 — 7,1 Кусимовское (Самарская область) 76,8 4,4 1,7 0,8 0,6 0,2 1,0 14,5 Сагайдагское (Украина) 96,19 0,75 0,20 — — 0,43 — 2,43 Прилукское (Украина) 32,34 14,6 21,83 12,23 5,88 0,92 — 12,2 Ишимбаевское 42,4 12,0 20,5 7,2 3,1 1,0 2,8 11,0 Аргединское (Волгоградская область) 96,3 1,2 0,5 0,1 — 0,1 — 1,8 Яблоневый овраг (Самарская область) 29,6 16,0 16,5 8,8 3,5 0,6 — 27,0 Шаимское 73,4 7,1 7,9 3,2 1,0 2,3 — 5,1 Усть-Балыкское 87,7 3,9 3,2 1,6 0,9 — — 2,7 Мухановское 31,4 19,0 22,0 9,5 5,0 4,0 0,1 9,0 Анастасиевско-Троицкое 85,1 5,0 1,0 1,0 2,8 5,0 — 0,1 Уренгойское: Горизонт валанжин Горизонт юра. Горизонт сеноман 92,5 87,0 98,8 2,00 6,20 0,07 0,66 3,40 ---- 0,50 1,98 ---- 0,15 0,76 0,01 0,33 0,12 0,29 - - - 3,7 1,1 0,8 Заполярное 98,4 0,07 0,01 -- 0,01 0,20 - 1,3 Губкинское 98,4 0,13 0,01 0,005 0,01 0,15 - 1,3 Юбилейное 98,4 0.07 0,01 -- -- 0,40 -- 1,1 Мессояхское 97,6 0,1 0,03 0,01 0,01 0,6 -- 1,6 Соленинское 95,8 2,9 0,07 0,20 0,15 0,40 -- 0,5 Березовское 94,8 1,20 0,3 0,1 0,06 0,5 --