Контроль за качеством природного газа транспортируемого по магистральным газопроводам

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ВЫСШЕГО И СРЕДНЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ УЗБЕКИСТАН

БУХАРСКИЙ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ ЛЕГКОЙ И ПИЩЕВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

МАГИСТРСКАЯ ДИССЕРТАЦИЯ

на соискание академической степени магистра

5А 522504 - «ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ И ГАЗА И ЕЁ ХИМИЧЕСКАЯ ТЕХНОЛОГИЯ»

Контроль за качеством природного газа транспортируемого по магистральным газопроводам

МАКАРОВА ВИКТОРИЯ ВИКТОРОВНА

Бухара - 2011г.

Оглавление

Введение

Глава I. Литературный обзор

1.1 Современные тенденции развития транспорта природного газа

1.2 Физико-химические свойства природных газов добываемых местными месторождениями

1.3 Подготовка газа к дальнему транспорту

1.4 Продукты переработки природного газа и требования к их качеству

1.5 Современное техническое состояние магистральных трубопроводов

Глава II. Экспериментальная часть

2.1 Эксплуатация магистральных газопроводов

2.2 Расчет магистральных трубопроводов на прочность и устойчивость

2.2.1 Нагрузки и воздействия на трубопровод

2.2.2 Проверка прочности и устойчивости подземных и надземных трубопроводов

2.3 Метод определение компонентного состава углеводородного газа и углеводородов С₁ - С₆ (метода - а)

2.3.1 Газы горючие природные, подаваемые в магистральные газопроводы(O'zDSt948:1999)

2.4 Методы и приборы определения качества сжиженных углеводородных газов

2.4.1 Определение плотности сжиженных газов

Глава III. Подбор состава и технологии ингибирующих компонентов природного газа транспортируемого по магистральным газопроводам

3.1 Мероприятия по борьбе с гидратами на газопромыслах и магистральных газопроводах

3.2 Жидкие осушители и их свойства

3.2.1 Сравнительная характеристика гликолей, используемых в качестве осушителя

3.2.2 Абсорбционная осушка природного газа от влаги

3.3 Оптимальные параметры газопроводных систем

Заключение

Список использованной литературы

природный газ транспорт трубопровод

Введение

Актуальность работы. Правительством Республики осуществляется интенсивная работа по развитию нефтегазовой промышленности на базе применения в производстве высокоэффективного оборудования, новых материалов, современных технологий, замены устаревшей техники, реализации крупных проектов с зарубежными компаниями [1]. С первых дней независимости развитие ускоренными темпами топливно-энергетического комплекса было намечено Президентом Исламом Каримовым как одно из приоритетных направлений экономики. На сегодняшний день ежегодно в Республике добывается более 60 миллиардов кубометров природного газа и около 6 миллионов тонн жидких углеводородов [2].

В пределах Узбекистана имеется пять крупных нефтегазоносных регионов, в которых каждый год открываются 4-5 новых месторождений. Так, на 01.01.2010 г. выявлено более 195, из них 2 уникальных, 20 крупных, 18 средних и больше 154 мелких [3]. Большинство их вовлечено в промышленную эксплуатацию.

Запасы топливно-энергетических ресурсов обеспечат потребности человечества в них и на следующее столетие. Однако на обеспечение этих потребностей накладываются определенные ограничения экологического и экономического характера. Это прежде всего достаточно жесткие ограничения по эмиссии СО₂ в мире на уровне 1990 г., а также возникшие в последние годы трудности с планированием использования ядерной энергетики. Ужесточение экологических требований приводит к тому, что наиболее конкурентоспособным из всех видов первичных ТЭР является природный газ. Это связано с тем, что эмиссия СО₂ при сжигании газа ниже, чем при сжигании мазута и угля: сжигание газа в расчете на 1 кВт-ч первичной энергии сопровождается эмиссией СО₂ в размере 0,2-0,22 кг, мазута соответственно - 0,26-0,28 кг, каменного угля - 0,33 кг, бурого угля - 0,4 кг. При этом следует учитывать, что при использовании природного газа на крупных электростанциях с газовыми турбинами КПД превышает 50 %, а отопительные котлы нового поколения имеют КПД свыше 90 %, что соответственно снижает потребление первичного топлива и удельную эмиссию СО₂ на единицу конечной энергии. Если за последние 20 лет мировое потребление энергии увеличивалось на 40 %, то природного газа - на 65 %, в то время как нефти - на 12 % и угля - на 28 %. За это время доля природного газа в балансе первичных энергоресурсов возросла с 17 до 21 %, доля нефти снизилась с 49 до 40 %, а угля с 30 до 27 %.

Таким образом, роль природного газа, как наиболее экологически чистого вида топлива, заметно возрастает и, по прогнозам экспертов, его доля в энергобалансе мира к середине XXI века может составить 38-45 %.

В последние десятилетия наблюдается тенденция к постоянному повышению в общем числе месторождений природного газа доли газоконденсатных месторождений со сложным компонентным составом, в состав пластового газа которых входят не только жидкие углеводороды (пентаны и вышекипящие), но и сероводород и серосодержащие соединения, гелий и другие компоненты.

До тех пор пока природный газ добывался только из газовых месторождений (содержание в нем метана составляет 95 % и более) основным технологическим процессом, применяемым в процессе добычи и транспортировки газа потребителям, был процесс осушки. Переход к добыче газа из газоконденсатных месторождений потребовал применения достаточно широкого спектра технологий, призванных решать новые задачи как при подготовке газа и конденсата к транспорту, так и при организации глубокой переработки природного газа.

Известно, что сегодня на газоперерабатывающих заводах Узбекистана перерабатывают природных газов, содержащих в больших количествах влаги, конденсаты, серы, парафинов и др.

Наличие в газе избыточной влаги вызывает ряд серьезных проблем при транспортировании газа. При обработке и транспортировании газа за счет снижения температуры в системе происходит конденсация водяных паров и следовательно образование в ней водного конденсата. Последний с компонентами природного газа образует гидраты. Гидраты, отлагаясь в газопроводах, уменьшают их сечение, а иногда приводят к аварийным остановкам. Кроме того, наличие воды в системе усиливает коррозию оборудования, особенно при содержании в сырьевом газе кислых компонентов. В связи с изложенными природные и нефтяные газы перед подачей в магистральные газопроводы и в цикле переработки подвергаются осушке. Общие вопросы, связанные с осушкой газа и влиянием некачественной подготовки газа на показатели газотранспортных систем описаны в работах [4, 5, 6].

Важное свойство гликолей - способность понижать температуру замерзания водных растворов, что дает возможность использовать водные растворы гликолей как антигидратный ингибитор при минусовых температурах контакта.

В условиях интенсивного использования природных газов в различных отраслях народного хозяйства, повышение их эксплуатационно-экологических качеств, контроль за качеством транспортируемой по магистральном газопроводах является актуальной проблемой, требующей скорейшего своего решения. Решение проблемы возможно путем разработки и внедрения ингибиторов в технологию газопереработки.

Перспективный путь повышения качеств природных газов - это совмещенные процессы осушки и очистки на специальных ингибиторов, обладающих одновременно высокими осушаемыми, очищаемыми свойствами и стабильных к дезактивирующим действиям гетероатомных органических соединений. В присутствии таких ингибиторов под действием температуры и давления одновременно протекает целый комплекс подготовки природного газа транспортировку магистральным газопроводам.

Анализ, обобщение патентной и научно-технической информации, а также теоретические и экспериментальные данные свидетельствуют, что процесс осушки и очистки в природных газах с требуемой глубиной и избирательностью можно осуществить и в присутствии ингибиторов на основе соединений гликоля и этаноламина.

Цель и задачи исследования. Основной целью данной работы является изучение физико-химический состав природных газов транспортируемой по магистральным газопроводам и подбор эффективного ингибитора для осушки и очистки природных газов транспортировку по магистральным газопроводам.

Поставленная цель достигалась решением следующих задач:

- анализом современного состояния проблемы транспортировку природных газов в магистральных трубопроводах;

- разработкой технологии получения ингибиторов для осушки и очистки, содержащих соединения гликоля и этаноламина;

- изучением физико-химических свойство природных газов добываемых местными месторождениями;

- исследованием процесса приготовление ингибиторов для осушки и очистки природных газов;

- оценкой влияния факторов на осушку и очистку природных газов;

- испытанием предлагаемых ингибиторов в процессе осушки и очистки природных газов;

Научная новизна диссертации заключается в следующем:

- разработана технология получения эффективного ингибитора с применением гликоля и этаноламина для предотвращения образования гидратов, очистка от нежелательных компонентов природных газов, добываемых местных месторождениях;

- установлена роль состава гликоль-этаноламинового ингибитора при осушки и очистки природных газов;

- с применением современных физико-химических методов исследования выявлен компонентный состав природного газа.

Практическая значимость результатов исследования состоит в следующем:

- осуществлен синтез гликоль-этаноламинового ингибитора для осушки и очистки природных газов;

- показана возможность получения эффективного ингибитора для осушки и очистки природных газов;

- установлены технологические параметры в процессе осушки и очистки природных газов на подобранном ингибиторе.

Структура и объём работы. Диссертационная работа состоит из введения, 3 глав, заключения и списка использованной литературы. Работа изложена на 88 страницах компьютерного текста, в т.ч. 15 рисунков и 11таблиц. Список литературы, насчитывает источника отечественных и зарубежных авторов.

Глава I. Литературный обзор

1.1 Современные тенденции развития транспорта природного газа

В ближайшее время и в перспективе значительно увеличится дальность транспорта газа, что связано с возрастанием добычи газа в районах Средней Азии увеличится также концентрация потоков газа. Высокая капитaло- и металлоемкость объектов дальнего транспорта газа требует совершенствования техники и технологии транспорта и разработки новых технологических процессов, отличающихся от существующих лучшими технико-экономическими показателями. Совершенствование техники и технологии транспорта газа должно происходить в следующих направлениях: дальнейшее увеличение диаметров газопроводов; повышение рабочего давления; охлаждение транспортируемого газа; повышение эффективности создания напора на КС; повышение надежности ГПА, КС, линейной части газопроводов и всей системы газоснабжения. Удельный вес газопроводов диаметром 1020 мм и более к концу пятилетки должен составить свыше 41 %. В последние годы проектируются и строятся магистральные газопроводы из труб диаметром 1420 мм на рабочее давление 75 кгс/см2. По сравнению с газопроводами диаметром 1020 мм их производительность увеличилась в 3,2 раза; уменьшились металловложения на 19%, а капиталовложения -- на 34%.

Целесообразность и эффективность дальнейшего повышения диаметра магистральных газопроводов определяются технико-экономическими показателями газопроводов диаметром более 1420 мм, которые зависят от оптовой цены на трубы и стоимости строительно-монтажных работ. По предварительным, прогнозным расчетным данным цены на трубы без покрытий почти не зависят от диаметра трубы и находятся на уровне 200 руб/т. Это предопределяет эффективность дальнейшего повышения диаметра газопроводов в ближайшее время до 1620 мм.

Расчеты показывают, что повышение диаметра газопроводов с 1420 до 1620 мм (при других одинаковых параметрах) позволяет увеличить производительность газопроводов на 40%, снизить металлозaтраты на 5--7%, а удельные приведенные затраты -- на 6--8%. Удельные приведенные затраты снижаются за счет уменьшения удельных металловложений и удельных капитальных затрат, не зависящих от параметров трубопровода. Повышение же предела прочности металла с 52 до 57 нгс/см² позволит дополнительно снизить металловложения на 6%, а при повышении предела прочности до 70 кгс/см² -- на 22%. По прогнозным расчетам удельные приведенные затраты на сооружение и эксплуатацию магистральных газопроводов при этом снизятся дополнительно соответственно на 2--3 и 11%. Таким образом, повышение диаметров газопроводов до 1620 мм можно считать вполне целесообразным и экономически эффективным.

Современной технологией строительства линейной части магистральных трубопроводов диаметром до 1420 мм предусмотрена сборка трубных секций в непрерывную нитку на бровке траншеи и последующая ее укладка в траншею с помощью трубоукладчиков с одновременным нанесением изоляционного покрытия. При сооружении трубопроводов диаметром 1620 мм и более необходим их монтаж из отдельных секций в проектном положении -- на две траншеи при подземной прокладке. Сварка труб 8 секции может производиться базовым способом. Весьма перспективной является контактная сварка труб в непрерывную нитку. При строительстве трубопроводов диаметром 1020 мм и более следует отказаться от нанесения изоляции в полевых условиях, необходимо применять трубы, изолированные на заводах.

Производительность газопроводов при одной и той же степени сжатия возрастает пропорционально начальному давлению, этому также способствует и несколько уменьшающийся в данном случае коэффициент сжимаемости газа. Поэтому при повышении давления нагнетания до 75--100 кгс/см² производительность газопроводов возрастает соответственно на 30--35% и почта в два раза. Повышение рабочего давления в газопроводах без улучшения прочностных свойств металла труб, т. е. при увеличении толщины стенок труб, позволяет улучшить технико-экономические показатели магистральных газопроводов за счет снижения удельных строительно-монтажных затрат, не зависящих от параметров трубопровода, и уменьшения величины у, Так, при у = 52 кгс/мм² повышение рабочего давления с 56 до 75 кгс/см² позволяет снизить удельные приведенные затраты для трубопроводов диаметром 1220 мм па 8,6%; 1420 мм -- на 7,2%, 1620 мм -- на 8,2%. При этом удельные металловложения почти не снижаются.

Повышение предела прочности металла труб влияет на экономичность транспорта газа при других постоянных параметрах. Расчеты показывают, что повышение у с 52 до 57 кгс/мм² позволяет уменьшить удельные приведенные затраты на 2%; до 70 кгс/мм² -- на 8-- 10%; до 75 кгс/мм² -- на 10--11% и до 80 кгс/мм² - на 12-13%.

Весьма выгодным является одновременное повышение прочностных свойств металла труб и рабочего давления в газопроводе. Например, при повышении предела прочности металла труб с 52 до 60 кгс/мм² и повышении давления нагнетания с 56 до 75 кгс/см² удельные приведенные затраты снижаются на 9--10%, а при повышении давления до 100 кгс/см² -- на 16% . При повышении прочностных свойств металла труб до 80 кгс/мм² удельные приведенные затраты можно дополнительно снизить на 10--15%.

Таким образом, в настоящее время экономически выгодно как повышение диаметра газопроводов да 1620 мм, так и повышение рабочего давления в них. При увеличении диаметра трубопроводов уменьшаются удельные металловложения. Эффективность этих мероприятий увеличивается при повышении прочностных характеристик металла труб.

Поставляемые сейчас для строительства газопроводов трубы имеют шероховатость внутренней поверхности 30 мк и более. На тех газопроводах, где шероховатость составляет около 20 мк, пропускную способность можно увеличить почти на 4%. При внутреннем покрытии труб шероховатость можно дополнительно уменьшить на 10 мк, это позволило бы увеличить производительность газопроводов на 10%.

Необходимость охлаждения транспортируемого газа возникла в связи с повышением давления и диаметров магистральных газопроводов. Причем охлаждение газа в связи с увеличением потоков в одном трубопроводе необходимо не только для повышения эффективности транспорта газа, но и для обеспечения устойчивости и надежности трубопровода. Температура транспортируемого газа на выходе" компрессорных станций сейчас достигает 60--65° С. Как показал опыт эксплуатация газопровода Бухара -- Урал, даже при диаметре трубопроводов 1020 мм охлаждение газа способствовало бы значительному повышению устойчивости линейной части газопровода [ 7].

В настоящее время уточнены численные значения коэффициентов теплопередачи от газа в грунт для различных климатических зон. В результате установлено, что для транспорта газа по трубопроводам диаметром 1420 мм и выше необходимо охлаждение.

Эффективность охлаждения газа зависит от глубины его охлаждения. Определение ее оптимальной величины, количества и типа аппаратов охлаждения (АВО) для каждого газопровода и КС является комплексной задачей, которая должна решаться на основании совместных гидравлического и теплового расчетов режима газопровода, процессов сжатия газа на КС и охлаждения его в АВО, а также нa основании расчета экономических показателей транспорта газа. При этом учитываются факторы, влияющие нa показатели систем охлаждения: климатические условия районов прокладки газопровода, температура наружного воздуха, температура грунта, коэффициенты теплопередачи, гидравлическая эффективность газопроводов, техническое состояние газовых турбин.

Эффективность охлаждения можно показать на таком условном примере. Снижение температуры газа с 60°С (которая допустима для сохранения изоляции) до 40° С дозволяет уменьшить удельные приведенные затраты для газопровода диаметром 1420 мм на всех уровнях рабочего давления на 2--3%.

Исследования условий транспорта газа показали, что наиболее эффективно охлаждение его до температур, превышающих не более чем на 10--15° С температуру окружающего воздуха, при использовании аппаратов воздушного охлаждения на магистральных газопроводах диаметром 1020 мм и выше. Увеличение пропускной способности при этом неравномерно в течение года и составляет от 2 до 7% (зимой).

В настоящее время ведутся работы по обоснованию уровня охлаждения нa газопроводах Средняя Азия -- Центр и северные районы Тюменской области -- Урал, Для эффективного охлаждения газа необходимы аппараты с поверхностью охлаждения до 10--15 тыс. м² в каждом.

Дальнейшее уменьшение металлоемкости и стоимости трубопровода может быть достигнуто при еще большем снижении температуры транспортируемого газа. Принципиальные основы технологии транспорта газа при низких температурах уже разработаны. Предусматриваются предварительное охлаждение газа на головных сооружениях газопроводов и транспортировка в охлажденном (при температуре минус 60--70⁰ С) или сжиженном (минус 100--120° С) состояниях по теплоизолированным трубопроводам. Расчеты показывают, что при снижении температуры газа с 20⁰ С до минус 65--70° С и связанном с этим изменении коэффициента сжимаемости можно достичь почти двукратного увеличения производительности газопровода при одном и том же рабочем давлении.

В этом интервале изменения температур газа максимальная производительность газопровода достигается при давлениях 80--120 кгс/см². Например, одновременное изменение давления нагнетания с 56 до 100-- 120 кгс/см² и температуры газа с 20⁰ С до минус 65-- 70° С позволяет повысить пропускную способность трубопровода в 3,5--4 раза. Дальнейшее снижение температуры газа до минус 100--120° С и перевод его в сжиженное состояние позволяют при той же степени роста пропускной способности трубопровода добиться существенного снижения рабочего давления в транспортной системе до 40--45 кгс/см². Охлаждение газа до минус 70° С позволяет сократить удельные металлозатраты в 1,6--1,7 раза и более чем в 4 раза ври транспортировании газа в сжиженном состоянии. Современная технология транспорта газа при давлениях 55 и 75 кгс/см² обеспечивает наиболее благоприятные технико-экономические показатели при передаче больших объемов газа на расстояния до 1000--1200 км. Закономерности изменения удельных капиталовложений приведенных затрат таковы, что при расстояниях газопередачи от 1000--1200 до 2000--2200 км обеспечиваются определенные преимущества технологии транспорта газа в охлажденном состоянии, а свыше 2000--2200 км наиболее эффективной является технология транспорта газа в сжиженном состоянии. Степень изученности технологических вопросов соответствует уровню, при котором можно достаточно обоснованно проектировать все без исключения элементы транспортной системы охлажденного и сжиженного газа.

Значительный удельный вес в экономических показателях эксплуатации газопроводов занимают затраты, не зависящие от объема перекачки газа. Основным направлением улучшения этих показателей является повышение использования производственных мощностей газопроводов.

На производительность газопровода оказывает влияние изменение рабочих характеристик различных его элементов. Снижение производительности газопровода происходит, например, на 6--15% из-за загрязнения труб и увеличения их гидравлического сопротивления; на 2--6% из-за уменьшения мощности и к.п.д. ГПА; на 1,5--4% из-за снижения максимального давления нагнетания газа; на 0,5--1,5% из-за аварийных и других вынужденных остановок.

Существует ряд причин снижения максимального давления нагнетания, например отсутствие систем регулирования режима работы компрессорных станций.

Сейчас разработаны системы автоматического регулирования (САР): электрическая «Нева-1», пневматическая «Темп-1П», гидравлическая «Темп-Ш». Эти системы обеспечивают: поддержание давления на выходе КС на максимальном или любом заданном уровне; распределение и поддержание скорости между включенными агрегатами в заданном соотношении; ограничение температуры газов перед турбинами высокого давления по верхнему пределу и скорости вращения нагнетателей по верхнему и нижнему пределам. Электрическая система «Нева-1» рекомендована к внедрению на всех действующих и вновь проектируемых газопроводах.

Пневматическая система регулирования «Темп-1П» может успешно применяться на КС южных районов страны, где высокие температуры, загазованность и запыленность.

Надежность магистральных газопроводов характеризуется удельной интенсивностью аварий (количество аварий в год на 1000 км трубопровода) и средним временем восстановления. При обработке данных эксплуатации установлено: количество аварий на газопроводе -- величина случайная, подчиняющаяся распределению Пуассона; среднее количество аварий в год составляет -- 1 авария на 1000 км трубопровода; в начальный период эксплуатации газопровода количества аварий выше среднего, затем оно снижается и становится величиной установившейся; время восстановления работоспособности газопровода -- величина случайная, распределенная по нормальному Закону; среднее время и дисперсия восстановления возрастают с увеличением диаметра газопровода. Для сравнения можно указать, что интенсивность аварий в год составляет во Франции -- 1,4 аварии на 1000 км трубопровода, а в США -- 0,5. Основной причиной аварий на магистральных газопроводах является брак сварки -- 50--60% от общего количества аварий; 10% -- из-за брака металла труб. Из-за нарушений правил эксплуатации происходит около 6% аварий. Возрастает удельный вес аварий из-за наружной коррозии (до 3%).

По зарубежным данным основные причины аварий следующие: повреждения механизмами и внешние воздействия -- до 40%, внешняя коррозия -- до 13%, аварии продольного шва -- 12%, поперечного -- 10%. При этом значительную часть аварий удается предупредить, проводя испытания газопроводов, так как при этом выявляются брак труб и дефекты строительства. Например, в США при испытаниях газопроводов аварии из-за разрыва продольного шва составляют около 93%. Контроль при строительстве, проведение предупредительных ремонтных работ, защита трубопровода от коррозии позволяют значительно сократить количество аварий.

Из-за возрастания объемов земляных работ, сварки, увеличения длины разрыва с повышением диаметра газопровода следует ожидать (и это подтверждается обработкой статистического материала) возрастания среднего времени восстановления газопровода.

Для обеспечения надежности газоснабжения необходимы резервы для компенсации снижения пропускной способности газопровода, т. о. необходимы дополнительные затраты в средства резервирования. На основании расчетов установлено, что факторы надежности оказывают существенное влияние на экономическую эффективность применения труб различного диаметра для транспорта мощных потоков газа.

При существующем уровне надежности трубопроводов оправдано применение двух- в трехниточных газопроводов для подачи газа на расстояние до 4000 км. Например, подача 30 млрд. м^З газа в год по трехниточному газопроводу диаметром 1020 мм на расстояние 1000 км дает выигрыш по сравнению с однониточным газопроводом диаметром 1620 мм -- 8,5 млн. руб., на расстояние 2000 км -- 7,9 млн. руб. и на 3000 км -- 4,8 млн. руб. Поэтому сооружение газопроводов из труб большого диаметра (свыше 1420 мм) при существующем уровне надежности целесообразно только в составе многониточных систем.

Основные направления повышения надежности транспорта газа:

повышение прочностных свойств материала труб;

повышение качества строительно-монтажных работ;

уточнение норм испытаний газопроводов, чтобы на этой стадии можно было полностью выявить дефекты металла труб и брак строительно-монтажных работ;

обеспечение защиты газопровода от наружной коррозии (обязательный ввод в эксплуатацию станций катодной защиты одновременно с магистральным газопроводом);

централизация аварийно-ремонтной службы магистральных газопроводов, предусматривающая повышение степени оснащенности РВС машинами и механизмами, закрепление высококвалифицированных кадров, повышение качества ремонтных работ и сокращение среднего времени ремонта;

предупредительные работы по контролю за состоянием трубопровода и замене участков, состояние которых близко к аварийному.

В настоящее время разработаны алгоритмические методы расчета и учета факторов надежности магистральных газопроводов и определения параметров при их проектировании.

Коэффициент неравномерности транспорта газа, определяющий пропускную способность и соответственный ей экономически выгодный типоразмер проектируемого газопровода, принимается постоянным и равным 0,85 для всех газопроводов протяженностью более 300 км и 0,75 -- для газопроводов протяженностью менее 300 км.

В результате проведенных исследований в 1992-- 1993 гг. по обоснованию величины коэффициента неравномерности установлена его зависимость от ряда факторов: заданной годовой производительности; среднегодовой неравномерности газопотребления; располагаемого объема подземных хранилищ газа и глубины залегания пластов ПХГ; протяженности газопроводов.

Определена критическая длина газопровода, меньше которой регулирование неравномерности газопотребления выгодно за счет резервирования мощностей газопроводов и больше которой -- за счет создания подземных хранилищ газа. Критическая длина газопровода зависит от коэффициента неравномерности газопотребления и глубины залегания пластов для ПХГ и колеблется от 500 до 1500 км. С ростом коэффициента неравномерности газопотребления критическая длина уменьшается. Так, при коэффициенте неравномерности 1,3 она составляет 1200--1400 км, а при возрастании его до 1,6 -- 500 км. С увеличением глубины залегания пластов ПХГ критическая длина также сокращается: при глубине 600 м она равна 1000 км, а при 3000 м -- уже 1250 км.

Экономичность ПХГ возрастает с увеличением длины и производительности газопровода. Если же объем ПХГ недостаточен, то для этого случая составлены таблицы для выбора коэффициента неравномерности.

Реализация всех этих решений позволит не только существенно увеличить дальность и объемы транспорта газа, но и значительно повысить его экономическую эффективность.

1.2 Физико-химические свойства природных газов добываемых местными месторождениями

Природные газы подразделяются на три группы: газы, добываемые из чисто газовых месторождений и состоящие в основном из метана (82-98%); газы, получаемые из газоконденсатных месторождений, представляющие собой смесь газа и тяжелых углеводородов, являющихся при нормальных условиях жидкостями, и содержащие значительное количество метана (80-95%); газы, добываемые вместе с нефтью из нефтяных месторождений, состоящие из смеси газа с газовым бензином и пропан-бутановой фракцией и содержащие только 30-70% метана. В газах содержатся неуглеводородные компоненты -азот, двуокись углерода, пары воды. Физико-химические свойства основных компонентов газа приведены в табл. 1.

В состав природных газов входят:

а) углеводороды -алканы C_nH_2n+2 и цикланы C_nH_2n;

б) неуглеводороды- азот N₂, угл. газ СО₂, сероводород Н₂S, ртуть, меркаптаны R-SH.

в) инертные газы - гелий, аргон, криптон, ксенон.

Фазовые состояния.

Метан (СН₄), этан (С₂Н₆) и этилен (С₂Н₄) при нормальных условиях (р=0,1 МПа и Т=273 К) являются реальными газами и составляют сухой газ.

Пропан (С₂Н₆), пропилен (С₃Н₆), изобутан(i=С₄Н₁₀), нормальный бутан-(n=С₄Н₁₀), бутилены (С₄Н₈) при атмосферных условиях находятся в парообразном (газообразном) состоянии, при повышенных давлениях--в жидком состоянии. Они входят в состав жидких (сжижаемых, сжиженных) углеводородных газов.

Углеводороды, начиная с изопентана (i-С₅Н₁₂) и более тяжелые (17n>5) при атмосферных условиях находятся в жидком состоянии. Они входят в состав бензиновой фракции.

Углеводороды, в молекулу которых входит 18 и более атомов углерода (от С₁₈Н₂₈), расположенных в одну цепочку, при атмосферных условиях находятся в твердом состоянии.

Таблица 1. Физико-химические свойства основных компонентов газа

Показатели	CH4	C2H6	C3H8	i-C4H10	n-C4H10	H2S	CO2	N2
Молекулярная масса	16,04	30,07	44,1	58,1	58,1	34,08	44,01	28,01
Температура кипения, 0С	-161,3	-88,6	-42,2	-10,1	-0,5	-60,7	-78,5	-195,8
Плотность при 0 0С, кг/м3	0,717	1,344	1,967	2,60	2,60	1,539	1,977	1,251
Теплота сгорания при 15 0С, кДж/кг высшая низшая	55685 30154	51956 47347	49861 46467	49442 46767	49442 45671	15,2 -	- -	- -
Растворимость в воде при 15 0С, л/л	0,09	0,05	-	0.13	0,15	2,91	1.0	0,017

К основным параметрам газа относятся.

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 ларов в газовой фазе, а снижение давления-- увеличение их содержания. В самом пласте по мере разработки происходит увеличение влагосодержания газа, так как пластовое давление падает при изотермическом режиме. Влагосодержание природного газа -- важнейший параметр, который определяет в значительней 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 объема газовой смеси, приведенной к нормальным условиям(0 °С и 0,1 МПа), и измеряется в г/м³ или кг/,1000 м³.

Относительное влагосодержание W₀ -- отношение фактического содержания паров воды в единице объема газовой смеси при данных давлении и температуре к его влагосодержанию, т. е. к количеству водяных паров, которые могли бы содержаться в том же объеме и при тех же условиях при полном насыщении. W₀ измеряется в долях единицы или процентах. Полное насыщение оценивается как 100%.

Влагосодержание природных газов с относительной плотностью 0,6 при контакте с пресной водой приводится на номограмме (рис. 1.). Поправочные коэффициенты С₃ и С_о учитывают соответственно влияние минерализации воды и плотности газа. Влагосодержание газа относительной плотностью, отличающейся от 0,6 при контакте с минерализованной водой, определяется по формуле

W = W₀,₆С_sС_р,

где W₀,₆ -- влагосодержание газа, определенное по номограмме. Кристаллогидраты природных газов. Многие компоненты природного газа (метан, этан, пропан, изобутан, углекислый газ, сероводород, азот) в соединении с водой образуют кристаллогидраты -- твердые кристаллические соединения, существующие при высоких давлениях и положительных температурах. Они представляют собой физические соединения газа и воды (клатраты), образующиеся при внедрении М молекул газa в пустоты кристаллических структур, составленных из молекул воды. Все газы, размер молекул которых находится в пределах (4--6,9) 10^-10 м, образуют гидраты. Установлены два типа кристаллической решетки гидратов: гидраты структуры I построены из 46 молекул воды и имеют 8 полостей; гидраты структуры II -- из 136 молекул воды, имеют 16 малых и 8 больших полостей.

Метан, этан, углекислый газ, сероводород и азот образуют гидраты структуры I по формуле 8М-46Н₂О (или 5М·5,75 Н₂О). Пропан и изобутан образуют гидраты структуры II по формуле 8М-136Н₂О. Добываемые природные газы образуют смешанные гидраты по формуле С₃Н₈·2СН₄·17Н₂0, т. е. малые полости в решетке структуры II занимает газ, самостоятельно образующий гидранты структуры I.



Рис. 1. Номограмма для определения влагосодержания природных газов

Поправка на: 1-NaCl; 2-NaOH; 3- MgCl₂; 4-CaCl₂; 5- NaHCO₃

Гидратообразование определяется давлением, температурой, составом газа и воды (рис. 2.). Область существования гидратов располагается слева от кривых / и IV. Точки р_к и р'х называются соответственно верхней и нижней критическими точками гидратообразоваиия. В критической точке р_к, например, существуют четыре фазы: вода, газ, гидрат и сжиженный газ.

Рис. 2. Диаграмма фазовых состояний газ-гидрат

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 р/ соответствует температуре, близкой к 0 °С. В этой точке существуют газ, лед, гидрат и вода.

Кривые образования гидратов для различных компонентов природного газа приводятся на рис. 3. Зависимости равновесных параметров гндратообразования природных газов приводятся на рис. 4. Область существования гидратов на этих графиках располагается левее и выше кривых. С увеличением давления и плотности газа температура гидратообразования возрастает.

1.3 Подготовка газа к дальнему транспорту

Природный газ месторождений содержит механические примеси - посторонние вещества в твердом, жидком и газообразном состояниях, входящие в состав газа и снижающие его теплоту сгорания. К твердым включениям относятся окиси алюминия, соединения кремния, железа, кальция, магния, серы и др.; к жидким и газообразным - вода, её пары, пары солей, образующиеся при высоком давлении, и тяжелые углеводороды.

В зависимости от того, где будет использован газ, к его качеству предъявляют требования в соответствии с O'z DSt 948: 1999. Качество газа, поступающего с промыслов и газоперерабатывающих заводов в магистральные газопроводы, должно способствовать надежной и эффективной работе газопроводов и компрессорных станций. Качество газа для коммунально-бытового потребления должно обеспечивать взаимозаменяемость газа по его топливным характеристикам; санитарно-гигиенические условия бытовых помещений, имеющих газовые приборы с горением без отвода продуктов сгорания; безопасность при использовании газа.

Качество природного газа при химической переработке определяется условиями постоянства его состава, отсутствием жидкой фазы и механических примесей, ограничением содержания тяжелых углеводородов и соединений серы.

Для оценки качества природного газа, транспортируемого по магистральным газопроводам и подаваемого потребителям, используют следующие основные показатели.

Содержание влаги в газе. Влага способствует коррозии газопроводов и оборудования компрессорных станций, а также образованию кристаллогидратов. Для предотвращения этого необходимо, чтобы точка росы газа по влаге была на 5-7 К ниже наиболее низкой температуры газа при его транспортировке по газопроводу.

Климатическая зона по ГОСТ 16350-80………………….. …….А Б

Точка росы по влаге и тяжелым углеводородам при

p=5,5 МПа, К, не более:

в зимний период (1.Х-30.IV)………………………… ……… .263 240

в летний период (1.V-30.IХ)………………………………….. 270 258

Принятая технология осушки газа на промыслах и заводах создает условия безгидратного транспорта газа, надежной работы средств автоматики на компрессорных и газораспределительных станциях, исключает подогрев газа перед редуцированием.

Точка росы по углеводородам. Наличие в газе конденсирующихся углеводородов приводит при определенных термодинамических условиях к выделению конденсата. Это снижает пропускную способность магистральных газопроводов и увеличивает потребную мощность компрессорных агрегатов. Современные сорбционные процессы - процессы поглощения из газа определенных фракций - дают возможность выделить тяжелые углеводороды до точки росы (313К). Такая глубина извлечения позволяет наиболее полно использовать углеводороды для получения сжиженных газов, газовых бензинов, индивидуальных углеводородов.

Содержание сероводорода. Наличие в газе сероводорода способствует развитию коррозии внутренней поверхности газопроводов, газоперекачивающих агрегатов, арматуры загрязнению атмосферы помещений токсичными продуктами. В соответствии с ГОСТ 5542-78 в 1 м³ газа должно содержаться не более 0,02 г сероводорода.

Содержание механических примесей. Механические примеси, содержащиеся в газе, способствуют развитию эрозии, износу газопроводов и компрессорных агрегатов, а также засоряют контрольно-измерительные приборы и увеличивают вероятность аварийных ситуаций на компрессорных станциях (КС), газопроводах и газораспределительных станциях (ГРС).

Содержание кислорода. В природных газах кислород отсутствует. При строительстве или ремонте газопроводов кислород можно внести при недостаточной продувке трубы. Наличие кислорода в природном газе может привести к образованию взрывоопасных смесей или выделению элементарной серы при наличии сероводорода.

Содержание двуокиси углерода. В сухом газе СО₂ образует балластную смесь, снижающую калорийность газа. В природных газах, транспортируемых по газопроводам, содержится относительно небольшое количество СО₂ . По технико-экономическим данным содержание СО₂ в газе не должно превышать 2%.

Содержание меркаптановой и общей органической серы. Меркаптанову серу в небольших количествах в качестве одоранта вводят в газ для придания ему запаха. Установленными нормами содержание одоранта в газе обусловлено необходимым уровнем запаха и составляет 16г на 1000 м³ газа. Наличие в газе органической серы более 30-50 мг ограничивает возможность его использования без доочистки для химических процессов.

Число Воббе - основной показатель качества газа, используемого в бытовых горелочных устройствах. Он определяет режим горения газа в бытовых приборах, взаимозаменяемость газа переменного состава для обеспечения нормального режима горения.

Число Воббе W учитывает взаимосвязь теплоты сгорания газа и и плотности газа по отношению к воздуху ?: W=и ??. Число Воббе для газовых и газоконденсатных месторождений находится в пределах 40 195-50 244 кДж/м³, для нефтяных месторождений - 46 057 - 60 711 кДж/м³.

Исходя из условий нормальной работы газовых приборов, установлено номинальное значение числа Воббе, для которого регулируют газовые приборы. Число Воббе природного газа, транспортируемого по основным магистральным газопроводам нашей страны, составляет от 11 000 до 12 000 кДж/м³. При этом отношение максимального значения числа Воббе к минимальному не превышает 1,1, что соответствует рекомендациям Международного газового союза по допустимым пределам отклонений.

1.4 Продукты переработки природного газа и требования к их качеству

При использовании природного газа и продуктов его переработки как топлива или сырья к ним предъявляется требования по качеству товарной продукции и ограничениям уровней возможных загрязнений окружающей среды при сбросе продуктов сгорания в атмосферу.

Качество товарных продуктов регламентируется междугосударственными стандартами (ГОСТ), отраслевыми (ОСТ), техническими условиями (ТУ), стандартами предприятия. Технические условия или стандарты на природный газ, подаваемый потребителям, должны отражать допустимые содержания сероводорода, воздуха или кислорода, углекислого газа, окиси углерода, допустимую влагонасыщенность, содержание твердых примесей и других компонентов, теплотворную способность и т.п.

Важнейшей эксплуатационной характеристикой газа является содержание в нем сернистых компонентов: сероводорода - не выше 20 мг/м³, меркаптанов - не выше 36 мг/м³, а также кислорода не более 1%. Для природного топливного газа определяющий показатель качества - его теплота сгорания, нормируемая в виде числа Воббе. Число Воббе устанавливают в пределах 39 400- 52 000.

При отборе проб газа для контроля за качеством должны соблюдаться условия, исключающие попадание воздуха и посторонних примесей в состав пробы.

Накопленный опыт эксплуатации установок подготовки газа и систем транспорта газа показал жизненность практических позиций по выбору температуры точки росы подготавливаемого к транспорту газа. Суть этой позиции заключается в том, чтобы температура точки росы подготавливаемого газа обусловливалась среднегодовой или среднесезонной температурой среды того района, через который осуществляется транспортировка газа. При этом оказалось возможным несколько снизить некоторые требования к соответствующим показателям подготавливаемого газа частности, температуру точки росы по углеводородам и воде.

Газы природные горючие, подаваемые в магистральные газопроводы и транспортируемые по ним, должны удовлетворять требованиям по таким показателям, как точек росы по влаге, тяжелым углеводородам и содержанию сероводорода, кислорода (табл.2). Несоблюдение этих требований может привести к полной остановке газопровода вследствие образования жидкостных пробок, гидратов при охлаждении газа и коррозии материала труб. Кроме того, теряется ценные жидкие углеводороды.

Таблица 2 Технические требования на газы горючие природные, подаваемые в магистральные газопроводы

Показатель	Норма
	для умеренной и жаркой климатических зон	для холодной климатической зоны
	1	2	1	2
Температура точек росы по влаге и тяжелым углеводородам при давлении 5,5 МПа, 0С, не более: Зимний период (1 октября-30 апреля) Летний период (1 мая- 30 сентября)	-10 -3	-5 0	-25 -15	-20 -5
Содержание сероводорода, г на 100 м3 , не более	2	2	2	2
Механические примеси, г на 100 м3 не более	0,1	0,3	0,1	0,3
Объемная доля кислорода не более,%	1	1	1	1

Наличие в газе влаги, жидких углеводородов, агрессивных и механических примесей снижает пропускную способность газопроводов, увеличивает расход ингибиторов, усиливает коррозию, увеличивает необходимую мощность компрессорных агрегатов, способствует забиванию линий контрольно-измерительных и регулирующих приборов. Все это снижает надежность работы технологических систем, увеличивает вероятность аварийных ситуаций на компрессорных станциях и газопроводах.

Глава II. Экспериментальная часть

2.1 Эксплуатация магистральных газопроводов

Современные магистральные газопроводы вместе с компрессорными станциями -- весьма сложные сооружения, эксплуатация которых возможна лишь при использовании автоматизированных систем управления технологическими процессами транспорта. Эксплуатация этих систем должна базироваться на результатах технической диагностики трубопроводов.

Обеспечение надежной и эффективной работы действующих и вновь вводимых в действие трубопроводов и компрессорных станций является важной задачей обслуживающего их персонала.

Основная причина снижения надежности эксплуатации газопроводов-- это потери герметичности через сварочные швы, дефекты в металле газопроводных труб и почвенная коррозия газопроводов вследствие недостатков в качестве изоляционно-укладочных работ.

Эксплуатацию магистральных газопроводов осуществляют линейно-эксплуатационные службы, которые проводят технические осмотры, межремонтное обслуживание, выполняют текущие ремонты, ремонтно-восстановительные работы при ликвидации аварий на газопроводах. В плановый ремонт входят работы по ремонту изоляционных покрытий с заменой новыми трубами отдельных прокорродированных участков, а также по ремонту средств электрохимической защиты и питающих их линий электропередач, устранению различных поверхностных дефектов на трубах.

При эксплуатации магистральных газопроводов в определенных условиях возможно образование гидратов природного газа.

Практика эксплуатации газопроводов показывает, что аварийные ситуации из-за образования гидратов чаще всего происходят в пусковой период и в зимнее время.

В пусковой период гидраты образуются в основном из-за наличия в газопроводе воды, оставшейся после окончания его строительства. Технологический режим эксплуатации газопровода должен предусматривать предотвращение образования гидратов в этот период. Гидратообразование обычно происходит в пониженных участках газопроводов, где возможно скопление жидкости, поэтому строительство газопровода осуществляется с учетом необходимости периодического удаления оттуда воды. Кроме того, система подготовки газа к дальнему транспорту должна быть такой, чтобы степень осушки газа, его давление и температура обеспечивали безгидратный транспорт газа. В качестве ингибиторов гидратообразования в магистральных газопроводах можно использовать метанол, гликоли (ДЭГ, ТЭГ), этилкарбитол. Необходимое количество ингибиторов для предотвращения гидратообразования при транспорте газа рассчитывают так же, как и при его добыче и подготовке к транспорту. Образование гидратов возможно при температуре газа ниже равновесной температуры гидратообразования. Выбор метода устранения гидратов зависит от характера образовавшихся гидратов, их состава, от имеющихся в наличии ингибиторов, давления и температуры в месте образования гидратов. При наличии сплошной гидратной пробки требуется остановка газопровода. Если площадь сечения газопровода не полностью перекрыта гидратной пробкой, то ее удаляют без остановки подачи газа. Для предотвращения образования сплошной гидратной пробки необходимо вести постоянный контроль за работой магистрального газопровода, особенно в пусковой период. Необходима своевременная продувка пониженных участков газопровода, в которых скапливается вода. О накоплении гидратов на отдельных участках свидетельствует, как правило, увеличение перепада давления.

При образовании гидратной пробки принимают меры по ее ликвидации путем подогрева, подачи ингибитора. Снижать давление рекомендуется после нарушения сплошности гидратной пробки.

Наиболее простой и доступный метод ликвидации гидратов-- снижение давления на участке гидратообразования до атмосферного. Давление снижают с двух сторон участка путем выпуска газа в атмосферу. Однако при выпуске газа в атмосферу нужно следить за тем, чтобы конечная температура не снизилась до отрицательной и не произошло замерзания воды.

Один из наиболее эффективных методов ликвидации гидратов -- ввод ингибитора и последующее снижение давления. Для этого участок гидратообразования отключается, закачивается ингибитор и снижается давление. После устранения пробки раствор ингибитора удаляется из газопровода продувкой.

Гидратные пробки удаляют также способом их разложения при подогреве участка гидратообразования с помощью воды. При этом температура воды должна быть выше 0°С. При ликвидации гидратов в зимний период время работы должно быть минимальным, чтобы не допускать замерзания воды я растворов ингибиторов в газопроводе.

Все работы по техническому обслуживанию подземных и наземных газопроводов должны выполняться согласно разработанным и утвержденным в установленном порядке инструкциям в сроки, предусмотренные графиком. Исправность сооружения газопроводов, отсутствие утечек, загазованность колодцев проверяются при обходе газопроводов. Сроки обхода трасс газопроводов назначаются в зависимости от конкретных условий их эксплуатации: давления в трубопроводе, его технического состояний, сроков эксплуатации и т. д. Плотность и состояние изоляции газопровода проверяются с помощью приборов, позволяющих выявлять утечки газа и повреждения изоляции без вскрытия грунта. Установленные на газопроводах в колодцах задвижки, краны, компенсаторы обслуживают по утвержденным графикам ежегодно. Запорные устройства (краны, задвижки) устанавливают на магистральных газопроводах на расстоянии 25 км. При пересечении водных преград и мостов их ставят по обе стороны перехода через препятствия.

Рис. 5. Схема конденсатосборника типа «расширительная камера» с автоматическим удалением конденсата:

1 - наземный резервуар для приема конденсата; 2 - регулирующий клапан; 3 - расширительная камера; 4 - емкость для сбора конденсата; 5 - регулятор уровня; 6 - автоматический пневмомагнитный конденсатоотводчик АКОМП-2.

Кроме того, их установка необходима и на всех отводах от газопровода. Для сбора и удаления жидкости (конденсата) в пониженных точках газопровода устанавливают конденсатосборники, снабженные устройствами для автоматического сброса конденсата (рис.5.).

В табл. 3. даются технические данные конденсатосборников типа «расширительная камера». Применяются также конденсатосборники Востокгипрогаза для труб диаметром 720 мм и Гипроспецгаза для труб диаметром 820 и 1020 мм. При небольших количествах жидкости используют дренажные устройства различной конструкции.