Газоснабжение

Видобуток газу може вестися однією свердловиною з двох пластів. При  цьому газ з верхнього горизонту  транспортується по простору між  трубами, а з нижнього по фонтанних  трубах.

При експлуатації газового родовища для свердловини встановлюють оптимальний  видобуток – дебіт – газу. Збільшення дебіту більше оптимального призводить до підвищення швидкості  газу у газоносному пласті і транспортуванню  пилу та піску до свердловини. Ці механічні  домішки підсилюють зношування трубопроводів  і арматури. Оптимальним вважається дебіт на рівні 12 ¸ 30% вільного дебіту, тобто витрати газу у атмосферу при повністю відкритій засувці. З часом виробітки родовища експлуатацій ний дебіт збільшують і у кінці експлуатації він досягає 100%.

До комплексу пристроїв для  передавання газу від свердловини  до споживачів входять наступні елементи:

1.Споруди для видобутку та  збирання газу. Вони включають  промислові свердловини та мережі, апарати очищення газу від  механічних домішок та вологи, пристрої редукування газу;

2.Головні споруди, магістральні  газопроводи та проміжні компресорні  станції, а також установки  для очищення газу від шкідливих  домішок. У випадку низького  пластового тиску газу у цю  групу входить головна компресорна  станція. При експлуатації газоконденсатних  та нафтогазових родовищ до  головних споруд включають газопереробні  підприємства для видалення з  газу бензинових фракцій, пропану,  бутану, інших цінних домішок.

3.Система розподілу, резервування, подавання та обліку газу, що  надходить у мережі місць або  до промислових споживачів.

Схема видобутку, транспортування  та розподілу газу наведена на рис. 9.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Після свердловини природний  газ очищується у первинному осаднику пилу від механічних домішок, у основному, від піску, у сепараторі від зваженої вологи і через витратомір спрямовується  до збірного колектора, куди надходить  газ з інших свердловин. Потім  газ проходить очищення від пилу та осушення і надходить у магістральний  газопровід.

Якщо тиск газу, що виходить зі свердловини, перевищує максимально припустиме значення для магістрального газопроводу, його знижують шляхом дроселювання у  штуцері фонтанної арматури свердловини. При низькому тиску газу його підвищують на головній компресорній станції.

При підході магістрального газопроводу  до населеного пункту або до промислового об’єкту тиск газу складає декілька МПа. Зниження тиску до рівня, що прийнятий у міських мережах, виконується на газорозподільній станції.

Для вирівнювання нерівномірності  споживання газу у місцях його роздавання створюються резервні запаси. Це запаси стиснутого газу у газгольдерах або  зріджений газ, що зберігається у  спеціальних ємностях. Зрідження  газу виконується за допомогою компресора, теплообмінника, дросельного пристрою та розділювальної колони. При зростанні  потреби у газі зріджений газ  пропускають через установку  ре газифікації та спрямовують у  газорозподільний пункт. 

На газовому промислі зі свердловин газ подається у газозбірні мережі, а потім у магістральний газопровід. До обв’язки свердловини відносяться апарати первинного очищення та обробки газу, а також трубопроводи, що сполучують свердловину і газозбірну мережу, з встановленими на них приладами. Зі свердловини газ надходить у трубопровід, що складається з двох ліній. Одна з них є робочою, друга – резервна. До кожної з них з напірного баку підводиться діетиленгліколь НОС₂Н₄ – О - НОС₂Н₄ для попередження утворення гідратних пробок. У лініях встановлені запобіжні клапани, що відрегульовані на відкриття при перевищенні робочого рівня тиску на 10 ¸ 15%. Потім газ очищується у сепараторах від механічних домішок, зваженої вологи та подається у колектор газозбірної мережі . 

Конфігурацію газозбірних  мереж вибирають у залежності від розміщення свердловин на площі  газоносності. Вони можуть бути лінійні, радіальні, кільцеві. Перед подачею  у магістральний газопровід тиск газу доводять по робочого. Це досягається  або індивідуальним регулюванням на фонтанній арматурі кожної свердловини, або груповим, тобто у кінці  газозбірної мережі у пункті кінцевого  очищення та обліку газу.

Магістральні газопроводи  використовують для транспортування  газу з районів його добування  або виробництва у віддалений район його споживання. У залежності від робочого тиску вони поділяються  на два класи: І – 2,5 ¸ 10МПа і ІІ – 1,2 ¸ 2,5МПа. У залежності від діаметру та способу прокладання їх ділять на категорії:

В – трубопроводи усередині споруд;

І – переходи через суднохідні та водні перепони, залізничні колії;

ІІ – переходи через автомобільні дороги та болота;

ІІІ – усі види прокладки з  діаметром що дорівнює або більше, ніж 1200мм;

ІV – трубопроводи діаметром менше, ніж 1200мм.

При русі газу по газопроводу  тиск його падає унаслідок втрат  на тертя. Для забезпечення потрібної  пропускної здатності через кожні 150 ¸ 200км встановлюють компресорні станції для підвищення тиску газу. Звичайно магістральне транспортування газу здійснюється по трубах діаметром до 1420 мм при робочому тиску до 7,5 МПа. Для стиску великих потоків газу у магістральному газопроводі потужність компресорних установок на одній станції досягає 50 ¸ 60 тис. кВт.

Для прокладки газопроводу  вибирають малонаселені місця. Траса  повинна бути віддалена від будь-яких споруд на відстань більше, ніж 200м. Уздовж магістрального газопроводу розташована  зона відчуження, на території якої заборонено будівництво об^/єктів та розривання грунту.

Магістральні газопроводи  прокладають під землею, за виключенням  ділянок з перетинанням перепон. Труби прокладають нижче зони промерзання грунту. Глибина до верхньої поверхні трубопроводу повинна бути не менш, ніж 0,8м при діаметрі 1000 або  менше мм, і 1м при діаметрі більше, ніж 1000мм. У скелястому грунті, болотистій місцевості припустимою є глибина  до 0,6м.

При перетинанні невеликих  водних перепон, ярів газопровід прокладають  на опорах. Широкі водні перепони перетинаються  у підводних траншеях з глибиною до верхньої поверхні труб не менш, ніж 0,5м, і за допомогою дюкерів. При  цьому труби у затопленому  стані утримуються вантажем.

Переходи через перепони здійснюють двома нитками. При цьому  пропускна здатність кожної нитки  повинна бути не менше, ніж 75% від  пропускної здатності підвідного газопроводу. При перетинанні автотрас та залізничної  колії газопровід прокладають під  ними у футлярі.

Оптимальне значення діаметру магістрального газопроводу визначають техніко-економічним  розрахунком за мінімумом початкової вартості або за мінімумом експлуатаційних  витрат.

У підсумкової вартості магістральної  газопровідної системи капітальні витрати на газопровід складають  біля 75%, на компресорні станції біля 25%. Але витрати на експлуатацію компресорних станцій значно перевищують витрати  на обслуговування газопроводу.

Оптимальний діаметр газопроводу  d, см визначають зі співвідношення:

d^7,4 + md^6,4 = n,

де m = .

При розрахунку за мінімальними експлуатаційними витратами:

.

При розрахунку за мінімальною початковою вартістю:

,

де a - вартість компресорної станції, що віднесена до 1 кВт, грн./кВт;

b - вартість 1 т труб, грн./т;

l - вартість усіх робіт по укладанню 1 км труб, що віднесена до 1 см діаметру, грн./(см*км);

К = N_У/N_Р – коефіцієнт перевищення встановленої потужності над робочою;

q – добова кількість газу, що перекачується, яка віднесена до 20⁰С та тиску 0,101МПа, м³;

r – ступінь стиску на проміжних компресорних станціях;

R_Z – припустиме напруження на розривання матеріалу труб, МПа;

Р₁ та Р₂  - тиск газу на виході та вході станцій, МПа;

f – амортизаційна частка відрахувань на поточний ремонт станції від її вартості, що віднесена до 1 км трубопроводу;

f^/ - амортизаційна частка відрахувань на поточний ремонт трубопроводу від його вартості, що віднесена до 1 км нитки газопроводу;

h – вартість утримання компресорної станції, грн./(кВт*годину);

H – час роботи за рік, годин.

За знайденим значенням  діаметру газопроводу визначають відстань між станціями:

, км.

Кількість компресорних станцій (без головної) знаходять діленням загальної довжини газопроводу  на відстань між станціями. Довжину  останньої ділянки газопроводу  визначають як решту загальної довжини  за відрахуванням довжини проміжних  ділянок.

Тиск у кінці газопроводу  перед газорозподільною станцією становить:

,

де l_n – довжина останньої ділянки газопроводу, км;

К₁ = ;

D - відносна густина газу (по відношенню до сухого повітря);

Z – середнє значення коефіцієнту стискає мості газу;

Т - абсолютна температура газу.

Газозбірні станції споруджуються  на газових та нафтових промислах  у випадку експлуатації свердловин з різним тиском. Тут газ зі свердловини  низького тиску надходить до компресорної станції і його тиск підвищується до тиску у газозбірному колекторі.

Станції для закачування газу у  пласт споруджуються на конденсатних родовищах для підтримання тиску  у пласті шляхом закачування сухого відбензиненого газу з метою попередження виснаження родовища.

Компресорні станції при підземному зберіганні газу працюють зі зміною напряму  руху газу (рис. 10). При закачуванні  газу компресором 2 у пласт засувки 3 та 5 відкриті, а засувки 1 та 4 закриті. При відкачуванні газу з пласта відкриті засувки 1 та 4, а засувки 3 та 5 закриті.

На магістральних газопроводах встановлюються головна компресорна  станція та проміжні. На головній станції  відбувається підготовка газу до транспортування: очищення та осушення, вимір кількості  газу, стиск, охолодження та одоризація газу, тобто уведення у нього сильно пахучих речовин. На проміжних станціях виконується очищення газу від пилу, стиск та охолодження газу.

 

 

 

 

 

 

На компресорних станціях використовують газомоторні компресори, відцентрові з газотурбінним  приводом, поршневі або відцентрові  компресори з електроприводом.

Поршневі компресори мають високу ступінь стиску, але невелику продуктивність. Тому їх використовують на станціях малої  та середньої потужності. На компресорних станціях, що обслуговують газопроводи  великої продуктивності, використовують відцентрові компресори. У порівнянні з поршневими вони мають більший  строк служби та менші габарити. Унаслідок відсутності змазки циліндру газ не запорошується мастилами. Капітальні витрати на спорудження  станції з турбокомпресорами  на 25 ¸ 50% менші, ніж з поршневими. Недоліком їх є невелика ступінь стиску. Тому декілька таких компресорів включаються послідовно. На рис. 11 показана схема компресорної станції з відцентровими компресорами.

Газ з газопроводу послідовно стискається у трьох відцентрових нагнітачах, кожен з яких через  свій редуктор приводиться у рух  індивідуальною турбіною (турбіни першого  та другого ступеня на рис. 11 не показані). Для компресорних станцій, що розташовані  поблизу ліній електропередач, встановлюють електропривод.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

На компресорних станціях витрачається велика кількість води на холодильники, компресорні циліндри та двигуни. Наприклад, на охолодження  лише одного газомоторного компресора витрачається біля 105 м³/годину води. Звичайно використовується обертове водопостачання. У ньому нагріта вода спрямовується у пристрій для охолодження, а потім знову повертається на станцію. У якості пристроїв для охолодження звичайно використовують вентиляторні градирні (рис. 12).

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Вентилятором крізь жалюзі засмоктується зовнішнє повітря, що рухається у горизонтальних каналах, які утворені решітками насадки. По трубах зверху на решітчасту насадку  подається вода на охолодження, яка  у вигляді крапель стікає по насадці  донизу. У водовідбійних стінках  з рейками здійснюється сепарація  води з повітряного потоку, що надходить  у витяжний вентилятор.

Вентиляторну градирню розраховують за графіком, що зображений на рис. 13. Точки, що відповідають температурам гарячої та холодної води, з^/єднуються прямою лінією. Точка перетину цієї лінії з лінією температури точки роси повітря відповідає густині зрошення, що вишукується. За знайденою густиною зрошення визначають площу градирні. Висота градирні Н визначається за даними табл. 3, як функція різниці між температурами води на охолодження та температурою точки роси повітря, що надходить до градирні Dt_P. Швидкість повітря у градирнях складає звичайно 4 ¸ 6 м/с, а густина зрошення – 3 ¸ 7 м³/(м²*годину).

Таблиця 3.

Рекомендована висота градирні.

DtP, 0С	11 – 8	8 – 5	5 - 2
Н, м	5 – 6	7 – 9	10 - 12

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Тема 6. Система  розподілу газу.

Класифікація та прокладання  газопроводів системи розподілу. Газорозподільні  станції. Газорозподільні пункти та установки. Газозмішувальні та газопідвищувальні  станції. Арматура та складові газових  мереж. Втрати тиску у газопроводах.