Природный газ на самом деле является смесью из газообразных веществ, образовавшихся в результате анаэробных разложений органических веществ. Максимально приближенный по своим характеристикам к природному, также можно получить в качестве попутного вещества, образующегося в результате добычи нефти.
Состав природного газа
Метан, пропан, этан, бутан, легкокипящие углеводороды (гексан, пентан), азот, углекислый газ, сероводород – вот какие компоненты входят в состав природного газа. Залежи природных углеводородов находятся на глубине более 1,5 километров, но на такой глубине обычно извлекают азот, бутан, этан иногда аргон.
Сжиженный нефтяной газ образуется в результате очистки подготовленного нефтяного субстрата. Его также получают посредством отделения от природного. Газ переходит в жидкое агрегатное состояние, подвергаясь охлаждению и воздействию высокого давления. В таком виде СПГ хранится и транспортируется на любые расстояния. Газ переходит в жидкость при температуре окружающей среды ниже 20 градусов. Переход возможен и при повышении давления до отметки свыше 100 кПа. Сжиженный представлен смесью бутана и пропана.
С жидком виде газы хранятся на нефтеперерабатывающих предприятиях. Применяются для бытового отопления, приготовления пищи, подогрева воды, в качестве топлива для автомобильного транспорта.
Транспортировка природного газа
Наиболее распространённый способ перемещения газа – поставка по трубопроводу.
Под давлением в 75 атмосфер движется по трубам, диаметром до 1400 мм. По мере движения, энергия, задаваемая вначале с помощью специального оборудования, теряется. Поэтому на трубопроводе сооружаются компрессорные станции, поддерживающие нужное давление в сети. Для транспортировки на небольшие расстояния используют специальные автомобили – газовозы, снабженные изотермическими цистернами. Наиболее простой и удобный способ доставки потребителю – баллоны. В таком виде доставляют известные украинские компании, ориентированные на частных покупателей. Яркий пример – компания СПгаз.
Выбирая поставщика, важно подготовить место, в котором будут храниться баллоны. Для этого сооружают отдельную пристройку, располагая её по возможности подальше от жилых помещений частного домовладения. Если поставщик не нарушает правил климатических составов, проблем с хранением газа не возникнет. Главное, успеть заменить «летнюю» смесь на «зимнюю», и наоборот.
Сжиженный нефтяной газ образуется в результате очистки подготовленного нефтяного субстрата. Его также получают посредством отделения от природного
Источник: sd.net.ua
Природный газ в России. Технология добычи и транспортировки.
Российская Федерация имеет важное конкурентное преимущество в мировом экономическом сообществе из-за наличия на территории страны крупных энергоресурсов, причем по потенциальным и резервным запасам природного газа Россия занимает среди всех стран первое место.
Обилие газа в стране, наличие разработанных месторождений и транспортной инфраструктуры свидетельствует о полном обеспечении потребностей промышленных предприятий, электростанций и населения в дешевом высокоэффективном топливе и сырье. Но это не всегда так.
Огромные запасы газа в стране находятся на территории Уренгойского месторождения. Это крупное газовое месторождение, второе в мире по величине пластовых запасов, которые превышают 10 триллионов кубических метров (10¹³ м³). Находится в Ямало-Ненецком АО. Состояние эксплуатационного фонда скважин Уренгойского месторождения составляет более 1300 скважин. Добыча природного газа на 2008 год составила 264 миллиардов кубометров газа. Общие геологические запасы оцениваются в 16 трлн. м³ природного газа. Остаточные геологические запасы составляют 10,5 трлн м³ природного газа, что составляет 65,63 % от общих геологических запасов Уренгойского месторождения.
Процесс возникновения природного газа и нефти длился миллионы лет. Еще в доисторические времена в морях и озерах обитали бесчисленные микроорганизмы, бактерии и водоросли, именуемые в своей совокупности планктоном. Отмерев, планктон оседал на дно водоемов и смешивался с седиментами глины и известняка. Если включение органической материи происходило со скоростью, исключающей доступ кислорода и, следовательно, естественное разложение, то образовывался исходный материал для нефти и газа — так называемся материнская порода.
Процесс возникновения природного газа
В ходе истории Земли на материнской породе оседали другие слои отложений, под тяжестью этих слоев и в результате смещения земной коры материнская порода опускалась всё глубже и глубже. По мере опускания на глубину в несколько тысяч метров давление на пласт породы, содержавшей органический материал, возрастало, а плотность и температура увеличивались. При 60 — 120°C из органического материала образовывалась нефть. Если же материнская порода подвергалась нагреванию свыше 150°C, в результате расщепления длинноцепочных молекул нефти возникал природный газ.
Гораздо большее количество природного газа образовалось, из материнских пород с высоким содержанием высокоорганизованной растительной материи. Преимущественно в мелководных прибрежных регионах частые подъемы и понижения уровня моря вели к отложениям в слоях глины и песчаников. В результате естественного процесса коксования из растительного материала возникали торф, затем бурый уголь и, наконец, каменный уголь – материнская порода природного газа.
Технология добычи
Природный газ находится в земле на глубине от 1000 метров до нескольких километров. Сверхглубокой скважиной недалеко от города Новый Уренгой получен приток газа с глубины более 6000 метров.
Расположение природного газа в недрах земли
В недрах газ находится в микроскопических пустотах (порах). Поры соединены между собой микроскопическими каналами — трещинами, по этим каналам газ поступает из пор с высоким давлением в поры с более низким давлением до тех пор, пока не окажется в скважине. Движение газа в пласте подчиняется определённым законам. Газ выходит из недр вследствие того, что в пласте находится под давлением, многократно превышающем атмосферное. Таким образом, движущей силой является разность давлений в пласте и системе сбора.
Газ добывают из недр земли с помощью скважин. Скважина — горная выработка круглого сечения, пробуренная с поверхности земли или с подземной выработки без доступа человека к забою под любым углом к горизонту, диаметром не более 2 метров.
Бурение скважин проводят с помощью специального бурового оборудования.
Скважины стараются разместить равномерно по всей территории месторождения. Это делается для равномерного падения пластового давления в залежи. Иначе возможны перетеки газа между областями месторождения, а так же преждевременное обводнение залежи.
Процесс и оборудование для бурения скважин
В 2005 году в России объём добычи природного газа составил 648 млрд м³. Внутренним потребителям было поставлено 307 млрд м³ через 220 региональных газораспределительных организаций. На территории России расположено 24 хранилища природного газа. Протяжённость магистральных газопроводов России составляет 155 тыс. км.
Подготовка природного газа к транспортировке
Газ, поступающий из скважин, необходимо подготовить к транспортировке конечному пользователю — химический завод, котельная, ТЭС, городские газовые сети. Необходимость подготовки газа вызвана присутствием в нём, кроме целевых компонентов
(целевыми для различных потребителей являются разные компоненты), также и примесей, вызывающих затруднения при транспортировке либо применении. Так, пары воды, содержащейся в газе, при определённых условиях могут образовывать гидраты или, конденсируясь, скапливаться в различных местах (например, изгиб трубопровода), мешая продвижению газа; сероводород вызывает сильную коррозию газового оборудования (трубы, ёмкости теплообменников и т.д.). Помимо подготовки самого газа, необходимо подготовить и трубопровод. Широкое применение здесь находят азотные установки, которые применяются для создания инертной среды в трубопроводе.
Газ подготавливают по различным схемам. Согласно одной из них, в непосредственной близости от месторождения сооружается установка комплексной подготовки газа (УКПГ), на которой производится очистка и осушка газа. Если газ содержит в большом количестве гелий либо сероводород, то газ обрабатывают на газоперерабатывающем заводе, где выделяют гелий и серу.
Транспортировка природного газа
В настоящее время основным видом транспорта является – трубопроводный. Трубопроводы – единственный способ для перекачки больших масс газа, в России их протяженность составляет около 80 тыс. км, а в СНГ – 140 тыс. км. Газ под давлением 75 атмосфер движется по трубам диаметром до 1,4 метра. По мере продвижения газа по трубопроводу он теряет энергию, преодолевая силы трения как между газом и стенкой трубы, так и между слоями газа. Поэтому через определённые промежутки необходимо сооружать компрессорные станции (КС), на которых газ дожимается до 75 атм. Сооружение и обслуживание трубопровода весьма дорогостояще, но тем не менее — это наиболее дешёвый способ транспортировки газа и не только газа, но и нефти. Узнать последнюю информацию о Максиме Полякове
Кроме трубопроводного транспорта используют специальные танкеры-газовозы. Это специальные корабли, на которых газ перевозится в сжиженном состоянии при определённых термобарических условиях. Таким образом, для транспортировки газа этим способом необходимо протянуть газопровод до берега моря, построить на берегу сжижающий газ завод, порт для танкеров, и сами танкеры. Такой вид транспорта считается экономически обоснованным при отдалённости потребителя сжиженного газа более 3000 км.
В 2004г. международные поставки газа по трубопроводам составили 502 млрд. м³, сжиженного газа — 178 млрд. м³.
В настоящий момент продолжается строительство крупных магистралей.
Пример газопровода, проложенного на Аляске
Крупные центры производства труб, использующихся для строительства газопроводов, расположены на Урале (Челябинск, Каменск-Уральский), в Поволжье (Волжский, Волгоград) и в крупных городах Европейской части России (Москва, Санкт-Петербург).
Что касается трассировки газовых сетей. Газопроводы на территории населенных пунктов прокладываются под землей. Внутри жилых кварталов и дворов, а также на других отдельных участках трассы предусматривается наземная и надземная прокладка.
Прокладка наружных газопроводов на территории промышленных предприятий проходит надземно. Для прокладывания газопроводов выбор трасы осуществляется с учетом коррозионной активности грунтов и наличия блуждающих токов, плотности застройки, экономической эффективности и т. д. В жилых домах ввод газопровода производиться с наличием доступа для осмотра и ремонта газовых систем.
природный газ в россии. технология добычи и транспортировки.
Источник: rengm.ru
Способы транспортировки природного газа
Кроме трубопроводного транспорта широко используют специальные танкеры — газовозы. Это специальные суда, на которых газ перевозится в сжиженном состоянии в специализированных изотермических емкостях при температуре 150–160 градусов Цельсия.
Дело в том, что в процессе сжижения природный газ уплотняется примерно в 600 раз. Это его свойство сказывается, прежде всего, на его объеме и условиях транспортировки. С технологической точки зрения становится более удобным процесс хранения газа. К тому же сжиженный газ нетоксичен и может храниться в специальных емкостях с теплоизоляцией при температуре минус 161 градус по Цельсию.
Таким образом, для транспортировки газа этим способом необходимо протянуть газопровод от месторождения до ближайшего морского побережья, построить на берегу терминал, который значительно дешевле обычного порта, для сжижения газа и закачки его на танкеры, и сами танкеры. Обычная вместимость современных танкеров составляет порядка от 150.000 до 250.000 м3.
Такой метод транспортировки является значительно более экономичным, чем трубопроводный, начиная с проектов, когда расстояние до потребителя сжиженного газа превышает 20003000 км (поскольку основную стоимость составляет не транспортировка, а погрузочноразгрузочные работы), но требует более высоких начальных вложений в инфраструктуру, чем трубопроводный. К его достоинствам относится также тот факт, что сжиженный газ куда более безопасен при перевозке и хранении, чем сжатый.
Чистый СПГ не горит, сам по себе не воспламеняем и не взрывается, плавает на поверхности воды не смешиваясь с ней. На открытом пространстве при нормальной температуре СПГ возвращается в газообразное состояние и быстро растворяется в воздухе. Для использования СПГ подвергается регазификации — испарению без присутствия воздуха.
Существуют и другие технологии транспортировки газа, например с помощью железнодорожных цистерн. Имелись также проекты использования дирижаблей или в газогидратном состоянии, но эти разработки не нашли применения в силу различных причин.
Единая система газоснабжения России.
Добываемый в России природный газ поступает в магистральные газопроводы, объединенные в Единую систему газоснабжения (ЕСГ) России. ЕСГ является крупнейшей в мире системой транспортировки газа и представляет собой уникальный технологический комплекс, включающий в себя объекты добычи, переработки, транспортировки, хранения и распределения газа. ЕСГ обеспечивает непрерывный цикл поставки газа от скважины до конечного потребителя.
Благодаря централизованному управлению, большой разветвленности и наличию параллельных маршрутов транспортировки ЕСГ обладает существенным запасом надежности и способна обеспечивать бесперебойные поставки газа даже при пиковых сезонных нагрузках. Единая система газоснабжения России принадлежит Газпрому, а ее протяженность составляет 160,4 тыс. км.
В транспорте газа используются 218 компрессорных станций с общей мощностью газоперекачивающих агрегатов в 42,0 млн кВт.
Подземные хранилища газа (ПХГ) являются неотъемлемой частью Единой системы газоснабжения России и расположены в основных районах потребления газа. Использование ПХГ позволяет регулировать сезонную неравномерность потребления газа, снижать пиковые нагрузки в ЕСГ, обеспечивать гибкость и надеж ность поставок газа. Сеть ПХГ обеспечивает в отопительный период до 20% поставок газа российским потребителям, а в дни резких похолоданий эта величина достигает 30%.
На территории Российской Федерации расположены 25 подземных хранилищ с суммарной активной емкостью 65,2 млрд.м 3
Расширение мощностей ПХГ — одна из стратегических задач Газпрома. Затраты на создание мощностей подземного хранения газа для регулирования сезонной неравномерности в 5–7 раз ниже затрат на создание соответствующих резервных мощностей в добыче и транспорте газа. Для повышения гибкости и обеспечения оптимальной загрузки системы Газпром расширяет мощности подземных хранилищ.
С целью обеспечения надежности газоснабжения потребителей в зимний период и пикового спроса на газ в настоящее время в России реализуются проекты создания ПХГ в соляных отложениях: Волгоградское с объемом активного газа 830 млн м 3 и Калининградское — 261 млн м 3 . Начало закачки газа в Калининградское ПХГ планируется в 2011 г., в Волгоградское ПХГ — в 2012–2013 гг.
Газпром использует также мощности ПХГ, расположенные на территории европейских государств: Австрии (Хайдах), Великобритании (Хамбли Гроув), Германии (Реден), Латвии (Инчукалнское), Франции (мощности ПХГ компании «Витол»). В 2009 г. в ПХГ зарубежных стран было закачано 2,5 млрд м 3 газа, суммарный отбор газа составил более 3 млрд м 3 .
В 2009 г. Группа «Газпром» подписала соглашение с консорциумом инвесторов (TAQA Onshore B.V, PetroCanada Netherlands B.V., Dyas B.V. и Energie Beheer Nederland B.V.) о хранении газа в Нидерландах. Газпром получит 1,9 млрд м 3 активной мощности ПХГ.
«Газпром» планирует строительство новых ПХГ на территории зарубежных стран. Так, совместно с «Фербунднетц Газ» Группа «Газпром» планирует реализовать проект строительства и эксплуатации ПХГ «Катерина» в Германии с активным объемом до 600 млн м 3 , с венгерской «МОЛ» — создать СП для реализации проекта ПХГ «Пустафельдвар» с активной мощностью до 1,3 млрд м 3 . Кроме того, в октябре 2009 г. с компанией «Сербиягаз» было подписано соглашение о создании совместного предприятия ПХГ «Банатский Двор», которое будет осуществлять строительство и эксплуатацию хранилища с активной мощностью 450 млн м 3 .
В настоящий момент ведется строительство второй очереди ПХГ Хайдах (Австрия). После его завершения объем хранимого Газпромом газа в этом ПХГ достигнет 1,76 млрд м 3 .Проводится работа с партнерами по изучению вопросов создания новых ПХГ на территории Румынии, Италии, Чехии, Словакии, Турции, Великобритании.
Стратегия развития Газпрома предусматривает расширение транспортных мощностей и диверсификацию маршрутов транспортировки газа.
Приоритетными проектами в настоящее время являются строительство газопроводов Северные районы Тюменской области (СРТО) — Торжок, Грязовец — Выборг, «Северный поток» и расширение Уренгойского газотранспортного узла. Кроме того, Газпромом реализуются проекты строительства газопроводов Касимовское ПХГ — Воскресенск и Починки — Грязовец.
Следующими крупными проектами, которые планируется начать вводить в эксплуатацию после 2010 г., станут строительство системы магистральных газопроводов Бованенково — Ухта и Ухта — Торжок для транспортировки газа с месторождений полуострова Ямал и строительство газопровода Мурманск — Волхов для транспортировки газа Штокмановского месторождения в СевероЗападный район России, а также строительство газопровода «Южный поток», который наряду с проектом «Северный поток» обеспечит диверсификацию маршрутов поставок газа на европейский рынок. Также Газпром участвует в развитии ГТС в Центральной Азии.
В соответствии с Восточной программой на Дальнем Востоке России предполагается создание и развитие ГТС для обеспечения надежного газоснабжения российских потребителей, выхода на экспортные рынки стран АТР и последующего подключения к действующей ЕСГ России. Основу на первом этапе составит газопровод Сахалин — КомсомольскнаАмуре — Хабаровск — Владивосток, который позволит газифицировать Хабаровский и Приморский края, а также Еврейскую АО. В перспективе предполагается подключение к этой системе Чаяндинского НГКМ.
В настоящее время реализуется целый ряд проектов, связанных с созданием крупных газопроводных систем, таких как, Северный и Южный потоки, обустройство Штокмановского ГКМ, экспортного газопровода «Алтай», СРТО — Торжок, Ухта — Торжок и другие. В качестве примера того, как именно ведется работа над подобными проектами, расскажем об одном из них — «Голубом потоке», в работе над которым принимал непосредственное участие автор этого материала, занимавший в 19811988 г. должность заместителя главного инженера института — генерального ГИПа по ТЭО газопровода Россия–Турция.
Идея диверсификации транспортных газовых потоков возникла после распада СССР и возникновения Содружества Независимых Государств (СНГ). Так сложилось, что все экспортные газопроводы, транспортировавшие газ в Западную и Южную Европу, проходили по территории Украины и Белоруссии. Возник вопрос, как должен оплачиваться транзит; появились проблемы несанкционированного отбора газа, задержек с оплатой за поставленный газ и др. В Газпроме было принято решение, во избежание транзитных рисков, прокладывать экспортные газотранспортные магистрали, минуя, по возможности, посредников и третьи страны, и, если нужно, — через морские акватории. Так родилась идея газопровода Россия — Турция (морской вариант), который впоследствии получил название «Голубой поток».
В начале 1990х годов Турция интенсивно развивалась, и, по расчетам экспертов, этой стране требовалось на ближайшую перспективу до 60 млрд. м 3 природного газа в год. Россия поставляла в Турцию природный газ по сухопутному газопроводу, который проходил по территории Украины, Молдавии, Румынии, Болгарии, — до 12 млрд. м 3 в год. Требовалось либо расширять эту систему в несколько раз, либо идти напрямую через Черное море прямо с российской территории. К тому времени страны Западной Европы и США накопили определенный опыт прокладки газопроводов на акваториях Мексиканского и Персидского заливов, Северного моря и морей ЮгоВосточной Азии и даже океанов. Однако в России, за исключением прокладки через морские заливы и проливы небольших по протяженности газопроводов, такого опыта не было. Не было соответствующего опыта и у проектировщиков. Отсутствовали и нормы проектирования и строительства газопроводов в этих условиях. Но самое главное, необходимо было убедить всех заинтересованных лиц в реальности прокладки газопровода через Черное море, и при этом убедить даже самих проектировщиков, среди которых не все верили в возможность осуществления столь смелой технической идеи.
В Газпроме рассматривались три варианта трасс газопроводов из России в Турцию: расширение системы газопроводов через Украину, Молдавию, Румынию и Болгарию; через Грузию и Армению; и третий вариант — минуя третьи страны через Черное море прямо в Турцию. Но этот вариант трассы, который исключал транзит через третьи страны, проходил через Черное море с глубинами до 2150 метров. Опыта прокладки газопроводов на таких глубинах не было.
Огромный вклад в проектирование газотранспортной системы Советского Союза, а впоследствии и России внес проектный институт «Гипроспецгаз»
Все началось в июне 1996 года с посещения делегации ЗАО «Питергаз», совместного предприятия Газпрома и фирмы из Нидерландов, которые в то время занимались проектом газопровода Оман — Индия с подводным переходом через Индийский океан, где глубина укладки превышала 3000 метров. Докладывал об этом проекте менеджер из Нидерландов, оперируя опытом проектирования и прокладки трубопроводов в акваториях Северного моря и Мексиканского залива.
Тех, кто присутствовал на этой презентации, захватила такая смелая идея, и возникли предложения, чтобы Гипроспецгаз принял участие в этом проекте, и сожаление о том, что в России такого рода проекты отсутствуют. На это руководитель делегации А. С. Федоров заметил, что в Газпроме появилась идея прокладки газопровода напрямую через акваторию Черного моря в Турцию. Схемы трассы такого газопровода у гостей не было, а был только замысел проложить газопровод из района Туапсе через Черное море в район города Самсун на турецком берегу. Господин Федоров предложил Гипроспецгазу проработать свой вариант прокладки газопровода с учетом потоков газа. Определить точки вхождения газопровода в Черное море, подводящего газопровода от Единой системы магистральных газопроводов Газпрома и выхода газопровода на турецком берегу в районе г. Самсун.
В работу над ТЭО газопровода Россия — Турция (морской вариант), так назывался в начале этот проект, включился весь институт во главе с генеральным директором М. Ф. Трубачевым и его первым заместителем — главным инженером В. Н. Артамоновым.
Приказом генерального директора была создана бригада главных инженеров проекта (ГИПов), которую возглавил заместитель главного инженера института Ю. Н. Кузниченков, получивший звание генеральный ГИП. За сухопутную часть от Изобильного до Джубги и от Самсуна до Анкары отвечали ГИПы Л. Л. Изак и И. В. Мещерин, а за переход через Черное море — ГИПы А. К. Дерцакян, А. М. Серебряков, В. М. Леушин. В дальнейшем на стадии рабочей документации к работе подключились ГИПы И. Р. Валиуллин, С. А. Кауфман, Г. Л. Тентлер, Э. М. Салецкий, помощник ГИПа Г. В. Озерова и др.
На первом этапе, на стадии декларации о намерениях и обоснования инвестиций активное участие в работе приняли специалисты отдела техникоэкономического проектирования во главе с Б. А. Козыревым и главными специалистами Т. М. Прокофьевой, Е. Н. Поляковой, Л. Г. Николаевой. Специалисты отдела проделали огромный труд по определению и защите на всех уровнях техникоэкономических показателей проекта. Сложности заключались в том, что руководители департаментов и управлений Газпрома просто не верили в осуществимость столь смелой технической идеи и подвергали критике и тщательному анализу все показатели проекта. Дело доходило до того, что член правления Газпрома В. И. Резуненко, который курировал наш проект, каждые две недели собирал совещания, на которые приглашал начальников ведущих управлений и отделов Газпрома, где по докладу института рассматривались техникоэкономические проблемы, возникавшие в процессе проектирования. Таким образом, шаг за шагом специалисты института убеждались сами и убеждали других специалистов из служб заказчика, подрядчика и экспертирующих организаций в реальности осуществления проекта.
Особая дискуссия разыгралась по вопросу диаметра морского участка газопровода. Совещание проходило во ВНИИГАЗе с участием специалистов из США. Было рассмотрено три предложения:
- Гипроспецгаз — труба диаметром 630 мм, две нитки производительностью 8 млрд м 3 /год каждая;
- Представители США – одна труба диаметром 820 мм с производительностью 16 млрд. м 3 /год.
- ВНИИГАЗ — три трубы диаметром 520 мм с общей производительностью 16 млрд м 3 /год.
Американцы доказывали нецелесообразность 2ниточного перехода, ссылаясь на опыт прокладки трубопроводов в Северном море. В душе, как инженеры, мы были с ними согласны, так как такое решение значительно бы удешевило проект, но мы же были на первом совещании с членами правления по вопросу перехода газопроводом через Черное море, где было принято, что он должен состоять из двух ниток. В этом случае с нашим предложением конкурировало предложение ВНИИГАЗа, но оно было значительно дороже, хотя рассмотрение этого предложения в руководстве Газпрома затянуло принятие решения. В итоге было принято наше предложение: 2ниточный переход из труб Ду 600.
Инновационный характер проекта уже на ранних стадиях разработки обусловил системный подход к принятию решений, который позволил осуществить оптимизацию «Голубого потока» от месторождения до потребителя и увязать между собой по срокам реализации, режимам работы и параметрам его различные части, обеспечить требуемую степень резервирования, а значит, повысить надежность и безопасность.
Среди огромного количества новых идей, нашедших воплощение в проекте, особого внимания заслуживают:
- новаторская нормативная база;
- оборудование инженерноизыскательских работ на морском участке;
- трубоукладочный комплекс морского участка;
- каскадное компримирование с использованием сверхвысокого давления на российской стороне;
- технологии глубокой осушки газа;
- рекордная по своим параметрам КС Береговая;
- широкое применение наклонно направленного бурения при строительстве подводных переходов через реки на российском участке;
- микротоннелирование при строительстве переходов через горные хребты;
- использование современных информационных технологий;
- система производственноэкологического мониторинга.
Следует отметить, что самым ценным результатом работы над проектом «Голубой поток» стало появление специалистов, выросших на этом проекте и получивших карьерный рост и продвижение по службе. Так, из группы главных инженеров проекта работают в ОАО «Газпром»:
- И. В. Мещерин — в качестве начальника Управления проектноизыскательских работ Департамента Стратегического развития ОАО «Газпром»;
- А. М. Серебряков — в качестве заместителя начальника Департамента по Управлению проектами ОАО «Газпром»
- А. Б. Скрепнюк — в качестве заместителя генерального директора по науке ООО «ВНИИГАЗ».
Три бывших главных инженера проекта в настоящее время работают в Гипроспецгазе в качестве заместителей главного инженера института, и им доверено проектирование важнейших стратегических объектов ОАО «Газпром»:
- СевероЕвропейский газопровод («Северный поток») — ГИП В. М. Леушин;
- «Южный поток» — ГИП И. Р. Валиуллин;
- экспортный газопровод «Алтай» — С.А. Кауфман;
Газопроводы «Северный поток» (Nord Stream) и «Южный поток» (South Stream), над проектами которых в настоящее время работает Гипроспецгаз, обеспечат поставки газа на север и юг Европы с переходами через водные акватории Балтийского и Черного морей. Благодаря опыту, приобретенному на проекте газопровода Россия — Турция (морской вариант), эти проекты уже не кажутся такими сложными, хотя показатели по протяженности трасс, производительности, диаметрам труб превосходят проект «Голубой поток». Опыт и знания, приобретенные на этом уникальном проекте, позволят специалистам института вместе с компанией «Газпром» создавать будущие инновационные проекты газотранспортных систем, которые выведут Россию в мировые энергетические лидеры XXI века.
Транспортировка природного газа в Российской Федерации
Источник: neolant.ru
Добыча и транспортировка газа
После того как природный газ добыт его необходимо доставить в определенные места для этого используются специальные газопроводы. На сегодняшний день общая длина газораспределительной сети в несколько раз превышает длину окружности земного шара.
Сегодня самым востребованным и популярным средством, с помощью которого добытый газ транспортируется, являются трубы. Перед тем как производиться транспортировка добытый газ проходит определенную подготовку. Подготовительный этап очень важен, поскольку ново добытый газ со скважины в своем составе имеет различные примеси, которые впоследствии могут нанести достаточно большой вред оборудованию. Процесс очистки происходит в несколько этапов непосредственно сразу после добычи, затем в специализированных сепараторах и перед транспортировкой на специальных компрессионых станциях.
Газ перед транспортировкой проходить процесс сушки. Этот процесс необходим для того чтобы избавиться от влаги, которая содержится в сырье. Если не устранить эту влагу кроме повреждения трубопроводной системы могут быть образованы пробки. Такие пробки называются кристалогидратами, по внешнему виду они очень похожи на спрессованный мокрый снег. Для того чтобы просушить газ его необходимо пропустить через специальные адсорбенты, либо значительно охладить газовый поток. Для охлаждения газового потока используются специальные холодильные установки. Альтернативным вариантом для охлаждения газового потока может быть использован метод дросселирования. Он подразумевает значительное понижение давления в том месте, где трубопровод сужается. Кроме избыточной влаги, перед тем как запустить газ в трубопровод для транспортировки из него необходимо извлечь углекислый газ и сероводород.
Стоит также отметить, что природный газ совершенно не имеет запаха, поэтому перед тем как запустить его потребителям его одорируют. Это дает возможность в дальнейшем сразу выявить утечки.
Для того чтобы проконтролировать неравномерность потребления природного газа требуется усилия диспетчера, который следит за всем процессом. Таким способом происходит контроль на протяжении суток. Для того чтобы производить контроль сезонный подключаются компрессорные станции. В таком случае при необходимости газ сжимается или подключается к газопроводу хранилища. В процессе когда природный газ сжимается его температура сразу начинает повышаться для того чтобы предотвратить порчу приборов в таком случае в обязательном порядке подключается специальное оборудование для охлаждения, самым популярным прибором для охлаждения на сегодня являются аппараты воздушного охлаждения. Газ также стоит охладить для того чтобы значительно увеличить его пропускную способность газопровода. В том случае если природный газ находится в сниженном состоянии, он занимает намного меньше объем. В таком состоянии можно транспортировать его не только с помощью газопровода, но и в других емкостях.
Для создания газопровода чаще всего используется труба диаметром 1420 мм. На сегодняшний день газопровод Российской федерации считается самым крупным в мире. В среднем дальность транспортировки внутри государства составляет 2,6 тысячи километров, что касается экспорта, то дальность газопровода составляет около 3,3 тысяч километров. Все обслуживание газопровода осуществляется компанией «Газпром» и ее дочерними предприятиями. Протяжность транспортной системы которая обслуживается всеми компаниями составляет около 690 тысяч километров, это приблизительно 80% от всех газоросприделительных сетей Российской Федерации.
Добыча и транспортировка газа После того как природный газ добыт его необходимо доставить в определенные места для этого используются специальные газопроводы. На сегодняшний день общая длина
Источник: oilgasnews.ru
Комплексная подготовка природного газа к транспортировки
Автор:Выпирайко Д.В., Топоров А.А.
Источник:Экологические проблемы индустриальных мегаполисов: Сборник трудов международной научно–практической конференции. Донецк 30–31 мая 2011., – Донецк, ДонНТУ Министерства образования и науки Украины, 2011 – 188–193 с.
Природный газ, нефть и каменный уголь – основной источник углеводородов.
Природный газ широко используют как дешевое топливо с высокой теплотворной способностью (при сжигании 1 куб.м. выделяется до 54 400 кДж).
Это один из лучших видов топлива для бытовых и промышленных нужд. Кроме того, природный газ служит ценным сырьем для химической промышленности. Разработано много способов переработки природных газов, главной задачей этой переработки — превращение предельных углеводородов в более активные — непредельные, которые затем переводят в синтетические полимеры (каучук, пластмассы). Кроме того, окислением углеводородов получают органические кислоты, спирты и другие продукты. Также из газа получают огромное количество других полезных продуктов, таких как: гелий, серу, кетоны (ацетон, метилэтилкетон) эфиры, в том числе метилтретбутиловый эфир, бензол (толуол, этилбензол, стирол, кумол).
Природный газ находится в земле на глубине от 1000 метров до нескольких километров. В недрах газ находится в микроскопических пустотах (порах). Поры соединены между собой микроскопическими каналами — трещинами, по этим каналам газ поступает из пор с высоким давлением в поры с более низким давлением до тех пор, пока не окажется в скважине.
Газ добывают из недр земли с помощью скважин. Скважины стараются разместить равномерно по всей территории месторождения. Это делается для равномерного падения пластового давления в залежи. Иначе возможны перетоки газа между областями месторождения, а также преждевременное обводнение залежи. Газ выходит из недр вследствие того, что в пласте находится под давлением, многократно превышающем атмосферное. Таким образом, движущей силой является разность давлений в пласте и системе сбора.
При добыче природного газа, содержащего сероводород, необходимо решить специфические проблемы для обеспечения безаварийной, надежной и эффективной эксплуатации месторождений. Перед подачей газа на очистку, например аминовую, из газа должны быть извлечены тяжелые углеводороды, чтобы избежать в работе установки очистки от кислых примесей.
Для облегчения транспортировки и хранения природного газа его сжижают, охлаждая при повышенном давлении, а также сжимают.
В настоящее время основным видом транспорта является трубопроводный. Газ под давлением 75 атмосфер движется по трубам диаметром до 1,4 метра. По мере продвижения газа по газопроводу он теряет энергию, преодолевая силы трения как между газом и стенкой трубы, так и между слоями газа. Поэтому через определённые промежутки необходимо сооружать компрессорные станции (КС), на которых газ дожимается до 75 атм. Сооружение и обслуживание нефтепровода весьма дорогостояще, но тем не менее — это наиболее дешёвый способ транспортировки газа.
Газ, поступающий из скважин, необходимо подготовить к транспортировке конечному пользователю — химический завод, котельная, городские газовые сети. Необходимость подготовки газа вызвана присутствием в нём кроме целевых компонентов примесей, вызывающих затруднения при транспортировке либо применении. Так, пары воды, содержащейся в газе, при определённых условиях могут образовывать гидраты или, конденсируясь, скапливаться в различных местах (изгиб газопровода), мешая продвижению газа; сероводород вызывает сильную коррозию газового оборудования (трубы, ёмкости теплообменников и т. д.).
Помимо подготовки самого газа, необходимо подготовить и газопровод. Широкое применение здесь находят азотные установки, которые применяются для создания инертной среды в газопроводе.
Газ подготавливают по различным схемам. Согласно одной из них, в непосредственной близости от месторождения сооружается установка комплексной подготовки газа (УКПГ), на котором производится очистка и осушка газа.
Если газ содержит в большом количестве гелий либо сероводород, то газ обрабатывают на газоперерабатывающем заводе, где выделяют гелий и серу.
Переработка природного газа представляет собой многоплановый комплексный процесс, который осуществляется в условиях непрерывного изменения состава сырья в результате снижения пластового давления при длительной эксплуатации скважин. Изменение состава сырья неизбежно приводит к реконструкции как промысловых установок комплексной подготовки газа (УКПГ), так и основных процессов на газоперерабатывающих заводах (ГПЗ).
На начальных этапах эксплуатации газоконденсатных месторождений давление на входе на УКПГ значительно превышает давление, необходимое для подачи в магистральные трубопроводы. Избыточное давления газа используется для получения низких температур, необходимых для отделения конденсата методом низкотемпературной сепарации (НТС).
Низкотемпературной сепарацией называется процесс извлечение жидких углеводородов из газов путем однократной конденсации при пониженных температурах с разделением равновесных газов и жидкой фазы.
Типичная схема установки низкотемпературной сепарации (УНТС) представлена на рис. 1. Сырой газ со скважин поступает на первую ступень сепарации 1, где отделяется жидкая фаза (пластовая вода с растворенными ингибиторами и сконденсировавшийся углеводородный конденсат). Отсепарированный газ направляется в рекуперативные теплообменники 2 и 3 для рекуперации холода с дросселированных потоков газа и конденсата. Для предупреждения гидратообразования в поток газа перед теплообменниками впрыскивают моно, диэтилен – гликоль (ДЕГ) или метанол. При наличии свободного перепада давления (избыточного давления промыслового газа) охлажденный газ из теплообменников поступает в расширительное устройство — дроссель или детандер. При отсутствии свободного перепада давления газ направляют в испаритель холодильного цикла, где используется внешний хладагент, например сжиженный пропан. После охлаждения в расширительном устройстве или испарителе газ поступает в низкотемпературный сепаратор 5, где из потока газа отделяются сконденсировавшиеся жидкие углеводороды и водный раствор ингибитора гидратообразования. Газ из сепаратора 5 через теплообменник 2 подается в магистральный газопровод. Жидкая фаза через дроссель 4 поступает в трехфазный сепаратор 6, откуда газ выветривания эжектором возвращается в основной поток. Водный раствор ингибитора, выводимый снизу сепаратора 6, направляется на регенерацию, а выветренный конденсат через теплообменник 3 — на стабилизацию на установку стабилизации конденсата (УСК).
Рисунок 1 – Принципиальная технологическая схема установки низкотемпературной сепарации газа: 1 – сепаратор; 2, 3 – рекуперативный теплообменник; 4 – дроссель; 5 – низкотемпературный сепаратор; 6 – трехфазный сепаратор
Несмотря на преимущества использования природного газа перед другими видами топлива, количество вредных веществ, поступающих в окружающую среду при его использовании, остается достаточно большим, что приводит к существенным изменениям в атмосфере, поверхностных водотоках, водое¬мах, подземных водоносных горизонтах, почвах и растениях.
При эксплуатации газотранспортных объектов следует выделить два основ¬ных источника загрязнений – линейная часть газопровода и компрессорные станции.
Компрессорные станции поставляют в воздушную среду большую часть оксида и диоксида азота, оксида углерода. Снижение их содержания в воздухе – главная задача в газовой отрасли. Отсюда необходимо обеспечение герметичности всех систем, сокращение аварийных ситуаций, что связано с уменьшением потерь газа, и, следовательно, негативного воздействия на окружающую среду.
Значительная часть загрязняющих атмосферу веществ на компрессорных станциях выделяется при работе газоперекачивающих агрегатов и составляет 98%, а остальные 2% – продукты сжигания газа при работе котельных и электростанций. Большое (до 2200 м3 газа) количество газа выбрасывается в атмосферу через “свечу” при остановках и пусках газоперекачивающих агрегатов. Кроме этого, поте¬ри газа на компрессорных станциях (до 10 тыс. м3 в летний период) происходят при продувках пылеуловителей.
Компрессорные станции поставляют в атмосферу большое количество окси¬дов азота и углерода, которые поступают от топливоиспользующего оборудования. При содержании в газе соединений серы в состав выбросов входят сероводород и диоксид серы.
Мощный парк газоперекачивающих аппаратов и установок участвует в общем вкладе загрязнения воздушного бассейна и в изменении природных условий. Постоянно выделяющиеся загрязняющие вещества рассредотачиваются воздушными потоками на большие расстояния.
1. Ширковский А. И., Смирнов А. С. Геология черного золота и газа – М., 1968 – 256с.;
2. Базлов М. Н., Жуков А. И., Алексеев Т. С. Подготовка природного газа и конденсата к транспорту – М., 1968 – 184 с.
3. Еременко В.К. Газовые месторождения СССР. Справочник, 2 изд. – М., 1968 – 341 с.
4. Гудков С.Ф. Переработка углеводородов природных и попутных газов – М., 1960 – 285 с.
5. Коротаев Ю. П., Полянскии А. П. Добыча и транспорт газа – М., 1957 – 261 с.
6. Гриценко A. И., Александров И. A., Галанин И. A. Физические методы переработки и использование газа – M., 1981 – 213с.
Комплексная подготовка природного газа к транспортировки Автор: Выпирайко Д.В., Топоров А.А. Источник: Экологические проблемы индустриальных мегаполисов: Сборник трудов международной
Источник: masters.donntu.org
Станьте первым!