Хранение природного газа с использованием аккумулирующей способности последнего участка магистрального газопровода

Размещено на http://www.allbest.ru/

ВЕДЕНИЕ

История и перспективы развития хранения газа

Необходимость в хранении газа впервые появилась в середине прошлого века, когда началось производство искусственного газа, и возникла проблема совмещения интересов предприятия с интересами потребителя.

Первое хранилище газа в истощенной залежи было создано в 1915 г. в Канаде (штат Онтарио, округ Welland). В 1915-1916 гг. в США (штат Нью-Йорк) было создано второе хранилище Zoar-Erie (около г. Буффало), которое эксплуатируется и в настоящее время. Общая его емкость составляет 62 млн. м³. Третье хранилище было сооружено в 1919 г. в истощенном газовом месторождении Менифи (штат Кентукки). Четвертое появилось только через 10 лет.

Первое водоносное хранилище было построено в 1946 г. на границе штатов Кентукки и Индиана в пласте Ду-Ран, представленном известняком и залегающем на глубине 170 м. Первое крупное хранилище газа в ловушке пластовой водонапорной системы, не содержавшей ранее ни нефти, ни газа, создано в 1953 г. Оно называется Хершер и расположено недалеко от г. Чикаго.

В области развития подземных газохранилищ на втором месте после США стоит Канада.

Проблема подземного хранения газа в нашей стране возникла в 1950-1955 гг., и уже в 1956 г. были начаты практические работы по поискам водоносных пластов, пригодных для создания газохранилищ. Первым в Советском Союзе было создано подземное газохранилище на базе Башкатовской истощенной залежи газа. Закачка газа в него началась 5 мая 1958 г.

В 1970 г. в СССР эксплуатировалось уже 7 хранилищ, созданных в истощенных залежах пяти газовых месторождений.

Первым водоносным хранилищем явилось Калужское, расположенное недалеко от Москвы. Следующим водоносным хранилищем было Щелковское. Затем началось сооружение Полторацкого хранилища под г.Ташкентом, Колпинского под г. Ленинградом и ряда других. В 1974 г. в эксплуатации находилось 19 подземных хранилищ, образованных в водоносных пластах, в частично выработанных газовых или нефтяных месторождениях.

Первое в мире подземное хранилище жидких газов создано а США в месторождениях каменной соли путем выщелачивания пресной водой в 1950 г. В СССР первое опытное хранилище для жидких газов в искусственной каверне, образованной в отложениях каменной соли путем выщелачивания пресной водой, было создано в 1959 г. в Башкирской АССР. В настоящее время сооружено несколько емкостей в отложениях каменной соли для подземного хранения жидких газов. Суммарная геометрическая емкость таких подземных хранилищ газа в 1972 г. составляла 28,5 млн. м³.

В настоящее время на территории России «Газпром» эксплуатирует 22 ПХГ в 26 объектах хранения газа: 17 объектов создано - в истощенных газовых месторождениях, 8 - в водоносных структурах и 1 - в соляных кавернах.

Техническое перевооружение, реконструкция и расширение действующих объектов хранения, а также строительство новых ПХГ - одна из стратегических задач «Газпрома». Задачи в области долгосрочного развития системы подземного хранения газа в России определены Генеральной схемой развития газовой отрасли на период до 2030 г. и направлены на увеличение суточной производительности ПХГ по отбору и объемов оперативного резерва газа в них. В 2011 г. «Газпромом» утверждена Программа развития ПХГ Российской Федерации на период 2011-2020 гг. В 2014 г. из российских ПХГ отобрано 32,7 млрд куб м газа, закачано 35,1 млрд куб. м газа, в том числе 250 млн куб. м буферного газа (Невское, Карашурское ПХГ).

Максимальная суточная производительность зафиксирована 31 января 2014 г. - 725,2 млн кубометров в сутки.

На смену крупным ПХ приходят более мелкие, т.к. крупные города уже имеют свои ПХ, а для мелких городов крупные ПХ не рентабельны.

1 ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ (ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ) ЧАСТЬ

1.1 Необходимость хранения природного газа

Расходование газа промышленными и особенно коммунально-бытовыми потребителями, как правило, неравномерно и колеблется в течение суток, недели и года.

Для устранения суточной неравномерности потребления газа вблизи городов сооружают емкости, в которые вмещают весь избыточный газ в ночные часы, чтобы обратно выдать его в газораспределительную сеть города в дневные часы. С этой целью используют газгольдеры, а также объем последнего участка магистрального газопровода. Благодаря аккумулирующей способности газопровода при накапливании газа в ночные часы в нем повышается давление, достигающее к утру максимально допустимой величины. В дневные часы при повышении расхода газа его давление понижается до нормального. Особенно велика сезонная неравномерность газопотребления, характеризующаяся тем, что крупные города имеют большой разрыв между максимальным (зимним) и минимальным (летним) расходом газа за счет значительного его использования для отопления в холодное время года. Для покрытия этой неравномерности требуются крупные хранилища. Для хранения межсезонного запаса используют преимущественно подземные хранилища. В отдельные периоды эти хранилища могут быть также использованы и для покрытия суточных и месячных неравномерностей потребления. В качестве дополнительных источников покрытия неравномерностей газопотребления иногда используют резервные емкости отдельных крупных потребителей и баз сжиженного газа.

На рис. 1 изображен совмещенный упрощенный график потребления (кривая 1) и подачи газа (кривая 2) потребителям (подача газа принята равномерной в течение суток). Кривая 3 показывает наличие газа в хранилище. Начиная с 22 ч, поступление газа превышает потребление. Поэтому излишек газа необходимо принимать в газохранилище.

Необходимый объем газохранилища (газгольдерного парка) рассчитывают по графику суточного потребления газа.

Часть рассчитанного объема газохранилища (газгольдерного парка) может быть компенсирована аккумулирующей способностью магистрального газопровода.

Рисунок 1 - График потребления газа и работы газохранилища

Объем газохранилища, необходимый для выравнивания сезонной неравномерности, определяют по графикам месячной неравномерности. В хранилище резервируется летний избыток газа, а зимой газ выдается потребителю при ритмичной работе магистрального газопровода со среднегодовым расходом.

1.2 Анализ хранилищ природного газа

Для хранения природного газа применяют надземные и подземные хранилища. В качестве наземных хранилищ газа применяются газгольдеры различных типов.

Исходя из соображений экономичности, во всех случаях для компенсации сезонных неравномерностей газопотребления, когда требуется хранить большие количества природного газа, сооружают подземные хранилища; для компенсации месячных, а иногда и суточных колебаний сооружают газгольдеры низкого давления (преимущественно мокрые); газгольдеры высокого давления применяют в основном при небольших объемах хранения и, главным образом, в газораспределительных сетях для покрытия суточной неравномерности в потреблении газа в городах.

Рисунок 2 - Схема двухзвенного «мокрого» газгольдера:

а - при верхнем положении колокола и телескопа; б - при нижнем положении колокол» и телескопа; в - при верхнем положении телескопа; г - при нижнем положении колокола и телескопа; д - при верхнем положении колокола; D_к - диаметр колокола; D_т - диаметр телескопа; D_p - диаметр резервуара

Мокрые газгольдеры состоят из двух основных частей - вертикального цилиндрического резервуара, заполненного водой (неподвижная часть) и колокола, помещенного внутри резервуара и представляющего собой цилиндр, открытый снизу и имеющий сферическую кровлю (подвижная часть). Сухие газгольдеры состоят из вертикального корпуса цилиндрической или многогранной формы с днищем и кровлей, внутри которого находится подвижная шайба (поршень), снабженная специальным уплотнением.

Недостатком газгольдеров низкого давления является то, что они обладают относительно низкой аккумулирующей способностью.

Газгольдеры высокого давления имеют неизменный геометрический объем, но давление в них по мере наполнения или опорожнения изменяется.

Газгольдеры высокого давления бывают цилиндрические и сферические. Цилиндрические газгольдеры (рис. 3) имеют геометрический объем от 50 до 270 м³. Поскольку у всех них внутренний диаметр равен 3,2 м, то различаются они лишь длиной цилиндрической части - обечайки 1. С обеих сторон к обечайке приварены днища 2, имеющие вид полусферы. Для контроля за давлением газа в газгольдере используются манометры 3. Газгольдер устанавливается на фундамент 4 горизонтально, либо вертикально. Цилиндрические газгольдеры рассчитаны на давление от 0,25 до 2 МПа. Толщина их стенки может достигать 30 мм.

Рисунок 3 - Цилиндрические газгольдеры высокого давления:

а) горизонтальный; б) вертикальный.

Сферические газгольдеры в нашей стране имеют геометрический объем от 300 до 4000 м³ и толщину стенки от 12 до 34 мм. Сферическая форма сосуда для хранения газа под высоким давлением является наиболее выгодной по металлозатратам и общей стоимости.

Для хранения газа служат подземные газохранилища (ПХГ), созданное в горных породах.

Подземное хранение газа используется как один из основных способов компенсации сезонной неравномерности потребления газа, кроме того, подземные хранилища газа (ПХГ) обеспечивают надежность потребления газа в случае аварийных ситуаций и могут создавать определенные его резервы. Подземные хранилища газа сооружают в районах потребления, а также по трассе магистральных газопроводов. В основном подземные хранилища газа создают в истощенных газовых и нефтяных месторождениях, в водонапорных системах-ловушках пластовых водонапорных систем или, что, реже, в горизонтальном пласте.

Рисунок 4 - Подземное хранилище природного газа:

1 - газ из магистрального газопровода; 2 - компрессорная станция;

3 - газораспределительный пункт; 4 - карбонатный пласт;

5 - песчаная линза; 6 и 7 - песчаные пласты

Закачка газа происходит при переменном давлении и расходе закачиваемого газа.

Несмотря на то, что наиболее экономичным типом крупных ПХГ являются истощенные или находящиеся на стадии истощения нефтяные и газовые залежи вследствие хорошей геофизической изученности, имеющегося обустройства, сокращения срока ввода большая часть хранилищ создана в водоносных пластах.

Перед закачкой в хранилище газ подвергается компримированию до необходимого давления (12-15 МПа).

В процессе хранения газ обогащается парами воды. При отборе его из хранилища с потоком газа выносятся твердые примеси (частицы глины, песка и др.). Поскольку газ должен подаваться в газопровод очищенным, необходимо производить очистку и осушку газа.

К хранилищам газа в полостях горных пород относятся такие, которые создаются в горных выработках - в искусственно созданных шахтах, тоннелях и специально выработанных кавернах, а также в естественных пустотах горных пород - пещерах.

Наиболее широкое применение получили хранилища в отложениях камен-ной соли, осуществляемые методом размыва. Объем таких хранилищ-полостей достигает 200 тыс. м³. Подземное хранилище заполняют газом несколько лет, закачивая каждый сезон несколько больший объем газа, чем тот, который отбирается.

1.3 Состав сооружений и схема магистрального газопровода

В состав магистрального газопровода входят следующие объекты:

1) головные сооружения (установки для очистки и одоризации газа);

2) компрессорные станции;

3) линейные сооружения, включающие в себя стальной газопровод с ответвлениями, запорной арматурой и линейными сооружениями; дома линейных ремонтеров и аварийно-ремонтные пункты; устройства линейной и станционной связи; установки катодной, протекторной и дренажной защиты; вспомогательные сооружения; переходы через естественные и искусственные препятствия;

4) газораспределительные станции.

На головных сооружениях магистральных газопроводов производится очистка газа от механических примесей, сероводорода и диоксида углерода, осушка газа и одоризация газа.

На газопроводах с интервалом, определяемым гидравлическим расчетом, устанавливаются КС, предназначенные для повышения давления газа.

Линейная часть. Оборудование линейной части магистрального газопровода состоит из отключающей арматуры, продувочных устройств и устройств для удаления из газопровода конденсата.

Газораспределительные станции (ГРС) сооружаются в конце каждого магистрального газопровода или отвода от него и предназначаются: для снижения давления газа и поддержания этого давления в заданных пределах; для дополнительной одоризации газа; для регулирования и учета расхода газа, отпускаемого потребителям.

Система газоснабжения от скважины до потребителя представляет собой единую технологическую цепочку (рис. 5). Вся продукция скважины 1 на газовом или газоконденсатном месторождении поступает через газосборный пункт 2 и газопромысловый коллектор 3 на головные сооружения - установку подготовки газа 4. После подготовки газ закачивается ГКС 5 в магистральный газопровод 6 с запорной арматурой 7. Если давление на устье скважины больше, чем рабочее давление газопровода, то оно дросселируется (снижается) до нужной величины введением дополнительного гидравлического сопротивления. Для поддержания давления газа на газопроводе с интервалом в 100-120 км устанавливаются компрессорные станции (КС) 8.

Перед подачей газа непосредственно потребителю (ТЭЦ, город, поселок) он поступает из магистрального газопровода по отводам 16 на газораспределительную станцию (ГРС) 17. На ГРС снижается давление газа до рабочего давления газораспределительной системы потребителей, он также подвергается одоризации - для придания ему специфического запаха, чтобы избежать отравления людей и взрывов при аварийных утечках газа. После ГРС газ поступает в городские газовые сети 28, которые непосредственно подают газ к месту потребления.

Городские газовые сети транспортируют газ под высоким (1,2-0,3 МПа), средним (0,3-0,05 МПа) и низким (5-3 кПа) давлениями.

Снижение и поддержание в необходимых пределах давления газа в распределительных сетях осуществляется на газораспределительных пунктах (ГРП) 27. Вспомогательные линейные сооружения магистрального газопровода принципиально не отличаются от сооружения магистральных нефтепроводов.

Они включают линии связи 9 и электропередач 20, систему защиты от электрохимической коррозии 23, вертолетные площадки 25, переходы через крупные 14 водные преграды, дороги 12, вдольтрассовые подъездные дороги 13, аварийный запас труб 11, защитные сооружения 15 и водосборники 22, дома линейных ремонтеров- связистов 23, лупинги 24.

Рисунок 5 - Схема магистрального газопровода:

1 - газовая скважина с газопроводом от её устья до газосборного пункта; 2 - газосборный пункт; 3 - газопромысловый коллектор; 4 - головные сооружения; 5 - ГКС; 6 - магис-матральный газопровод; 7 - запорная арматура (отключающие краны с продувными свечами); 8 - промежуточная компрессорная станция; 9 - линия технологической связи; 10 - переход через малую естественную (или искусственную) преграду; 11 - аварийный запас труб; 12 - переход через железную (или шоссейную) дорогу; 13 - вдольтрассовая эксплуатационная дорога с подъездом к ней; 14 - переход через крупную водную преграду; 15 - защитное сооружение; 16 - отвод от магистрального газопровода; 17 - ГРС; 18 - ПХГ; 19 - КС ПХГ; 20 - линия электропередачи; 21 - дом линейного ремонтёра - связиста; 22 - водосборник (конденсатосборник) с продувочной свечёй; 23 - система электрохимической защиты; 24 - лупинг; 25 - вертолётная площадка; 26 - конечная газораспрделительная станция; 27 - газораспределительный пункт; 28 - городские газовые сети

Для сглаживания неравномерности потребления газа у крупных населенных пунктов создают подземные хранилища газа (ПХГ) 20 со своими компрессорными станциями 21 для закачки газа в ПХГ.

1.4 Аккумулирующая способность последнего участка магистрального газопровода

Часть магистрального газопровода примыкающая к крупному потребителю - городу, называется последним(конечным) участком.

Работа конечного участка магистрального газопровода от компрессорной станции (КС) до ГРС характеризуется нестационарным режимом (постоянно изменяется отбор газа). В ночное время потребление газа меньше подачи, и газ накапливается в газопроводе.

Накапливание газа вызывает повышение давления в газопроводе, и количество газа, которое может аккумулировать последний участок газопровода, зависит от максимально возможного давления в нем. При достижении максимально допустимого давления в газопроводе дальнейшее накопление газа прекращается, т. е. аккумулирующая способность газопровода исчерпывается. Если отбор газа не станет больше или равным его поступлению необходимо уменьшить подачу КС. В дневное время потребление газа превышает подачу, газ, аккумулированный в последнем участке газопровода, поступает в город и давление его падает, режим движения газа в конечном участке характеризуется нестационарностью процесса. Нестационарный режим движения газа наблюдается даже в тот момент, когда количество поступающего газа становится равным потреблению. Для стабилизации режима необходимо какое-то время, т. е. давление газа в конечном участке газопровода устанавливается не сразу. Поскольку потребление газа изменяется непрерывно, то стабильная кривая давления не устанавливается и, следовательно, в конечном участке газопровода режим нестационарный. Можно определить аккумулирующую способность приблизительно по следующим расчетным режимам конечного участка газопровода. В момент, когда нагрузка соответствует среднечасовому расходу, режим стационарный, в остальные моменты (накопление и отбор газа) режимы нестационарные. Аккумулирующий объем магистрального газопровода, определенный по приближенной методике, оказывается на 10- 15 % меньше действительного.

Для определения количества газа, которое способен аккумулировать газопровод, необходимо определить количество его в газопроводе при режимах, соответствующих моменту окончания накопления газа в газопроводе, и при режимах, соответствующих моменту, когда потребление газа уменьшается и становится равным среднечасовой подаче (т. е. моменту начала накопления газа). Разница между количествами газа, находящегося в газопроводе в первом и во втором случаях, равна аккумулирующей способности газопровода.

1.5 Технико-экономические показатели хранилищ газа

хранилище природный газ газопотребление

Технико-экономические показатели используются при оптимизации и обосновании надежности снабжения газа, выборе способа хранения газа применительно к конкретным условиям; обосновании оптимального варианта технологической схемы хранилища; определении затрат на сооружение и эксплуатацию хранилища.

Технико-экономические показатели зависят от следующих факторов: неравномерности потребления газа, интенсивности подачи газа, расстояния потребления от мест добычи газа, показателей газотранспортных систем и др. Обычно нельзя ограничиться каким-либо одним типом хранилищ, поэтому необходимо решать задачу о совместном использовании различных видов компенсации неравномерности потребления газа.

Экономические показатели хранилища также зависят от его технологических параметров сооружения и эксплуатации: графика закачки и отбора газа, соотношения объемов буферного и активного газа, числа и конструкции скважин, максимального и минимального давлений газа, мощности КС, мощности очистных сооружений и т. д.

Отдаленностью хранилища от потребления газа объясняется большое различие в экономических показателях существующих подземных хранилищ в водоносных пластах.

Можно отметить влияние отдельных факторов на экономику хранения газа, как-то: с увеличением объема хранилищ их удельные показатели снижаются, т. е. при наличии соответствующих условий всегда экономически целесообразно создавать одно хранилище большого объема, чем несколько хранилищ малого объема;увеличением максимального суточного отбора газа из хранилища растут удельные капитальные вложения и эксплуатационные расходы.

Отсюда следует, что увеличение коэффициента неравномерности потребления газа, вызывающего рост производительности хранилища и увеличение объема хранилища, в основном ведет к повышению издержек по хранению газа; при этом удельные капиталовложения повышаются в меньшей степени. Этот факт необходимо учитывать при оценке экономически целесообразных пределов отбора газа из хранилища, а также при сравнении различных методов регулирования сезонной неравномерности потребления газа.

Исходя из соображений экономичности, во всех случаях для компенсации сезонных неравномерностей газопотребления, когда требуется хранить большие количества природного газа, сооружают подземные хранилища; для компенсации месячных, а иногда и суточных колебаний сооружают газгольдеры низкого давления (преимущественно мокрые); газгольдеры высокого давления применяют в основном при небольших объемах хранения и, главным образом, в газораспределительных сетях для покрытия суточной неравномерности в потреблении газа в городах.

Введение: Интернет

1.2 Яковлев стр. 171-180 Бунчук стр. 303-313

1.3 Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела. - Уфа.: ДизайнПолиграфСервис, 2001. - 544 с.

Бобрицкий Н.В., Юфин В.А. Основы нефтяной и газовой промышленности. Учебник. Москва, Недра, 1988. 200 с.

1.4 Яковлев стр. 175-177

1.5 Яковлев стр. 185-188 Бунчук стр. 313-314

Размещено на Allbest.ru