Состав магистрального газопровода

Министерство  образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное автономное образовательное  учреждение

высшего профессионального  образования

Институт  нефти и газа

Кафедра «Нефтегазовое  дело»

 

 

 

 

 

 

 Сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ

Реферат

"Состав  магистрального газопровода "

 

 

 

 

 

Выполнил: студент

гр. РНГ-091

Латышев Никита

Проверил: профессор  кафедры «НГД»

Мартынов Е.Д.

 

 

 

 

 

Курганинск 2008

 

Содержание

 

1. Магистральный  газопровод ………………………………………………..…… 3                                                   

2. Головные сооружения  ……………………………………………………………6                                       

3. Подземные хранилища  газа (ПХГ) ……………………………………….…10                                   

4. Газораспределительные  станции ………………………………………………13                                    

5. Блок очистки газа.............................................................................. 21     

6. Блок подогрева газа ……………………………. …………...........................…..29                                                   

7. Список использованной литературы ………………………………….………37                                  

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1. Магистральный газопровод

 

Магистральный газопровод — это сложная система  сооружений, предназначенных для  транспортировки  газа из районов  его добычи или производства в  районы потребления.

  Магистральный газопровод характеризуют высоким давлением (до 55—75 кгс/см²), поддерживаемым в системе, большим диаметром труб (1020, 1220, 1420 мм) и значительной протяженностью (сотни и тысячи километров).

По характеру  линейной части различают следующие  магистральные газопроводы:

1) простые,  с постоянным диаметром труб  от головных сооружений до  конечной ГРС, без отводов к попутным потребителям и без дополнительного приема  газа по пути следования; их протяженность, как правило, незначительна, газ перекачивается за счет пластового давления без дополнительного компремирования;

2) телескопические,  с различным диаметром труб  по трассе; их сооружают при  использовании пластового давления  или одной головной компрессорной  станции, причем на начальном  участке укладывают трубы меньшего  диаметра, чем на последующих;  быстрое падение давления на  головном участке даст возможность  большей части газопровода работать  под меньшим давлением;

3) многониточные,  когда параллельно основной проложены  дополнительно одна, две или три  нитки газопровода того же  или иного диаметра; с учетом  перемычек образуется система  газопровода; если параллельные  нитки сооружают на отдельных  участках, их называют лупингами (обводами);

4) кольцевые,  создаваемые вокруг крупных городов  для увеличения надежности газоснабжения  и равномерной подачи газа, а  также для объединения магистральных  газопроводов в единую газотранспортную  систему 
страны.

В соответствии со СНиП магистральные газопроводы  в зависимости от рабочего давления подразделяются на два класса (табл. 1).

 

 

Таблица 1 – Классификация газопроводов

Класс	Рабочее давление. кгс/см*
I	от  25  до 100 включительно
II	от  12  до 25 включительно

 

 

Объекты магистрального газопровода подразделяют на следующие  группы:

1) головные  сооружения;

2) линейная  часть, или собственно газопровод;

  3) компрессорные станции (КС);

4) газораспределительные  станции (ГРС) в конце газопровода;

5) подземные  хранилища газа (ПХГ) — резервные  естественные емкости газа;

6) объекты   ремонтно-эксплуатационной   службы (РЭП);

7) устройства  линейной и станционной связи  (высокочастотной и селекторной), а также системы автоматизации  и телемеханизации;

8) система  электрозащиты сооружений газопровода  от почвенной коррозии;

9) вспомогательные  сооружения, обеспечивающие бесперебойную  работу системы газопровода (ЛЭП  для электроснабжения объектов  и электрификации отключающих  устройств, водозаборы, коммуникации  водоснабжения и канализации  и др.),

10) управленческий  и жилищно-бытовой комплекс для  эксплуатационного персонала.

Управление  магистральными газопроводами осуществляется по производственно-территориальному принципу. Все газопроводы распределены между газотранспортными предприятиями, подчиненными  непосредственно 
ОАО «Газпром» (например: Тюментрансгаз, Севергазпром Лентрансгаз, Пермьтрансгаз). Эти предприятия осуществляют бесперебойное снабжение газом промышленных объектов, городов и поселков, обслуживание и ремонт 
линейных сооружений, компрессорных и газораспределительных станций.

Газотранспортные  предприятия через диспетчерские  службы обеспечивают заданные режимы работы компрессорных станций и  оптимальное регулирование потоков  газа в системе в соответствии с указаниями центрального диспетчерского управления единой системы газоснабжения (ЕСГ) страны.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2. Головные сооружения

 

Головными сооружениями магистрального газопровода  называют производственный комплекс, размещающийся на стыке газового промысла и газопровода и осуществляющий всестороннюю подготовку газа к дальней 
транспортировке.

Комплекс  головных сооружений зависит от состава газа, добываемого на промысле и поступающего из газосборного пункта. Как правило, в этот комплекс входят установки по очистке газа от пыли и механических примесей, осушке и одоризации. В необходимых случаях включаются также установки по отделению от газа серы и высокоценных компонентов (гелия и др.).

К головным сооружениям относят и компрессорную станцию, подключаемую на начальном участке газопровода. На территории этой станции, как правило, и размещается весь комплекс установок по подготовке газа.

По магистральным  газопроводам транспортируют следующие  группы газов:

• газ с чисто газовых месторождений, не содержащий тяжелых углеводородов; такой газ состоит в основном из метана СН₄ (до 98%), остальную часть представляют предельные углеводороды (этан, пропан, бутан и пентан) и примеси азота, углекислого газа, иногда сероводорода, водорода, гелия и др.;
• газ газоконденсатных месторождений;
• попутный нефтяной газ, отделяемый при добыче нефти;
• искусственный газ, получаемый путем сжигания горючих сланцев и пр.

Газ, попадающий на головные сооружения магистрального газопровода со сборных пунктов промысла, содержит механические примеси (песок, пыль, металлическую окалину и др.) и жидкости (пластовую воду, конденсат, масло). Перед подачей в газопровод его очищают и осушают, так как без предварительной подготовки он будет засорять трубопровод, вызывать преждевременный износ запорной и регулирующей арматуры, нарушать работу контрольно-измерительных приборов. Твердые частицы, попадая в компрессорные установки,  ускоряют износ поршневых колец, клапанов и цилиндров. В центробежных нагнетателях они ускоряют износ рабочих колес и самого корпуса нагнетателя. Жидкие примеси, скапливаясь в пониженных местах газопровода, будут сужать его сечение, способствовать образованию гидратных и гидравлических пробок.

Для очистки  газа от механических примесей используют горизонтальные и вертикальные сепараторы, цилиндрические масляные и циклонные  пылеуловители.

В сепараторах  производится отделение примесей от газа. По принципу действия сепараторы делятся на объемные (гравитационные) и циклонные.

В гравитационных аппаратах примеси оседают вследствие резкого изменения направления  потока газа при одновременном уменьшении скорости его движения. В циклонных  установках используются центробежные силы инерции, возникающие в камере при входе газа по тангенциальному вводу.

Масляные  цилиндрические пылеуловители представляют собой вертикальные цилиндрические сосуды со сферическими днищами. На головных сооружениях магистральных газопроводов их устанавливают группами в  зависимости  от необходимой пропускной способности. Размеры пылеуловителей по диаметру от 1000 до 2400 мм, по высоте от 5.8 до 8,8 м.

В пылеуловителе  имеются устройства, обеспечивающие контактирование газа с маслом и отделение твердых и жидких частиц от газа. Оседающий в пылеуловителе шлам периодически удаляют, загрязненное масло заменяют.

Осушку  газа на головных сооружениях осуществляют двумя способами: абсорбционным (с  жидкими поглотителями) и адсорбционным (с твердыми поглотителями). Газ после  пылеуловителей попадает в абсорберы, где очищается от взвешенных капель жидкости и водяных паров путем  активного контакта с абсорбентом, чаще всего диэтиленгликолем.

В последнее  время определенное значение приобретает  осушка газа твердыми поглотителями. В качестве адсорбентов применяют активированную окись алюминия, флюорит, боксит, силикагель или другие реагенты. Установка такой осушки состоит из группы адсорберов (не менее двух), подогревателя газа и теплообменников. Влажный газ после очистки от пыли поступает в адсорбер, где проходит через один или несколько слоев адсорбента. Периодически часть адсорберов отключают от системы для регенерации адсорбента.

Для отделения  от газа конденсата и воды с успехом  используют низкотемпературную сепарацию, особенно при отборе газа из месторождений  с высоким пластовым давлением. Газ из скважин без дросселирования подводят к установке и направляют во влагосборник для предварительной очистки. Затем в теплообменнике происходит его охлаждение холодным газом из сепаратора и 
выделение части жидкости в гидроуловитель. Далее, пройдя через штуцер, или детандер, газ дросселируется, температура его снижается ниже температуры точки росы, и в следующем сепараторе оставшаяся жидкость выделяется. В процессе отбора влаги в газ вводят метанол или диэтиленгликоль во избежание образования кристаллогидратов.

Наиболее  перспективной в настоящее время  считается низкотемпературная сепарация  с впрыском ингибитора гидратообразования непосредственно в поток газа. Недостатком этой схемы является использование в ней громоздких и металлоемких теплообменников типа «труба в трубе». Более эффективны кожухотрубчатые теплообменники с впрыском диэтиленгликоля.

Для улавливания  жидкости и твердых примесей, остающихся в газе после очистных устройств, на головном участке магистрального газопровода врезают конденсатосборники и предусматривают дренажные устройства. Практика показала, что наиболее эффективно это делать на восходящих участках газопровода.

Чтобы обнаруживать и предотвращать возможные утечки газа, перед подачей в магистральный газопровод ему придают специфический запах с помощью одорантов — веществ, обладающих резким запахом (этилмеркаптан, сульфан, метилмеркантан, пропилмеркаптан и др.). Примерная среднегодовая норма расхода одоранта — 16 г на 1000 м³ газа. Одорированный газ достаточно длительное время сохраняет приобретенное качество и доходит к потребителям почти с начальной степенью одоризации.

Применяют одоризационные установки барботажные, с капельным одоризатором и др. В последнее время широко используются автоматические одоризационные установки. Учитывая, что одоранты — легкоиспаряющиеся горючие жидкости, при обращении с ними требуется строго соблюдать меры безопасности.

Головная  компрессорная станция или установка  комплексной подготовки газа (УКПГ) отличается от линейной тем, что на ее территории размещены все установки но подготовке газа к дальнему транспорту.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3. Подземные хранилища газа (ПХГ)

Важнейшая задача любой системы  газопроводных магистралей —  обеспечить надежное снабжение газом  потребителей с учетом сезонной неравномерности  потребления газа крупными промышленными  центрами при максимальном использовании  возможностей газовых   промыслов  и пропускной способности газопровода.

Решается эта задача путем создания подземных газохранилищ большой  вместимости. Наиболее экономичными являются газохранилища, создаваемые в выработанных газовых и нефтяных месторождениях. Если нет вблизи таких месторождений, газохранилища создают в благоприятных  структурах с пригодными для хранения газа водоносными пористыми пластами. Вместимость газохранилища с  учетом буферного (первоначально закачанного  и впоследствии не отбираемого газа, составляющего обычно до 50% общей  вместимости хранилища)   планируется  не  менее    500—1000  млн.  м³. Принципиальная схема   газохранилища в водоносном пласте показана на рис. 3-1. В настоящее время подобные газохранилища эксплуатируются на системах газопроводов, снабжающих газом Москву (Калужское, Щелковское и др.), С.-Петербург (Гатчинское, Колпинское, Невское), Киев (Олениевское,Червонопартизанское), Ригу и Прибалтику (Инчукалнское), Ташкент (Полторацкое, Майкопское и др.).