2020-05-25
237
Литература.
Козаченко А.Н. Устройство и эксплуатация компрессорных станций магистральных газопроводов. Учебное пособие ГАНГ им. И.М. Губкина М.: Нефть и газ, 1999.
А.Г. Сафиуллин, М.Б. Хадиев, А.В. Палладий, Ф.Ф. Субханкулов Компрессорные станции. Учебник. КГТУ Казань. 2010.
Кантюков В.А., Максимов В.А., Хадиев МБ. Компрессорные и газораспределительные станции. – Казань: Казанский государственный университет им. В.И. Ульянова-Ленина, 2005. – 412с.
Модуль 3. Газовые КС→КС газовых и газоконденсатных месторождений.
Углеводородное сырьё:
СnHn+2→ СH4… С4H10 при н.у. – газ; С5+ при н.у. – жидкость (нефть). С5H12 и С6H14 – белая нефть (бензиновая фракция нефти)
Газовые месторождения
Содержание компонентов (% мол.) СН4 С2Н6 С3Н8 С4Н10 SH4 N2 СО2
В природных газах
Различных месторождений
Месторождение
Медвежье (сеноманская залежь) 98,78 0,10 0,02 1,00 0,10
|
|
|
Уренгойское (сеноманская залежь) 98,78 0,10 0,03 0,02 0,01 1,70 0,30
Уренгойское (валанжин): 88,28 5,29 2,42 1,00 2,52 0,48 0,01
-БУ-8 82,27 6,56 3,24 1,49 5,62 0,32 0.50
-БУ-14 89,67 4,39 1,64 0,74 2,36 0,26 0,94
Ямбургское (БУ-8) 74,80 8,70 3,90 1,80 6,4 4,30 0,10
Вуктыльское 83,96 4,05 1,78 0,86 1,76 5,66 0,60
Оренбургское 56,11 1,75 0,89 0,66 3,86 0,63 14,86
Астраханское 72,99 6,22 2,59 1,50 7,55 0,57 5,35
Карачаганакское: 70,06 6,08 2,72 1,98 9,68 0,81 5,65
Инт. перф. 4050-4150 м
Инт. перф. 4975-4997м
Физико-химические показатели газа природного, поставляемого и транспортируемого по магистральным газопроводам (ГОСТ 5542 – 2014)
| Наименование показателя | Значение |
| Компонентный состав, молярная доля, % | Не нормируется. Определение обязательно |
| Низшая теплота сгорания при стандартных условиях, МДж/м3 (ккал/м3) | ≥31,80(7600) |
| Область значений числа Воббе (высшего) при стандартных условиях, МДж/м3 (ккал/м3) | ≥41,20 до 54,50(от 9840 до 13020) |
| Отклонение числа Воббе от номинального значения, % | 5 |
| Массовая концентрация сероводорода, г/м3 | ≤0,020 |
| Массовая концентрация меркаптановой серы, г/м3 | ≤0,036 |
| Молярная доля кислорода, % | ≤0,050 |
| Молярная доля диоксида углерода, % | ≤2,5 |
| Температура точки росы по воде при давлении в точке отбора пробы, °C | ≤-10 |
| Температура точки росы по углеводородам при давлении в точке отбора пробы, °C | ≤-2 |
| Массовая концентрация механических примесей, г/м3 | ≤0,001 |
| Плотность при стандартных условиях, кг/м3 | Не нормируется. Определение обязательно |
|
|
|
→магистральный газопровод
Способы доставки потребителю {
→СПГ + транспорт
Газоконденсатные месторождения:
- нефтяные → ПНГ → добыча нефти - сайклинг процесс
- газоконденсатные → добыча газоконденсата - сайклинг процесс
Основные причины конкурентоспособности газа
- производительность труда при добыче газа в 55 раз выше, чем при добыче каменного угля, и в 6 раз выше, чем при добыче нефти;
- себестоимость добычи газа в 33 раза меньше себестоимости добычи каменного угля;
- удельные капитальные вложения в добычу и транспорт газа в 1,7 раз ниже, чем в добычу и транспорт нефти, и в 3,37 раза ниже, чем в добычу и транспорт угля;
- при использовании →газа в качестве топлива в технологических процессах в металлургии и во многих химических производствах повышается производительность труда, облегчается автоматизация производственных процессов, улучшаются экологические показатели.
Принципиальная схема транспортирования газа.
Магистральные газопроводы предназначены для транспорта природного или попутного нефтяного газа с давлением от 0,9 МПа (избыточное давление 8 кгс/см2) до 16,2 МПа (избыточное давление150 кгс/ см2) включительно, удовлетворяющего требованиям ГОСТ 5542-2014.
Принципиальная схема транспортирования газа:
Принципиальная схема транспортирования газа:
С — газовые скважины, ГПП — газоприемный пункт, ДКС — дожимная (головная) компрессорная станция, ЛКС — линейные (промежуточные) компрессорные станции, КС ПХГ — компрессорная станция подземного хранилища газа, ПХГ — подземное хранилище газа, ГРС — газораспределительная станция, ПП - промышленные потребители газа, ГРП – газорегуляторные пункты (бытовые потребители газа), АГНКС - автомобильная газонаполнительная компрессорная станция;
Промысловые газопроводы, 2 — магистральные газопроводы, 3 — распределительные газопроводы, 4 — трубопроводы подачи газа в ПХГ, 5 - трубопроводы отбора газа из ПХГ, 6 - заправочные колонки
Для компенсации путевых потерь давления через каждые 100...150 км газ сжимается в линейных (промежуточных) компрессорных станциях ЛКС.
Для увеличения надёжности вокруг крупных городов строятся кольцевые газопроводы высокого давления 1,3МПа (избыточное давление 1,2Мпа), среднего давления – 0,4 МПа (избыточное давление 0,3 МПа) и низкого давления – 0,015МПа (избыточное давление 0,005 МПа).
Основная часть газоперекачивающего оборудования (около 89,2% мощностей) сосредоточена на ЛКС магистральных газопроводов, 9,2% — на промысловых головных (дожимных) КС и 1,6%—на КС станций подземного хранения газа.
