Введение

Трубопроводный транспорт нефти и газа – важнейшая и неотъемлемая часть топливно-энергетического комплекса России. На территории нашей страны создана разветвлённая сеть промысловых и магистральных газопроводов, нефтепроводов и продуктопроводов. Протяжённость магистральных трубопроводов в России превысила 225тыс.км, в т.ч. магистральных газопроводов – более 155тыс.км, нефтепроводов – 50тыс.км, нефтепродуктопроводов – 20тыс.км. В настоящее время с помощью трубопроводного транспорта перемещается 100% добываемого природного газа, 99% добываемой нефти и более 50% производимых нефтепродуктов.

Степень надёжности трубопроводов и оборудования во многом определяет стабильность обеспечения регионов России важнейшими топливо-энергетическими ресурсами. Одним из путей является повышение надёжности объектов комплекса, использование новых эффективных научно обоснованных технологий сооружения и ремонта трубопроводных систем, внедрение эффективного оборудования. Основной особенностью строительства и ремонта трубопроводов является разнообразие природно-климатических, гидрологических характеристик местности, что требует значительного разнообразия конструктивных и технологических решений при сооружении и эксплуатации как линейной части трубопроводов, так и площадочных нефтегазовых объектов (ГКС, НПС, СПХГ и т.д.).

Р ис.1. Газопровод-отвод Петропавловск-Камчатский

В системе трубопроводного транспорта страны резервы скрыты, прежде всего, в инновационных технологиях:

- в производстве надёжного экономически эффективного отечественного оборудования, машин, труб, строительных материалов и конструкций;

- в совершенствовании технологий и сокращении затрат строительно-монтажных работ;

- в сокращении издержек на эксплуатацию и капитальный ремонт нефтегазовых объектов с повышением производительности транспортировки.

Настоящий курс дисциплины «Машины и оборудование ГНП и ГПХ» поможет студентам лучше и глубже изучить конструкцию, особенности эксплуатации, а также преимущества и недостатки оборудования, как отечественного, так и импортного производства, применяемого в нефтегазовом комплексе.

Позволит совместно с учебником, другими нормативно-техническими документами (СНиПов, ГОСТов, РД и т.д.) подготовить и выполнить курсовой проект.

Рис. 2. Изоляция магистрального трубопровода

Глава 1

1. Оборудование для очистки и подготовки газа к дальнему транспорту.

1.1. Очистка газа от механических примесей, воды, сероводорода и углекислоты.

Природный газ, поступающий из скважин, содержит в виде примесей твёрдые частицы (песок, окалина), конденсат тяжёлых углеводородов, пары воды, а в ряде случаев сероводород и углекислый газ. Присутствие в газе твёрдых частиц приводит к абразивному износу труб, арматуры, деталей и оборудование компрессорных станций, газораспределительных станций, засорению контрольно – измерительных приборов, износу кромок сужающих устройств, тем самым к искажению учёта объёма газа, находящегося в транспортной системе. Конденсат тяжёлых углеводородов оседает в пониженных точках газопроводов, уменьшая их проходное сечение. Наличие водяных паров в газе приводит к коррозии трубопроводов и оборудования, а также к образованию в трубопроводах гидратов – снегоподобного вещества, способного полностью перекрыть сечение трубопровода и обледенение запорной арматуры.

Сероводород является вредной примесью. При его содержании больше, чем 0,01мг в 1л воздуха рабочей зоны, он ядовит. А в присутствии влаги сероводород способен образовывать растворы сернистой и серной кислот, резко увеличивающих скорость коррозии труб, в прямом смысле разъедающих тело труб, арматуру и оборудование.

Углекислый газ вреден тем, что снижает теплоту сгорания газа, ухудшая химический состав газа, а также приводит к коррозии оборудования. Целесообразнее его отделять на промыслах.

Задачами промысловой подготовки газа являются его очистка от механических примесей, тяжёлых углеводородов, паров воды, сероводорода и углекислого газа. Подбор оборудования для установок комплексной подготовки газа (УКПГ) зависит от многих факторов. На рис. 1.1 показана территория УКПГ.

В зависимости от того, где будет в дальнейшем использован газ, к его качеству предъявляют требования в соответствии с ОСТ 51.40-83. Качество газа, поступающего с промыслов и газоперерабатывающих заводов в магистральные газопроводы, должно способствовать надёжной и эффективной работе газопроводов и ГКС. Качество газа для коммунально-бытового потребления должно обеспечивать взаимозаменяемость газа по его топливным характеристикам; санитарно-бытовым условиям помещений, имеющие газовые приборы с горением без отвода продуктов горения; безопасность при использовании газа, в качестве топлива.

Качество природного газа при химической переработке определяется условиями постоянства его состава, отсутствием жидкой фазы, механических примесей, ограничением содержания тяжёлых углеводородов и соединений серы.

Рис. 1.1. Часть территории установки комплексной подготовки газа на месторождении.

Для оценки качества природного газа, транспортируемого по магистральным газопроводам и подаваемого потребителям, используют следующие показатели.

Содержание влаги в газе. Способствует коррозии газопровода и оборудования компрессорных станций, а также образованию кристалло-гидратов. Для предотвращения образования необходимо, чтобы точка росы газа по влаге была на 5-7 градусов ниже наиболее низкой температуры газа при его транспортировке по газопроводу. При этом механических примесей не должно превышать 0,1г/100м³, сероводорода не более 2г/100м³, кислорода не более 1%.

Точка росы по углеводородам. Наличие в газе конденсирующихся углеводородов приводит при определённых термодинамических условиях к выделению конденсата, что снижает пропускную способность магистрального трубопровода и увеличивает потребную мощность компрессорных агрегатов. Современные сорбционные процессы – процессы поглощения из газа определённых фракций, позволяют выделить тяжёлые углеводороды до точки росы (313 °К). Такая глубина извлечения позволяет наиболее полно использовать углеводороды для получения сжиженных газов, газовых бензинов и других продуктов.

Содержание сероводорода. Наличие в газе сероводорода способствует развитию коррозии внутренней поверхности газопровода и газоперекачивающих агрегатов, арматуры, загрязнению атмосферы помещений токсичными продуктами.

Рис.1.2. Завод сероочистки газа и получения серы.

Содержание механических примесей. Механические примеси, содержащиеся в газе, способствуют развитию эрозии, износу трубопровода и ГПА, а также засоряют контрольно-измерительные приборы и увеличивают вероятность возникновения аварийных ситуаций на компрессорных станциях (КС), газопроводах и газораспределительных станциях (ГРС).

Содержание кислорода. В природных газах кислород отсутствует, но при строительстве или ремонте газопровода кислород может оказаться в трубопроводе при недостаточной продувке газопровода. Наличие кислорода в природном газе приводит к образованию газовоздушной смеси (ГВС), являющейся взрывоопасной или выделению элементарной серы при наличии сероводорода.

Содержание двуокиси углерода. В сухом газе СО₂ образует балластную смесь, снижающую калорийность газа. В природных газах, транспортируемых по газопроводам, содержится относительно небольшое количество СО₂. По технико-экономическим данным содержание СО₂ в газе не должно превышать 2%.

Рис. 1.3. Завод по очистке газа и получения сжиженных газов.

Содержание меркаптановой и общей серы. Меркаптановую серу в небольших количествах в качестве одоранта вводят в газ для придания ему запаха. Установленная норма содержания одоранта в газе обусловлено необходимым уровнем запаха и составляет 16г на 1000м³ газа. Наличие в газе органической серы более 30-50мг ограничивает возможность его использования без доочистки для химических процессов.

Число Воббе – основной показатель качества газа, используемого в бытовых горелочных устройствах. Он определяет режим горения газа в бытовых приборах, взаимозаменяемость газа переменного состава для обеспечения нормального режима горения.

Число Воббе W учитывает взаимосвязь теплоты сгорания газа q и плотности газа по отношению к воздуху Δ: . Число Воббе для газовых и газоконденсатных месторождений находится в пределах 40195÷50244 кДж/м³, для нефтяных месторождений - 46057÷60711кДж/м³.

Исходя из условий нормальной работы газовых приборов, установлено номинальное значение числа Воббе природного газа транспортируемого по основным магистральным газопроводам Единой Системы Газоснабжения Страны (ЕСГС) и составляет от 11000 до 12000 кДж/м³.