Сжиженные газы в баллонах перевозят на обыкновен­ных бортовых машинах и специальных кассетных автома­шинах (баллоновозах), обеспечивающих одновременную перевозку 77 баллонов. Кузова машин оборудуют клетками для установки баллонов объемом по 50 л, при этом баллоны укладывают в два яруса. В баллоновозе типа клетка умеща­ется до 132 баллонов. Кроме того, баллоны транспортируют в прицепах, которые вместе с грузовыми автомобилями образуют автопоезда. Баллоны изготовляют на давление 1,6 МПа (рис. 7.4). Стандартом предусмотрен ряд баллонов объе­мом 2,5; 5; 12; 27; 50 и 80 л. Баллоны объемом свыше 5 л представляют собой цилиндрические сварные сосуды с дву­мя штампованными днищами эллиптической формы, снаб­женные башмаком, горловиной и защитным воротником. У баллонов объемом 50 и 80 л вместо воротника предусматри­вается защитный колпак и две ручки. Защитный воротник служит одновременно транспортной ручкой и опорой при установке баллонов в несколько ярусов. В горловины балло­нов объемом 5, 12 и 27 л устанавливают самозакрывающи­еся клапаны, а в горловины баллонов объемом 50 и 80 л — угловые вентили.

Перевозку сжиженного газа в «скользящих» резервуарах применяют для доставки его в места, отдаленные от кусто­вых баз или от газонаполнительных станций, а также для доставки производственным и коммунально-бытовым хозяй­ствам. «Скользящими» называют съемные резервуары объе­мом 0,5 — 3,5 м3. Наибольшее применение получили резер­вуары PC-1600 объемом 1600 л, рассчитанные на давление 1,8 МПа. Резервуар представляет собой сварной цилиндри­ческий сосуд с эллиптическими днищами. Погрузку и раз­грузку резервуара обычно производят при помощи автокра­на. У потребителя резервуары устанавливают группой или в одиночку. Доставка сжиженного газа в «скользящих» резер­вуарах на расстояние 100 — 200 км обходится на 20 — 25 % дешевле, чем в баллонах.

Под трубопроводным транспортом сжиженного газа пони­мают транспорт пропана и бутана по магистральным трубо­проводам, в которых газ находится под давлением, превышающем его упругость паров, т. е. в сжиженном состоянии. В этом заключается особенность транспортировки сжиженных газов по магистральным трубопроводам, для которых недопу­стимо падение давления в сети ниже упругости насыщенных паров (давления насыщения) при данной температуре, во избежание образования паровой фазы, заполняющей живое сечение трубопровода. Обычно в трубопроводе поддержива­ют давление, превышающее давление упругости паров на 0,6 — 0,7 МПа. При уменьшении этой разницы пропускная способность снижается за счет образования газовых мешков. К указанному виду транспорта прибегают при доставке газа с завода-поставщика крупным потребителям, например неф­техимическим предприятиям, где газ используется в основ­ном в качестве сырья.

Протяженность трубопроводов сжиженного газа обычно невелика — в пределах 100 — 500 км, так как крупные потре­бители располагаются относительно близко к нефте - и газо­перерабатывающим предприятиям.

По типовой схеме сжиженный газ забирается из резерву­аров насосами головной станции и через пункты замера рас­хода подается в магистральный трубопровод, на котором че­рез определенные расстояния сооружены промежуточные пе­рекачивающие станции, оборудование которых аналогично головной станции. Пропан и бутан перекачиваются по само­стоятельному трубопроводу или вместе с другими светлыми нефтепродуктами (преимущественно с бензином) в целях ми­нимального смешения. При перекачке двух партий нефтепро­дуктов между ними в качестве буфера закачивают бутан; также поступают и при перекачке двух партий пропана. Учи­тывая вероятность образования гидратных пробок в трубо­проводе из-за влияния влаги и появления незначительных неплотностей, при эксплуатации трубопроводов следят за гер­метичностью арматуры и за давлением в трубопроводе, кото­рое должно быть не менее 0,8 — 1,0 МПа. Кроме того, обеспе­чиваются постоянное применение ингибитора для обезвожи­вания газа (метанола, из расчета 2 л на 1 т) и осушка трубо­провода перед закачкой продукта.

Важное значение имеет соблюдение относительного по­стоянства объема перекачиваемого сжиженного газа, требу­емого давления и температурного режима, что обеспечива­ется соответствующим контролем при помощи контрольно-измерительных приборов. Кроме экономической эффектив­ности трубопроводный транспорт сжиженных газов более удобен в эксплуатации, позволяет вести круглосуточную перекачку и применять средства автоматики, обеспечиваю­щие минимальную трудоемкость и безопасность системы при минимальных потерях.

Продукция газовых, газоконденсатных и газонефтяных месторождений рассматривается как комплексное сырье для многих отраслей народного хозяйства. Поскольку природ­ный и нефтяные газы представляют собой широкую фрак­цию углеводородов, рациональное их использование этих продуктов предусматривает их переработку, которая осуще­ствляется на ГПЗ. Основной продукцией ГПЗ является су­хой отбензиненный газ, состоящий в основном из метана, который используется в качестве высокоэффективного топ­лива, и жидкие продукты — этан, пропан, бутан, пропан-бутановая смесь. В зависимости от условий сбыта и требо­ваний потребителя на ГПЗ можно получать и смеси различ­ных компонентов, таких как нестабильный и стабильный газовые бензины, широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ). Если перерабатываемый газ содержит редкие и ценные химические элементы, то на ГПЗ должно предусмат­риваться их извлечение.

Кроме жидких углеводородных смесей, получаемых в про­цессе переработки нефтяных и природных газов, следует особо рассмотреть конденсат, который добывается вместе с газом из газоконденсатных месторождений. Этот продукт является высокоэффективным аналогом нефти, содержащим значительное количество жидких углеводородов. Фракцион­ный состав конденсата может существенно отличаться для различных месторождений. Температура конца кипения боль­шинства конденсатов составляет 420 — 570 К. Под сырым (нестабильным) конденсатом подразумевается смесь углево­дородов, находящихся при давлениях выше давления насы­щенных паров компонентов в виде жидкости. Его компонен­ты при уменьшении давления ниже давления насыщения выделяются в виде газов и конденсат переходит в двухфаз­ное состояние.

После специальной подготовки, в том числе деметанизации и деэтанизации, можно получить стабильный конденсат, который практически состоит только из жидких угле­водородов.

Особенности технологических расчетов трубопроводов для транспортировки нестабильного конденсата и ШФЛУ обус­ловлены способностью продукта переходить в газообразное состояние. Если в процессе эксплуатации давление в какой-либо точке трубопровода упадет ниже давления насыщен­ных паров, соответствующих данной температуре, то пере­качиваемая среда переходит в газообразное состояние. Это приводит к резкому возрастанию гидравлических сопротив­лений, что ухудшает условия перекачки, а в отдельных слу­чаях влечет за собой и полную остановку перекачки. Мини­мальное давление в трубопроводе должно быть на 0,5 МПа выше давления насыщения.

ГЛАВА 8

РАСПРЕДЕЛЕНИЕ И ХРАНЕНИЕ ГАЗОВ

Газораспределительные станции (ГРС), сооружаемые в кон­це магистрального газопровода или отвода от него, предназна­чены для снабжения газом населенных пунктов и промышлен­ных предприятий. Параметры газа (объем и давление) уста­навливаются с учетом требований потребителя.

На газораспределительных станциях как конечных пунк­тах газопроводов осуществляются:

1) снижение давления газа до заданной величины;

2) автоматическое поддержание этого давления;

3) количественный учет газа.

Кроме того, на ГРС производится очистка газа от механи­ческих примесей, дополнительная одоризация поступающего к потребителю газа, а также предусматриваются меры по защите трубопроводов от недопустимых повышений давле­ния газа [44]. Газораспределительные станции в зависимости от назначения и требуемых параметров сооружают преимуще­ственно по типовым проектам, предусматривающим необходи­мую автоматизацию их работы.

Современные автоматизированные ГРС по форме обслу­живания подразделяются на ГРС с безвахтовым обслужива­нием при пропускной способности до 200 тыс. м3/ч и с вахтовым обслуживанием при пропускной способности более 200 тыс. м3/ч. В первом случае ГРС обслуживают два опера­тора, которые могут дежурить, находясь дома, так как в их квартиры подведена сигнализация, передающая световые и звуковые сигналы. При получении этих сигналов дежурный оператор является на ГРС для устранения причины неисп­равности. Во втором случае ГРС обслуживает дежурный пер­сонал, который следит не только за режимом эксплуатации, но и производит необходимый ремонт технологического обо­рудования.

Газораспределительные автоматизированные станции под­разделяются на основной ряд с пропускной способностью 10, 50, 100 и 200 м3/ч и дополнительный (модифицированный) — с пропускной способностью 1, 5, 25 и 150 тыс. м3/ч. Пропус­кная способность принята при давлении на входе в ГРС, равном 2 МПа.

Независимо от пропускной способности, числа потребите­лей, параметров газа на входе и выходе станции в состав ГРС входят следующие основные блоки:

1) переключения;

2) очистки газа;

3) предотвращения гидратообразования (при необходимо­сти);

4) автоматического регулирования давления газа;

5) измерения расхода газа;

6) автоматической одоризации газа (при необходимости). На рис. 8.1 представлена компоновка автоматизированной

ГРС на одного потребителя пропускной способностью 25 — 100 тыс. м3/ч. Работа газораспределительной станции сводит­ся к следующему: газ из входного газопровода поступает в блок отключающих устройств и направляется на очистку в масляные пылеуловители или висциновые фильтры. После очистки газ поступает в трубопровод для редуцирования, где происходит снижение давления газа до заданных величин. Затем газ направляется в выходные газопроводы (к потреби­телям) , на каждом из которых производится количественный замер и одоризация газа [41].

В связи с тем, что на ГРС производится снижение давле­ния газа, это приводит к соответствующему его охлаждению. В результате могут образовываться гидраты и сильно охла­дится оборудование станции. Для борьбы с гидратообразованием применяют автоматическую подачу в газопровод мета­нола и подогрев газа. На некоторых ГРС внедрены пневмати­ческие автоматы для подачи метанола в поток газа.

Исполнение газораспределительных станций обычно зак­рытое, в виде двух зданий — здания редуцирования давления и здания блока переключений. В южных районах страны допускается строить ГРС открытого исполнения на ограждае­мой площадке.

Для редуцирования газа при газоснабжении небольших бытовых, сельскохозяйственных и промышленных объектов применяют блочно-шкафные автоматизированные газорасп­ределительные станции типа АГРС, изготовляемые полностью в заводских условиях. Пропускная способность АГРС состав­ляет 1100 —м3/ч. Оборудование этих станций компону­ют в двух металлических шкафах — в одном устанавливают регулирующую и запорную арматуру, а в другом — подогре­ватель газа.

К газораспределительным сетям относятся газопроводы, предназначенные для транспортировки газа в городах и насе­ленных пунктах: для подачи в жилые дома, учреждения ком­мунально-бытового обслуживания, предприятия и другим по­требителям. Газораспределительная сеть представляет собой систему трубопроводов и оборудования, в состав которой входят как городские магистральные газопроводы, предназ­наченные для передачи газа из одного района города в другой, так и распределительные газопроводы для подачи газа непосредственно к потребителю. Газ в городскую газо­распределительную сеть поступает из магистрального газо­провода через газораспределительную станцию. Из ГРС газ направляется в газорегуляторные пункты (ГРП), установлен­ные на городской сети. ГРП предназначены для снижения давления газа; они объединяют газопроводы различного дав­ления. В зависимости от давления природного газа городс­кие трубопроводы делятся на газопроводы [32, 44]: низкого, среднего и высокого давления.

Строительными нормами и правилами для городских си­стем газоснабжения установлены следующие категории дав­ления газа: низкого — не более 5 кПа; среднего — 5 кПа — 0,3 МПа; высокого - 0,3-1,2 МПа.

К газопроводам низкого давления присоединяют жилые, коммунально-бытовые, мелкие промышленные и другие по­требители. Отопительные и производственные котельные, коммунальные предприятия, расположенные в отдельных зданиях, обычно подключают к газопроводам среднего и высокого давления (до 0,6 МПа) через местные газорегуля-торные пункты или установки. Промышленные предприя­тия питают газом из газопроводов высокого давления (до 1,2 МПа).

По схеме устройства газораспределительные сети соору­жаются кольцевыми или тупиковыми (разветвленными); в любом случае предусматривается возможность отключения отдельных районов и ввод в эксплуатацию по очередям. К газовым сетям предъявляются требования высокой надежно­сти и бесперебойности снабжения потребителей газом с со­блюдением условий удобства и безопасности эксплуатации. Выбор кольцевой или тупиковой системы газораспредели­тельной сети производится в зависимости от объема газо­снабжения и планировки города или населенного пункта

. Для сооружения газовых сетей применяют в основном бесшов­ные трубы (реже — сварные). На газораспределительных сетях устанавливают предохранители, запорную и специаль­ную арматуру соответствующего давления. В качестве запор­ной арматуры устанавливают задвижки, вентили и краны. К специальной арматуре относят конденсатосборники. Конденсатосборники устанавливают на газораспределительных газо­проводах для удаления выпадающего в них конденсата. Раз­личают конденсатосборники низкого, среднего и высокогодавления. В конденсатосборниках низкого давления конден­сат из специальных горшков удаляется при помощи насосов через специальную трубу стояка. Из конденсатосборников среднего и высокого давления конденсат удаляется под дав­лением газа.

Для системы снабжения городов и промышленных пред­приятий характерна неравномерность потребления газа. Объяс­няется это тем, что бытовые, коммунальные и промышлен­ные потребители расходуют газ неравномерно по временам года (лето, зима), месяцам, неделям, суткам и часам суток. Зимой расход газа всегда больше, чем летом, когда выключа­ется отопительная система. Потребление газа в дневные часы, как правило, всегда значительно больше, чем в ночные часы. Так как в городскую сеть газ по газопроводу подается в одном и том же количестве (при этом учитывают среднечасо­вой расход), в дневные часы ощущается недостаток газа, а в ночные — появляется его избыток, вследствие того, что го­род потребляет газа меньше, чем поступает его в газопровод.

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 дневное время. 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 допускаемой величины. В днев­ные часы при повышении расхода газа его давление пони­жается до нормального.

Особенно велика сезонная неравномерность газопотребле­ния, характеризующаяся тем, что в крупных городах суще­ствует 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. Так как по экономическим соображениям нецелесооб­разно сооружать для этой цели газгольдерные парки, на из­готовление которых расходуется много стали и требуютсязначительные площади застройки, для хранения межсезонного запаса газа используются преимущественно подземные храни­лища (ПХГ). В отдельные периоды эти хранилища могут быть также использованы 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.

Необходимый объем газохранилища (газгольдерного пар­ка) рассчитывают по графику суточного потребления газа. Объем газа принимается равным избытку газа в ночное вре­мя, что, в свою очередь, соответствует нехватке газа в днев­ное время. На рис. 8.2 представлен совмещенный график потребления и подачи газа потребителям, причем подача газа принята равномерной в течение суток. Из графика видно, что потребление газа меньше подачи в период от 0 до 6 ч и с 22 до 24 ч и для приема излишнего количества газа необ­ходим объем, равный суммарному объему газа, который в масштабе характеризуется суммой заштрихованных площа­дей на графике. При этом объем газохранилища должен по­крыть весь избыток дневного потребления (с 6 до 22 ч). Часть рассчитанного объема газохранилища (газгольдерного парка) может быть компенсирована аккумулирующей способ­ностью магистрального газопровода.

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. На рис. 8.3 представлен график годового потребления газа крупным городом. На графике заштрихованная площадь соответствует объему газа, который необходимо закачать и хранить в подземном хранилище в летние месяцы. В данном случае, коэффициент месячной неравномерности газопотреб­ления, т. е. отношение фактического месячного потребления газа к среднемесячному, составляет А = 1,33, однако в отдель­ных случаях к = 1,5.

Газгольдерами называют сосуды большого объема, пред­назначенные для хранения под давлением газов. При помощи газгольдеров производится также смешение и регулирование расхода газа. По принципу работы газгольдеры различают переменного и постоянного объема, а по форме — сферичес­кие и цилиндрические. Газгольдеры переменного объема рас­считаны на хранение газа при низком давлении до 4 кПа. В резервуарах постоянного объема газ хранят при высоком давлении — в пределах 4 кПа — 3 МПа. Отличительная особенность газгольдеров низкого давления заключается в том, что рабочий объем у них является переменным, а давле­ние газа в процессе наполнения или опорожнения остается неизменным (или меняется незначительно). У газгольдеров высокого давления, наоборот, геометрический объем посто­янный, а давление при наполнении меняется от первоначаль­ного до рабочего; кроме того, они имеют движущиеся части.

Газгольдеры переменного объема разделяют на сухие и мокрые. Сухие газгольдеры (рис. 8.4) работают по принципу поршня и оборудованы затворами. Мокрые газгольдеры име­ют верхнюю подвижную часть и внизу водяной бассейн; изготовляют их объемом 100 —м3 одно-, двух - и трехзвенными. На рис. 8.5 показана схема мокрого двухзвенного газгольдера. Под воздействием давления газа, поступающего под колокол по подводящему трубопроводу, колокол подни­мается. На определенной высоте колокол входит в зацепле­ние с затвором телескопа и далее движется вверх вместе с ним. При этом затвор колокола захватывает с собой воду из бассейна, в результате чего образуется газонепроницаемая гидравлическая подушка, противостоящая давлению газа в газгольдере. Правильное движение колокола и телескопа и ограничение их перекоса во время движения осуществляется с помощью наружных верхних и внутренних нижних роли­ков, которые катятся соответственно по наружным и внут­ренним направляющим. При отсутствии давления в газголь­дере колокол и телескоп опираются на подставки, установ­ленные на дне бассейна. При максимальном давлении газа внутри колокола он занимает наивысшее положение; величи­на давления зависит от массы телескопа, пригрузов, находя­щихся в затворах воды, объема и плотности газа, хранимого в газгольдере. Полезный объем газгольдера соответствует объему газа, заключенному в газгольдере при верхнем поло­жении всех его звеньев.

Газгольдеры высокого давления подразделяются на сфери­ческие и горизонтальные цилиндрические.

Сферические газгольдеры в виде шаровых резервуаров (рис. 8.6) используются в основном для хранения сжиженных газов (изопентана, бутана, бутилена, пропана и смесей этих газов) и рассчитаны на внутреннее давление, соответствую­щее величине упругости паров (давлению насыщения) храни­мых жидкостей. Сферическая форма резервуаров по сравне­нию с другими формами, например цилиндрическими, наибо­лее эффективна по расходу стали и стоимости. Разработана серия таких газгольдеров объемом 300 — 4000 м3 с внутрен­ним давлением 0,25 — 1,8 МПа диаметром 9 — 20 м. Сферичес­кие газгольдеры оборудуют предохранительными клапанами, приборами для отбора проб и замера уровня, незамерзающи­ми клапанами, термометрами и приемораздаточными устрой­ствами. Цилиндрические газгольдеры, обычно ограничиваемые по концам полусферами, устанавливают горизонтально или на опорах. Газгольдеры этого типа объемом 50 — 270 м3 (причем диаметр у всех газгольдеров одинаковый), различаются лишь длиной, что облегчает их изготовление и транспортировку к месту монтажа в готовом виде. Рабочее давление в газгольде­рах 0,25 — 2 МПа. Газгольдеры оснащают комплектом запорной и предохранительной аппаратуры, а также патрубками для удаления конденсата и газа.

Часть магистрального газопровода, примыкающая к круп­ному потребителю — городу, называется последним (конеч­ным) участком. Отличительная особенность этого участка зак­лючается в том, что в нем может накапливаться газ под высоким давлением в периоды минимальных расходов. Акку­мулирующая способность последнего участка отличает его от других, промежуточных участков магистрального газопрово­да, в которых расход газа одинаков в начале и конце участка. При этом в последнем участке расход газа неизменен только в его начале, а в конце он переменный и равен расходу газа в городе, потребляющем в дневное время больше газа, чем в ночное. В ночные часы после заполнения газгольдерного пар­ка начинается накапливание газа в последнем участке при соответствующем повышении в нем давления. Если в днев­ное время в процессе расхода в конце участка давление резко снижается, достигая 1 — 1,5 МПа, то в ночное время при отсутствии расхода происходит накопление газа и давле­ние повышается до расчетного, т. е. достигает давления в 5 — 10 МПа, развиваемого компрессорной станцией.

Последний участок газопровода может работать как с присоединенным газгольдерным парком, так и без него. В последнем случае для вмещения необходимого дополнитель­ного объема принимают увеличенные размеры последнего участка магистрального газопровода и этим самым экономят средства на сооружение газгольдерного парка. Поскольку увеличение диаметра последнего участка магистрального га­зопровода, в свою очередь, связано с повышением расхода стали и стоимости строительства, для выбора наиболее эко­номичного варианта производят технико-экономическое срав­нение с учетом данных об общем расходе газа городом и графика суточного потребления.

Подземные хранилища природного газа предназначаются главным образом для покрытия сезонных пиков газопотреб­ления, т. е. компенсации неравномерности потребления. По этой причине хранилища, как правило, сооружают вблизи трассы магистрального газопровода и потребляющих цент­ров, крупных промышленных городов. Подземные хранилища по состоянию среды и методу сооружения подразделяются на следующие:

хранилища в пористых пластах;

хранилища в непроницаемых горных выработках (полые резервуары).

К пористым относятся хранилища, созданные в истощен­ных или в частично выработанных газовых и газоконденсатных месторождениях, в выработанных нефтяных месторож­дениях и в ловушках водонасыщенных коллекторов (пластов). К полым резервуарам относятся хранилища, созданные в по­лостях горных пород и в отложениях каменной соли. Храни­лища, созданные в истощенных нефтяных и газовых место­рождениях, относятся к наиболее распространенным аккуму­ляторам газа. Принцип устройства этих хранилищ основан на закачке газа непосредственно в истощенный газоносный или нефтеносный пласт через существующие или дополнительно сооружаемые скважины. В большинстве случаев на основе опыта эксплуатации истощенного или выработанного газово­го, газоконденсатного месторождения получают необходимый материал, характеризующий геологические и физические па­раметры пласта-коллектора, включая данные о герметичности кровли, геометрических размерах, объемах возможных зака­чек газа, а также об изменении давлений и дебитов скважин.

Иногда в районах крупных центров могут не оказаться выработанные газовые или нефтяные залежи, пригодные для создания подземного хранилища, однако в геологическом раз­резе пород этих районов часто имеются водонасыщенные пласты, в ловушках которых можно создать подземные хра­нилища газа. Выяснить, действительно ли имеется в данном месте пласт-ловушка и что он собой представляет — очень трудная задача. Разведка структур под водоносные хранили­ща продолжается 3 — 5 лет и требует больших материальных затрат, тем не менее хранилища окупаются за 2 — 3 года. Создание хранилища в водоносном пласте в принципе сво­дится к вытеснению из ловушки пластовой воды путем закач­ки в купольную часть коллектора газа. Газовый пузырь как бы «плавает» в куполе.

Перед устройством любого хранилища проводят исследо­вания и пробные закачки газа для оценки параметров плас­та и свойств насыщающих его жидкостей и газа, а также для получения данных о технологическом режиме работы скважин. С этой целью используют существующие скважины или бурят новые. Обычно скважины подземных хранилищ периодически выполняют функции нагнетательных и эксплу­атационных скважин.

На рис. 8.7 показаны схемы подземных хранилищ газа, образованных в выработанном нефтяном пласте и в ловуш­ке, представляющей собой верхнюю часть, т. е. купол пла­ста. Максимально допустимое давление газа в подземном хранилище зависит от глубины залегания пласта, его мас­сы, структуры и размеров площади газоносности. Для за­качки газа в хранилища, как правило, строят компрессор­ные станции с давлением до 15 МПа. Характерная особен­ность эксплуатации подземных хранилищ — цикличность их работы, которая выражается в смене процессов закачки и отбора газа.

В процессе закачки происходит заполнение пласта-кол­лектора и создание общего объема газохранилища, подраз­деляемого на активный и буферный объемы газа. Буферный объем — это минимально необходимое количество неизвле-каемого газа в пластовых условиях, которое обусловливает цикличность эксплуатации хранилища. Активный объем яв­ляется оборотным, участвующим в процессе закачки и отбо­ра. Объем буферного остаточного газа составляет 60— 140 % рабочего (активного) газа с учетом создания в хранилище определенного давления в конце отбора при соответствую­щем дебите скважин. Газ закачивают в весенне-летний пе­риод, когда потребность в нем значительно ниже, чем зи­мой. Зимой хранилища работают на отбор. Газохранилища эксплуатируют с учетом гидрогеологических условий пласта-коллектора, запасов газа в хранилище и неравномерности газопотребления системы газопроводов.

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. Хранилища в имеющихся искусственных выработках не требуют затрат на создание каверн, но прак­тически используются редко из-за сложности герметизации объема и небольшой распространенности таких выработок.

Специальные горные выработки для хранения газа созда­ют в легко разрабатываемых, но малопроницаемых породах, например в плотных глинах, известняке, мергеле, каменной соли. Разработку ведут в зависимости от характера, свойства и глубины залегания породы — механическим путем, мето­дом взрыва или путем размыва. Наиболее широкое применение получили хранилища в отложениях каменной соли, осуще­ствляемых методом размыва.

Существует много способов размыва каверн. Наиболее распространен комбинированный способ с применением гид­ровруба, который заключается в следующем (рис. 8.8). В пласте соли бурят скважину диаметром 250 — 300 мм. Верх­нюю ее часть крепят колонной диаметром 225 — 246 мм до зоны, подлежащей размыву, которая остается свободной. В скважину почти до забоя спускают два ряда труб. Через первые, считая от оси скважины, в кольцевое пространство на забой нагнетается пресная вода. Она омывает стенки незак­репленной части скважины и растворяет соль. Рассол удаля­ется через центральные трубы. Второе кольцевое пространство заполнено керосином, соляровым маслом или нефтью (нерастворителем). Нерастворитель прикрывает верхнюю часть каверны, препятствует интенсивному растворению соли в этом месте и позволяет придать каверне нужную форму.

Размыв начинается с создания в нижней части будущей каверны небольшой камеры — гидровруба, которая нужна для скапливания в ней нерастворимых включений и интенси­фикации последующего размыва. После создания гидровруба начинается размыв каверны снизу вверх; затем для формиро­вания свода ведется размыв сверху вниз. На растворение 1 м3 соли требуется примерно 8 м3 воды. В зависимости от объема каверны меняются и сроки размыва. При объеме полости 150 — 200 тыс. м3 размыв продолжается 3 — 4 года.

Стоимость создания каверны существенно зависит от кон­кретных условий и величины емкости. Расходы, отнесенные к объему каверн, заметно снижаются с ростом давления. В связи с этим каверны для хранения газа предпочтительней устраивать на больших глубинах, но не превосходящих те, на которых соль из-за высоких давлений приобретает плас­тичность и каверна делается неустойчивой. Эти глубины составляют м.

Список литературы

1. Расчет магистральных и промысловых трубопроводов на прочность и устойчивость. — М. г 1991.

2. , Сооружение насосных и компрессорных станций: Учеб. для вузов. — М.: Недра, 1985. — 288 с.

3. , , Подводные трубопрово­ды. - М: Недра, 19с.

4. Подземные трубопроводы. — М, 1973.

5. Транспорт и хранение нефти, нефтепродуктов и газа. — М.: Недра, 1977.

6. Балластировка и закрепление трубопроводов. — М., 1984.

7. , , Справочник работника газовой промышленности. — М, 1989.

8. Вопросы эксплуатации и расстановки линейной арматуры, магистраль­ных нефте - и продуктопроводов/ , , -кин и др.// ТНТО. Сер. Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. — М: ВНИИОЭНГ, 19с.

9. Эксплуатация и технология разработки нефтяных и газовых месторождений. — М.: Недра, 1978.

10. Б,, , Магистральные нефте-продуктопроводы. — М.: Недра, 1976. — 358 с.

11. , , Магистральные нефте-продуктопроводы. — М.: Недра, 1988. — 296 с.

12. Эксплуатация стальных вертикальных резервуаров в сложных условиях. — М.: Недра, 1981. — 149 с.

13. , Трубопроводный транспорт нефти и нефтепро­дуктов. - М.: Недра, 19с.

14. , , Эксплуатация линей­ной части магистральных газопроводов. — М., 1968.

15. Защита металлических сооружений от подземной коррозии: Спра­вочник/ , A.M. Зиневич, и др. — М.: Недра, 19с.16. Центробежные насосы магистральных нефтепроводов. - М: Недра, 19с.

17. Спутник нефтяника. — М.: Недра, 1977.

18. , , Эксплуатация нефтебаз.

— 3-е изд., перераб. и доп. — М.: Недра, 1975. — 392 с.

19. , , Нефтепроводы Западной Сибири. - СПб.: Недра, 19с.

20. Правила технической эксплуатации резервуаров и инструкций по их ремонту/ Государственный комитет СССР по обеспечению нефтепродукта­ми. - М: Недра, 19с.

21. Проектирование и эксплуатация нефтебаз: Учеб. для вузов/ -гаров, , и др. — М.: Недра, 1982. — 280 с.

22. Промысловые трубопроводы/ , , ­лев, . - М.: Недра, 19с.

23. Противокоррозионная защита трубопроводов и резервуаров/ Е. И. Ди-зенко, , и др. — М: Недра, 1978. — 197 с.

24. РД 153-39.4-035 — 99. Правила технической диагностики магистраль­ных нефтепроводов внутритрубными инспекционными снарядами/ Транснефть», «Диаскан». - М., 19с.

25. РД 153-39 ТН-008 — 96. Руководство по организации эксплуатации и технологии технического обслуживания и ремонта оборудования и сооруже­ний нефтеперекачивающих станций. — Уфа: НПТЭР, 1997.

26. РД -011 — 97. Табель технического оснащения служб капитального ремонта магистральных нефтепроводов. — Уфа: Транстэк, 1997.

27. РД -015 — 98. Правила капитального ремонта магистраль­ных нефтепроводов. — Уфа: ИПТЭР, 1998.

28. Материалы для сооружения газонефтепроводов и газохранилищ: Учеб. пособие для вузов. 2-е изд., перераб. и доп. — М.: Недра, 19с.

29. Металловедение и трубопроводостроительные матери­алы: Учебник для техникумов. — М.: Недра, 1987. — 224 с.

30. , Основы нефтяного и газового дела. — М.: Недра, 1980.

31. , , Нефть вчера, сегодня и завтра. - Тюмень: ТюмГНГУ, 1994.

32. , Хранение и распределение газа: Учеб. для техникумов. — М.: Недра, 1994.

33. СНиП 2.05.06. — 85. Магистральные трубопроводы. Нормы проектиро­вания. — М.: Стройиздат, 1985.

34. Современные конструкции трубопроводной арматуры/ -левский, , и др. — М.: Недра, 1970. — 328 с.

35. Сооружения и ремонт газонефтепроводов, газохранилищ и нефтебаз/ , , и др. - М.: Недра, 19с.

36. Трубопроводный транспорт нефти и газа/ , , и др. — М., 1988.

37. Транспорт и хранение нефти и газа/ , , и др. - М.: Недра, 19с.

38. Трубопроводный транспорт нефти в сложных условиях эксплуатации/ , , . — М.: Недра, 19с.39. Трубопроводный транспорт нефти и газа: Учеб. для вузов/ , , и др. — 2-е изд., перераб. и доп. — М.: Недра, 19с.

40. Справочник по проектированию нефтебаз. — Л.: Недра, 19с.

41. Эксплуатационнику магистральных газопроводов: Справ, пособие/ , , и др. — М.: Недра, 1987. — 176 с.

42. Эксплуатация магистральных нефтепродуктопроводов/ , , . — М.: Недра, 1973. — 360 с.

43. Яковлев B.C. Хранение нефтепродуктов. Проблемы защиты окружаю­щей среды. — М.: Химия, 1987. — 152 с.

44. Яковлев ЕМ. Газовые сети и газохранилища: Учеб. для вузов. — 2-е изд., перераб. и доп. — М.: Недра, 1991.

Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах: 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19