БИБЛИОТЕКА НЕФТЕГАЗОДОБЫТЧИКА И ЕГО ПОДРЯДЧИКОВ (SERVICE)





                ЭКСПЛУАТАЦИЯ ОБОРУДОВАНИЯ И ОБЪЕКТОВ ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ





Допущено учебно-методическим объединением вузов Российской Федерации по высшему нефтегазовому образованию (УМО НГО) в качестве учебного пособия для студентов нефтегазового профиля










Инфра-Инженерия Москва
2019

УДК 622.279+622.691
ББК 33.362+39.76
    Э41



Общая редакция:
Земенков Ю. Д., д. т. н., профессор, заведующий кафедрой транспорта углеводородных ресурсов Института транспорта ТИУ
Авторский коллектив:
Васильев Г. Г., Гульков А. Н., Земенков Ю. Д., Прохоров А. Д., Шабаров А. Б., Бахмат Г. В., Торопов А. Ю., Зубарев В. Г., Перевощиков С. И., Дудин С. М., Кутузова Т. Т., Ерошкина И. И., Шиповалов А. Н.
Рецензенты:
Малюшин Н. А., президент АО «Институт «Нефтегазпроект», академик АТН, заслуженный строитель РФ, д. т. н., профессор;
Кусков В. Н., д. т. н., профессор кафедры технологии машиностроения Института промышленных технологий и инжиниринга ТИУ



Э41 Эксплуатация оборудования и объектов газовой промышленности :
     учебное пособие / [под ред. Земенкова Ю. Д.]. - Москва ; Вологда : Инфра-Инженерия, 2019. - 608 с.
     ISBN978-5-9729-0315-3

       Приведены основные сведения о физико-химических свойствах газа. Дана информация о промысловых объектах добычи газа. Изложены теоретические основы транспорта, хранения и распределения природного газа. Уделено внимание автоматическим системам управления. Широко освещены вопросы эксплуатации газораспределительных сетей и газохранилищ. Рассмотрены транспортировка, хранение, распределение и использование сжиженных газов в основных производственных процессах, для коммунально-бытовых целей и в сельском хозяйстве. Освещаются вопросы определения качества сжиженных газов и особенности эксплуатации резервуаров для хранения сжиженных газов. Установлены сферы оптимального применения сжиженных газов, намечены пути повышения эффективности их использования.
       Обобщен и систематизирован большой объем технологических характеристик основного и вспомогательного оборудования газового хозяйства.
       Предназначено для инженерно-технических работников, аспирантов, студентов высших и средних специальных учебных заведений, а также для слушателей курсов повышения квалификации нефтегазового профиля.

       Приложение к книге доступно для скачивания на сайте издательства «Инфра-Инженерия» - www.infra-e.ru
УДК 622.279+622.691
ББК 33.362+39.76



ISBN 978-5-9729-0315-3     © Коллектив авторов, 2019
© Издательство «Инфра-Инженерия», 2019

ВВЕДЕНИЕ


    Отечественная газовая промышленность работает достаточно устойчиво, осуществляя поставки газа, как к внутренним потребителям, так и на экспорт. Свыше 93% всего объема добываемого в стране газа и практически весь его транспорт обеспечивает ПАО «Газпром». Это -крупнейшая газовая компания, доля которой в общей мировой добыче составляет 22%.
    Уже сегодня доля природного газа в общем объеме производства первичных энергоресурсов составляет около 50%.
    Добыча газа по предприятиям Газпрома составляет более 400 млрд. м³, из которых более 140 млрд. м³ поставляется на экспорт.
    РАО «Газпром» было учреждено в феврале 1993 г. в соответствии со специальными нормативными актами Президента и Правительства Российской Федерации.
    Газпром представляет собой организационную структуру 38 предприятий, расположенных в различных регионах страны. Эти предприятия обеспечивают бурение скважин, добычу, переработку и транспорт до потребителей природного газа, конденсата и нефти. Численность персонала предприятий ПАО Газпром и его дочерних акционерных обществ насчитывает более 330 тыс. человек.
    Сложное экономическое положение в стране естественным образом негативно сказывается и на работе предприятий Газпрома. В 1993-95 гг. произошло сокращение добычи газа против уровней двух предыдущих лет. Это обусловлено, главным образом, снижением потребности в газе на внутреннем рынке, и в странах ближнего зарубежья, в связи с общим спадом промышленного производства. Однако такая ситуация, по мнению экспертов, носит временный характер.
    Важнейшим условием этого является, прежде всего, надежная сырьевая база. Начальные потенциальные ресурсы газа в России оцениваются в 235,6 трлн. м³, а доказанные его запасы составляют 49,2 трлн. м³.
    В ведении Газпрома находятся около 100 крупнейших месторождений природного газа с суммарными доказанными запасами около 38 трлн. м³; что составляет 77% общероссийских запасов. Из них 68 месторождений с запасами 17,9 трлн. м³ находятся в разработке.
    В новых экономических условиях динамика добычи российского газа будет определяться не столько добычными возможностями, сколько потребностями в нем на энергетическом рынке.

3

    ПАО Газпром, располагающее надежной ресурсной базой, широко разветвленной сетью магистральных газопроводов общей протяженностью свыше 141 тыс. км, мощным научно-техническим потенциалом, способно гибко реагировать на ожидаемый рост спроса на газ на мировом рынке, внести серьезный вклад в решение проблемы энергоснабжения Европейского континента.
    Удовлетворение растущего спроса на газ будет обеспечиваться за счет наращивания мощностей на ряде действующих и вводе в разработку новых месторождений Надым-Пур-Тазовского региона Западной Сибири. Дальнейший рост газодобычи связан с освоением газовых ресурсов полуострова Ямал. Доказанные запасы газа позволяют обеспечить здесь годовую добычу порядка 180^200 трлн. м³. В связи с этим в ближайшее время намечено приступить к сооружению газопровода Ямал-Европа, который пройдет по территориям России, Белоруссии, Польши и Германии.
    Удовлетворение прогнозируемого увеличения спроса на газ гарантируется также за счет освоения месторождений в шельфовой зоне северных морей страны. Здесь первоочередными объектами являются Штокмановское месторождение в Баренцевом море и Русановское в Карском море.
    С начала 1994 г. цены на газ регулировались Государственной Комиссией по Энергетике и поднялись на 193% до 17,6 рублей/м³. В тоже время цена сырой нефти поднялась на 334% с апреля 1994 до 282 тыс. рублей за тонну. И даже если цена доставленного газа поднялась до 185 рублей/м³ из-за повышения транспортных затрат он продолжает оставаться значительно дешевле для потребителя по сравнению с нефтью или углем, принимая в расчет уровень теплоотдачи.
    В рамках долгосрочной политики внимание акцентируется на меры по сбережению энергии, которые, однако, не позволят сэкономить существенный капитал за короткий и средний периоды времени по сравнению с объемами газа, который может быть добыт при разработке новых месторождений. Западные экономисты, обсуждая низкие данные использования энергии России, имеют тенденции забывать о том, что значительно дешевле, быстрее и легче разработать новый источник энергии, чем улучшить эксплуатацию существующего, хотя бы только из-за размеров запасов в России. Объем запасов газа, как подтвержденных, так и предполагаемых, при сегодняшних темпах добычи, будет достаточно на предстоящие 82 года.
    Единственным значительным источником нового поступления газа на протяжении последующих 15 лет будет являться Западная Сибирь с запасами порядка 40000 млрд. м³. Газпром надеется повысить уровень добычи, разрабатывая Западно-Таркосалинское, Заполярное и Ямсовейское месторождение и некоторые из 25 месторождений п-ова Ямал, включая гигантское Бованенковское месторождение. Началась добыча на Западно-Таркосалинском месторождении с запасами 399 млрд. м³ газа.

4

«Газпром» будет вести работы на гигантском Штокманском месторождении в Баренцевом море, разработка которого будет иметь место в следующие годы с последующей продажей 4 млн. тонн в год с Приразломного нефтяного месторождения, добыча на котором начнется в ближайшее время.

    Газпром - самый большой и прибыльный экспортер, заработавший более 13,38 млрд. долларов США в 1995 г. или 17,3% от всего российского экспорта. Оборот от экспорта нефти составил всего 12,4 млрд. долларов США. Даже учитывая налоги и транспортные расходы, уровень прибыльности экспорта Газпрома возрос до 22%. Продажа 121,9 млрд. м³ газа западным покупателям по цене в 80 долларов за тысячу кубометров принесла более 9,75 млрд. долларов, в то время как продажа в другие страны СНГ по средней цене 52 долл./тыс. м³ - 3,63 млрд. долларов. Продажа на местный рынок возросла до 367 млрд. м³, но многие покупатели не заплатили за газ, что привело к перерывам в поставках крупнейшим электростанциям и даже целым областям.
    В октябре 1995 г. газовой промышленности были должны 7423 млрд. руб. за доставленный, но не оплаченный газ. В тоже время промышленность задолжала 7498 млрд. руб., включая 2713 млрд. госбюджету, что составляет чистую задолженность порядка 75 млрд. руб. В противоположность этому, нефтяная промышленность должна 20171 млрд. руб., а ей должны 11908 млрд. руб., что в результате составляет долг в 9310 млрд. руб.
    До 2020 г. российская газовая индустрия в состоянии удовлетворить весь реально возможный отечественный и зарубежный спрос на газ без необходимости разрабатывать новые промыслы вне Надым-Пур-Тазовского региона. Важнее развивать стратегию поставок на различные рынки сбыта российского газа, которые за этот период будут видоизменяться, что потребует сооружения двух газопроводов через Белоруссию и Польшу плюс значительного увеличения поставок через Украину.
    До настоящего времени и, видимо, дальше будет наблюдаться перепроизводство газа, для которого не найдется спроса ни на отечественных, ни на внутренних рынках. К 2020 г. ситуация изменится, и вместо перепроизводства может возникнуть некоторая нехватка. Производственная мощность в 640 млрд. м³ будет достаточной для большинства вариантов роста спроса и экспорта вплоть до 2030 г. Только в случае, если российский спрос вернется к уровню 1990 г., а экспорт в Европу удвоится, потребуется значительное увеличение производственной мощности.
    Задача сохранения производственных мощностей на уровне 2012 г. может быть решена путем добычи газа с более низких горизонтов существующих промыслов (в частности Уренгойского), а также развития небольших дочерних месторождений ( особенно, таких как Заполярное, Ямсовейское и Восточное, Западное Таркосалинское). Значительное увеличение пропускной мощности окажется необходимым лишь для

5

газопроводов, ведущих из Центральной России и с Урала за рубеж. Только ближе к 2020 г. могут потребоваться новые источники дорогостоящего газа и соответствующие дорогостоящие системы транспортировки. Но даже и это произойдет далеко необязательно, если учитывать планы России поддерживать свои поставки, используя газ из Казахстана и Туркменистана, поступающий по существующим системам трубопроводов.
    В ближайшем будущем Газпром столкнется с повышением затрат на обновление системы газопроводов. Россия располагает системой магистральных газопроводов протяженностью более 145 тыс. км и 236 компрессорными станциями с 4900 установками общей мощностью 36 тыс. МВт (см. рис. 1). Существенная часть компрессорных установок была импортирована, только компания General Electric поставила 300 установок мощностью 7500 МВт с 1979 г. Осуществляется программа модернизации, которая требует реконструкции 50 установок и замены 1000 старых и неэффективных. Планы по строительству предусматривают 5 новых газопроводов на местном рынке общей протяженностью 6000 км с 30 станциями, состоящими из 200 установок плюс две линии, соединяющие Ямал и Германию, протяженностью 10 тыс. км и 30 станций с 200 установками мощностью 5 тыс. МВт.
    Существует распространенное мнение, что необходимо вложить крупные суммы на модернизацию существующей системы газопроводов, которая устарела и износилась. Мнение подкрепляется частыми авариями, но обычно забывают о размерах сети и о факте, что, если принять во внимание масштабы структуры, количество аварий на тысячу не превышает среднего. Эти случаи имеют подобный резонанс в связи с тем, что диаметр труб составляет 1,42 м, поэтому по линиям проходит значительно больший объем газа, чем по газопроводам в других странах. Учитывая, что большинство международных газопроводов с большой протяженностью относительно современны, построены в основном в 1975 г. и состоят из западных труб (Германии и Японии) или российских труб с более толстыми стенами до 18 мм, означает, что в большинстве случаев коррозия еще не стала основной проблемой, кроме регионов с повышенной соленостью почвы. Западная Сибирь является крупнейшим в мире газодобывающим районом, дающим около 600 млрд. м³ в год, что составляет почти 90% общего объема добычи России. Природный газ с месторождений Севера Тюменской области транспортируется по уникальной системе магистральных газопроводов в промышленные районы Урала и европейской части России, на экспорт в зарубежные страны.
    Характерной особенностью газотранспортной системы Западной Сибири является прокладка газопроводов в сравнительно узких «энергетических коридорах», где в непосредственной близости друг от друга проходит до 9-10 ниток газопроводов большого диаметра (см. рис. 2). Это диктует необходимость сооружения крупных многоцеховых компрессорных станций в условиях постоянного наращивания мощностей, динамического развития всей сложной системы транспорта газа.

6

Рис. 1. Газопроводы ПАО «Газпром»

      Средние эксплуатационные значения КПД компрессорных станций в Тюменской области на уровне 20% обуславливают большие затраты на их эксплуатацию. Основную долю издержек по объединению составляют амортизационные отчисления (75%). Следующие по значимости издержки -затраты на топливно-энергетические и материально-технические ресурсы, включая потери газа - до 14% по объединению и до 42% по отдельной компрессорной станции. Это та сумма издержек, на которую в процессе эксплуатации может влиять на персонал компрессорной станции(КС), проводя ряд мероприятий по экономии энергии, поддерживая оптимальный режим работы всего комплекса оборудования КС.
      Трубопроводы Западной Сибири имеют более высокую категорию аварийности. В первую очередь это объясняется большими объемами перекачки нефти и газа (см. табл. 1), которые за 1990-1995 гг. практически не изменились, а по величине являются аналогичными трубопроводным системам Северной Америки и Западной Европы. Сравнительный анализ этих трех крупнейших в мире систем показывает, что развитие их, начавшееся 50-40 лет назад, близко к завершению, и они имеют много

7

 общих характеристик. В данном случае представляется возможным использовать статистические данные по эксплуатации зарубежных трубопроводов, в частности по причинам разрушения, возможным методам ликвидации отказов, определению величины утечек, противокоррозионной защите и т.д.
Таблица 1.
Газопроводы Тюменской области

                                 1980 1985  1990  1991  1995 
Протяженность линейной части, км 9279 18024 27672 то же 27790
Количество газопроводов, шт.      7    12    18   то же  20  
Средний диаметр, мм              1320 1369  1386  то же 1395 
Количество КС, шт.                27   42    50   то же  50  
Количество ГПА, шт.              413  942   1234  то же 1303 
Объем транспорта газа, млрд. м3  515  543    550   554   559 
Потери газа, млрд. м3            1,71 1,82  1,92  1,92  1,94 

Рис. 2. Схема магистральных газопроводов Тюменской области

8

      По сравнению с зарубежными трубопроводами трубопроводы Тюменской области имеют больший диаметр (почти в 1,5 раза), что в значительной степени усложняет ремонтно-восстановительные работы и увеличивает наносимый ущерб, кроме того, они проходят через необжитые районы, длиной около 3 тыс. км, не имеющих развитой транспортной сети.

9

1. ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ

1.1. Состав и физические свойства природных газов

       Месторождения природного газа в зависимости от состава пластовой продукции условно делятся на газовые и газоконденсатные, газонефтяные и газогидратные.
       Газовые - это месторождения, продукция которых не нуждается в дополнительной обработке перед подачей в магистральные газопроводы. Подготовка в этом случае заключается только в извлечении влаги из газа, а в случае необходимости и кислых компонентов. Это сухие газы с содержанием метана до 94:98 %
       Газоконденсатные - это такие месторождения, продукция которых должна подвергаться обработке для извлечения из них пентана и высших углеводородов. Это влияет как на схему обработки пластовой продукции, так и на технико-экономические показатели эксплуатации месторождения. В составе газа таких месторождений от 70% до 90% метана (в среднем) - см. табл. 1.1, 1.2.
       Газонефтяные - имеют газовую шапку и нефтяную оторочку промышленного значения. Содержание метана в таких газах составляет 30:50% (табл. 1.1, 1.2, 1.3).
       Газокондесатонефтяные - месторождения, содержащие газоконденсатную смесь и подстилающую её нефтяную оторочку (табл. 1.4).
       Газогидратные - содержат в продуктивных пластах газ в твёрдом гидратном состоянии, который образуется при определённых давлениях в участках земной коры с пониженной температурой.
       Основной компонент природных газов - метан (до 98%). В составе природных газов в значительном количестве содержатся также этан, пропан, бутан, пентан и более тяжелые углеводороды. В состав газов всегда входят водяные пары и довольно часто такие компоненты, как азот, сероводород, двуокись углерода и гелий.
       В составе природных газов и конденсата (газового) наряду с сероводородом встречаются и другие сернистые соединения, которые разделяются на две группы - активные и неактивные. К активным сернистым соединениям относятся сероводород, элементарная сера, сернистый ангидрид, меркаптаны и т.п. К неактивным соединениям серы -сульфиды, дисульфиды, тиофен и тиофаны. Из сернистых соединений газа наиболее активен сероводород, он вызывает коррозию металлов с образованием сульфидов. Наличие влаги в газе резко усиливает коррозионное действие сероводорода и других кислых компонентов.
       Свойства газа определяются свойствами отдельных компонентов, входящих в его состав (см. табл. 1.3).


10