Хранение газа

     Введение

     Нефть и газ являются основными источниками  национального богатства России. При этом обеспеченность страны этими  исчерпываемыми природными ресурсами, содержание их потенциальных запасов  в недрах земли и морского шельфа выдвигает Россию на первое место  в мире в текущем плане и  долгосрочной перспективе, придавая ей, статус энергетической «кладовой» Земли, особенно что, касается природного газа, запасы которого превосходят аналогичные  показатели других газоносных территорий мира в несколько раз. Однако упомянутая ограниченность данных природных ресурсов и в то же время высокая потребность  в них промышленности, аграрного  сектора и коммунального сектора  национального хозяйства придает  содержанию темы данной работы достаточно актуальное значение.

     Природный газ в качестве источника энергии  является наиболее экологически чистым, в природе имеются значительные его запасы, что позволяет назвать  природный газ топливом 21 века. В  ближайшее десятилетие ожидается  рост спроса на газ, превосходящий рост спроса на другие источники энергии. Это не может не радовать Россию, которая намерена сделать газ  своим главным энергетическим экспортным козырем, а так же мощным рычагом  в международной политике. По объемам  разведанных месторождений Россия занимает первое место в мире. На ее долю приходится 30% всего природного газа планеты. При нынешнем уровне добычи его хватит еще на 80 лет.

     Газовой промышленности России уже более 60 лет. Конечно, среди других крупных  отраслей ТЭК – угольной, нефтяной, электроэнергетики, имеющих более  чем столетнюю историю, она представляется довольно юным организмом. Но даже сейчас, в условиях кризиса, отрасль демонстрирует  гибкость и умение находить зоны стабильности и ниши роста.

     На  природный газ возлагаются большие  надежды, как на наиболее дешевое  высокоэкологичное топливо в  период подготовки к переходу на более  широкое использование альтернативных нетрадиционных видов электроэнергии (ветра, солнца, приливной, внутреннего  тепла земли). Кроме того, на территории России имеются огромнейшие запасы этого вида топлива. Именно поэтому  необходим тщательный анализ газовой промышленности, как одной из самых важных отраслей для экономики России.  

     1 История возникновения газовой промышленности 

     Газовая промышленность России зародилась в 1835 г., когда в Санкт-Петербурге методом  сухой перегонки угля начали вырабатывать искусственный газ, названный светильным. В 60-х годах XIX в. с его использованием началась газификация Москвы и к 1915 г. здесь пользовались газом 2700 квартир. Небольшие газовые заводы были построены  также в Одессе и Харькове.

     Вместе  с тем дореволюционная Россия значительно отставала в использовании  газа от главных капиталистических  стран мира. Так, если в Великобритании в 1891 г. светильный газ вырабатывался  на 594 заводах, то в России в этом же году таких заводов было 30 (плюс 180 маломощных газогенераторных установок). По этому поводу Д.И. Менделеев с  горечью писал, что вся газовая  промышленность России меньше газовой  промышленности одного Берлина.

     В ХХ веке газовое освещение повсеместно  было вытеснено электрическим. Однако 100 лет применения светильного газа имели огромное значение для будущего развития промышленности природных  газов.

     С развитием добычи нефти люди вплотную соприкоснулись с нефтяным газом, являющимся ее неизбежным спутником. В 1880 г. нефтяной газ начали использовать как топливо  в котельных Баку, а затем и  Грозного. После восстановления нефтяной промышленности отбензиненный нефтяной газ широко применялся для бытовых  нужд и в промышленности.

     В 20-х годах в СССР было известно всего пять газовых месторождений  – "Дагестанские Огни", Мельниковское, Мелитопольское, Сураханское и Ставропольское. Общие запасы газа в них составляли около 200 млн. м3, а добыча не превышала 15 млн. м3 в год.

     До 30-х годов значение природного газа недооценивалось. Поэтому целенаправленные поиски чисто газовых месторождений  не велись. Положение изменилось после того, как в 1933 г. был создан Главгаз. Уже в июле 1935 г. было открыто первое в Коми АССР чисто газовое месторождение - Седельское. В последующем здесь же были открыты Войвожское (1943 г.) и Нибельское (1945 г.) газовые месторождения. К концу 30-х годов было открыто более 50 месторождений природного газа в Азербайджане, Поволжье, на Северном Кавказе и в Средней Азии. Добыча природного газа достигла 3,4 млрд. м3.

     В годы войны были открыты крупные  по тем временам Елшанское и Курдюмское газовые месторождения в Саратовской  области. 

     2 Основные объекты газоперерабатывающих заводов 

     На  газоперерабатывающих заводах (ГПЗ) с  полным (законченным) технологическим  циклом применяют пять основных технологических  процессов:

     1) прием, замер и подготовка (очистка,  осушка и т.д.) газа к переработке;

     2) компримирование газа до давления, необходимого для переработки;

     3) отбензинивание газа, т.е. извлечение  из него нестабильного газового  бензина;

     4) разделение нестабильного бензина  на газовый бензин и индивидуальные  технически чистые углеводороды (пропан, бутаны, пентаны, н-гексан);

     5) хранение и отгрузка жидкой  продукции завода.

     Газоперерабатывающее  производство может быть организовано не только как ГПЗ, но и как газоотбензинивающая  установка в составе нефтегазодобывающего управления (НГДУ) или нефтеперерабатывающего завода (НПЗ). Это делается когда  количество исходного сырья невелико.

     Принципиальная  технологическая схема ГПЗ приведена на рис. 1. 

     1 Узел замера количества газа; 2- установка очистки газа; 3- компрессорная станция; 4- отбинзинивающие установки; 5- компрессорная станция 2-й ступени; 6- газофракциолирующие установки; 7 товарный парк; 8 пункт отгрузки жидкой продукции; 1- пункт приема газа; 2- сухой газ потребителям; 3- жидкая продукция потребителям

     Рисунок 1 - Принципиальная технологическая схема ГПЗ:

     Газ поступает на пункт приема под  давлением 0,15...0,35 МПа. Здесь сначала  производят замер его количества, а затем направляют в приемные сепараторы, где от газа отделяют механические примеси (песок, пыль, продукты коррозии газопроводов) и капельную влагу. Далее газ поступает на установку  очистки газа 2, где от него отделяют сероводород и углекислый газ.

     Компрессорная станция I-й ступени 3 предназначена  для перекачки сырьевого ("сырого") газа. Сжатие осуществляется в одну, две или три ступени газомоторными  компрессорами (10 ГК, 10 ГКМ, 10 ГКН) или  центробежными нагнетателями (К-380, К-980).

     На  отбензинивающих установках 4 сырьевой газ разделяют на нестабильный газовый  бензин, отбензиненный газ и сбросной газ. Нестабильный бензин направляют на газофракционирующие установки 6. Отбензиненный ("сухой") газ компрессорной  станцией II-й ступени 5 закачивается в магистральный газопровод или  реализуется местным потребителям. Сбросной газ используют для топливных  нужд котельной и трубчатых печей.

     Газофракционирующие установки 6 предназначены для разделения нестабильного бензина на газовый (стабильный) бензин и индивидуальные технически чистые углеводороды: этан, пропан, бутаны, пентаны и н-гексан. Получаемые продукты газоразделения откачивают в товарный парк 7, откуда впоследствии производится их отгрузка железнодорожным  транспортом или по трубопроводам.

     2.1 Отбензинивание газов 

     Для отбензинивания газов используются компрессионный, абсорбционный, адсорбционный  и конденсационный методы. 

     2.1.1 Компрессионный метод  

     Сущность компрессионного метода заключается в сжатии газа компрессорами и последующем его охлаждении в холодильнике. Уже при сжатии тяжелые компоненты газа частично переходят из газовой фазы в жидкую. С понижением температуры выход жидкой фазы из сжатого газа возрастает.

     Компрессионный  метод применяют для отбензинивания "жирных" газов, в которых содержится более 1000 г/м3 тяжелых углеводородов. Оптимальным для нефтяных газов  является давление компримирования 2...4 МПа. 

     2.1.2 Абсорбционный метод  

     Сущность  абсорбционного метода состоит в  поглощении тяжелых углеводородов  из газовых смесей жидкими поглотителями (абсорбентами). В качестве таких  поглотителей могут быть использованы керосин, дизельный дистиллят, масла.

     При физической абсорбции поглощаемые  углеводороды не образуют химических соединений с абсорбентами. Поэтому  обычно физическая абсорбция обратима, т.е. поглощенные компоненты можно  выделить из абсорбентов. Этот процесс  называется десорбцией. Чередование  процессов абсорбции и десорбции  позволяет многократно применять  один и тот же поглотитель.

     Количество  поглощенных газов при абсорбции  увеличивается с повышением давления и понижением температуры. Чем больше молярная масса компонентов газа, тем в большем количестве он поглощается  одной и той же жидкостью.

     Принципиальная  схема абсобционно-десорбционного процесса приведена на рис. 2. Исходный (сырьевой) газ I подается в нижнюю часть абсорбера 1. Поднимаясь вверх, газ контактирует с абсорбентом, стекающим по тарелкам абсорбера вниз, в результате чего (вследствие массообмена) целевые компоненты из газа переходят в жидкость. Очищенный газ II выходит из верхней части абсорбера, а насыщенный абсорбент IV - из нижней части.

     1- Абсорбер; 2-холодильник; 3-насос; 4-промежуточная  емкость; 5-подогреватель; 6-десорбер; 7-гидравлическая  турбина; 1-сырьеврй газ; 2-газ, освобожденный от целевых компонентов; 3- регенерированый абсорбент; 4-; 5- целевые компоненты; 6- насыщенный абсорбент; 7- десорбирубщий агент

     Рисунок 2 - Принципиальная схема абсорбционно-десорбционного процесса:

     Насыщенный  абсорбент поступает в гидравлическую турбину 7, где совершает полезную работу, приводя в действие насос 3. В результате его давление снижается  от давления абсорбции до давления десорбции. Далее насыщенный абсорбент  нагревается в подогревателе 5 и  поступает в верхнюю часть  десорбера 6. В нижнюю часть десорбера 6 подается горячий десорбирующий  агент (острый водяной пар) VI. В результате нагрева насыщенного абсорбента происходит процесс десорбции. Испарившиеся целевые компоненты V выходят через  верхнюю часть десорбера, а регенерированный абсорбент - через нижнюю часть. Регенерированный абсорбент после рекуперации  теплоты в теплообменнике 5 через  промежуточную емкость 4 и холодильник 2 насосом 3 возвращается в абсорбер 1.

     Применение  абсорбционного метода наиболее рационально  для отбензинивания газов, содержащих от 200 до 300 г тяжелых углеводородов  в 1 м3. 
 
 

     2.1.3 Адсорбционный метод 

     Адсорбцией  называется процесс поглощения одного или нескольких компонентов из газовой  смеси твердым веществом - адсорбентом. Процессы адсорбции обычно обратимы. На этом основан процесс десорбции - выделение из адсорбента поглощенных  им веществ.

     В качестве адсорбентов применяются  пористые твердые вещества, имеющие  большую удельную поверхность - от сотен  до десятков сотен квадратных метров на грамм вещества. Другой важнейшей  характеристикой адсорбентов является их адсорбционная активность (или  адсорбционная емкость) равная количеству целевых компонентов (в масс. %, граммах  и т.п.), которое может быть поглощено  единицей массы адсорбента.

     Адсорбционная активность адсорбентов зависит  от состава газа, давления и температуры. Чем выше молярная масса газа и  давление, а также чем ниже температура, темадсорбционная активность выше.

     В качестве адсорбентов при разделении газовых смесей используют активированный уголь, силикагель и цеолиты.

     Принципиальная  схема отбензинивания газов адсорбционным  методом приведена на рис. 3.

     1,2 -адсорберы; 3- подогреватель; 4,5-холодильник; 6- конденсато- сборник;

     Рисунок 3 - Принципиальная схема адсорбционного отбензинивания газовой смеси:

     На  отбензинивание подается газ, от которого предварительно отделена капельная  влага. Это связано с тем, что  попадание капельной жидкости в  слой адсорбента вызывает его разрушение и снижение адсорбционной активности. Пройдя слой адсорбента, например, в адсорбере 1, сырьевой газ очищается от целевых компонентов. Для регенерации адсорбента в адсорбере 2 отбирается поток регенерационного газа III в количестве 15...30 % от расхода сырьевого газа. Регенерационный газ нагревается в подогревателе 3 и поступает в адсорбер 2, где адсорбированные компоненты переходят из слоя адсорбента в нагретый газ. По выходе из адсорбера регенерационный газ охлаждается: сначала потоком отбензиненного газа в холодильнике 4, а затем водой в холодильнике 5. Выпадающий при этом конденсат собирается в конденсатосборнике 6, а отбензиненный газ направляется на доочистку в работающий адсорбер 1.

     По  мере насыщения адсорбента в адсорбере 1 он выводится на регенерацию, а  в работу включается адсорбер 2.

     Для регенерации адсорбента применяют  также пропаривание адсорберов острым водяным паром с последующим  охлаждением выходящего влажного пара и отделением углеводородов.

     Адсорбционный способ отбензинивания углеводородных газов применяют при содержании тяжелых компонентов от 50 до 100 г/м3. 

     2.1.4 Конденсационный метод 

     Сущность  конденсационного метода заключается  в сжижении тяжелых углеводородных компонентов газа при отрицательных  температурах. Применяют две разновидности  конденсационного метода отбензинивания газов: низкотемпературная конденсация (НТК) и низкотемпературная ректификация (НТР).

     Процесс низкотемпературного отбензинивания состоит из 3-х стадий:

     а) компримирования газа до давления 3...7 МПа;

     б) охлаждения сжатого и осушенного газа до температуры -10...-80 oC;

     в) разделения образовавшейся газожидкостной смеси углеводородов на нестабильный газовый бензин и "сухой" газ.

     Две первые стадии процесса при применении НТК и НТР одинаковы. Отличие  между ними заключается в третьей  стадии.

     В схеме НТК (рис. 4) газожидкостная смесь  под давлением 3...4 МПа проходит систему  холодильников 1-3 после чего разделяется  в сепараторе 4. Образовавшийся конденсат  после использования в качестве хладагента в холодильниках 1, 2 подается в деэтанизатор 5, а сухой газ - в газопровод.

     1-3- холодильники;4- сепаратор;5- деэтанизатор;6- кипятильник;7- пропановый холодильник; 8- рефлюксная емкость; 9- насос;

     Рисунок 4 - Принципиальная схема получения  деэтанизированного бензина в установке  НТК:

     В конденсате кроме высококипящих  углеводородов (С3Н8 + высшие) присутствуют метан и этан, которые при его  хранении, транспортировании и переработке, являются нежелательной примесью. Метан  и этан отгоняют от углеводородного  конденсата в деэтанизаторе 5 путем  нагрева в кипятильнике 6. Углеводородные пары, отходящие с верха деэтанизатора, частично конденсируются в пропановом холодильнике 7 и направляются в  рефлюксную емкость 8. Отсюда несконденсировавшийся  газ отводится потребителям, а  жидкая фаза насосом 9 закачивается в  верхнюю часть деэтанизатора  в качестве орошения.

     Деэтанизированный нестабильный бензин с низа деэтанизатора  направляют на газофракционирующую  установку.

     В схеме низкотемпературной ректификации в отличие от схемы НТК в  ректификационную колонну (деэтанизатор) поступает вся газожидкостная смесь, образовавшаяся в результате компримирования и охлаждения сырьевого газа. То есть сепаратор 4 из схемы, изображенной на рис. 9.4, исключен.

     Процесс НТК по сравнению с процессом  НТР имеет следующие преимущества:

     1) благодаря предварительному отбору  газовой фазы в сепараторе 4, деэтанизатор  и другие аппараты установки  имеют меньшие размеры;

     2) вследствие относительно небольшого  содержания метана и этана  в сырье деэтанизатора конденсацию  паров в холодильнике 7 можно осуществлять  при сравнительно высоких температурах -5...-10 oC.

     Недостатками  схемы НТК является то, что часть  целевых компонентов теряется с  газом, отбираемым из сепаратора 4. Этот недостаток устраняется более глубоким охлаждением сырьевого газа перед  сепаратором, что требует больших  затрат энергии.

     Считается, что схема НТР наиболее рациональна  при извлечении пропана в пределах 50 % от потенциала, а схема НТР  экономичнее при извлечении свыше 70 % пропана, содержащемся в исходном газе. 

     2.2 Газофракционирующие установки 

     Нестабильный  бензин, получаемый на отбензинивающих  установках методами компрессии, абсорбции, адсорбции и охлаждения (НТК, НТР) состоит в общем случае из углеводородов  от этана до гептана включительно. Это связано с тем, что при  фазовых переходах и сорбции  тяжелые углеводороды увлекают за собой  легкие.

     Поскольку нестабильный газовый бензин не находит  непосредственного применения в  народном хозяйстве из него получают стабильный газовый бензин и технически чистые индивидуальные углеводороды - пропан, бутаны, пентаны, гексан.

     Процесс разделения нестабильного газового бензина на отдельные компоненты называется фракционированием. В основе фракционирования лежит метод ректификации. Поскольку требуется обеспечить четкое разделение исходного сырья на компоненты, температура кипения которых различается незначительно, фракционирование осуществляют в несколько ступеней, на каждой из которых сырье разделяется на два компонента: высококипящий и низкокипящий.

     Процесс разделения двухкомпонентной смеси  ректификацией выглядит следующим  образом. Сырье, которое надо разделить, подается в среднюю часть колонны  на тарелку питания. Введенная в  колонну жидкая смесь стекает  по контактным устройствам в нижнюю часть колонны, называемую отпарной. Навстречу потоку жидкости поднимаются  пары, образовавшиеся в результате кипения жидкости в кубе колонны. В процессе противоточного движения паровая фаза обогащается низкокипящим компонентом, а жидкая - высококипящим.

     Газофракционирующие установки бывают двух типов: одноколонные и многоколонные. Одноколонные установки  называют стабилизационными. Они предназначены  для разделения нестабильного газового бензина на стабильный газовый бензин и сжиженный газ (рис. 5 а). На многоколонных ГФУ из нестабильного бензина выделяют стабильный бензин и фракции индивидуальных углеводородов. Для разделения нестабильного бензина на три компонента требуется две колонны (рис. 5 б): в первой колонне выделяется один целевой компонент, а в следующей - второй и третий. Рассуждая аналогично легко показать, что для разделения смеси на n фракций требуется ( n-1)-на ректификационная колонна. Таким образом, для получения стабильного газового бензина и всех возможных технически чистых углеводородов (пропан, бутаны, пентаны, гексан) требуется 6 колонн.

     а- двухкомпонентная; б- трехкомпонентная; в- четырехкомпонентная

     Рисунок 5 - Принципиальные схемы газофракционирования:

     3 Хранение газа 

     3.1 Подземные газохранилища   

     Подземным газохранилищем (ПХГ) называется хранилище  газа, созданное в горных породах.

     Первое  в мире ПХГ было сооружено на базе истощенного газового месторождения  в провинции Онтарио (Канада) в 1915 г. В нашей стране первое подземное  газохранилище - Башкатовское ПХГ на западе Оренбургской области - было введено  в эксплуатацию в 1958 г.

     Различают два типа ПХГ: в искусственных  выработках и в пористых пластах. Первый тип хранилищ получил ограниченное распространение. Так, в США по состоянию  на 1.09.94 г. на них приходилось лишь 6 % из 371 ПХГ: 1 - в переоборудованной  угольной шахте и 21 - в отложениях каменной соли. Остальные 349 ПХГ относятся  к хранилищам второго типа: из них 305 размещены в отработанных нефтяных и газовых месторождениях, а 44 - в  водоносных пластах.

     Широкое использование хранилищ в истощенных нефтегазовых месторождениях объясняется  минимальными дополнительными затратами  на оборудование ПХГ, поскольку саму ловушку с проницаемым пластом  природа уже "изготовила".

     Принципиальная  схема подземного газохранилища приведена на рис. 6.

      1-магистральный газопровод; 2-газопровод-отвод; 3,9- пылеуловители; 4- компрессорная станция; 5- сепаратор; 6- холодильник; 7-маслоотделитель; 8-газораспределительный пункт; 10- установка осушки газа; 11- расходометр;

     Рисунок 6 - Принципиальная схема наземных сооружений ПХГ:

     Газ из магистрального газопровода 1 по газопроводу-отводу 2 поступает на компрессорную станцию 4, предварительно пройдя очистку в  пылеуловителях 3. Сжатый и нагревшийся  при компримировании газ очищается  от масла в сепараторах 5, охлаждается  в градирне (или АВО) 6 и через  маслоотделители 7 поступает на газораспределительный  пункт (ГРП) 8. На ГРП осуществляется распределение газа по скважинам.

     Давление  закачиваемого в подземное хранилище  газа достигает 15 МПа. Для закачки, как  правило, используются газомотокопрессоры.

     При отборе газа из хранилища его дросселируют на ГРП 8, производят очистку и осушку газа в аппаратах 9, 10, а затем после  замера количества расходомером 11 возвращают в магистральный газопровод 1. Если давление газа в подземном хранилище  недостаточно высоко, его предварительно компримируют и охлаждают (на рис. 16.4 не показано).

     Очистка газа от пыли, окалины и частиц масла  перед его закачкой в хранилище  имеет очень большое значение, т.к. в противном случае засоряется призабойная зона и уменьшается  приемистость скважин.

     Оптимальная глубина, на которой создаются подземные  газохранилища, составляет от 500 до 800 м. Это связано с тем, что с  увеличением глубины возрастают затраты на обустройство скважин. С  другой стороны, глубина не должна быть слишком малой, т.к. в хранилище  создаются достаточно высокие давления.

     Подземное хранилище заполняют газом несколько  лет, закачивая каждый сезон несколько  больший объем газа, чем тот, который  отбирается.

     Общий объем газа в хранилище складывается из двух составляющих: активной и буферной. Буферный объем обеспечивает минимально необходимое заполнение хранилища, а активный - это тот объем газа, которым можно оперировать.