Основные правила прокладки газопроводов

Залежь нефти и газа представляет собой скопление углеводородов, которые заполняют поры проницаемых пород. Газ в пластах находится под давлением, достигающим значительных значений. Причем давление в газоносном пласте зависит от глубины его залегания, то есть через каждые 10м давление в пласте возрастает примерно на 0,0981МПа. При вскрытии их с помощью скважин он способен подниматься (фонтанировать) к поверхности земли с огромной скоростью. Дебит некоторых скважин достигает нескольких миллионов кубометров газа в сутки. Бурение скважин является одним из основных методов выявления газовых и нефтяных залежей в земной коре.

Газовая скважина является основным элементом промыслов. Верх скважины называется устьем, низ – забоем.

Начальный участок I скважин называется направлением. Поскольку устье скважины лежит в зоне легкоразмываемых пород, его необходимо укреплять. В связи с этим направление выполняют следующим образом. Сначала бурят шурф – колодец до глубины залегания устойчивых горных пород (4..8м). Затем в него устанавливают трубу необходимой длины и диаметра, а пространство между стенками шурфа и трубой заполняют бутовыми камнями и заливают цементным раствором 2. Нижерасположенные участки скважины – цилиндрические. Сразу за направлением бурится участок на глубину от 50 до 400м диаметром до 900мм. Этот участок скважины закрепляется обсадной трубой 1, состоящей из свинченных стальных труб, которую называют кондуктором II. Затрубное пространство кондуктора цементируют. С помощью кондуктора изолируют неустойчивые, мягкие и трещеноватые породы, осложняющие процесс бурения. После установки кондуктора не всегда удается пробурить скважину до проектной глубины из-за прохождения новых осложняющих горизонтов. В таких случаях устанавливают и цементируют еще одну колонну III, называемую промежуточной. Если продуктивный пласт, для разработки которого предназначена скважина, залегает очень глубоко, то количество промежуточных колонн может быть больше одной. Последний участок IV скважины закрепляют эксплуатационной колонной. Она предназначена для подъема нефти и газа от забоя к устью скважины или для нагнетания воды (газа) в продуктивный пласт с целью поддержания в нем давления. Во избежание перетоков нефти и газа в вышележащие горизонты, а воды в продуктивные пласты пространство между стенкой эксплуатационной колонны и стенкой скважины заполняют цементным раствором.

Рис. 1. Конструкция скважины: 1- обсадные трубы; 2 – цементный раствор;

3 – пласт; 4 перфорация в обсадной трубе и цементе;

I – направление; II – кондуктор; III – промежуточная колонна;

IV - эксплуатационная колонна

 

Устье скважины в зависимости от назначения оборудуют арматурой (задвижки, колонная головка, крестовина и т.д.).

Нефтяные и газовые скважины сооружаются методом вращательного бурения. При данном способе породы дробятся не ударами, а разрушаются вращающимся долотом, на которое действует осевая нагрузка.

По характеру разрушения горных пород на забое различают сплошное и колонковое бурение. При сплошном бурении разрушение пород производится по всей площади забоя. Колонковое бурение предусматривает разрушение пород только по кольцу с целью извлечения керна – цилиндрического образца горных пород на всей части или на части длины скважины.

Все буровые долота классифицируются на три типа:

- долота режуще-скалывающего действия, разрушающие породу лопастями (лопастные долота);

- долота дробящее-скалывающего действия, разрушающие породу зубьями, расположенными на шарошках (шарочные долота);

- долота режуще-истирающего действия, разрушающие породу алмазными зернами или твердосплавными штырями, которые расположены в торцевой части долота (алмазные и твердосплавные долота).

Бурение скважин осуществляется с помощью буровых установок, оборудования и инструмента. Буровая установка представляет собой комплекс наземного оборудования, необходимый для выполнения операций по проводке скважины. В состав буровой установки входят: буровая вышка; оборудование для механизации спускоподъемных операций; наземное оборудование, непосредственно используемое для бурения; силовой привод; циркуляционную систему бурового раствора; привышечные сооружения.

В качестве забойных двигателей используют турбобур, электробур и винтовой двигатель, устанавливаемых непосредственно над долотом. Турбобур представляет многоступенчатую турбину. При бурении с помощью электробура питание электродвигателя осуществляется через кабель, укрепленный внутри бурильных труб. В этом случае вместе с долотом вращается лишь вал электродвигателя, а его корпус и бурильная колонная остаются неподвижными. Основными элементами винтового двигателя являются статор и ротор.

Бурильные трубы предназначены для передачи вращения долоту (при роторном бурении) и восприятия реактивного момента двигателя при бурении с забойным двигателем, создания нагрузки на долото, подачи бурового раствора на забой для очистки от разбуренной породы и охлаждения долота, подъема из скважины изношенного долота и спуска нового и т.д. Бурильные трубы отличаются повышенной толщиной стенки и имеют коническую резьбу с обеих сторон. Ведущая труба предназначена для передачи вращения от ротора к бурильной колонне (роторное бурение) и передачи реактивного момента от бурильной колонны ротору (при бурении с забойным двигателем). Эта труба имеет квадратное сечение и проходит через квадратное отверстие в роторе.

Промывка скважин – один из самых ответственных этапов бурения. В промывку входят: вынос частиц выбуренной породы из скважины; передача энергии турбобуру или винтовому двигателю; предупреждение поступления в скважину нефти, газа и воды; удержание частичек пробуренной породы во взвешенном состоянии при прекращении циркуляции; охлаждение и смазывание трущихся деталей долота; уменьшение трения бурильных труб о стенки скважины; уменьшение проницаемости стенок скважины; предотвращение обвалов пород со стенок скважины.

При вращательном бурении нефтяных и газовых скважин в качестве промывочных растворов используются: агенты на водной основе (техническая вода, глинистые и неглинистые растворы, естественная буровая вода); агенты на углеводородной основе; агенты на основе эмульсий; газообразные и аэрированные агенты.

 

Насосом по бурильным трубам нагнетают промывочный раствор. Он проходит через специальные отверстия в долоте и направляются непосредственно в забой со скоростью 15..30 м/с. В результате этого забой интенсивно омывается, а промывочный раствор по кольцевому зазору между бурильными трубами и стенками скважины выносит из забоя на поверхность земли частицы выбуренной породы.

На устье скважин монтируется колонная головка и фонтанная арматура, состоящая из трубной головки и фонтанной елки.

Колонная головка предназначена для соединения верхних концов обсадных колонн (кондуктора, технических и обсадных труб) герметизации межтрубного пространства и служит опорой для фонтанной арматуры.

Трубная головка служит для обвязки одного или двух рядов фонтанных труб, герметизации межтрубного пространства между эксплуатационной колонной и фонтанными трубами, а также для проведения технологических операций при освоении, эксплуатации и ремонте скважины. Обычно трубная головка представляет собой крестовину с двумя боковыми отводами и трубной подвеской. Боковые отводы позволяют закачивать в межтрубное пространство воду и глинистый раствор при глушении скважины, измерять затрубное давление (манометром), а также отбирать из него газ. Трубная головка монтируется на колонной головке.

Фонтанная елка предназначена для управления потоком продукции скважины и регулирования его параметров, а также для установки манометров, термометров, приспособлений, служащих для спуска и подъема глубинных.

Отдельные скважины на газовых промыслах присоединяют газопроводами к коллекторам, которые заканчиваются промысловой газораспределительной станцией. На выкидных линиях после фонтанной арматуры устанавливают предохранительные клапаны и манометры. Выкидные линии соединяют с сепараторами, в которых газ очищается от твердых и жидких механических примесей. Из сепаратора газ поступает в газосборный коллектор. Количество добываемого газа измеряют счетчиком. На промысловой газораспределительной станции газ вновь очищают в сепараторах, осушают и производят его учет. Из газораспределительной станции газ поступает в головную компрессорную станцию или, если давление отбора достаточно велико, непосредственно в магистральный газопровод.

--------------------------------------------------------------------------------------------------------

Перед использованием для коммунально-бытовых и других целей горючие газы должны пройти соответствующую обработку, в которую входят следующие основные операции:

- охлаждение и осушка газа с целью отделения его от легкоконденсирующихся масляных, смоляных и водяных паров;

- очистка газа от пыли и смолы;

- улавливание из газа аммиака, бензола, нафталина и других ценных продуктов;

- очистка газа от серы, цианистых и других соединений;

- одоризация газа для определения его наличия в помещениях в случае утечек.

Очистка газа от механических примесей – капель влаги, конденсата, частиц породы осуществляется в сепараторах или циклонах. Наиболее эффективная очистка газа от пыли достигается в электрофильтрах. Электростатическая очистка газа основана на применении электромагнитного поля высокого потенциала, вызывающего ионизацию газового потока, который проходит через пространство между электродами. Аммиак из коксового газа выделяют или улавливают в виде концентрированной аммиачной соли серной кислоты (сульфата аммония).

Очистка газа от кислых компонентов. Используемый в быту и в технологических процессах газ должен содержать минимальное количество кислых компонентов. Углекислый газ и сернистые соединения вызывают коррозию труб и оборудования. Сернистые соединения и их продукты сгорания отравляют окружающую среду и оказывают вредное воздействие на организм человека. Такие соединения серы, как сероводород и меркаптаны, являются ценным сырьем для других отраслей народного хозяйства. Допустимое содержание сернистых компонентов в газе, подаваемом в магистральный газопровод, по стандарту не должно превышать 20мг/нм³. Для очистки газа от кислых компонентов применяют жидкостные процессы и процессы адсорбционной очистки. Жидкостные процессы делят на четыре группы. Хемосорбционные процессы основаны на химическом воздействии сероводорода и углекислого газа с абсорбентами, наиболее распространенными из которых являются амины: моноэтаноламин (МЭА), диэтаноламин (ДЭА), триэтаноламин (ТЭА). К этой группе можно также отнести процессы щелочной очистки и очистки газа аминокислотами.

В абсорбционных процессах извлечение кислых компонентов происходит благодаря избириательной абсорбции поглотителей. В этих процессах в качестве абсорбента могут применяться пропиленкарбонат, ацетон, метанол, трибутилфосфат. Эти процессы эффективны для газов, содержащих большое количество кислых компонентов.

В комбинированных процессах используются смешанные (химические и физические) поглотители. Из этих процессов наиболее распространен процесс, где в качестве поглотителя используют сульфолан (двуокись тетрагидротиофена) в сочетании с химическим поглотителем. В качестве химического поглотителя использую амины (диизопропаноламин ДИПА).

Окислительные процессы основаны на необратимом превращении поглощенного сероводорода в элементарную серу. В качестве поглотителя используют горячий раствор мышьяковых солей щелочного металла. Во время процесса поглощенный сероводород окисляется до элементарной серы.

Адсорбционные процессы в основном применяют в тех случаях, когда требуется достичь очень низких концентраций сернистых соединений в природном и нефтяных газах. Для осушки и очистки газов в промышленности в основном используют цеолиты, силикагель, оксид алюминия, активированный уголь.

Осушка газа перед подачей в магистральный газопровод необходима прежде всего потому, что при определенных температурах и давлении в газопроводе пары воды могут образовывать с углеводородами кристаллогидратные соединения, внешне напоминающие снег, а в уплотненном виде лед. Осушка также предотвращает внутреннюю коррозию газопровода и установленной на нем арматуры.

Осуществляется осушка следующими способами: адсорбционным при помощи твердых поглотителей, абсорбционными с использованием жидких поглотителей и физическими методами за счет вымораживания влаги из газа или применением низкотемпературной сепарации газа. В качестве твердых поглотителей используют активированную окись алюминия, в качестве абсорбентов чаще всего используются – этиленгликоль (ЭГ), диэтиленгликоль (ДЭГ), триэтиленгликоль (ТЭГ), пропиленгликоль (ПГ), спирты парафинового ряда (метанол, этанол), смеси гликолей со спиртами и их эфирами.

Наибольшее распространение получили водные растворы этиленгликоля, пропиленгликоля, диэтиленгликоля, триэтиленгликоля. Они не вызывают коррозии оборудования, что позволяет использовать при изготовлении оборудования недорогие марки стали. Важным свойством гликолей является их способность понижать температуру замерзания водных растворов. Это позволяет использовать их как ингибитор образования гидратов при минусовой температуре.

Наиболее совершенными схемами абсорбционной осушки газа являются одно- и двухступенчатые схемы. По одноступенчатой схеме газ осушается в одном абсорбере, по двухступенчатой схеме – в два этапа. На первой ступени происходит грубая осушка газа раствором со сравнительно низким содержанием гликоля. Окончательная осушка газа проводится раствором более высокой концентрации.

Для своевременного обнаружения очищенного газа ему искусственно придают запах, то есть подвергают одоризации. Вещества, применяемые для искусственной одоризации газа, называют одорантами, а аппараты, в которых происходит одоризация – одоризаторами. В качестве одорантов наибольшее распространение получили органические сернистые соединения (меркаптаны, сульфиды и дисульфиды), применяемые как в виде индивидуальных химических веществ (например, этилмеркаптан C₂H₅SH), так и в виде технических промышленных продуктов, содержащих указанные сернистые соединения (например, колодорант, пенталарм, каптан). Содержание одоранта в газе должно быть таким, чтобы резкий предупредительный запах ощущался при концентрации газа в воздухе помещения не больше 1/5 нижнего предела взрываемости этого газа. этилмеркаптан, сульфан, метилмеркаптан, пропилмеркаптан, колодорант, каптан, пенталарм. Средняя норма этилмеркаптана – 16г на 1000 м³ природного газа для получения необходимого резкого запаха. Одорант вводят в газ на одоризационных установках двух видов: прямого действия и параллельно включенных. В первом случае одорант вводится в газопровод непосредственно, а во втором случае он вводится в параллельную ветвь газопровода, по которой течет часть газового потока. По способу действия одоризаторы делятся на капельные, фитильные и барботажные.

Капельный одоризатор подает жидкий одорант каплями или тонкой струей в газопровод, где он и испаряется, смешиваясь с газом. Фитильный одоризатор снабжен фитилями из фланели, частично погруженными в жидкий одорант. Поднимаясь по фитилю, одорант испаряется с наружной его части и в виде паров смешивается в одоризаторе с газом. В барботажном одоризаторе газ проходит сквозь слой жидкого одоранта, что ведет к испарению последнего и насыщению газа его парами. В одоризаторах всех трех типов предусматривается автоматическое регулирование подачи одоранта в газ в целях точной дозировки смеси.

В газе, предназначенном для коммунально-бытовых целей (в 100м³), должно содержаться не более (г): смолы и пыли – 0,1; нафталина летом – 10; нафталина зимой – 5; аммиака – 2; сероводорода 2; цианистых соединений – 5.

 

-----------------------------------------------------------------------------------------------------

 

Газ из скважины поступает в сепараторы, где от него отделяются твердые и жидкие примеси. Далее по промысловым газопроводам газ поступает в коллекторы и в промысловые газораспределительные станции, здесь газ вновь очищают в масляных пылеуловителях и снижают давление газа до расчетного значения, принятого в магистральном газопроводе. Головную компрессорную станцию строят только после снижения давления в пласте. Промежуточные компрессорные станции располагают примерно через 150 км. Не реже чем через 25 км устанавливают запорную арматуру для возможности проведения ремонтов. Заканчивается газопровод газораспределительной станцией, которая подает газ крупному промышленному узлу или городу. По пути газопровод имеет ответвления, по которым газ поступает к ГРС промежуточных потребителей. Для покрытия сезонной неравномерности используют подземные хранилища и специально подобранные потребители-регуляторы, которые в зимний период работают на другом виде топлива. Газопроводы рассчитываются на максимальное давление в 7,5 МПа, которое имеет место после компрессорной станции. По мере движения газа его давление уменьшается.

Компрессорные станции предназначены для сжатия газа до рабочего давления с целью обеспечения проектной пропускной способности магистрального газопровода. Они оборудуются поршневыми компрессорами или центробежными нагнетателями. Основными сооружениями на КС являются установки для очистки, сжатия и охлаждения газа. К вспомогательным относятся системы энерго-, водо-, масло-, теплоснабжения, вентиляции и кондиционирования воздуха.

Принципиальная схема газотранспортной системы показана на рис.1.

 

	ГП

 

 

 

 

Рис.1. Принципиальная схема газотранспортной системы:

ГП – газовый промысел; ПГ – промысловые газопроводы, ПГРС - промысловая газораспределительная станция, МГ – магистральный газопровод; ГКС – газокомпрессорная станция; МПГ – межпоселковый газопровод; ПП – промежуточный потребитель;

Пр.п. – промышленное предприятие; ГРП – газорегуляторный пункт;

- - - - - газопровод среднего давления; _________ - газопровод низкого давления;

 

Современные системы газоснабжения представляют собой комплекс сооружений, состоящий из следующих основных элементов: газовых сетей низкого, среднего и высокого давлений, газораспределительных станций, газорегуляторных пунктов и установок.

Газовые сети населенных пунктов берут свое начало от ГРС и служат для снабжения коммунально-бытовых и промышленных потребителей газа.

Основным элементом систем газоснабжения являются газопроводы.

Газопроводы классифицируют по давлению газа и назначению. В зависимости от максимального давления газа газопроводы разделяют на следующие группы:

1) газопроводы низкого давления с давлением газа до 5 кПа (500 мм вод. ст. изб);

2) газопроводы среднего давления с давление от 5 кПа до 0,3 МПа (до 3 кгс/см²);

3) газопроводы высокого давления 2 категории с давление от 0,3 до 0,6 МПа (от 3 до 6 кгс/см²);

4) газопроводы высокого давления 1 категории для природного газа и газовоздушных смесей от 0,6 до 1,2 МПа, для сжиженных газов до 1,6 МПа.

Газопроводы низкого давления служат для транспортирования газа в жилые, общественные здания и предприятия бытового обслуживания. В газопроводах жилых зданий разрешается давление до 3 кПа; в газопроводах предприятий бытового обслуживания непроизводственного характер и общественных зданий – до 5 кПа.

Газопроводы среднего и высокого (2 категории) давления служат для питания городских распределительных сетей низкого и среднего давления через газорегуляторные пункты (ГРП). Они также подают газ через ГРП и газорегуляторные установки (ГРУ) в газопроводы промышленных и коммунальных предприятий. По действующим нормам максимальное давление для промышленных предприятий, а также расположенных в отдельно стоящих зданиях отопительных котельных, коммунальных и сельскохозяйственных предприятий допускается до 0,6 МПа. Для предприятий бытового обслуживания производственного характера, пристроенных к производственным зданиям, давление газа допускается до 0,3 МПа.

Связь между газопроводами различных давлений осуществляется тоже через ГРП.

По числу ступеней давления, применяемых в газовых сетях, системы газоснабжения можно разделить на: 1) одноступенчатые, обеспечивают подачу газа потребителям по газопроводам одного давления, как правило, низкого; 2)двухступенчатые, состоящие из сетей низкого и среднего или среднего и высокого (до 0,6 МПа) давлений; 3) трехступенчатые, включающие в себя газопроводы низкого среднего и высокого (до 0,6 МПа) давлений; 4) многоступенчатые, в которых газ подается по газопроводам низкого, среднего и высокого давление обоих категорий.

По виду транспортируемого газа газопроводы бывают: природного попутного нефтяного, СУГ, искусственного и смешанного.

По назначению газопроводы можно разделить на группы:

· распределительные газопроводы, по которым газ транспортируют по снабжаемой территории и подают его промышленным потребителям, коммунальным предприятиям и в районы жилых домов. Они бывают высокого, среднего и низкого давлений, кольцевые и тупиковые, а их конфигурация зависит от характера планировки города или населенного пункта;

· абонентские ответвления, подающие газ от распределительных сетей к отдельным потребителям;

· внутридомовые газопроводы, транспортирующие газ внутри здания и распределяющие его по отдельным газовым приборам;

· межпоселковые газопроводы, прокладываемые вне территории населенных пунктов.

По принципу построения системы газоснабжения делятся на кольцевые, тупиковые и смешанные. В тупиковых газовых сетях газ поступает потребителю в одном направлении, то есть потребители имеют одностороннее питание и могут возникнуть затруднения при ремонтных работах. Недостаток этой схемы – различная величина давлений газа у потребителей. Причем по мере удаления от источника газоснабжения или ГРП давление газа падает. Эти схемы применяют для внутриквартальных и внутридворовых газопроводов.

Надежность кольцевых сетей выше, чем тупиковых. Кольцевые сети представляют систему замкнутых газопроводов, благодаря чему достигается более равномерный режим давления газа у потребителей и облегчается проведение ремонтных и эксплуатационных работ. Положительным свойством кольцевых сетей является также то, что при выходе из строя какого-либо газорегуляторного пункта нагрузку по снабжению потребителей газом принимают на себя другие ГРП.

Смешанная система состоит из кольцевых газопроводов и присоединяемых к ним тупиковых газопроводов.