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.