Линейная часть магистральных нефтепроводов — Пути российской нефти

 Энциклопедия технологий

В состав линейной части магистральных нефтепроводов входят:

1. Сам трубопровод от места выхода с установок подготовки нефти к дальнему транспорту до конечного пункта 

В собственно трубопровод входят также запорная арматура, лупинги, переходаы через всевозможные препятствия — естественные (реки, овраги, ущелья) и искусственные (железные и автомобильные дороги), тепловые компенсаторы, предотвращающими опасные деформации трубопровода из-за теплового расширения, установки электрохимической защиты от коррозии, линии и сооружения технологической связи и средства телемеханики;

2. Линии электропередач, предназначенные для обслуживания нефтепровода; устройства электроснабжения и дистанционного управления запорной арматурой;

3. Противопожарные средства;

4. Земляные амбары для аварийного выпуска нефти;

5. Здания и сооружения линейной службы эксплуатации.

6. Вдольтрассовые дороги и просеки с указательными и предупредительными знаками; вертолетные площадки;

Установка сигнальных железобетонных или деревянных знаков высотой 1,5-2 м от поверхности земли, указывающих, что в данном месте проходит нефтепровод, кто его владелец и кому в экстренном случае необходимо сообщить об аварии, обязательна для всех нефтепроводов. Знаки устанавливают в пределах видимости, но не реже, чем через 500 м.

Основной вид труб для нефтепроводов — это стальные трубы, рассчитанные, как правило, на давления до 64 атм., однако возможны трубы, рассчитанные на давления 75, 90 и 100 атм. Состав сталей, используемых для производства труб, определяется требованиями к максимально допустимому давлению, а производство труб — технико-экономической целесообразностью их применения. В основном — это углеродистые стали с содержанием углерода до 0,25%, или выше, до 0,6%, и легированные стали с добавками хрома, никеля, молибдена, вольфрама, ванадия, алюминия, титана, а также марганца и кремния.

Для магистральных нефтепроводов применяют стальные бесшовные трубы, электросварные прямошовные, спиралешовные из углеродистых сталей для труб с диаметром до 500 мм; из низколегированных сталей для труб с диаметром до 1020 мм и из низколегированных сталей с термомеханическим упрочнением для труб с диаметром до 1220 мм.

Обозначения   мм или   мм означает, что речь идет о нефтепроводах с внешним диаметром 820 или 1220 мм и толщинами стенки 10 и   мм, соответственно. 

Основной способ прокладки нефтепроводов — подземный, однако на нефтепроводе могут существовать также участки, идущие либо над землей (воздушные переходы), либо под или над водой (подводные и надводные переходы). 

Известны случаи сооружения больших сегментов нефтепровода над поверхностью земли на опорах, например, нефтепроводы «Заполярье — Пурпе» в России или «Трансаляскинский» на Аляске в США.

Глубина заложения нефтепровода при траншейной прокладке составляет 0,8 — 1,0 м до верхней образующей. В траншее, предназначенной для нефтепровода, специально подготавливают ложе путем подсыпки гравия и песка. Трубы, предварительно сваренные в плети, с одним или несколькими слоями антикоррозийной изоляции (мастики, полимерные пленки, пластиковые ленты и т.п.) осторожно поднимают и укладывают в траншею специальные трубоукладчики. После этого соединительные стыки заваривают в «захлест». На всех стадиях сооружения нефтепровода осуществляют тщательный контроль качества (прочности и герметичности) сварных стыков.

Особые технологии применяются при прокладке морских нефтепроводов, нефтепроводов, сооружаемых в условиях многолетнемерзлых грунтов, а также нефтепроводов в слабых грунтах или проходящих по болотистой местности.

Обязательным условием долговечности работы нефтепровода, проложенного в грунте, является его электрохимическая защита (аббревиатура «ЭХЗ»). Эту защиту осуществляют катодной поляризацией трубопровода, т.е. подачей на трубопровод отрицательного потенциала. Если катодную поляризацию производят с помощью внешнего источника постоянного тока, то такую защиту называют катодной, если же поляризацию осуществляют соединением трубопровода с металлическим предметом, имеющим более высокий отрицательный потенциал, то такую защиту называют протекторной. Без катодной или протекторной защиты нефтепровод даже с хорошей изоляцией не прослужил бы и нескольких лет.

Состав сооружений магистрального газопровода — Справочник химика 21

    Состав сооружений магистрального газопровода [c.10]

    Магистральный газопровод представляет собой комплекс сложных инженерных сооружений, предназначенных для осуществления процесса транспортирования газа. В состав газопровода (рис. 2) входят головные сооружения, трубопровод с запорной арматурой, [c.41]

    Взаимодействие основных объектов газовой промышленности выглядит следующим образом. Газ из продуктивных пластов пад действием пластового давления поступает на поверхность земли из специально пробуренных скважин, называемых эксплуатационными газовыми скважинами. Газ, выходящий из эксплуатационных скважин, содержит механические примеси (твердые частицы породы, частицы ржавчины, частицы твердого цемента), влагу, конденсат (на газоконденсатных месторождениях), а также на некоторых месторождениях — сероводород и ценный инертный газ — гелий. Большое количество сероводорода содержат газы Оренбургского и Астраханского газовых месторождений. Поэтому газ перед подачей в магистральный газопровод подвергают специальной промысловой подготовке, для осуществления которой газ от скважин по трубопроводам — шлейфам поступает на установку предварительной подготовки газа (УППГ), а затем на установку комплексной подготовки газа (УКПГ). На этих установках происходит очистка газа от механических примесей, удаление влаги из газа и отделение конденсата. Отделенный от газа конденсат направляют по трубопроводу на ГПЗ. При наличии в составе газа повышенных количеств сероводорода (5 % и более) и инертного газа — гелия газ перед подачей в магистральный газопровод поступает на ГПЗ, где его очищают от сероводорода и получают ценный инертный газ — гелий. Затем подготовленный газ направляют на головные сооружения и после этого на головную компрессорную станцию (ГКС). Назначение ГКС — создание начального давления в газопроводе до 7,5 МПа (в перспективе до 10—12 МПа) и подача в магистральный газопровод объема газа, отвечающего его пропускной способности. По трассе газопровода через каждые 100—150 км сооружают промежуточные компрессорные станции для поддержания необходимого давления по всей длине газопровода. В местах отвода от газопровода к населенным пунктам и промышленным предприятиям, а также в конце газопроврда устанавливают газораспределительные станции (ГРС), которые выполняют несколько функций снижают давление газа перед подачей его в городские сети и на промышленные предприятия дополнительно очищают, одорируют, т.е. вводят в его состав резко пахучие вещества — одоризаторы. Вблизи крупных потребителей газа (города с многомиллионным населением, крупные промышленные районы) сооружают станции подземного хра- 

[c.23]

    В состав сооружений магистрального газопровода входят сооружения и установки, предназначенные для транспортировки природного или пе( )тяного газа от газовых или нефтяных промыслов к потребителям (рис. ].3). Длина магистрального газопровода моя ет составлять от десятка до нескольких тысяч километров, а диаметр — от 150 до 1420 км. В настоящее время большинство магистральных газопроводов строят из труб диаметром 1020 мм и более, движение газа по газопроводу осуществляется либо за счет пластового давления, либо при помощи компрессорных станций, расположенных вдоль трассы газопровода. Расстояние между компрессорными станциями определяется гидравлическим расчетом.  [c.13]

    Магистральными газопроводами принято считать такие трубопроводы, по которым подается газ от мест его добычи или производства до газораспределительных станций (ГРС) городов, населенных пунктов илЯ отдельно стоящих предприятий. В состав магистрального газопровода входят собственно газопровод и его ответвления, головные сооружения (установки. очистки, осушки, регулирования давления и одоризации газа), КС, ГРС, линии связи, установки электрической защиты от коррозии, отключающие узлы, конденсатоотводчики и другие сооружения. [c.5]

    Магистральный газопровод представляет собой сложный комплекс технических сооружений, в состав которого входят система трубопроводов с необходимой арматурой КС, осуществляющие сжатие газа головные сооружения для очистки, осушки и одоризации газа газораспределительные станции вспомогательные службы (энергетические, водоснабжение и пр.) ремонтные базы и мастерские диспетчерская служба. 

[c.3]

    Промежуточные компрессорные станции предназначены для поддержания режимов транспортировки газа по всему магистральному газопроводу. Состав сооружений на них аналогичен составу сооружений на головных компрессорных станциях. На промежуточных компрессорных станциях может быть несколько меньший объем установок по подготовке газа. Кроме того, предусмотрены отключение промежуточных компрессорных станций и транспортировка газа по газопроводу, минуя эти станции. 

[c.30]

    Состав сооружений магистрального газопровода включает в себя следующие основные комплексы головные сооружения, состоящие из систем газосборных и подводящих газопроводов, компрессорного цеха и установок очистки и осушки газа линейные сооружения, состоящие из собственно магистрального газопровода с запорными устройствами, переходов через естественные и искусственные сооружения, станций катодной защиты, дренажных установок компрессорные станции с установками по очистке газа, контрольно-распределительным пунктом (КРП) для редуцирования газа на собственные нужды станции, а также подсобно-вспомогательными сооружениями (включая склады горюче-смазочных материалов, установки регенерации масла и ремонтно-эксплуатационные блоки) газораспределительные станции (ГРС), оборудованные регулято-244 [c.244]

    В состав сооружений входят два компрессорных цеха с 20 машинами — газомоторными компрессорами марки 10ГК, блок очистки газа от механических примесей и масла, газораспределительный пункт (ГРП) и эксплуатационные скважины. Закачка газа в хранилище осуществляется из магистрального газопровода по газопроводу- [c.415]

    Магистральнью газопроводы также являются элементами геотехнических систем, в состав которых также входят наземнью и подземные линии коммуникаций, техногенные сооружения и природные объекты (геологические явления, водотоки, растительность и т.п.), расположенные в пределах коридора. Объекты системы оказывают совокупное (синергетическое) влияние друг на друга. При этом некоторью воздействия на трубопроводы носят негативный характер, что может приводить к образованию дефектов. [c.210]

---

Документация | АРИЭЛЬ ПЛАСТКОМПЛЕКТ

	Категория участков при прокладке
Назначение участков трубопроводов	газопроводов				нефтепроводов и нефтепродуктопроводов
	подземной	наземной	надземной	подземной			наземной		надземной
1	2	3	4	5			6		7
1. Переходы через водные преграды: а) судоходные — в русловой части и прибрежные участки длиной не менее 25 мкаждый (от среднемеженного горизонта воды) при диаметре трубопровода. мм:
1000 и более	I	—	I	В			—		В
менее 1000	I	—	I	I			—		I
б) несудоходные шириной зеркала воды в межень 25 м и более — в русловой части и прибрежные участки длиной не менее 25 м каждый (от среднемеженного горизонта воды) при диаметре трубопровода, мм:
1000 и более	I	—	I	В			—		I
менее 1000	I	—	I	I			—		I
в) несудоходные шириной зеркала воды в межень до 25 м—в русловой части, оросительные и деривационные каналы	I	—	II	I					I
г) горные потоки (реки)	I	—	II	I			—		I
д) поймы рек по горизонту высоких вод 10%-ной обеспеченности при диаметре трубопровода, мм:
700 и более	I	—	II	I			—		I
менее 700	II	—	II	I			—		I
е) участки протяженностью 1000 м от границ горизонта высоких вод 10%-ной обеспеченности	—	—	—	I			—		II
2. Переходы через болота типа: а) I	III	III	III	II, III1			II,III1		II, III1
б) II	II	III	III	II			II		III
в) III	I	II	II	В			В		I
3. Переходы через железные и автомобильные дороги (на перегонах):
а) железные дороги общей сети, включая участки длиной 40 м каждый по обе стороны дороги от осей крайних путей, но не менее 25 м от подошвы насыпи земляного полотна дороги	I	—	I	I			—		I
б) подъездные железные дороги промышленных предприятий, включая участки длиной 25 м каждый по обе стороны дороги от осей крайних путей	I	—	II	III			—		II
в) автомобильные дороги I и II категорий, включая участки длиной 25 м каждый по обе стороны дороги от подошвы насыпи или бровки выемки земляного полотна дороги	I	—	I	I		—			I
автомобильные дороги II, III-п, IV , IV-п категорий, включая участки длиной 25 м каждый по обе стороны дороги от подошвы насыпи или бровки выемки земляного полотна дороги	I	—	I	III		—			I
д) автомобильные дороги V категории, включая участки длиной 15м по обе стороны дороги от подошвы насыпи или бровки выемки земляного полотна	III	—	III	III		—			III
е) участки трубопроводов в пределах расстояний, указанных в табл. 4, примыкающие к переходам:
через все железные дороги и автомобильные дороги I и II категорий	II	II	II	III		II			II
через автомобильные дороги III, III-п, IV, IV-п и V категорий	III	III	III	III		—			III
4. Трубопроводы в горной местности при укладке: а) на полках	III	III	—	II		II			—
б) в тоннелях	—	I	I	—		I			I
5. Трубопроводы, прокладываемые в слабосвязанных барханных песках в условиях пустынь	III	III	III	III		III			III
6. Трубопроводы, прокладываемые по поливным и орошаемым землям:
а) хлопковых и рисовых плантаций	II	—	—	II		—			—
б) прочих сельскохозяйственных культур	III	—	—	III		—			—
7. Трубопроводы, прокладываемые по территории распространения вечномерзлых грунтов, имеющих при оттаивании относительную осадку свыше 0,1	II	II	II	II		II			II
8. Переходы через селевые потоки, конуса выносов и солончаковые грунты	II	—	II	II		—			II
9*. Узлы установки линейной арматуры(за исключением участков категорий В и I)	II	II	II	III		—			—
10. Газопроводы на длине 250 м от линейной запорной арматуры и гребенок подводных переходов (за исключением участков категории В и I)	II	II	II	—		—			—
11.Трубопроводы на длине 100 м от границ примыкающих участков II категории, приведенных в поз. 3 е	III	III	III	III		III			III
12.Трубопроводы, примыкающие к территориям СПХГ, установок очистки и осушки газа, головных сооружений со стороны коллекторов и трубопроводов в пределах расстояний, указанных в поз.5 табл. 4	I	—	I	II		—			I
13.Межпромысловые коллекторы	II	II	II	—		—			—
14.Узлы пуска и приема очистных устройств, а также участки трубопроводов длиной 100 м, примыкающие к ним	I	I	I	I		I			I
15.Трубопроводы в пределах территорий ПРГ линейной части газопроводов	В	В	В	—		—			—
16*.Трубопроводы, расположенные внутри зданий и в пределах территорий КС, ПРГ, СПХГ, ДКС, ГРС. НПС. УЗРГ, включая трубопроводы топливного и пускового газа	В	В	В	I		I			I
17*.Узлы подключения в газопровод, участки между охранными кранами, всасывающие и нагнетательные газопроводы КС, ПХГ, УКПГ, УППГ, ДКС (шлейфы) и  головных сооружений, а также газопроводы собственных нужд от узла подключения до ограждения территории указанных сооружений	I	I	I	—			—		—
18. Газопроводы, примыкающие к ГРС в пределах расстояний, указанных в поз. 8 табл. 4, а также участки за охранными кранами длиной 250 м	II	II	II	—			—		—
19.Трубопроводы, примыкающие к секущему крану УЗРГ и ПРГ, длиной 250 м в обе стороны	I	I	I	—			—		—
20. Пересечения с подземными коммуникациями (канализационными коллекторами, нефтепроводами, нефтепродуктопроводами, газопроводами, силовыми кабелями и кабелями связи, подземными, наземными и надземными оросительными системами и т.п.) в пределах 20 м по обе стороны от пересекаемой коммуникации	II	—	—	II			—		—
21. Пересечения с коммуникациями, приведенными в поз. 20, и между собой многониточных магистральных газопроводов диаметром свыше 1000 мм и давлением 7,5 МПа (75 кгс/см2) и более нефтепроводов диаметром свыше 700 мм в пределах 100 м по обе стороны от пересекаемой коммуникации	I	—	—	II			—		—
22. Пересечения (в обе стороны) в пределах расстояний, указанных в поз. 12 табл. 4*, с воздушными линиями электропередачи напряжением, кВ:
а) 500 и более	I	I	I	I			I		—
б) от 330 до 500	II	II	II	II			II		—
в) до 330	III	III	III	III			III		—
23.Трубопроводы, прокладываемые по подрабатываемым территориям и территориям, подверженным карстовым явлениям	II	II	II	II			II		II
24. Переходы через овраги, балки, рвы и пересыхающие ручьи	III	III	III	III			III		III
25. Нефтепроводы и	—	—	—	I			I		I
нефтепродуктопроводы, прокладываемые вдоль рек шириной зеркала воды в межень 25 м и более, каналов, озер и других водоемов, имеющих рыбохозяйственное значение, выше населенных пунктов и промышленных предприятий на расстоянии от них до 300 м при диаметре труб 700 мм и менее; до 500 м при диаметре труб до 1000 мм включ.; до 1000 м при диаметре труб свыше 1000 мм				(без предварительного гидравлического испытания на трассе)
26*. Газопроводы, нефте- и	II	II	II	II				II	II
нефтепродуктопроводы, прокладываемые в одном техническом коридоре, в местах расположения УЗРГ, ПРГ, узлов установки линейной запорной арматуры, пуска и приема очистных устройств, узлов подключения КС, УКПГ, УППГ, СПХГ, ДКС, ГС  в трубопровод в пределах расстояний, указанных в поз. 9, 10, 14 ,15, 17 и 19, а от узлов подключения КС в трубопровод в пределах 250 м по обе стороны от них	(если они не относятся к более высокой категории по виду прокладки и другим параметрам)
Примечания: 1. Категории отдельных участков трубопроводов, аварийное повреждение которых может вызвать перебои в подаче газа, нефти и нефтепродуктов городам и другим крупным потребителям, имеющим большое народнохозяйственное значение, а также загрязнение окружающей среды, при соответствующем обосновании допускается повышать на одну категорию. 2. Типы болот следует принимать в соответствии с требованиями СНиП III-42-80*. 3. При пересечении трубопроводом массива болот различных типов при соответствующем обосновании допускается принимать категорию всего участка как для наиболее высокой категории на данном массиве болот. 4. Испытания участков трубопроводов, прокладываемых через водные преграды с зеркалом воды в межень менее 10 м, предусматривать в составе смонтированного трубопровода в один этап.
5*. Действующие трубопроводы, находящиеся в удовлетворительном техническом состоянии (по заключению представителей заказчика строящегося сооружения, эксплуатационной организации и соответствующего органа государственного надзора), при пересечении их проектируемыми трубопроводами, линиями электропередачи, а также подземными коммуникациями, указанными в поз. 20 и 21,и при параллельной прокладке в соответствии с поз. 26*,  не подлежат замене трубопроводами более высокой категории. 6. Действующие трубопроводы, пересекаемые строящимися железными и автомобильными дорогами, подлежат реконструкции в соответствии с поз. 3. 7. Категорию участков трубопроводов, прокладываемых в поймах рек, подлежащих затоплению под водохранилище, следует принимать как для переходов через судоходные водные преграды. 8. При небольшой продолжительности подтопления паводковыми водами (менее 20 дн.) и незначительной глубине этого подтопления, позволяющей оперативное проведение в данной местности аварийно-восстановительных работ на трубопроводах в случае их повреждения, выполнение требований поз. 1д для газопроводов не обязательно. 9. Категорийность участков трубопроводов на переходах через водохранилища, пруды, озера следует принимать: для судоходных — по поз. 1а; для несудоходных — по поз. 1б и 1в. 10. Знак «-» в таблице означает, что категория не регламентируется.

Власти ДНР создали свою газотранспортную компанию :: Экономика :: РБК

В ДНР создали собственную газотранспортную компанию. Учредителем госпредприятия стало министерство доходов, на его баланс передаются все проходящие по территории самопровозглашенной республики магистральные газопроводы

Газораспределительная станция в Донецкой области (Фото: «РИА Новости»)

Совет министров Донецкой народной республики (ДНР) принял решение о создании госпредприятия «Донбасстрансгаз», на баланс которого передаются все проходящие по территории самопровозглашенной республики магистральные газопроводы и относящиеся к ним объекты движимого и недвижимого имущества.

В постановлении кабмина ДНР отмечается, что решение принято в целях «обеспечения надежной и безопасной эксплуатации магистральных газопроводов для устойчивой транспортировки природного газа» и «реализации республиканской политики в сфере газоснабжения потребителей».

Учредителем нового госпредприятия станет министерство доходов и сборов, которому поручено утвердить устав, структуру и штатное расписание компании.

Еще в июле 2014 года власти ДНР заявили о переходе в государственную собственность республики всего расположенного на ее территории имущества украинских госкомпаний. До сих пор проходящие по территории ДНР газопроводы находились в пользовании управления магистральных газопроводов «Донбасстрансгаз», входящего на правах филиала в состав компании «Укртрансгаз»

УМГ «Донбасстрансгаз» было образовано в 1959 году, в его состав входят четыре линейно-производственных управления (Макеевское, Краматорское, Новопсковское и Луганское) со своими участками газопроводов, компрессорными и газораспределительными станциями, а также Северодонецкое производственное управление подземного хранения газа.

«Газпром трансгаз Уфа» напоминает о правилах охранных зон газопроводов

Жители южной части республики с приходом снежной зимы подвергают свою жизнь потенциальной опасности. В Мелеузовском районе предприниматель не первый год ведет свою деятельность по организации катаний на тюбингах. Трасса развлечений проходит в зоне минимальных расстояний магистрального газопровода.

В районе д. Романовка Мелеузовского района в непосредственной близости от магистрального газопровода Поляна–КСПХГ из сезона в сезон продолжает свою работу комплекс для отдыха на природе, в состав которого входят трасса для катания на тюбингах, здание проката инвентаря с кафе, горнолыжный подъемник, стоянка личного автотранспорта, зона для катания на снегоходах.

Это предусматривает скопление большого количества людей, которые в случае возникновения нештатной ситуации на газопроводе необоснованно подвергают свою жизнь и здоровье опасности.

На сегодняшний день продолжаются разбирательства, связанные с легитимностью организации зимних развлечений в пределах минимальных расстояний МГ, но факт нахождения объекта в опасной зоне очевиден. В связи с тем башкирские газотранспортники предупреждают граждан о потенциальной угрозе при нахождении на данной территории и призывают отказаться от посещения комплекса отдыха ради обеспечения собственной безопасности.

Магистральные газопроводы – производственные объекты и имеют первый, самый высокий класс опасности. Охранные зоны вокруг них представляют собой участки земли, ограниченные условными линиями, проходящими в 25 метрах от оси трубопровода с каждой стороны или в 100 метрах на подводных переходах.

В пределах этих зон запрещено проведение каких-либо работ без письменного разрешения эксплуатирующей организации и действуют особые условия по ведению хозяйственной деятельности. Кроме того, для защиты населения и окружающих объектов от возможных последствий аварий существуют зоны минимальных расстояний.

При обнаружении повреждения магистральных газопроводов, газопроводов-отводов, кабельных линий связи и утечек газа необходимо сообщить в ООО «Газпром трансгаз Уфа». Телефон диспетчера 8 (347) 237-20-88.

Александровское ЛПУМГ отмечает 40-летний юбилей

Александровское линейное производственное управление магистральных газопроводов ООО «Газпром трансгаз Томск» образовано в 1980 году для эксплуатации магистрального газопровода «Нижневартовск — Парабель — Кузбасс». Это был первый за Уралом магистральный газопровод страны.

В сложных природных условиях филиал обеспечивает безаварийную эксплуатацию газопровода, который уже 40 лет снабжает газом стратегически важные для страны объекты в Кемеровской и Томской областях.

Александровцы обеспечивают работу самого первого за Уралом магистрального газопровода страны

Александровский филиал работает на территории ХМАО и северных районов Томской области

На сегодняшний день в состав Александровского ЛПУМГ входит три промышленных площадки — в Нижневартовске (ХМАО), селах Александровское и Вертикос Томской области. В коллективе управления трудятся 470 человек, средний возраст работников — до 40 лет.

Управление эксплуатирует две компрессорные станции — в Александровском и Вертикосе. В 2010 году в состав ЛПУ вошло Александровское управление аварийно-восстановительных работ ООО «Газпром трансгаз Томск» (сейчас коллектив находится в составе управления аварийно-восстановительных работ ООО «Газпром трансгаз Томск»).

Управление эксплуатирует две компрессорные станции — в Александровском и Вертикосе

В коллективе управления трудятся 470 человек

Общая длина трубопроводов, обслуживаемых ЛПУМГ, в однониточном исполнении составляет около 660 км. В зоне ответственности филиала находится также шесть газораспределительных станций.

Наряду с эксплуатацией производственных объектов Александровское ЛПУМГ активно развивает социальную сферу региона, оказывает помощь учреждениям образования, культуры, здравоохранения. Благодаря газовикам открыты три многофункциональные детские площадки.

ГРС в Нижневартовске является самой крупной газораспределительной станцией России

Компрессорные станции — образец современного высокотехнологичного производства

«Александровское ЛПУМГ является нашим северным форпостом, коллектив обеспечивает надежную эксплуатацию магистрали в сложных природно-климатических условиях, производственные объекты расположены на обширной территории, многие из них являются труднодоступными. Тем не менее, работники филиала профессионально выполняют свои задачи на протяжении 40 лет и все эти годы вносят весомый вклад в достижения компании», — отметил генеральный директор ООО «Газпром трансгаз Томск» Владислав Бородин.

Справка

ООО «Газпром трансгаз Томск» — 100-процентное дочернее предприятие ПАО «Газпром». Компания обеспечивает эксплуатацию газотранспортных систем в 14 регионах Сибири и Дальнего Востока. Общая протяженность эксплуатируемых магистральных нефте- и газопроводов превышает 11,5 тысячи километров.

В составе компании 26 филиалов, в том числе 19 линейных производственных управлений магистральных газопроводов, одно линейное производственное управление магистральных трубопроводов. Компания эксплуатирует десять компрессорных станций, одну насосно-компрессорную станцию, 134 газораспределительные станции.

В ООО «Газпром трансгаз Томск» внедрена и функционирует Интегрированная система менеджмента, включающая в себя:

• Систему менеджмента качества, соответствующую требованиям стандартов СТО Газпром 9001–2018, ISO 9001:2015 и ГОСТ Р ИСО 9001–2015;
• Систему экологического менеджмента, соответствующую требованиям стандартов ISO 14001:2015 и ГОСТ Р ИСО 14001–2016;
• Систему управления производственной безопасностью, соответствующую требованиям международного стандарта ISO 45001:2018.

Численность персонала предприятия — более 8800 человек. Головной офис компании расположен в Томске. Генеральный директор — Владислав Иванович Бородин.

Магистральный газопровод «Нижневартовский газоперерабатывающий завод — Парабель — Кузбасс» был введен в эксплуатацию в 1977 году. Благодаря организации поставок попутного нефтяного газа с месторождений Тюменской области стало возможным рациональное использование этого ценного продукта, который сжигался в факелах, а также обеспечение энергоресурсами мощного угольно-металлургического комплекса Кузбасса и химической промышленности Кемеровской и Томской областей.

Внимание: магистральный газопровод! БАРНАУЛ :: Официальный сайт города

Порядок приема и рассмотрения обращений

Все обращения поступают в отдел по работе с обращениями граждан организационно-контрольного комитета администрации города Барнаула и рассматриваются в соответствии с Федеральным Законом от 2 мая 2006 года № 59-ФЗ «О порядке рассмотрения обращений граждан Российской Федерации», законом Алтайского края от 29.12.2006 № 152-ЗС «О рассмотрении обращений граждан Российской Федерации на территории Алтайского края», постановлением администрации города Барнаула от 21.08.2013 № 2875 «Об утверждении Порядка ведения делопроизводства по обращениям граждан, объединений граждан, в том числе юридических лиц, организации их рассмотрения в администрации города, органах администрации города, иных органах местного самоуправления, муниципальных учреждениях, предприятиях».

Прием письменных обращений граждан, объединений граждан, в том числе юридических лиц принимаются по адресу: 656043, г.Барнаул, ул.Гоголя, 48, каб.114.

График приема документов: понедельник –четверг с 08.00 до 17.00, пятница с 08.00 до 16.00, перерыв с 11.30 до 12.18. При приеме документов проводится проверка пунктов, предусмотренных ст.7 Федерального закона от 02.05.2006 № 59-ФЗ «О порядке рассмотрения обращений граждан Российской Федерации»:

1. Гражданин в своем письменном обращении в обязательном порядке указывает либо наименование государственного органа или органа местного самоуправления, в которые направляет письменное обращение, либо фамилию, имя, отчество соответствующего должностного лица, либо должность соответствующего лица, а также свои фамилию, имя, отчество (последнее — при наличии), почтовый адрес, по которому должны быть направлены ответ, уведомление о переадресации обращения, излагает суть предложения, заявления или жалобы, ставит личную подпись и дату.

2.  В случае необходимости в подтверждение своих доводов гражданин прилагает к письменному обращению документы и материалы либо их копии.

3.  Обращение, поступившее в государственный орган, орган местного самоуправления или должностному лицу в форме электронного документа, подлежит рассмотрению в порядке, установленном настоящим Федеральным законом.

В обращении гражданин в обязательном порядке указывает свои фамилию, имя, отчество (последнее — при наличии), адрес электронной почты. Гражданин вправе приложить к такому обращению необходимые документы.

В соответствии со статьей 12 Федерального закона от 2 мая 2006 года № 59-ФЗ письменное обращение, поступившее в государственный орган, орган местного самоуправления или должностному лицу рассматривается в течение 30 дней со дня его регистрации.

Ответ на электронное обращение направляется в форме электронного документа по адресу электронной почты, указанному в обращении, или в письменной форме по почтовому адресу, указанному в обращении.

Итоги работы с обращениями граждан в администрации города Барнаула размещены на интернет-странице организационно-контрольного комитета.

Состав и характеристики природного газа

Состав и характеристики природного газа

Природный газ, добываемый на устье скважины, состоит в основном из метана (C ₁ ), но он содержит другие углеводороды, в основном этан (C ₂ ), пропан (C ₃ ), бутаны (C ₄ ), и пентаны C ₅ , которые составляют сжиженный природный газ, как обсуждалось в предыдущем разделе. Неочищенный природный газ также содержит водяной пар, сероводород (H ₂ S), диоксид углерода, азот, гелий и другие примеси, такие как ртуть.В таблице 12.3 приведены некоторые примеры состава природного газа, добываемого в трех разных местах, чтобы дать пример того, что содержание метана в природном газе может составлять всего 65%. На Рисунке 12.2 можно также отметить, что некоторые потоки природного газа могут содержать высокие концентрации H ₂ S и N ₂ . Некоторые потоки природного газа могут быть коммерческим источником гелия [4]. Одна из важных задач обработки природного газа — удалить коррозионный и токсичный газ H ₂ S и преобразовать его в элементарную серу, как будет обсуждаться позже.Важные примеси, в том числе указанные в таблице 12.3, которые необходимо удалить из природного газа, перечислены ниже [5].

Таблица 12.3: Состав природного газа в различных местах

	Канада	Канзас	Техас
C1	77,1	73,0	65,8
C2	6,6	6,3	3.8
C3	3,1	3,7	1,7
C4s	2,0 ​​	1,4	0,8
C5s +	3,0	0,6	0,5
H 2 S	3,3	0,0	0,0
CO 2	1,7	0.0	0,0
N 2	3,2	14,7	25,6
He	0,0	0,5	1,8

Важные примеси, содержащиеся в природном газе [5].

• Вода: Большая часть добываемого газа содержит воду, которую необходимо удалять. Концентрации варьируются от следовых количеств до насыщения.
• Виды серы: Если концентрация сероводорода (H ₂ S) превышает 2–3%, могут присутствовать карбонилсульфид (COS), сероуглерод (CS2), элементарная сера и меркаптаны.
• Ртуть: Следы ртути могут присутствовать в некоторых газах; сообщаемые уровни варьируются от 0,01 до 180 мкг / Нм ³ . Обычно уровень ртути в трубопроводном газе должен быть снижен до 0,01 мкг / Нм ³ .
• Разбавители: Хотя газы, показанные на рисунке 12.2, являются типичными, некоторые газы содержат чрезмерное количество нежелательных компонентов. Например, некоторые колодцы в Колорадо содержат до 92% углекислого газа. Высокое содержание сероводорода (напр.g., в Альберте, Канада), а также содержание азота (например, в Техасе).
• Кислород: Некоторые системы сбора газа в США работают при давлении ниже атмосферного. В результате негерметичных трубопроводов, открытых клапанов и других нарушений системы кислород является важной примесью, которую необходимо контролировать. Значительная часть коррозии при переработке газа связана с загрязнением кислородом.

---

Учитывая, что основная транспортировка природного газа по суше осуществляется по трубопроводам, были разработаны спецификации природного газа для транспортировки по трубопроводам.В таблице 12.4 приведены спецификации природного газа, которые должны соблюдаться при транспортировке по трубопроводу. Обратите внимание, что в дополнение к указанным уровням примесей для загрязняющих веществ, спецификации включают теплотворную способность природного газа (950-1150 Btu / scf), которая зависит от состава, в частности, от концентрации инертных газов (например, N ₂ и CO ₂ ) и другие разбавители.

Таблица 12.4 . Технические условия на природный газ трубопроводного качества [6].

Щелкните, чтобы просмотреть текстовое описание таблицы 12.4

Спецификации качества газопровода

Основные компоненты	Минимальный мол.%	Максимальный мол.%
Метан	75	Нет
этан	Нет	10
Пропан	Нет	5
Бутаны	Нет	2
Пентаны и более тяжелые	Нет	0.5
Азот и другие инертные материалы	Нет	3
Двуокись углерода	Нет	2-3
Всего разбавляющих газов	Нет	4-5

Компоненты трассировки:

• Сероводород: 0,25-0,3 г / 100 scf (6-7 мг / м ³ )
• Общая сера: 5-20 г / 100 scf (115-460 мг / м ³ )
• Водяной пар: 4.0-7,0 фунт / мм scf (60-110 мг / м ³ )
• Кислород: 1,0%

Другие характеристики:

• Расчетный нагрев (общий, насыщенный): 950-1 150 БТЕ / куб. Фут (35,400-42,800 кДж / м ³ )
• Жидкости: не содержат жидкой воды и углеводородов при температуре и давлении подачи.
• Твердые вещества: не содержат твердых частиц в количествах, вредных для оборудования передачи и утилизации.

---

[4.] А.Дж. Кидней и В. Р. Пэрриш, Основы переработки природного газа , CRC Press, Бока-Ратон, Флорида, 2006 г., стр.9.

[5.] А. Дж. Кидней и В. Р. Пэрриш, Основы переработки природного газа , CRC Press, Бока-Ратон, Флорида, 2006 г., стр.10.

[6.] А. Дж. Кидней и В. Р. Пэрриш, Основы переработки природного газа , CRC Press, Бока-Ратон, Флорида, 2006 г., стр.16.

Технические характеристики газопровода — обзор

13 ОКТЯБРЯ: ОБЗОР ДИЗАЙНА ПОБЕЖДАЕТ ВЕНТИЛЯТОРА

Эдгар только что закончил подводить итоги своих предварительных выводов на основе контрактного проектирования клиента.Спецификация трубопроводного газа была неполной, но Джонни Бент, инженер проекта по врезке трубопровода, согласился созвать встречу для решения этого вопроса.

Уолтер заменил Эдгара рядом с проектором и начал описывать конструкцию компрессора и чертежи расположения объекта. «Мы смогли реализовать ваши идеи, Арло. Похоже, что мы можем сэкономить от 400 000 до 500 000 долларов, используя компрессор с впускным и выпускным соплами, выходящими из верхней части корпуса компрессора. Это упростит фундамент и снизит затраты на конструкцию.

«Замечательно, — сказал Арло с сияющим лицом.

«Ну, мне это ни черта не нравится», — сказал хриплый голос со стульев у задней стены.

«Давайте сделаем перерыв», — сказал Арло. «Сара, у тебя есть офис, где мы с Дипом можем поговорить?»

«Конечно, воспользуйтесь столом в моем офисе. Это две двери по коридору слева. Мы отложим до вашего возвращения.

«Что значит тебе это не нравится, Дип? Разве вам не нравится экономить деньги компании? »

«Ваши глупые идеи экономии обойдутся нам в простое больше, чем вы когда-либо мечтали.Даже обычное обслуживание компрессора с верхними форсунками займет два с половиной дня, чтобы снять, заменить и проверить этот газовый трубопровод высокого давления. Это более 1 миллиона долларов потерянных продаж газа прямо сейчас. Я этого не допущу! Стандартный дизайн El Dinero требует нижних форсунок, и именно этим он и будет — точка ».

«Дип, ты знаешь, как это повлияет на график. Если нам нужно изменить конструкцию компрессора сейчас, неизвестно, сколько времени мы потеряем, а в базовом случае график уже сжат.

«Арло, меня не волнует твой график. Это твоя проблема.» Дип встал из-за стола и вышел из здания.

Сара подумала, что Арло выглядел так, будто он только что попал в аварию. «Сара, я не думаю, что нам нужно продвигаться дальше с обзором конструкции, пока мы не решим эту проблему с форсунками. Не могли бы вы попросить ваших сотрудников оценить изменение нижних форсунок, чтобы мы могли изучить наши варианты? Отправьте форму запроса на изменение с чертежами, спецификацией материалов, ценами поставщиков и влиянием на график.Мне это нужно до 28 октября ».

«Хорошо, Арло, но это всего две недели. К тому времени будет сложно изменить ситуацию без сотрудничества с поставщиком упаковки компрессора. Тебе лучше поговорить с Четом.

«Я позвоню ему», — сказал Арло, собираясь уходить.

Объяснение природного газа — Управление энергетической информации США (EIA)

Что такое природный газ?

Природный газ — это ископаемый источник энергии, который образовался глубоко под поверхностью земли.Природный газ содержит множество различных соединений. Самый крупный компонент природного газа — это метан, соединение с одним атомом углерода и четырьмя атомами водорода (Ch5). Природный газ также содержит меньшие количества сжиженного природного газа (ШФЛУ, который также является сжиженным углеводородным газом) и неуглеводородных газов, таких как диоксид углерода и водяной пар. Мы используем природный газ в качестве топлива, а также для производства материалов и химикатов.

Как образовался природный газ?

От миллионов до сотен миллионов лет назад и за длительные периоды времени останки растений и животных (например, диатомовых водорослей) образовали толстые слои на поверхности земли и на дне океана, иногда смешанные с песком, илом и карбонатом кальция. .Со временем эти слои оказались погребенными под песком, илом и камнями. Давление и тепло превратили часть этого богатого углеродом и водородом материала в уголь, часть в нефть (нефть), а часть в природный газ.

Где находится природный газ?

В некоторых местах природный газ проникал в большие трещины и промежутки между слоями вышележащей породы. Природный газ, обнаруженный в этих типах пластов, иногда называют условным природным газом .В других местах природный газ находится в крошечных порах (пространствах) в некоторых формациях из сланца, песчаника и других типов осадочных пород. Этот природный газ называют сланцевым газом или плотным газом , а иногда его называют нетрадиционным природным газом . Природный газ также встречается с месторождениями сырой нефти, и этот природный газ называется попутный природный газ . Залежи природного газа находятся на суше, а некоторые находятся на шельфе и глубоко под дном океана.Тип природного газа, обнаруженного в угольных месторождениях, называется метаном угольных пластов .

Источник: адаптировано из информационного бюллетеня Геологической службы США 0113-01 (общественное достояние)

Нажмите для увеличения

Операторы готовят скважину для взрывных устройств, используемых при сейсморазведке

Источник: стоковая фотография (защищена авторским правом)

Как мы находим природный газ?

Поиск природного газа начинается с геологов, изучающих строение и процессы на Земле.Они определяют типы геологических формаций, которые могут содержать залежи природного газа.

Геологи часто используют сейсмические исследования на суше и в океане, чтобы найти подходящие места для бурения газовых и нефтяных скважин. Сейсмические исследования создают и измеряют сейсмические волны в земле, чтобы получить информацию о геологии горных пород. Для сейсморазведки на суше может использоваться самосвал , который имеет вибрирующую подушку, которая ударяет по земле для создания сейсмических волн в подстилающей породе.Иногда используются небольшие количества взрывчатки. Сейсмические исследования, проводимые в океане, используют взрывы звука, которые создают звуковые волны, чтобы исследовать геологию под дном океана.

Если результаты сейсморазведки показывают, что на участке есть потенциал для добычи природного газа, пробурена и испытана разведочная скважина. Результаты теста предоставляют информацию о качестве и количестве природного газа, доступного в ресурсе.

Бурение скважин на природный газ и добыча природного газа

Если результаты испытательной скважины показывают, что в геологической формации достаточно природного газа для добычи и получения прибыли, пробурены одна или несколько эксплуатационных (или эксплуатационных) скважин.Скважины природного газа могут быть пробурены вертикально и горизонтально в пластах, содержащих природный газ. В традиционных месторождениях природного газа природный газ обычно легко течет вверх через скважины на поверхность.

В США и некоторых других странах природный газ добывается из сланцев и других типов осадочных горных пород путем вытеснения воды, химикатов и песка в скважину под высоким давлением. Этот процесс, называемый гидроразрывом или гидроразрывом , и иногда называемый нетрадиционной добычей, разрушает пласт, высвобождает природный газ из породы и позволяет природному газу течь в скважины и вверх на поверхность.В верхней части скважины на поверхности природный газ подается в сборные трубопроводы и направляется на заводы по переработке природного газа.

Поскольку природный газ не имеет цвета, запаха и вкуса, компании, работающие в сфере природного газа, добавляют меркаптан в природный газ, чтобы придать ему отчетливый и неприятный запах, чтобы помочь обнаружить утечки в трубопроводах природного газа. Меркаптан — безвредное химическое вещество, пахнущее тухлыми яйцами.

Переработка природного газа для продажи и потребления

Природный газ, забираемый из скважин природного газа или сырой нефти, называется влажным природным газом , потому что, наряду с метаном, он обычно содержит ШФЛУ — этан, пропан, бутаны и пентаны — и водяной пар.Устьевой природный газ может также содержать неуглеводороды, такие как сера, гелий, азот, сероводород и диоксид углерода, большая часть которых должна быть удалена из природного газа перед его продажей потребителям.

Из устья скважины природный газ направляется на перерабатывающие предприятия, где удаляются водяной пар и неуглеводородные соединения, а ШФЛУ отделяется от влажного газа и продается отдельно. Некоторое количество этана часто остается в обработанном природном газе. Отделенный ШФЛУ называется жидкостями завода по производству природного газа (NGPL), а переработанный природный газ называется сухим , потребительским или трубопроводным качеством природным газом.Часть устьевого природного газа достаточно сухая и удовлетворяет стандартам транспортировки по трубопроводам без обработки. Химические вещества, называемые одорантами, добавляются в природный газ, чтобы можно было обнаружить утечки в газопроводах. Сухой природный газ по трубопроводам направляется в подземные хранилища или в распределительные компании, а затем потребителям.

В местах, где нет трубопроводов природного газа для отвода попутного природного газа, добываемого из нефтяных скважин, природный газ может быть повторно закачан в нефтеносный пласт, либо он может быть сброшен или сжигаться (сжигаться на факеле).Повторная закачка нерыночного природного газа может помочь поддерживать давление в нефтяных скважинах для увеличения добычи нефти.

Метан из угольных пластов может быть извлечен из угольных месторождений до или во время добычи угля, и его можно добавлять в трубопроводы природного газа без какой-либо специальной обработки.

Большая часть природного газа, потребляемого в Соединенных Штатах, производится в Соединенных Штатах. Часть природного газа импортируется по трубопроводам из Канады и Мексики. Небольшое количество природного газа также импортируется в виде сжиженного природного газа.

Последнее обновление: 9 декабря 2020 г.

Узнайте о природном газе | Энбридж Газ

Природный газ — это метан, который поступает из погребенных растений и животных, которые разлагаются и образуют крошечные пузырьки газа, которые собираются, очищаются и используются в качестве источника энергии.

Химический состав природного газа

Природный газ — это природная газовая смесь, состоящая в основном из метана, добываемого из водосборных бассейнов западных производителей Канады, США и Онтарио.

Состав — это общее среднее значение по системе и может отличаться от типичного значения, указанного ниже, в зависимости от местоположения.

Компоненты состава природного газа

Компонент	Типичный анализ (мол.%)	Диапазон (мол.%)
Метан	94,7	87,0 — 98,0
этан	4.2	1,5 — 9,0
Пропан	0,2	0,1 — 1,5
изо-бутан	0,02	след — 0,3
нормальный — бутан	0,02	след — 0,3
изо — пентан	0,01	след — 0.04
нормальный — пентан	0,01	след — 0,04
Гексаны плюс	0,01	след — 0,06
Азот	0,5	0,2 — 5,5
Двуокись углерода	0,3	0,05 — 1,0
Кислород	0.01	след — 0,1
Водород	0,02	след — 0,05
Удельный вес	0,58	0,57 — 0,62
Полная теплотворная способность (МДж / м 3 ), в сухом виде *	38,8	36,0 — 40,2
Число Воббе (МДж / м 3 )	50.9	47,5 — 51,5

* Полная теплотворная способность — это общая теплота, полученная при полном сгорании при постоянном давлении единицы объема газа в воздухе, включая тепло, выделяемое при конденсации водяного пара в продуктах сгорания (газ, воздух и горение). продукты, взятые при стандартной температуре и давлении).

Сера: В газовой системе Enbridge типичное содержание серы составляет от 3 до 6 мг / м3.

Водяной пар: Содержание водяного пара в природном газе в газовой системе Enbridge составляет менее 65 мг / м3 и обычно составляет 16-32 мг / м3.

Типичные характеристики горения природного газа:

• Точка воспламенения: 564 oC *
• Пределы воспламеняемости: 4% — 15% (объемный% в воздухе) *
• Теоретическая температура пламени (стехиометрическое соотношение воздух / топливо): 1953 oC *
• Максимальная скорость пламени: 0,36 м / с *

* Показанные свойства являются средними по системе Enbridge Gas и могут отличаться в зависимости от вашего местоположения.Предоставленная информация взята из отчета Ortech № 26392, Расчеты характеристик горения для типичного газового состава Союза, 2017 г.

Часто задаваемых вопросов по трубопроводам | PHMSA

Основная информация об использовании конвейеров и их содержимом.

Какие основные источники энергии в США?

Самый большой источник энергии — нефть, включая нефть и природный газ. Вместе они обеспечивают 65 процентов потребляемой нами энергии. По данным Управления энергетической информации США, нефть дает 40 процентов нашей энергии, природный газ 25 процентов, уголь 22 процента, атомная энергия 8 процентов, а возобновляемые источники энергии составляют 4 процента.

Какие виды продукции транспортируются по энергопроводам?

По трубопроводам природного газа транспортируется природный газ. По трубопроводам сжиженной нефти (нефти) транспортируется жидкая нефть и некоторые сжиженные газы, в том числе диоксид углерода. Жидкая нефть включает сырую нефть и нефтепродукты, полученные из сырой нефти, такие как бензин, мазут для бытового отопления, дизельное топливо, авиационный бензин, топливо для реактивных двигателей и керосин. Сжиженный этилен, пропан, бутан и некоторые виды нефтехимического сырья также транспортируются по нефтепроводам.

Что такое «сырая нефть»?

Сырая нефть — это жидкая нефть, которая находится под землей. В зависимости от того, где она находится, и условий, в которых она образовалась, сырая нефть может сильно различаться по плотности, вязкости и содержанию серы. Сырая нефть перерабатывается нефтедобывающими компаниями для производства продуктов нефтепереработки, которые мы можем использовать, таких как бензин, топочный мазут, дизельное топливо, авиационный бензин, топливо для реактивных двигателей и керосин.

Как используется масло?

Огромное количество продуктов, которые используются в нашей повседневной жизни, стало возможным благодаря использованию масла.Нефтепродукты служат топливом для нашего транспорта, будь то самолет, поезд, автомобиль, грузовик, автобус или мотоцикл. Нефть используется для обогрева наших домов и обеспечивает энергией наши фабрики. Химические вещества, изготовленные из нефти, используются для производства самых разных продуктов, от одежды до косметики и фармацевтических препаратов. Современные пластмассы, изготовленные из масла, широко используются в производстве множества продуктов, которые используются ежедневно во всех сферах нашей жизни.

Как используется природный газ?

Природный газ обеспечивает 25 процентов всей энергии, потребляемой американцами.Это наш второй по величине источник энергии. Только нефть дает больше энергии, чем природный газ. У природного газа много разных применений. Например, энергетические компании используют его для производства электроэнергии, промышленность использует его для тепла и в качестве источника энергии, а миллионы домашних хозяйств используют природный газ для отопления и приготовления пищи. Сжиженный пропан и сжатый природный газ, которые производятся из природного газа, обеспечивают удобство подачи природного газа в места, где трубопроводное распределение недоступно.

Что вы можете рассказать о трубопроводах нашей страны?

Национальные трубопроводы — это транспортная система.Трубопроводы обеспечивают безопасную транспортировку огромных объемов энергетических продуктов к промышленности и потребителям, буквально подпитывая нашу экономику и образ жизни. Артерии энергетической инфраструктуры страны, а также один из самых безопасных и наименее затратных способов транспортировки энергоносителей, наши нефте- и газопроводы обеспечивают ресурсы, необходимые для национальной обороны, обогревают и охлаждают наши дома, генерируют электроэнергию для бизнеса и заправляют не имеющая аналогов транспортная система.

Более 2 наций.6 миллионов миль трубопроводов безопасно доставляют триллионы кубических футов природного газа и сотни миллиардов тонн / миль жидких нефтепродуктов ежегодно. Они очень важны: объемы перевозимых энергоносителей намного превышают возможности других видов транспорта. Потребовалась бы постоянная очередь автоцистерн, около 750 в день, загружающихся и выезжающих каждые две минуты, 24 часа в сутки, семь дней в неделю, чтобы переместить объем даже скромного трубопровода. Железнодорожным эквивалентом этого единственного трубопровода будет поезд из цистерн на 225 28 000 галлонов.

Трубопроводные системы — самый безопасный способ транспортировки этих продуктов. Федеральное правительство вновь занялось вопросами безопасности трубопроводов в 2006 году, когда был подписан Закон о трубах. Он предписывает новые методы и берет на себя обязательства по использованию новых технологий для управления целостностью трубопроводов страны и повышения планки безопасности трубопроводов.

Трубопроводные системы состоят из нескольких основных компонентов:

• Трубопроводы, которые собирают продукты из источников, таких как скважины на суше (линии сбора) или на море, или из морских судов, таких как танкеры для нефти или сжиженного природного газа (СПГ).Эти системы перемещают продукт на хранение, обработку (например, очистку газа или переработку нефти).
• Магистральные трубопроводы, по которым транспортируются большие количества опасных жидкостей или природного газа на большие расстояния; по линиям электропередачи природный газ доставляется на удаленные электростанции, крупным промышленным потребителям и в муниципалитеты для дальнейшего распределения; Линии передачи нефти доставляют сырую нефть на удаленные нефтеперерабатывающие заводы или продукты нефтепереработки на отдаленные рынки, такие как аэропорты или склады, где мазут и бензин загружаются в грузовики для местной доставки.
• Распределительные линии являются частью систем природного газа и состоят из основных линий, по которым газ транспортируется к промышленным потребителям, вплоть до более мелких линий обслуживания, которые соединяются с предприятиями и домами по всему муниципалитету.

Вдоль этих трубопроводов расположены насосные станции для жидкостей и компрессорные станции для природного газа, хранилища и распределительные устройства, а также средства автоматизированного контроля для управления перемещением продукта и обеспечения безопасности. Если трубопровод выходит из строя, падение давления обычно приводит к срабатыванию системы, которая закрывает клапаны, чтобы изолировать неисправный трубопровод.

Федеральным органом по безопасности трубопроводов является PHMSA, Управление по безопасности трубопроводов и опасных материалов Министерства транспорта США. Управление безопасности трубопроводов PHMSA отвечает за регулирование безопасности проектирования, строительства, испытаний, эксплуатации, технического обслуживания и аварийного реагирования на объектах трубопроводов нефти и природного газа в США.

Насколько велика наша трубопроводная инфраструктура: сколько миль трубопроводов какого типа есть в Соединенных Штатах?

См. Пробег трубопровода и оборудование.

Просмотрите подробное обсуждение трубопроводов.

Основная информация о свалочном газе

На этой странице:

Свалочный газ (свалочный газ) — это естественный побочный продукт разложения органических материалов на свалках. Свалочный газ состоит примерно на 50 процентов из метана (основной компонент природного газа), на 50 процентов из двуокиси углерода (CO ₂ ) и небольшого количества неметановых органических соединений. Согласно последнему отчету Межправительственной группы экспертов по изменению климата (МГЭИК) (AR5), метан является мощным парниковым газом, который в 28–36 раз более эффективен, чем CO ₂ , улавливая тепло в атмосфере в течение 100-летнего периода.

Узнайте больше о выбросах метана в США.

Выбросы метана со свалок

Примечание. Все оценки выбросов из Реестра выбросов и стоков парниковых газов США: 1990–2019 гг.

Изображение большего размера для сохранения или печати

Свалки твердых бытовых отходов (ТБО) являются третьим по величине источником антропогенных выбросов метана в США, на которые в 2019 году пришлось примерно 15,1% этих выбросов.Выбросы метана со свалок ТБО в 2019 году были примерно эквивалентны выбросам парниковых газов (ПГ) от более 21,6 миллиона легковых автомобилей, эксплуатируемых в течение одного года, или выбросам CO ₂ от энергопотребления почти 12,0 миллионов домов в течение одного года. В то же время выбросы метана со свалок ТБО представляют собой упущенную возможность улавливать и использовать значительный энергетический ресурс.

Когда ТБО впервые размещаются на свалке, они проходят стадию аэробного (с кислородом) разложения, когда образуется мало метана.Затем, обычно менее чем за 1 год, устанавливаются анаэробные условия, и производящие метан бактерии начинают разлагать отходы и вырабатывать метан.

На следующей диаграмме показаны изменения в типичном составе свалочного газа после размещения отходов. Бактерии разлагают свалочные отходы в четыре этапа. Состав газа меняется с каждой фазой, и отходы на полигоне могут подвергаться разложению сразу в несколько фаз. Масштаб времени после размещения (общее время и продолжительность фазы) зависит от условий захоронения.

Рисунок адаптирован из ATSDR 2008. Глава 2: Основные сведения о свалочном газе. In Landfill Gas Primer — Обзор для специалистов по охране окружающей среды. Рисунок 2-1, стр. 5-6. https://www.atsdr.cdc.gov/HAC/landfill/PDFs/Landfill_2001_ch3mod.pdf (PDF) (12 стр., 2 МБ)

Подробнее читайте в главе 1. Основы энергии из свалочного газа в Руководстве LMOP по разработке энергетических проектов по производству свалочного газа.

В октябре 2009 года EPA выпустило правило (40 CFR Part 98), которое требует отчетности о выбросах (ПГ) от крупных источников и поставщиков в США и предназначено для сбора точных и своевременных данных о выбросах для обоснования будущих политических решений.

Ежегодно Агентство по охране окружающей среды выпускает отчет об инвентаризации, чтобы представить оценку правительством США выбросов и стоков парниковых газов, связанных с деятельностью человека, за каждый год с 1990 года. Выбросы из сектора отходов, а также из других секторов представлены в этом инвентаре.

Сбор и обработка свалочного газа

Вместо того, чтобы улетучиваться в воздух, свалочный газ можно улавливать, преобразовывать и использовать в качестве возобновляемого источника энергии. Использование свалочного газа помогает уменьшить запахи и другие опасности, связанные с выбросами свалочного газа, а также предотвращает миграцию метана в атмосферу и внесение вклада в местный смог и глобальное изменение климата.Кроме того, проекты по производству свалочного газа приносят доход и создают рабочие места в сообществе и за его пределами. Узнайте больше о преимуществах использования LFG.

На графике показан сбор и переработка свалочного газа для производства метана для различных целей. Во-первых, свалочный газ собирается по вертикальным и горизонтальным трубам, закапываемым на полигоне ТБО. Затем LFG обрабатывается и обрабатывается для использования. На графике показаны потенциальные конечные области использования свалочного газа, включая промышленное / институциональное использование, декоративно-прикладное искусство, трубопроводный газ и автомобильное топливо. На этом графике показаны три этапа обработки свалочного газа. Первичная обработка удаляет влагу, когда газ проходит через выталкивающую емкость, фильтр и воздуходувку. Вторичная обработка включает использование доохладителя или другого дополнительного удаления влаги (при необходимости) с последующим удалением силоксана / серы и сжатием (при необходимости). После удаления примесей на стадии вторичной очистки свалочный газ можно использовать для выработки электроэнергии или в качестве топлива со средним БТЕ для декоративно-прикладного искусства или котлов. Усовершенствованная обработка удаляет дополнительные примеси (CO2, N2, O2 и ЛОС) и сжимает свалочный газ в газ с высоким содержанием британских тепловых единиц, который можно использовать в качестве автомобильного топлива или закачивать в газопровод.Отходящий / остаточный газ направляется на факел или в установку термического окисления.

Блок-схема базовой системы сбора и обработки биогаза

свалочный газ извлекается со свалок с использованием ряда скважин и системы нагнетания / факела (или вакуума). Эта система направляет собранный газ в центральную точку, где он может обрабатываться и обрабатываться в зависимости от конечного использования газа. С этого момента газ можно сжигать на факеле или выгодно использовать в проекте по производству свалочного газа. Нажмите на блок-схему, чтобы просмотреть более подробную информацию, включая фотографии систем сбора и обработки свалочного газа.

— Нажмите на блок-схему, чтобы просмотреть подробности —

Типы энергетических проектов на свалочном газе

Существует множество вариантов преобразования свалочного газа в энергию. Различные типы энергетических проектов с использованием свалочного газа сгруппированы ниже в три широкие категории — производство электроэнергии, прямое использование газа средней БТЕ и возобновляемые источники природного газа. Описание технологий проекта включено в каждый тип проекта. Для получения дополнительной информации о вариантах технологии энергетических проектов на свалке, а также о преимуществах и недостатках каждого из них, см. Главу 3.Варианты проектных технологий в Справочнике по развитию проекта LFG Energy от LMOP.

Производство электроэнергии

Около 70 процентов действующих в настоящее время проектов по производству свалочного газа в Соединенных Штатах вырабатывают электроэнергию. Различные технологии, включая поршневые двигатели внутреннего сгорания, турбины, микротурбины и топливные элементы, могут использоваться для выработки электроэнергии для использования на месте и / или продажи в сеть. Поршневой двигатель является наиболее часто используемой технологией преобразования для электроснабжения свалочного газа из-за его относительно низкой стоимости, высокой эффективности и диапазонов размеров, которые дополняют выход газа на многих полигонах.Газовые турбины обычно используются в более крупных проектах по производству свалочного газа, в то время как микротурбины обычно используются для небольших объемов свалочного газа и в нишевых приложениях.

В проектах когенерации, также известной как комбинированное производство тепла и электроэнергии (ТЭЦ), свалочный газ используется для выработки как электроэнергии, так и тепловой энергии, обычно в виде пара или горячей воды. Несколько проектов когенерации с использованием двигателей или турбин были реализованы на промышленных, коммерческих и институциональных предприятиях с использованием двигателей или турбин. Повышение эффективности использования тепловой энергии в дополнение к выработке электроэнергии может сделать этот тип проекта очень привлекательным.

Прямое использование газа средней БТЕ

Непосредственное использование свалочного газа для компенсации использования другого топлива (например, природного газа, угля или мазута) встречается примерно в 17 процентах действующих в настоящее время проектов. Свалочный газ можно использовать непосредственно в бойлере, сушилке, печи, теплице или другом тепловом оборудовании. В этих проектах газ направляется непосредственно ближайшему клиенту для использования в оборудовании для сжигания в качестве замены или дополнительного топлива. Требуется лишь ограниченное удаление конденсата и фильтрация, хотя могут потребоваться некоторые модификации существующего оборудования для сжигания.

LFG также можно использовать непосредственно для испарения фильтрата. Испарение фильтрата с использованием свалочного газа — хороший вариант для свалок, где удаление фильтрата на предприятии по восстановлению водных ресурсов недоступно или дорого. Свалочный газ используется для испарения фильтрата в более концентрированный и более легко удаляемый объем стоков.

Инновационное прямое использование газа со средним БТЕ, включая обжиг керамических изделий и стеклодувные печи; питание и обогрев теплиц; и испарение отработанной краски. Текущие отрасли, использующие свалочный газ, включают автомобилестроение, химическое производство, производство продуктов питания и напитков, фармацевтику, производство цемента и кирпича, очистку сточных вод, бытовую электронику и продукты, производство бумаги и стали, а также тюрьмы и больницы.

Возобновляемый природный газ

LFG может быть преобразован в возобновляемый природный газ (RNG), газ с высоким содержанием британских тепловых единиц, с помощью процессов обработки путем увеличения содержания в нем метана и, наоборот, снижения содержания CO ₂ , азота и кислорода. RNG может использоваться вместо ископаемого природного газа в качестве газа трубопроводного качества, сжатого природного газа (CNG) или сжиженного природного газа (LNG). Около 13 процентов действующих в настоящее время энергетических проектов с использованием свалочного газа создают ГСЧ.

Варианты использования ГСЧ включают тепловые приложения, для выработки электроэнергии или в качестве топлива для транспортных средств.ГСЧ можно использовать на месте добычи газа или закачивать в трубопроводы для транспортировки или распределения природного газа для доставки в другое место.

Свалка твердых бытовых отходов (ТБО) — это отдельный участок земли или земляных выработок, куда поступают бытовые отходы, а также другие типы неопасных отходов. Сбор свалочного газа обычно начинается после того, как часть свалки, известная как «ячейка», закрывается для размещения отходов.

Компактирование отходов на действующем полигоне Мусоровозы на действующем полигоне Закрытая ячейка действующего полигона Закрытая свалка Системы сбора свалочного газа

могут быть сконфигурированы как вертикальные колодцы или горизонтальные траншеи.Наиболее распространенным методом является бурение вертикальных скважин в массе отходов и подключение устьев скважин к боковым трубам, по которым газ транспортируется к коллекционному коллектору с помощью нагнетателя или вакуумно-индукционной системы. Горизонтальные траншейные системы полезны в зонах активной засыпки. Некоторые свалки используют комбинацию вертикальных колодцев и горизонтальных коллекторов. Операторы системы сбора «настраивают» или регулируют скважинное поле для улучшения сбора.

Бурение вертикальной скважины
(Фото любезно предоставлено Smith Gardner, Inc.) Устройство траншеи для установки горизонтального коллектора
Боковая линия от удаленного вертикального устья
(фото любезно предоставлено Smith Gardner, Inc.) Установка соединительной трубы к главному коллектору
(Фото любезно предоставлено Smith Gardner, Inc.) Устьевой и регулирующий клапан
на вертикальном колодце Группа вертикальных устьев
на участке поля Мембрана над крышкой скважины
(Фото любезно предоставлено Smith Gardner, Inc.) Проведение испытания под давлением трубы
для свалочного газа (Фото любезно предоставлено Smith Gardner, Inc.)

Базовая установка для переработки свалочного газа включает в себя выталкивающий барабан для удаления влаги, воздуходувки для создания вакуума для «вытягивания» газа и давления для транспортировки газа и факел. Системные операторы контролируют параметры, чтобы максимизировать эффективность системы.

Блок базовой обработки с отводом конденсата, воздуходувками и факелом для свечей Блок базовой обработки с отводом конденсата, воздуходувками и теплообменником Закрытый факел LFG
Панели управления, устанавливаемые на салазках, контролируют такие параметры свалочного газа, как вакуум, температура и расход Интерфейсный выход для потока свалочного газа и качества газа (фото любезно предоставлено Smith Gardner, Inc) Система SCADA для измерения потока свалочного газа в нагнетательные, факельные и генераторные установки (фото любезно предоставлено Smith Gardner, Inc)

Использование свалочного газа в системе рекуперации энергии обычно требует некоторой обработки газа для удаления избыточной влаги, твердых частиц и других примесей.Тип и степень очистки зависят от характеристик свалочного газа и типа системы рекуперации энергии. Некоторые конечные применения, такие как инжекция трубопроводов или проекты автомобильного топлива, требуют дополнительной очистки и сжатия свалочного газа.

Фильтры могут удалять химические соединения, такие как силоксаны или сероводород. Пример компрессора мощностью 600 лошадиных сил для проекта закачки свалочного газа в трубопровод Башни очистки на проекте закачки свалочного газа в трубопровод для удаления CO2, воды, сероводорода, силоксанов и других примесей с помощью процесса с физическим растворителем

»Переработка природного газа Природный газ.org

Обработка природного газа

Источник: Duke Energy Gas Transmission Canada

Природный газ в том виде, в каком он используется потребителями, сильно отличается от природного газа, который подается из-под земли до устья скважины. Хотя переработка природного газа во многих отношениях менее сложна, чем переработка и переработка сырой нефти, она в равной степени необходима до ее использования конечными пользователями.

Природный газ, используемый потребителями, почти полностью состоит из метана.Однако природный газ, обнаруженный на устье скважины, хотя и состоит в основном из метана, ни в коем случае не так чист. Неочищенный природный газ поступает из трех типов скважин: нефтяных скважин, газовых скважин и конденсатных скважин. Природный газ, добываемый из нефтяных скважин, обычно называют «попутным газом». Этот газ может существовать отдельно от нефти в пласте (свободный газ) или растворяться в сырой нефти (растворенный газ). Природный газ из газовых и конденсатных скважин, в котором мало или совсем нет сырой нефти, называют «несвязанным газом».Газовые скважины обычно добывают неочищенный природный газ сам по себе, в то время как конденсатные скважины производят свободный природный газ вместе с полужидким углеводородным конденсатом. Каким бы ни был источник природного газа, после отделения от сырой нефти (если он присутствует) он обычно существует в смесях с другими углеводородами; главным образом этан, пропан, бутан и пентаны. Кроме того, неочищенный природный газ содержит водяной пар, сероводород (H ₂ S), диоксид углерода, гелий, азот и другие соединения. Чтобы узнать об основах природного газа, в том числе о его составе, щелкните здесь.

Обработка природного газа состоит из отделения всех различных углеводородов и флюидов от чистого природного газа для производства так называемого сухого природного газа «трубопроводного качества». Основные транспортные трубопроводы обычно накладывают ограничения на состав природного газа, который разрешается вводить в трубопровод. Это означает, что перед транспортировкой природный газ должен быть очищен. Хотя этан, пропан, бутан и пентаны должны быть удалены из природного газа, это не означает, что все они являются «отходами».

Фактически, попутные углеводороды, известные как «сжиженный природный газ» (ШФЛУ), могут быть очень ценными побочными продуктами переработки природного газа. ШФЛУ включают этан, пропан, бутан, изобутан и природный бензин. Эти газоконденсатные газы продаются отдельно и имеют множество различных применений; включая повышение нефтеотдачи нефтяных скважин, обеспечение сырьем для нефтеперерабатывающих или нефтехимических заводов, а также в качестве источников энергии.

Завод по переработке природного газа

Источник: Duke Energy Gas Transmission Canada

Хотя некоторая необходимая обработка может быть выполнена на устье скважины или рядом с ним (промысловая обработка), полная переработка природного газа происходит на заводе по переработке, обычно расположенном в регионе добычи природного газа.Добываемый природный газ транспортируется на эти перерабатывающие предприятия по сети сборных трубопроводов, которые представляют собой трубы малого диаметра и низкого давления. Сложная система сбора может состоять из тысяч миль труб, соединяющих перерабатывающий завод с более чем 100 скважинами в этом районе. Согласно данным Gas Facts 2000 Американской газовой ассоциации, в 1999 году в США насчитывалось около 36 100 миль трубопроводов системы сбора газа.

В дополнение к обработке, выполняемой на устье скважины и на централизованных перерабатывающих предприятиях, некоторая окончательная обработка также иногда осуществляется на «установках для двухконтурной экстракции».Эти заводы расположены на основных трубопроводных системах. Несмотря на то, что природный газ, который поступает на эти двухкомпонентные экстракционные заводы, уже имеет трубопроводное качество, в некоторых случаях все еще существуют небольшие количества ШФЛУ, которые добываются на двухходовых установках.

Реальная практика обработки природного газа до уровня качества сухого газа по трубопроводу может быть довольно сложной, но обычно включает четыре основных процесса удаления различных примесей:

Прокрутите вниз или щелкните по ссылкам выше, чтобы перейти к определенному разделу.

В дополнение к четырем процессам, описанным выше, обычно устанавливаются нагреватели и скрубберы на устье скважины или рядом с ним. Скрубберы служат в первую очередь для удаления песка и других крупных примесей. Нагреватели гарантируют, что температура газа не упадет слишком низко. В природном газе, который содержит даже небольшое количество воды, гидраты природного газа имеют тенденцию образовываться при понижении температуры. Эти гидраты представляют собой твердые или полутвердые соединения, напоминающие ледяные кристаллы. Если эти гидраты накапливаются, они могут препятствовать прохождению природного газа через клапаны и системы сбора.Чтобы уменьшить образование гидратов, небольшие нагревательные блоки, работающие на природном газе, обычно устанавливаются вдоль сборной трубы там, где существует вероятность образования гидратов.

Удаление масла и конденсата

Для обработки и транспортировки попутного растворенного природного газа его необходимо отделить от нефти, в которой он растворен. Такое отделение природного газа от нефти чаще всего выполняется с помощью оборудования, установленного на устье скважины или рядом с ним.

Фактический процесс, используемый для отделения нефти от природного газа, а также используемое оборудование могут сильно различаться.Хотя качество природного газа для сухих трубопроводов практически одинаково в разных географических регионах, неочищенный природный газ из разных регионов может иметь разные состав и требования к разделению. Во многих случаях природный газ растворяется в нефти под землей в первую очередь из-за давления, под которым находится пласт. Когда этот природный газ и нефть добываются, возможно, что они разделятся сами по себе просто из-за пониженного давления; подобно тому, как открывание банки с газировкой способствует выбросу растворенного углекислого газа.В этих случаях разделение нефти и газа относительно легко, и два углеводорода отправляются разными путями для дальнейшей обработки. Самый простой тип сепаратора известен как обычный сепаратор. Он состоит из простого закрытого резервуара, в котором сила тяжести служит для разделения более тяжелых жидкостей, таких как нефть, и более легких газов, таких как природный газ.

Инженеры по переработке газа

Источник: ChevronTexaco Corporation

Однако в некоторых случаях для разделения нефти и природного газа необходимо специальное оборудование.Примером такого типа оборудования является низкотемпературный сепаратор (LTX). Это чаще всего используется для скважин, добывающих газ под высоким давлением вместе с легкой сырой нефтью или конденсатом. В этих сепараторах используются перепады давления для охлаждения влажного природного газа и разделения нефти и конденсата. Влажный газ поступает в сепаратор, немного охлаждаясь теплообменником. Затем газ проходит через заглушку для жидкости под высоким давлением, которая служит для удаления любых жидкостей в низкотемпературный сепаратор. Затем газ поступает в этот низкотемпературный сепаратор через дроссельный механизм, который расширяет газ при его поступлении в сепаратор.Такое быстрое расширение газа позволяет снизить температуру в сепараторе. После удаления жидкости сухой газ возвращается через теплообменник и нагревается поступающим влажным газом. Изменяя давление газа в различных секциях сепаратора, можно изменять температуру, что приводит к конденсации нефти и некоторого количества воды из потока влажного газа. Это базовое соотношение давления и температуры может работать и в обратном порядке для извлечения газа из потока жидкой нефти.

Удаление воды

Помимо отделения нефти и некоторого количества конденсата от потока влажного газа, необходимо удалить большую часть связанной воды. Большая часть жидкой свободной воды, связанной с добытым природным газом, удаляется простыми методами разделения на устье скважины или рядом с ним. Однако удаление водяного пара, который существует в растворе в природном газе, требует более сложной обработки. Эта обработка состоит из «обезвоживания» природного газа, которое обычно включает один из двух процессов: абсорбцию или адсорбцию.

Абсорбция происходит, когда водяной пар удаляется дегидратирующим агентом. Адсорбция происходит, когда водяной пар конденсируется и собирается на поверхности.

Обезвоживание гликоля

Пример абсорбционной дегидратации известен как дегидратация гликоля. В этом процессе жидкий осушающий осушитель служит для поглощения водяного пара из газового потока. Гликоль, главный агент в этом процессе, имеет химическое сродство к воде. Это означает, что при контакте с потоком природного газа, содержащего воду, гликоль будет «украсть» воду из потока газа.По сути, дегидратация гликоля включает использование раствора гликоля, обычно либо диэтиленгликоля (ДЭГ), либо триэтиленгликоля (ТЭГ), который вводится в контакт с потоком влажного газа в так называемом «контакторе». Раствор гликоля будет поглощать воду из влажного газа. После абсорбции частицы гликоля становятся тяжелее и опускаются на дно контактора, где и удаляются. Природный газ, лишенный большей части воды, затем выводится из осушителя.Раствор гликоля, содержащий всю воду, удаленную из природного газа, пропускается через специальный бойлер, предназначенный для испарения только воды из раствора. Хотя вода имеет температуру кипения 212 градусов по Фаренгейту, гликоль не кипит до 400 градусов по Фаренгейту. Эта разница температур кипения позволяет относительно легко удалить воду из раствора гликоля, что позволяет повторно использовать его в процессе дегидратации.

Новым нововведением в этом процессе стало добавление сепараторов-конденсаторов расширительного бака.Помимо поглощения воды из потока влажного газа, раствор гликоля иногда несет с собой небольшие количества метана и других соединений, содержащихся во влажном газе. Раньше этот метан просто выпускали из котла. Помимо потери части добытого природного газа, это способствует загрязнению воздуха и парниковому эффекту. Чтобы уменьшить количество теряемого метана и других соединений, сепараторы-конденсаторы расширительного бака удаляют эти соединения до того, как раствор гликоля достигнет котла.По сути, сепаратор расширительного бака состоит из устройства, которое снижает давление потока раствора гликоля, позволяя метану и другим углеводородам испаряться («мгновенно»). Затем раствор гликоля поступает в бойлер, который также может быть оснащен конденсаторами с воздушным или водяным охлаждением, которые служат для улавливания любых оставшихся органических соединений, которые могут оставаться в растворе гликоля. На практике, по данным Управления по ископаемым источникам энергии Министерства энергетики, было показано, что эти системы улавливают от 90 до 99 процентов метана, который в противном случае сжигался бы в атмосфере.

Чтобы узнать больше о дегидратации гликоля, посетите веб-сайт Института газовой технологии здесь.

Дегидратация твердым осушителем

Дегидратация твердым влагопоглотителем является основной формой осушения природного газа с использованием адсорбции и обычно состоит из двух или более адсорбционных колонн, заполненных твердым влагопоглотителем. Типичные осушители включают активированный оксид алюминия или гранулированный силикагель. Влажный природный газ пропускается через эти башни сверху вниз.Когда влажный газ проходит вокруг частиц осушающего материала, вода удерживается на поверхности этих частиц осушителя. Пройдя через весь слой адсорбента, почти вся вода адсорбируется на адсорбирующем материале, оставляя сухой газ выходить из нижней части колонны.

Поглощающие башни

Источник: Duke Energy Gas Transmission Canada

Дегидраторы с твердым осушителем обычно более эффективны, чем дегидраторы на основе гликоля, и обычно устанавливаются в виде двухходовой системы вдоль трубопроводов природного газа.Эти типы систем осушения лучше всего подходят для больших объемов газа под очень высоким давлением и поэтому обычно располагаются на трубопроводе после компрессорной станции. Требуются две или более колонны из-за того, что после определенного периода использования осушитель в конкретной колонне насыщается водой. Для «регенерации» осушителя используется высокотемпературный нагреватель для нагрева газа до очень высокой температуры. Прохождение этого нагретого газа через насыщенный слой адсорбента испаряет воду в башне адсорбента, оставляя ее сухой и позволяя проводить дальнейшую дегидратацию природного газа.

Газоперерабатывающий завод с абсорбционными башнями

Источник: Duke Energy Gas Transmission Canada

Разделение жидкостей природного газа

Природный газ, поступающий непосредственно из скважины, содержит много жидких углеводородов, которые обычно удаляются. В большинстве случаев сжиженный природный газ (ШФЛУ) имеет более высокую ценность как отдельный продукт, и поэтому его экономически выгоднее удалить из газового потока.Удаление сжиженного природного газа обычно происходит на относительно централизованном перерабатывающем заводе с использованием методов, аналогичных тем, которые используются для осушки природного газа.

Есть два основных этапа обработки жидких углеводородов в потоке природного газа. Во-первых, жидкости должны быть извлечены из природного газа. Во-вторых, эти сжиженные природные газы должны быть разделены до их основных компонентов.

Экстракция NGL

Существует два основных метода удаления ШФЛУ из потока природного газа: метод абсорбции и процесс криогенного детандера.По данным Ассоциации переработчиков газа, на эти два процесса приходится около 90 процентов от общего производства сжиженного природного газа.

Метод абсорбции

Трубопроводы и абсорбционные башни

Источник: Duke Energy Gas Transmission Canada

Абсорбционный метод экстракции NGL очень похож на абсорбционный метод дегидратации. Основное отличие состоит в том, что при абсорбции ГКЛ используется абсорбирующее масло, а не гликоль.Это абсорбирующее масло имеет «сродство» к NGL примерно так же, как гликоль имеет сродство к воде. До того, как в масле появятся какие-либо газоконденсаты, его называют «тощим» абсорбционным маслом. Когда природный газ проходит через абсорбционную башню, он контактирует с абсорбционным маслом, которое поглощает большую часть ШФЛУ. «Богатая» абсорбционная нефть, теперь содержащая ШФЛУ, выходит из абсорбционной башни через дно. Теперь это смесь абсорбционного масла, пропана, бутана, пентана и других более тяжелых углеводородов.Богатое масло подается в кубы обедненного масла, где смесь нагревается до температуры выше точки кипения газоконденсатных жидкостей, но ниже температуры кипения масла. Этот процесс позволяет извлекать из потока природного газа около 75 процентов бутанов и 85–90 процентов пентанов и более тяжелых молекул.

Базовый процесс абсорбции, описанный выше, может быть изменен для повышения его эффективности или для нацеливания на извлечение определенных газоконденсатных жидкостей. В методе абсорбции охлажденного масла, когда бедное масло охлаждается путем охлаждения, извлечение пропана может составлять более 90 процентов, а из потока природного газа может быть извлечено около 40 процентов этана.С помощью этого процесса извлечение других, более тяжелых газоконденсатных углеводородов может быть близко к 100%.

Процесс криогенного расширения

Криогенные процессы также используются для извлечения ШФЛУ из природного газа. В то время как методы абсорбции позволяют извлекать почти все более тяжелые газоконденсатные газы, более легкие углеводороды, такие как этан, часто труднее извлекать из потока природного газа. В некоторых случаях экономически выгодно просто оставить более легкие газоконденсаты в потоке природного газа.Однако, если добыча этана и других более легких углеводородов является экономичной, требуются криогенные процессы для высоких скоростей извлечения. По сути, криогенные процессы заключаются в понижении температуры газового потока примерно до -120 градусов по Фаренгейту.

Существует несколько различных способов охлаждения газа до этих температур, но один из самых эффективных известен как процесс турбодетандера. В этом процессе для охлаждения потока природного газа используются внешние хладагенты.Затем используется турбодетандер для быстрого расширения охлажденных газов, что приводит к значительному падению температуры. Это быстрое падение температуры конденсирует этан и другие углеводороды в газовом потоке, сохраняя при этом метан в газообразной форме. Этот процесс позволяет извлекать примерно от 90 до 95 процентов этана, изначально содержащегося в газовом потоке. Кроме того, турбодетандер может преобразовывать часть энергии, высвобождаемой при расширении потока природного газа, в повторное сжатие выходящего газообразного метана, тем самым экономя затраты энергии, связанные с извлечением этана.

Добыча ШФЛУ из потока природного газа дает как более чистый, более чистый природный газ, так и ценные углеводороды, которые сами являются ШФЛУ.

Жидкостное фракционирование природного газа

После того, как ШФЛУ были удалены из потока природного газа, они должны быть разбиты на их основные компоненты, чтобы они могли быть полезными. То есть смешанный поток разных NGL должен быть отделен. Процесс, используемый для выполнения этой задачи, называется фракционированием.Фракционирование основано на разных точках кипения различных углеводородов в потоке ШФЛУ. По сути, фракционирование происходит по стадиям, состоящим из одного за другим выпаривания углеводородов. Название конкретной фракционирующей колонны дает представление о ее назначении, так как условно он назван в честь выпариваемого углеводорода. Весь процесс фракционирования разбит на этапы, начиная с удаления более легких газоконденсатных жидкостей из потока. Конкретные фракционаторы используются в следующем порядке:

• Деэтанизатор — на этой стадии происходит отделение этана от потока ШФЛУ.
• Депропанизатор — на следующем этапе отделяется пропан.
• Дебутанизатор — на этой стадии выпаривают бутаны, оставляя пентаны и более тяжелые углеводороды в потоке ШФЛУ.
• Расщепитель бутана или деизобутанизатор — этот этап разделяет изо и нормальный бутаны.

Переходя от самых легких углеводородов к наиболее тяжелым, можно достаточно легко разделить различные газоконденсаты.

Чтобы узнать больше о фракционировании ШФЛУ, щелкните здесь.

Удаление серы и диоксида углерода

Помимо удаления воды, нефти и ШФЛУ, одна из наиболее важных частей переработки газа включает удаление серы и диоксида углерода. Природный газ из некоторых скважин содержит значительное количество серы и углекислого газа. Этот природный газ из-за тухлого запаха, обусловленного содержанием в нем серы, обычно называют «кислым газом». Кислый газ нежелателен, потому что содержащиеся в нем соединения серы могут быть чрезвычайно опасными и даже смертельными для дыхания.Кислый газ также может быть чрезвычайно агрессивным. Кроме того, сера, содержащаяся в потоке природного газа, может быть извлечена и реализована сама по себе. Фактически, по данным USGS, производство серы в США на газоперерабатывающих заводах составляет около 15 процентов от общего производства серы в США. Для получения информации о производстве серы в США посетите USGS здесь.

Установка очистки газа

Источник: Duke Energy Gas Transmission Canada

Сера присутствует в природном газе в виде сероводорода (H ₂ S), и газ обычно считается кислым, если содержание сероводорода превышает 5.7 миллиграммов H ₂ S на кубический метр природного газа. Процесс удаления сероводорода из высокосернистого газа обычно называют «обессериванием» газа.

Первичный процесс очистки сернистого природного газа очень похож на процессы дегидратации гликоля и абсорбции ШФЛУ. Однако в этом случае для удаления сероводорода используются растворы амина. Этот процесс известен просто как «аминный процесс» или, альтернативно, как процесс Гирдлера, и используется в 95 процентах U.S. Операции по очистке газа. Кислый газ проходит через колонну, в которой находится раствор амина. Этот раствор имеет сродство к сере и поглощает ее так же, как гликоль, поглощающий воду. Используются два основных раствора аминов: моноэтаноламин (MEA) и диэтаноламин (DEA). Любое из этих соединений в жидкой форме будет поглощать соединения серы из природного газа при прохождении через него. Отходящий газ практически не содержит соединений серы и, таким образом, теряет свой статус высокосернистого газа. Подобно процессу экстракции ГКЖ и дегидратации гликоля, используемый раствор амина можно регенерировать (то есть удалить абсорбированную серу), что позволяет повторно использовать его для обработки большего количества высокосернистого газа.

Хотя большая часть очистки от сернистого газа включает процесс абсорбции амином, также можно использовать твердые осушители, такие как железные губки, для удаления сульфида и диоксида углерода.

Сера может быть продана и использована, если преобразована в элементарную форму. Элементарная сера представляет собой ярко-желтый порошок, похожий на материал, который, как показано на рисунке, часто можно увидеть в больших кучах возле газоочистных сооружений. Чтобы извлечь элементарную серу из газоперерабатывающего завода, серосодержащие выбросы из процесса очистки газа от серы должны быть дополнительно обработаны.Процесс, используемый для извлечения серы, известен как процесс Клауса, и включает использование термических и каталитических реакций для извлечения элементарной серы из раствора сероводорода.

Для получения дополнительной информации о выделении серы и процессе Клауса щелкните здесь.

Производство элементарной серы на установке подготовки газа

Источник: Duke Energy Gas Transmission Canada

В целом процесс Клауса обычно позволяет восстановить 97 процентов серы, которая была удалена из потока природного газа.Поскольку это такое загрязняющее и вредное вещество, дальнейшая фильтрация, сжигание и очистка «остаточных газов» обеспечивают извлечение более 98 процентов серы.

Чтобы узнать больше об экологических последствиях очистки и сжигания высокосернистого газа, щелкните здесь.

Переработка газа является важным звеном в цепочке создания стоимости природного газа. Это способствует тому, чтобы природный газ, предназначенный для использования, был как можно более чистым и чистым, что делает его экологически чистым и экологически безопасным выбором энергии.После того, как природный газ будет полностью переработан и готов к потреблению, его необходимо транспортировать из тех районов, где добывается природный газ, в те районы, которые в нем нуждаются.

Щелкните здесь, чтобы узнать о транспортировке природного газа.

.