ское-33,2%; в европейской части: Вуктыльское-81,8%, Оренбургское-53,4%.
В перспективе до 2020 г. добыча газа по Газпрому будет
поддерживать-
ся на уровне 530 млрд..м?, по России в целом в 2020 г. она достигнет
680-
700 млрд м?.
В основном добывающем регионе- ЯНАО добыча газа в 2000 г.
составила
513,0 млрд..м?, в том числе по сеноманским отложениям на глубинах до
1500 м-
450 млрд .м?. К 2020 г. добыча газа в этом регионе возрастет до 534 млрд
.м?, однако структура добычи резко изменится за счет ее снижения из
сеномана и
увеличения из более глубоких горизонтов.
До 2030 г. будет отмечаться рост стоимости добываемого газа в
связи со
снижением объемов добычи сеноманского газа и увеличением объемов газа из
не разрабатываемых в настоящее время месторождений п-ова Ямал, шельфа
Карского моря, вводом в разработку глубоких горизонтов.
В основном добывающем районе - ЯНАО добыча газа в 2000 году
составила 513,0 млрд м?, в том числе по сеноманским отложеням на
глубинах до 1500 м – 450 млрд м?. К 2020 г. Добыча газа в этом районе
возрастет до 534 млрд м? , однако структура добычи резко изменится за
счет ее снижения из сеномана и увеличения из более глубоких горизонтов.
До 2020 г. Будет отмечаться рост стоимости добываемого газа в
связи со снижением объемов добычи сеноманского газа и увеличением
объемов газа из неразрабатываемых в настоящее время месторождений п-ва
Ямал , шельфа
Карского моря , вводом в разработку глубоких горизонтов .
Прогноз развития сырьевой базы газовой промышленности бвзируется
на высокой количественной оценке нефтегазоносности недр России в таких
регионах , как Западная и Восточная Сибирь , а также Дальний Восток,
Прикаспий, шельф. Из общего объема неоткрытых ресурсов газа на регионы
Западной Сибири приходится 27,0 %,Восточной Сибири и Дальнего Востока –
24,2 % , европейских районов – 6,2 % , шельфа – 42,6 % .
Перспективной программой развития газовой отрасли ОАО «Газпром»
до 2030 г. уровни добычи газа определены в объеме 530 млрд м?.При этом
за счет
сформированной сырьевой базы прогнозируемые объемы добычи могут быть
обеспечены только до 2008-2010 гг. В последующем намечаемые уровни могут
поддерживаться за счет освоения вновь открываемых месторождений или но-
вых месторождений, на которые получены лицензии. Следует отметить, что
За последние годы доля объемов ГРР Газпрома от общероссийских
составля-
ла (%); в 1998 г.- 5,9 ; в 1999- 5,6 ; в 2000 г.- 3,9. В то же время
доля прироста
запасов УВ в общем объеме прироста составила (%); в 1998 г.-27,7, в 1999
г.-
60,3, в 2000 г.- 45,8, что свидетельствует о достаточно высокой
эффективности
ГРР по организациям ОАО «Газпром».
К приоритетным направлениям расширения сырьевой базы и
устойчиво-
го развития газовой отрасли относятся;
• в Тимано-Печорском регионе – освоение выявленных и подготовка новых
месторождений в Нарьян-Марском,Вуктыльском и Интинском геолого-эконо-
мических регионах ;
• на шельфе Баренцева ,Печорского и Карского морей- подготовка к освое-
нию Штокмановского месторождения, создания нового нефтегазодобывающего
региона в Печорском море , доразведка и освоение крупнейших
Ленинградско-
го и Русановского месторождений в Карском море;
• в Урало-Поволжье- подготовка промышленных запасов УВ в Оренбургской
области, разведка глубокозалегающих отложений девона в Астраханской
облас-
ти;
• в Западной Сибири-подготовка промышленных запасов газа месторождений
п-ова Ямал к разработке, освоение запасов и ресурсов УВ ачимовских
отложе-
ний Большого Уренгоя, освоение и подготовка запасов УВ в пределах Тазов-
ской и Обской губ и прилегающей суши Гыдана и севера Тазовского п-ова;
• в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке- освоение Юрубчено-Тохомс-
кого и Собинского нефтегазоконденсатных месторождений, разведка и освое-
ние крупнейших газоконденсатных месторождений Иркутской области
(Ковыктинское) и Республики Саха (Якутия) (Чаяндинское, Верхне-Вилючан-
ское, Средне-Ботуобинское, Талаканское и др.);
• на шельфе-освоение месторождений нефти и газа шельфа Охотского моря
и суши Сахалина.
Для поддержания уровней добычи до 2030 г. необходимо прирастить
около
30 трлн.м? запасов газа, для подготовки которых объем глубокого
разведочного
бурения должен составить 15-17 млн.м. Финансирование геолого-разведочных
работ в таких объемах составит около 8 млрд.долл. Основным объектом ГРР
станет шельф дальневосточных и арктических морей.
После 2010 г. во многих старых газодобывающих районах суши
начнет-
ся активное освоение нетрадиционных источников: скопления газа в низко-
проницаемых коллекторах на больших глубинах, метаноугленосных толщ:
после 2030-2040 гг.- газогидратов и водорастворенных газов подземной
гидросферы.
2. Назначение компрессорной станции
При движении газа по газопроводу часть его энергии расходуется на пре-
одоление сил трения. В результате скорость газа в трубопроводе умень-
шается, происходит падение давления по его длине и это вызывает сни-
жение пропускной способности газопровода. Для восстановления преж-
них параметров газа необходимо периодически через определенные рас-
стояния сообщать соответствующее количество энергии транспортируе-
мому газу. Этот процесс подвода энергии выполняется в специальных
сооружениях газопровода, называемых компрессорными станциями.
Компрессорная станция- составная часть магистрального
газопро-
вода, предназначенная для обеспечения его расчетной пропускной спо-
собности за счет повышения давления газа на выходе КС с помощью
различных типов ГПА. Газоперекачивающие агрегаты посредством сис-
темы трубопроводов, запорной арматуры различных диаметров и другого
специального оборудования составляют так называемую технологическую
схему цеха.
На КС осуществляются следующие основные технологические про-
цессы: очистка транспортируемого газа от механических и жидких приме-
сей , сжатие газа в центробежных нагнетателях или поршневых машинах,
охлаждение газа после сжатия в специальных охладительных устройствах,
измерение и контроль технологических параметров, управление режимом
работы газопровода путем изменения количества работающих ГПА и режим-
ного состояния самих ГПА.
В состав КС входят следующие основные устройства и
сооружения:
Узел подключения КС к магистральному газопроводу с запорной арматурой
и установкой для запуска и приема очистного поршня;
- технологические газовые коммуникации с запорной
арматурой;
- установка охлаждения газа после его компримирования;
- системы топливного, пускового, импульсного газа и газа
собствен-
ных нужд;
- система электроснабжения и электрические устройства
различного
назначения;
- система автоматического управления;
- система связи;
-система производственно-хозяйственного и пожарного
водоснабжения
и канализации;
- склад для хранения материалов, реагентов и оборудования;
- ремонтно-эксплуатационные и служебно-эксплуатационные
помещения.
Основной объект компрессорной станции- компрессорный цех,
оснащен-
ный газоперекачивающими агрегатами и рядом вспомогательных систем
( агрегатных и общецеховых ).Эти системы обеспечивают эксплуатацию ГПА
и другого оборудования КС, а также нормальные условия работы обслуживаю-
щего персонала. В составе КС может быть один или несколько компрессорных
цехов, которые обозначаются соответствующими порядковыми номерами. В
состав головных компрессорных станций, расположенных в районе промыслов,
могут входить дожимные компрессорные цехи, предназначенные для повыше-
ния давления газа на входе в основной цех.
Кроме компрессорных цехов, в комплекс компрессорной станции
входят:
котельные , общестанционные системы водоснабжения и канализации с насос-
ными станциями, электростанции собственных нужд или трансформаторные
подстанции, узлы дальней и внутренней связи, автотранспортные парки,
меха-
нические мастерские, различные административные хозяйственные сооруже-
ния.
Головные компрессорные станции оснащаются, кроме того,
сооружении-
ями и оборудованием для осушки, очистки ,одоризации газа ( одорант-
вещест-
во, которое добавляется в газ и придает ему резкий запах ).
На компрессорной станции имеется химическая лаборатория,
которая
периодически проводит анализы масла, воды и, если необходимо, других
рабо-
чих веществ, а также систематически проверяет загазованность объектов.
Газопровод имеет ответвления ( шлейфы ), по которым газ
поступает в
компрессорные цехи станции. После очистительных устройств он подается
в газоперекачивающие агрегаты, где осуществляется процесс сжатия, после
чего пропускается через газоохладители и возвращается в газопровод для
дальнейшей транспортировки.
Когда компрессорная станция не работает, газ пропускается
только по
газопроводу. Максимальное давление газа на входе в компрессорную станцию
составляет 50 кгс/см?, а на выходе-76 кгс/см?. Температура газа на
выходе не
должна превышать 70°С. В зависимости от мощности и числа газоперекачи-
вающих агрегатов компрессорная станция способна перекачивать от 50 до
150
млн.м? газа в сутки.
Режим работы компрессорной станции круглосуточный и
круглогодич-
ный, поэтому оборудование и системы КС обслуживаются сменным персона-
лом.
Компрессорные станции входят в состав
линейно-производственных
управлений магистральных газопроводов (ЛПУМГ). Основные службы ЛПУ
МГ: а) газокомпрессорная служба ( ГКС ), в состав которой входит
компрессор-
ная станция; б) линейно-эксплуатационная служба (ЛЭС ), занимающаяся
экс-
плуатацией линейной части газопровода; в) диспетчерская служба; г)
служба
связи и телемеханики; д) служба энерговодоснабжения; е) служба КИП и А.
2.1 Устройство и обслуживание компрессорного цеха
Компрессорный цех представляет собой совокупность общецеховых
систем, которые обеспечивают эксплуатацию газоперекачивающих агрегатов,
всего общецехового оборудования, а также нормальные условия работы
обслу-
живающего персонала. На каждую систему компрессорного цеха должен запол-
няться эксплуатационный формуляр.
Все системы компрессорного цеха в установленные сроки проходят
гидравлические, пневматические и другие необходимые испытания, а также
осмотры и проверки. Арматура и трубопроводы систем окрашены в соответст-
вии с действующими требованиями, заземлены, зачищены от механических
повреждений, вибрации и коррозии. По каждой системе составлена схема,
отражающая внесенные в систему изменения и переделки, и эта схема
совмест-
но с инструкцией по эксплуатации вывешена на видном месте вблизи
оборудо-
вания, входящего в систему.
2.1.2 Система оборотного водоснабжения и охлаждения масла
Данная система предназначена для охлаждения турбинного масла ГПА до
температур, предусмотренных инструкциями по эксплуатации агрегатов (при-
мерно до 35-50°С). На компрессорных станциях турбинное масло охлаждается
циркуляционной водой в водяных маслоохладителях или воздухом в аппаратах
воздушного охлаждения (АВО). Циркуляционная вода охлаждается в градирнях
или аппаратах воздушного охлаждения. Система состоит из градирни или
аппа-
рата воздушного охлаждения, циркуляционных насосов, системы трубопрово-
дов, запорной и предохранительной арматуры, фильтров и других элементов.
На компрессорных станциях применяются градирни открытые
капель-
ные и капельные противоточные с искусственной вентиляцией, односекцион-
ные и многосекционные. В градирнях осуществляется охлаждение воздухом
воды, поступающей от маслоохладителей, а также охлаждение водой техноло-
гического газа. Нагретая в маслоохладителях вода подается насосом в
верхнюю
часть градирни, где она разбрызгивается и стекает вниз, охлаждаясь при
сопри-
косновении с окружающим воздухом.
Для улучшения охлаждения в верхней части градирни могут
быть уста-
новлены вентиляторы, обеспечивающие движение воздуха снизу вверх.
Газовые охладители расположены в нижней части градирни.
Они ох-
лаждаются разбрызгиваемой и стекающей водой. Поступающая в градирню вода
собирается в поддоне и бассейне,откуда забирается циркулярными насосами.
Аппараты воздушного охлаждения на компрессорных станциях
используют как для прямого охлаждения турбинного масла, так и для
охлаж-дения промежуточного теплоносителя- циркуляционной воды. При
низких
температурах окружающей среды в промежуточном контуре АВО вместо
воды используют антифриз.
Аппарат воздушного охлаждения состоит из теплообменников,
в труб-ках которых циркулирует масло, вода или антифриз, и вентиляторов
с электро-приводом. Электродвигатели соединены с вентиляторами через
редукторы или
ременные передачи. Лопасти вентилятора могут быть поворотными. Кроме то-
го, на входе или выходе из АВО установлены жалюзийные решетки для
регули-рования расхода воздуха. Аппараты воздушного охлаждения
располагают на
открытом воздухе или в специальных помещениях, рядом со зданием
компресс-
орного цеха. В некоторых случаях АВО встраивают снизу в
воздухозаборные
камеры газоперекачивающих агрегатов.
Загрязнения с оребренных поверхностей труб АВО следует
удалять
паром или воздухом не реже одного раза в месяц.
Трубороводы,арматура и другие элементы системы оборотного
водо-
снабжения и охлаждения масла надо содержать в порядке, подвергать перио-
дическому осмотру и ремонту. Необходимо устранять имеющиеся утечки во-
ды, своевременно заменять прокладки и сальниковую набивку. Обслуживание
оборудования системы оборотного водоснабжения и охлаждения масла осу-
ществляется персоналом службы энергоснабжения.
2.1.3 Система маслоснабжения
Система маслоснабжения компрессорного цеха обеспечивает: а) прием,
хране-
ние и контроль расхода турбинного масла; б) очистку и регенерацию
(восста-
Система технологического газа цеха предназначена для :
приемки технологического газа из магистрального газопровода и подачи его
к центробежным нагнетателям;
очистки технологического газа от механических примесей и капельной
влаги ;
- охлаждение технологического газа после компримирования;
- подачи технологического газа после его компримирования в
магистраль-
ный газопровод;
- регулирования загрузки групп ГПА компрессорного цеха путем
переест-
роения схем работы ГПА и изменения частоты вращения ГПА;
- вывода ГПА на станционное «кольцо» и их загрузку при пуске и
разгруз
ку при остановке;
- сброса газа в атмосферу из всех технологических газопроводов
компрес-
сорного цеха.
Рассмотрим коротко основные элементы технологической схемы. Группа
ГПА состоит, как правило, из двух неполнонапорных центробежных
нагнетателей | и || типов 370-18, 520 и 280-11-6, соединенных
последовательно по газу с помощью крановой технологической обвязки.
Расчетная степень сжа-
тия в этой схеме обеспечивается двумя последовательно работающими
нагнета-
телями. Степень сжатия одного (неполнонапорного) нагнетателя составляет
1,22-1,24.
Блок очистки технологического газа (площадка пылеуловителей П) 8
пред-
назначен для очистки транспортируемого газа от механических примесей
(песка, окалины) и капельной влаги перед поступлением его в нагнетатели.
В
зависимости от условий эксплуатации компрессорного цеха может быть пре-
дусмотрена одно- или двухступенчатая очистка газа. Первая ступень-
пылеуло-
вители различных типов, вторая- фильтры-сепараторы. Число аппаратов,
уста-
навливаемых на площадке одного компрессорного цеха, зависит от его
произ-
водительности и проектной пропускной способности аппаратов, которая
опре-
деляется по данным заводов-изготовителей.
На КС эксплуатируют масляные, мультициклонные и циклонные пылеуло-
вители. Все аппараты оборудуют системой сброса уловленных из технологи-
ческого газа примесей и капельной влаги (сброс дренажа). Сброс дренажа
из
пылеуловителей может производиться автоматически через определенные
промежутки времени по мере заполнения сборников дренажа или вручную
эксплуатационным персоналом.
Блок охлаждения газа 3 предназначен для охлаждения
технологического газа, нагреваемого в процессе компримирования в
нагнетателях (средний наг-
рев газа в группе ЦБН составляет 35-40?С). Блок обеспечивает поддержание
температуры газа на выходе из компрессорного цеха в заданных значениях.
Это обстоятельство обеспечивает длительную работоспособность изоляцион-
ных покрытий самого газопровода, что способствует увеличению срока его
работы. Блок охдаждения газа состоит из аппаратов воздушного охлаждения
Х и технологической обвязки с необходимой запорной арматурой.
Узел шестых кранов 4 выполняет следующие функции:
Обеспечивает включение (загрузку) группы ГПА в трассу после их
запуска;
Осуществляет так называемое антипомпажное регулирование для защиты
от
помпажа при различных технологических режимах работы цеха;
Проводит отключение ГПА от режима работы в трассу и переход на режим
«кольцо». При этом за счет охлаждения газа в АВО режим работы ГПА на
«кольцо» может осуществляться сколь угодно долго;
Обеспечивает минимально необходимую степень повышения давления в ЦБН
при его работе до загрузки в трассу. Это требование предусматривается
заводом-изготовителем и определяется допустимой нагрузкой на
опорно-упор-
ные подшипники нагнетателя для исключения их разрушения.
Узел шестых кранов 4 состоит из нескольких последовательно
соединенных
кранов одного диаметра . Эти краны носят название режимных. Их
устанавли-
вают на специальных перемычках между выходными газопроводами после АВО
газа и входными газопроводами до крана № 7. При открытых шестых кра-
нах газ после нагнетателя поступает практически на вход пылеуловителей.
Кран № 6д выполняет функции дросселя, т.е. ограничивает расход газа по
коль-
цу шестых кранов при работе ГПА. После открытия на определенную величину
кран фиксируют в этом положении. Кран № 6, в зависимости от типа
использу-
емого в технологической схеме нагнетателя, может иметь диаметр от 400 до
700 мм и обязательно имеет обводной регулирующий кран № 6р. Этот кран
ис-
пользуют при небольших изменениях расхода газа через ЦБН. Он
обеспечивает
по преимуществу необходимую удаленность режима нагнетателя от зоны пом-
пажа. Помпаж наступает при работе ГПА с заданной частотой вращения
ротора
нагнетателя при уменьшении объемного расхода через него ниже минимально
допустимого уровня. Включение в работу крана № 6р обеспечивает необходи-
мое увеличение объемного расхода газа через центробежный нагнетатель.
Работа ГПА в зоне помпажных режимов не допускается.
Узел подключения КС к магистральному газопроводу обеспечивает поступ-
ление газа в компрессорный цех по входному газопроводу (всасывающему
шлейфу) и подачу его в газопровод после компримирования по выходному