RU112977U1

RU112977U1 - GAS TRANSPORT SYSTEM

Info

Publication number: RU112977U1
Application number: RU2011134622/06U
Authority: RU
Inventors: Яков Сергеевич Мкртычан; Георгий Николаевич Рубан; Сергей Юрьевич Сальников
Priority date: 2011-08-18
Filing date: 2011-08-18
Publication date: 2012-01-27

Abstract

Газотранспортная система, включающая в себя магистральный газопровод, подземное хранилище газа и компрессорную станцию, оснащенную нагнетателями, отличающаяся тем, что нагнетатели компрессорной станции представляют собой газоперекачивающие агрегаты, первая группа которых оснащена компрессорами объемного типа с электроприводами, а вторая группа - по меньшей мере одним компрессором с газотурбинным приводом, первая и вторая группы газоперекачивающих агрегатов оснащены также соответственно первыми всасывающими и нагнетательными газопроводами и вторыми всасывающими и нагнетательными газопроводами, при этом компрессорная станция через указанные первый и второй всасывающие газопроводы и первый нагнетательный газопровод сообщена с магистральным газопроводом, подземное хранилище газа сообщено с газопроводами подачи газа в подземное хранилище и отбора газа из подземного хранилища, причем газопровод подачи газа в подземное хранилище имеет два входа, один из которых сообщен со вторым нагнетательным газопроводом, а другой - с магистральным газопроводом, а газопровод отбора газа из подземного хранилища сообщен с первым всасывающим газопроводом и с выходом трубопровода, вход которого соединен с магистральным газопроводом. Gas transmission system, which includes a main gas pipeline, an underground gas storage and a compressor station equipped with blowers, characterized in that the blowers of the compressor station are gas pumping units, the first group of which is equipped with positive displacement compressors with electric drives, and the second group with at least one compressor with a gas turbine drive, the first and second groups of gas pumping units are also equipped, respectively, with the first suction and discharge gas pipelines and the second suction and discharge gas pipelines, while the compressor station is connected to the main gas pipeline through the said first and second suction gas pipelines and the first injection gas pipeline, the underground gas storage is communicated with gas pipelines for supplying gas to the underground storage and withdrawing gas from the underground storage, and the gas pipeline for supplying gas to the underground storage has two entrances, one of which is in communication with the second injection m gas pipeline, and the other - with the main gas pipeline, and the gas pipeline for taking gas from the underground storage is connected with the first suction gas pipeline and with the outlet of the pipeline, the inlet of which is connected to the main gas pipeline.

Description

Полезная модель относится к газовой промышленности и может быть использована в газотранспортных системах, оснащенных подземным хранилищем газа.The utility model relates to the gas industry and can be used in gas transmission systems equipped with an underground gas storage.

Наиболее близкой по технической сущности к заявленной полезной модели является газотранспортная система, включающая в себя магистральный газопровод, подземное хранилище газа и компрессорную станцию, с помощью которой происходит нагнетание газа в подземное хранилище (RU 2175382 С2, МПК E21B 43/16, B65G 5/00, опубл. 27.10.2001)The closest in technical essence to the claimed utility model is a gas transmission system, which includes a gas main, an underground gas storage and a compressor station, with which gas is injected into an underground storage (RU 2175382 C2, IPC E21B 43/16, B65G 5/00 , published on October 27, 2001)

Известная газотранспортная система наряду с преимуществами имеет ряд недостатков, таких как:The known gas transmission system along with the advantages has several disadvantages, such as:

- снижение КПД компрессорной станции в случае отбора газа при значительном снижении давления в пласте подземного хранилища газа;- a decrease in the efficiency of the compressor station in the case of gas extraction with a significant decrease in pressure in the formation of the underground gas storage;

- значительный расход газа на собственные технологические нужды (топливный, пусковой и импульсный газ).- significant gas consumption for own technological needs (fuel, starting and pulsed gas).

Указанные недостатки снижают эффективность работы подземного хранилища газа (далее в тексте - ПХГ), а соответственно - газотранспортной системы в целом.These shortcomings reduce the efficiency of the underground gas storage (hereinafter referred to as UGS), and, accordingly, the gas transportation system as a whole.

Техническим результатом, на достижение которого направлена заявленная полезная модель, является повышение эффективности работы газотранспортной системы и обеспечение ее бесперебойной работы в случае значительного превышения давления в магистральном газопроводе над давлением в пласте подземного хранилища газа.The technical result, the claimed utility model is aimed at achieving, is to increase the gas transmission system efficiency and ensure its uninterrupted operation in the event of a significant excess of pressure in the main gas pipeline over the pressure in the formation of the underground gas storage.

Указанный технический результат достигается за счет того, что в газотранспортной системе, включающей в себя магистральный газопровод, подземное хранилище газа и компрессорную станцию с нагнетателями, согласно полезной модели нагнетатели компрессорной станции представляют собой газоперекачивающие агрегаты, первая группа которых оснащена компрессорами объемного типа с электроприводами, а вторая группа - компрессорами с газотурбинным приводом, первая и вторая группа газоперекачивающих агрегатов оснащены также соответственно первым всасывающим и первым нагнетательным газопроводами, а также вторым всасывающим и вторым нагнетательным газопроводами, при этом компрессорная станция через указанные первый и второй всасывающие газопроводы и первый нагнетательный газопровод сообщена с магистральным газопроводом, подземное хранилище газа сообщено с газопроводами подачи газа в подземное хранилище и отбора газа из подземного хранилища, причем указанный газопровод подачи газа имеет два входа, один из которых сообщен со вторым нагнетательным газопроводом, а другой - с магистральным газопроводом, а газопровод отбора газа из подземного хранилища сообщен с первым всасывающим газопроводом и с выходом трубопровода, вход которого соединен с магистральным газопроводом.The specified technical result is achieved due to the fact that in the gas transmission system, which includes the main gas pipeline, underground gas storage and compressor station with blowers, according to the utility model, the blowers of the compressor station are gas pumping units, the first group of which is equipped with volumetric compressors with electric drives, and the second group - gas-turbine driven compressors, the first and second group of gas pumping units are also equipped with the first, respectively the suction and first discharge gas pipelines, as well as the second suction and second discharge gas pipelines, while the compressor station is in communication with the main gas pipeline through the first and second suction pipelines and the first discharge gas pipeline, the underground gas storage is communicated with gas pipelines for supplying gas to the underground storage and gas extraction from underground storage, moreover, the specified gas supply pipeline has two inlets, one of which is connected to the second discharge gas pipeline, and the other to the magi tral pipeline and pipeline gas extraction from an underground storage communicates with the first suction pipeline and the pipeline yield, whose input is connected with the main pipeline.

Следует отметить, что традиционно в летний период осуществляют закачку газа в ПХГ, а в зимний период - его отбор из ПХГ. В практике эксплуатации ПХГ в основном применяют компрессорный способ закачки газа и бескомпрессорный его отбор из ПХГ. Предлагаемая полезная модель позволяет реализовывать компрессорный и бескомпрессорный режимы, как при закачке, так и при отборе, причем, одновременно или поочередно.It should be noted that traditionally in the summer period gas is pumped into the UGSF, and in winter it is taken from the UGSF. In the practice of operating UGS facilities, the compressor gas injection method and its uncompressed extraction from UGS are mainly used. The proposed utility model allows implementing compressor and uncompressor modes, both during injection and during selection, moreover, simultaneously or alternately.

Сущность полезной модели поясняется чертежом, на котором в качестве примера показана принципиальная схема заявленной газотранспортной системы.The essence of the utility model is illustrated in the drawing, which shows as an example a circuit diagram of the claimed gas transmission system.

Газотранспортная система включает в себя магистральный газопровод 1, подземное хранилище газа 2 и компрессорную станцию, оснащенную нагнетателями. Нагнетатели компрессорной станции представляют собой по меньшей мере две группы газоперекачивающих агрегатов (далее в тексте - ГПА): первая группа ГПА (3, 3') оснащена компрессорами 4, 4' объемного типа (поршневыми или винтовыми) с электроприводами 5, 5', при этом ГПА 3 и ГПА 3' через электрокабели 6, 6' подключены к автономным электроисточникам 7, 7'; вторая (резервная) группа ГПА (8) оснащена по меньшей мере одним компрессором 9 с газотурбинным приводом 10. Первая и вторая группа ГПА 3, ГПА 3', ГПА 8 оснащены следующими газопроводами: первым всасывающим газопроводом 11, оснащенным запорными элементами 12, 13, 14, вторым всасывающим газопроводом 15, оснащенным запорным элементом 16, первым нагнетательным газопроводом 17, оснащенным запорными элементами 18, 19 и вторым нагнетательным газопроводом 20, оснащенным запорными элементами 21, 22. Первый нагнетательный газопровод 17 через трубопровод 23, оснащенный запорным элементом 24, сообщен с магистральным газопроводом 1. Второй нагнетательный газопровод 20 имеет два входа, один из которых сообщен с компрессором ГПА 8, а другой - с первым нагнетательным газопроводом 17, а выход нагнетательного газопровода 20 сообщен с первым входом газопровода 25 подачи газа в ПХГ 2. При этом второй вход газопровода 25 подачи газа в подземное хранилище 2 сообщен с магистральным газопроводом 1. Газопровод 25 со стороны указанного второго своего входа оснащен запорным элементом 26 и сообщен с ПХГ 2 посредством, например, трубопроводов, через которые осуществляется закачка газа в нагнетательные скважины 27 ПХГ 2. Помимо газопровода 25 подачи газа, ПХГ 2 через эксплуатационные скважины 28 и, например, сообщенные с ними трубопроводы соединено с газопроводом 29 отбора газа из подземного хранилища 2. Газопровод 29 соединен с выходом трубопровода 30, сообщенного своим входом с магистральным газопроводом 1 и оснащенного запорным элементом 31. Кроме того, газопровод 29 оснащен запорным элементом 32 и своим выходом соединен с входом первого всасывающего газопровода 11. Все запорные устройства, которыми оснащены указанные выше газопроводы, рассчитаны на соответствующие расход и давление газа.The gas transmission system includes a gas main 1, an underground gas storage 2 and a compressor station equipped with superchargers. The compressor station superchargers are at least two groups of gas pumping units (hereinafter referred to as GPU): the first group of GPUs (3, 3 ') is equipped with compressors 4, 4' of volume type (piston or screw) with electric drives 5, 5 ', at this GPA 3 and GPA 3 'through electrical cables 6, 6' are connected to autonomous electrical sources 7, 7 '; the second (reserve) group of gas compressor units (8) is equipped with at least one compressor 9 with a gas turbine drive 10. The first and second group of gas compressor units 3, gas compressor units 3 ', gas compressor units 8 are equipped with the following gas pipelines: a first suction gas pipe 11 equipped with shut-off elements 12, 13, 14, a second suction gas pipe 15 equipped with a shut-off element 16, a first discharge gas pipe 17, equipped with a shut-off elements 18, 19 and a second discharge gas pipe 20, equipped with a shut-off element 21, 22. The first discharge gas pipe 17 through the pipe 23, equipped a locking element 24, in communication with the main gas pipeline 1. The second discharge gas pipeline 20 has two inlets, one of which is connected to the compressor GPU 8, and the other with the first discharge gas pipeline 17, and the outlet of the discharge gas pipeline 20 is in communication with the first inlet of the gas supply pipeline 25 to UGS 2. In this case, the second inlet of the gas supply pipeline 25 to the underground storage 2 is in communication with the main gas pipeline 1. The gas pipeline 25 is equipped with a shut-off element 26 from the side of its second inlet and is connected to the UGS 2 by, for example, pipelines through which gas is injected into injection wells 27 of the underground gas storage facility 2. In addition to the gas supply pipeline 25, the underground gas storage facility 2 through production wells 28 and, for example, the pipelines connected with them, is connected to the gas pipeline 29 for taking gas from the underground storage 2. The gas pipeline 29 is connected to the outlet a pipeline 30 connected by its inlet to the main gas pipeline 1 and equipped with a shut-off element 31. In addition, the gas pipeline 29 is equipped with a shut-off element 32 and connected to the inlet of the first suction gas line 11. Its all The devices with which the above gas pipelines are equipped are designed for the corresponding gas flow and pressure.

Заявленная газотранспортная система работает следующим образом.The claimed gas transmission system operates as follows.

При компрессорной закачке газа в ПХГ 2 газ подают из магистрального газопровода 1 по первому всасывающему газопроводу 11 через открытые запорные элементы 12, 13 и 14 на прием поршневых компрессоров 4, 4' объемного типа, например винтовых или поршневых, с электроприводами 5, 5', а, при необходимости газ подают через открытый запорный элемент 16, по второму всасывающему газопроводу 15 - на прием компрессора 9 с газотурбинным приводом 10, входящих в состав так называемого резервного ГПА 8. Далее, с помощью компрессоров 4, 4' объемного типа и/или компрессора 9, через открытые запорные элементы 18, 19 22, 21, по нагнетательным газопроводам 17 и 20 газ закачивают в газопровод 25 подачи газа в ПХГ 2, откуда газ, например, по трубопроводам попадает в нагнетательные скважины 27 ПХГ 2. Компрессорную закачку газа в ПХГ 2 начинают, как правило, в том случае, когда давление в его пласте сравнительно высокое, но ниже давления в магистральном трубопроводе 1. В случае, если давление в магистральном газопроводе 1 существенно превышает давление в пласте ПХГ 2, закачку газа в ПХГ 2 начинают вначале непосредственно из магистрального газопровода 1 по газопроводу 25 подачи газа в ПХГ 2 через открытый запорный элемент 26, то есть с помощью так называемой бескомпрессорной закачки газа, и лишь по окончании такой закачки газа осуществляют при необходимости и целесообразности переход на компрессорную закачку.When the compressor injects gas into the underground gas storage facility 2, gas is supplied from the gas main 1 through the first suction gas line 11 through open shut-off elements 12, 13 and 14 to receive reciprocating compressors 4, 4 'of volume type, for example screw or piston, with electric drives 5, 5', and, if necessary, gas is supplied through an open shut-off element 16, through a second suction gas line 15 to a compressor 9 with a gas turbine drive 10, which are part of the so-called backup gas compressor unit 8. Then, using compressors 4, 4 'of volume type and / or compressor 9, Through the open shut-off elements 18, 19, 22, 21, through the gas injection pipelines 17 and 20, gas is pumped into the gas pipeline 25 for supplying gas to the UGS 2, from where the gas, for example, flows through pipelines to the injection wells 27 of the UGS 2. Compressor gas injection into the UGS 2 begins , as a rule, in the case when the pressure in its formation is relatively high, but lower than the pressure in the main pipeline 1. If the pressure in the main gas pipeline 1 significantly exceeds the pressure in the reservoir of UGS 2, gas injection in the UGS 2 begins first directly from trunk Nogo pipeline 1 through the pipeline 25 to the gas supply the UGS 2 through the open shut-off member 26, i.e. by the so-called gas injection beskompressornoy, and only at the end of a gas injection carried out when necessary and appropriate switching to compressor injection.

В случае если давление в пласте выше, чем в магистральном газопроводе 1, отбор газа из эксплуатационных скважин 28 ПХГ 2, как правило, ведут бескомпрессорным способом по газопроводу 29 отбора газа из ПХГ 2, при этом запорный элемент 31, установленный на трубопроводе 30, вход которого соединен с магистральным газопроводом 1, открывают, а запорный элемент 32 на выходе газопровода 29 закрывают.If the pressure in the reservoir is higher than in the main gas pipeline 1, the gas is taken from production wells 28 of the underground gas storage facility 2, as a rule, by the non-compressor method through the gas pipeline 29 of gas extraction from the underground gas storage 2, while the shut-off element 31 installed on the pipeline 30 is inlet which is connected to the main gas pipeline 1, open, and the locking element 32 at the outlet of the gas pipeline 29 is closed.

По окончании бескомпрессорного отбора газа из ПХГ 2 и, добившись тем самым снижения давления в пласте подземного хранилища 2 до значения, близкого к давлению в магистральном газопроводе 1, в случае необходимости отбора дополнительного объема газа, переходят к компрессорному способу отбора газа их ПХГ 2 с помощью ГПА 3, 3', то есть при работе компрессоров 4, 4' объемного типа. При этом запорные элементы 12, 16, 26, 31 закрывают, а запорные элементы 32, 13 и 14 - открывают, в результате чего газ из эксплуатационных скважин 28 под невысоким давлением подается из ПХГ 2 вначале в газопровод 29 отбора газа, а затем - в первый всасывающий газопровод 11 и идет на прием компрессоров 4, 4'. После этого открывают запорные элементы 18, 19, 24 и, при условии закрытия запорного элемента 22, нагнетают газ по первому нагнетательному газопроводу 17 и газопроводу 23 в магистральный газопровод 1. К такому же приему прибегают и во внештатных ситуациях в течение краткосрочного периода (до 1 месяца) независимо от давления газа в пласте ПХГ 2, когда возникает необходимость увеличения поставки газа потребителю, чего достичь при бескомпрессорном способе отбора газа по известным причинам не представляется возможным.At the end of uncompressed extraction of gas from underground storage 2 and thereby achieving a reduction in pressure in the reservoir of underground storage 2 to a value close to the pressure in the main gas pipeline 1, if additional gas is to be removed, they switch to the compressor method for extracting gas from their underground storage 2 GPA 3, 3 ', that is, when compressors 4, 4' are of volume type. At the same time, the shut-off elements 12, 16, 26, 31 are closed, and the shut-off elements 32, 13, and 14 are opened, as a result of which gas from production wells 28 is supplied under low pressure from the underground gas storage facility 2, first to the gas sampling pipeline 29, and then to the first suction gas pipe 11 and goes to the reception of compressors 4, 4 '. After that, the shut-off elements 18, 19, 24 are opened and, provided that the shut-off element 22 is closed, the gas is pumped through the first injection gas pipe 17 and the gas pipe 23 into the main gas pipeline 1. The same method is also used in emergency situations for a short period (up to 1 months) regardless of the gas pressure in the UGS 2 formation, when there is a need to increase gas supply to the consumer, what is not possible to achieve with the compressor-less gas extraction method for known reasons.

ГПА 8 работает в периодическом режиме и используется для регулирования производительности компрессорной станции, а также для дополнительной подачи газа в ПХГ 2 при отказах и ремонтах ГПА 3, 3', в том числе при их остановках и при проведении профилактических и других работ в случае возникновения нештатных ситуаций.GPU 8 operates in periodic mode and is used to regulate the capacity of the compressor station, as well as for additional gas supply to underground storage facilities 2 during failures and repairs of GPU 3, 3 ', including during their shutdowns and during preventive and other work in case of emergency situations.

Предлагаемая полезная модель применима также и для ПХГ, у которых закачку и отбор газа осуществляют через одни и те же скважины, то есть скважины не разделены на нагнетательные и эксплуатационные, а по существу являются эксплуатационно-нагнетательными.The proposed utility model is also applicable to UGS facilities where gas is injected and taken through the same wells, that is, the wells are not divided into injection and production wells, but are essentially production and injection ones.

Реализация предлагаемой полезной модели позволяет повысить эффективность работы газотранспортной системы несколькими способами:The implementation of the proposed utility model can improve the efficiency of the gas transmission system in several ways:

- за счет использования в газоперекачивающих агрегатах компрессоров объемного типа (поршневых или винтовых) с электроприводами, а также компрессоров с газотурбинными двигателями, что позволяет осуществлять закачку и отбор газа компрессорным способом в случае высокого давления в пласте подземного хранилища газа, но не выше давления в магистральном газопроводе;- due to the use of volumetric type compressors (reciprocating or screw) in gas pumping units with electric drives, as well as compressors with gas turbine engines, which allows gas injection and selection in the compressor way in case of high pressure in the reservoir underground gas storage, but not higher than the pressure in the main gas pipeline;

- за счет взаимосвязи газопроводов, связанных с ГПА, и газопроводов, связанных непосредственно с магистральным газопроводом, что позволяет осуществлять как бескомпрессорную закачку газа в ПХГ и отбор газа из ПХГ в случае когда давление в магистральном газопроводе значительно превышает давление в пласте ПХГ, а также последовательно компрессорную и бескомпрессорную закачку и отбор газа в случае если давление в пласте ПХГ значительно превышает давление в магистральном газопроводе.- due to the interconnection of gas pipelines associated with gas compressor units and gas pipelines directly connected to the main gas pipeline, which allows for uncompressed gas injection into the underground gas storage facilities and gas extraction from the underground gas storage facilities when the pressure in the main gas pipeline significantly exceeds the pressure in the underground gas storage reservoir, as well as in series compressor and uncompressed injection and gas extraction in case the pressure in the underground gas stratum significantly exceeds the pressure in the main gas pipeline.

Кроме того, заявленная полезная модель позволяет обеспечить дополнительные поставки газа, в том числе в периоды аномально холодных зим и при нештатных ситуациях.In addition, the claimed utility model allows for additional gas supplies, including during periods of abnormally cold winters and in emergency situations.

Claims

A gas transmission system including a gas main, an underground gas storage and a compressor station equipped with superchargers, characterized in that the superchargers of the compressor station are gas pumping units, the first group of which is equipped with volumetric compressors with electric drives, and the second group with at least one compressor with a gas turbine drive, the first and second groups of gas pumping units are also equipped with respectively the first suction and discharge gas wires and second suction and discharge gas pipelines, while the compressor station is connected through the first and second suction gas pipelines and the first discharge gas pipeline to the main gas pipeline, the underground gas storage is communicated with gas pipelines for supplying gas to the underground storage and for taking gas from the underground storage, and the gas supply gas pipeline the underground storage has two entrances, one of which is connected to the second discharge gas pipeline, and the other to the main gas pipeline, and the gas pipeline from gas boron from the underground storage is connected with the first suction gas pipeline and with the outlet of the pipeline, the inlet of which is connected to the main gas pipeline.