Промишлена газопроводна инфраструктура

Почти всички прогнози сочат, че през следващите няколко десетилетия ще се наблюдава значителен ръст в търсенето на природен газ. Причините за това включват факта, че според природозащитниците той е най-безвреден сред изкопаемите горива поради чистото си изгаряне и по-малкото въздействие, което оказва върху акумулирането на въглероден диоксид в атмосферата. Компаниите пък виждат възможности за разширяване на пазарите си чрез разработването на изобилни на природен газ, но отдалечени находища. За да се посрещне това обещаващо бъдеще на сектора, съществуващата инфраструктура трябва да бъде разширена, като бъдат изградени нови газопроводи и инсталации за преработка, които да поемат непрекъснато увеличаващите се обеми.

Линиите за газ включват събирателни, основни и разпределителни тръбопроводи. Събирателните газопроводи свързват газопреработвателните предприятия с газови централи, преносни тръбопроводи и инсталации за втечняване. Преносните тръбопроводи за природен газ транспортират продукта до компании, които го продават на големи крайни потребители и на местните газоразпределителни дружества, до съоръжения за втечняване или до газохранилища.

Аналогично на събирателните линии за суров петрол, събирателните газопроводи служат за събиране на суровия газ от същите находища. Потокът флуиди, идващ от производствените кладенци, съдържа смес от въглеводородни молекули и примеси. Различават се два вида газ – асоцииран и неасоцииран, като последният се генерира от кладенци, от които се добива само природен газ, без суров петрол. И в двата случая водата, твърдите частици (например пясък) и суровият петрол се сепарират от газа в близост до находището. Налични са различни възможности за обработка – дву-, три- или четирифазни сепаратори, хоризонтални или вертикални съоръжения.

Инсталации за преработка
В Европа природният газ до голяма степен се добива от басейна на Северно море. Малка част се добива от наземни находища, от които се извлича и суров петрол. Офшорният добив на газ се състои от няколко централни и сателитни платформи и тръбопроводни системи до крайбрежните терминали за рафиниране.

Степента на завършеност на преработката на газа при находището зависи от вида на наличните съоръжения и характеристиките на добивания газ. При някои находища процесът включва отстраняването на кондензат и вода, като отделените продукти се транспортират до брега по други трасета. При останалите газови потоци кондензатната фракция се отстранява, след което се връща в системата. На този етап се инжектира и гликол, както и инхибитори, предотвратяващи образуването на хидрати в газопроводите.

Приемните терминали обикновено включват газопроводни участъци за приемане на почистващи устройства и секции с ниско налягане и голям обем за отстраняване на водата и увлечените с газа прахови частици.

Основната цел на инсталациите за преработка е пречистването на природния газ от различните химикали за третиране и отстраняването на замърсителите до получаване на богат на метан газ, отговарящ на съответните нормативни и договорни спецификации. Основните примеси се класифицират в три категории: в твърда фаза – пясък, глина, отлагания (карбонати и сулфати, вкл. естествени радиоактивни метали), живак; в течна фаза – вода, въглеводороди, добавени при добива химикали; в газова фаза – киселинни газове, въглероден диоксид, сероводород, живак и други газове (например меркаптани).

Инсталациите за преработка се състоят от съоръжения за отделяне на киселинните газове като въглероден диоксид, сероводород и серен диоксид. Природният газ се смята за "кисел", когато съдържа значително по-големи количества сероводород от изискваните по спецификациите за газопроводите или когато концентрациите на серен и въглероден диоксид са такива, че пречистването на газа е непрактично. При наличие на сероводород обикновено се прилага абсорбция в аминен разтвор, като този процес е най-разпространеният метод в Европа и Щатите. В инсталациите за отстраняване на сероводород се прилагат и други технологии – карбонатни процеси, абсорбция в твърд слой и физическа абсорбция.

В природния газ обикновено се съдържат и бензин, бутан и пропан, които е необходимо да бъдат възстановени. Прилаганите процеси са физически разделяния при много ниски температури (дестилация). Нуждата от отстраняване на тези въглеводороди се обуславя от факта, че са с по-ниски температури на втечняване от метана и могат да кондензират при преминаването на газа по тръбопроводите. Те се акумулират в ниските участъци и възпрепятстват или напълно блокират газовия поток. В допълнение, те са и основната предпоставка за възникване на корозия от вътрешната страна на газопровода.

Инсталации за втечняване
Както е известно, втечненият природен газ (liquified natural gas, LNG) е течната форма на природния газ при криогенна температура от -161°C. При втечняването обемът на природния газ се редуцира приблизително 600 пъти, което позволява икономически изгодното му транспортиране на големи разстояния.
През последните няколко десетилетия се развива значителна търговия с LNG в световен мащаб. Понастоящем LNG представлява съществен компонент от енергийната консумация на много държави и е свързан с приходи както за износителите, така и за партньорските им енергийни компании. LNG отговаря за 4% от общата консумация на газ, но и за 25% от международно търгуваното количество природен газ.

Ключовите компоненти от LNG веригата включват газово находище, инсталация за втечняване, танкери за LNG, приемни терминали и системи за регазификация, както и съоръжения за съхранение. Процесът на втечняване се състои от охлаждане на газа до -161°C, температурата, при която метанът, който е основният компонент на природния газ, се втечнява. При тази температура всички други съдържащи се в природния газ въглеводороди също са в течно състояние. Като хладилни агенти, самостоятелно или като смес, обикновено се използват съставките на природния газ. В инсталациите за втечняване в повечето случаи се извършва и предварително третиране на газа и възстановяване на хладилния агент.

Основната разлика между танкерите за LNG и другите носители е в системите за съхранение и манипулиране. Системите за съхранение са два вида – самоносещи резервоари и мембранни резервоари.

Основната функция на LNG терминалите е приемане на втечнения природен газ, съхранението и регазификацията му. В случай че газът ще се експортира през разпределителна мрежа, може да е необходимо инжектирането на одорант. Методите за регазификация са два: при първия втечненият природен газ се пропуска през потопени във водна баня тръби, която се подгрява чрез горелки; при втората технология се използват отворени изпарители, обикновено работещи с речна или морска вода.

Разходите за транспортиране на големи количества газ чрез тръбопроводна инфраструктура нарастват съществено с увеличаване на разстоянието, като в един момент транспортът на LNG става по-рентабилен. Според редица проучвания LNG и газопроводният транспорт са конкурентни за разстояния над 2500 km. В сравнение с тръбопроводите LNG предлага предимствата на модулното изграждане и по-малкото проблеми с преминаване на граници и разрешителни за трасета.

Инсталации за компресиран природен газ
Транспортирането на компресиран природен газ (compressed natural gas, CNG) се прилага в много малки системи в чувствителни по отношение на околната среда области. Газът се транспортира чрез камиони или плавателни съдове от отдалечено находище до тръбопровод или от газопровод до даден потребител. Понякога газът се транспортира и до бензиностанции за работещи на CNG превозни средства в отдалечени райони. Транспортирането на компресиран природен газ в големи мащаби все още не е комерсиализирано, но се счита за икономически рентабилно и няколко компании работят активно в областта.

Веригата за получаване на CNG включва етапите на производство, транспортиране, приемане и съхранение. Производствената инсталация за CNG е по-проста от другите алтернативи за утилизация на газ от отдалечени находища. Обикновено включва процеси на компресиране, охлаждане, обезводняване и понякога разделяне на пропан-бутан, известен още като втечнен природен газ (liquified petroleum gas, LPG). Степента на компресиране и охлаждане варира при различните CNG процеси. Обхватът на тези инсталации зависи от качеството на газа и налягането.

Голяма част от капиталовите разходи на CNG танкерите са за системите за транспортиране на газа и свързаните с тях системи за безопасност и контрол. Налягането и температурата, при които се съхранява компресираният природен газ, варират в зависимост от прилаганите процеси. Типичният диапазон на налягането на съхранение е между 140 и 200 bar.

От превозващите CNG съдове газът преминава в тръбопровод или приемна станция. Приемният терминал за CNG е с относително проста конфигурация – включва товарна платформа с връзки към газопроводи с високо налягане и в някои случаи експандерна инсталация за оползотворяване на енергията на разширяващия се обем газ. Понякога за изпразване на превозващите компресиран природен газ съдове под налягането на тръбопровода е необходим продухвателен компресор. Това позволява транспортирането на по-големи количества газ, което намалява броя необходими курсове и съответно разходите.

Съхранението на CNG в производствения и приемния терминал е необходимо за поддържане на непрекъснат експлоатационен режим. В случаи, когато интервалите между курсовете не са оптимални, може да е практично закупуването на допълнителни транспортни системи, които да се ползват за съхранение.

Степента на редуциране на обема за CNG зависи от условията, при които се съхранява компресираният газ, но обикновено е от порядъка на 250 до 300 пъти в сравнение с газа при атмосферни условия. CNG се счита за рентабилен вариант за транспортиране, когато приемният терминал се намира на до 1000 km от източника на газ. С увеличаване на разстоянието алтернативните решения – например втечняване и конверсия, стават по-рентабилни, при положение че е налично достатъчно количество газ. CNG процесът е енергийно ефективен с консумация приблизително наполовина в сравнение с инсталациите за втечняване.