Основные термины и определения, используемые
при оценке затрат и потерь газа
Подземные газохранилища по отечественным
и мировым стандартам относятся к категории наиболее эффективных и безопасных в
экологическом отношении средств регулирования неравномерности и обеспечения
надежного газоснабжения промышленных и коммунально-бытовых потребителей.
Однако
в процессе создания и последующей циклической эксплуатации газохранилищ в
пористых пластах, как и в любом энергоемком производстве, имеют место затраты
газа на технологические операции и безвозвратные его потери. Они несоизмеримо
меньше, чем в добыче и транспорте, частично компенсируются и сокращаются в
результате внедрения прогрессивной техники и технологии.
Современный уровень технологических
процессов пока не позволяет исключить полностью отдельные виды затрат и потерь
газа. Они систематически должны оцениваться и исключаться из баланса
газохранилища.
При оценке конкретных затрат и
безвозвратных потерь газа используются следующие понятия и общепринятая к
настоящему времени терминология.
Активный объем – суммарное количество
газа, ежесезонно отбираемого из хранилища в соответствии с установленным
технологическим режимом.
Буферный объем – суммарный объем газа,
оставляемого в пласте-коллекторе для поддержания энергетического потенциала газохранилища,
образования “сухого” поля и предотвращения обводнения
эксплуатационных скважин.
Технические затраты газа – потери,
связанные с эксплуатацией наземного оборудования. Они возникают при различных
операциях на промысле, а также при отдельных авариях и при техническом
несовершенстве оборудования.
В период закачки затраты газа на
технологические операции обусловлены следующими работами:
– стравливанием газа из ГПА и
их коммуникаций для разгрузки при профилактических осмотрах;
– стравливанием газа из пылеуловителей,
сепараторов, угольных адсорберов, керамических фильтров и соединительных
газопроводов и продувкой их газом с целью очистки от осажденных твердых частиц
и жидкости, а также для монтажа заглушек перед оборудованием, которое не будет
использовано в период отбора газа из ПХГ;
– стравливанием газа после
периода закачки из шлейфов с целью демонтажа заглушек перед сепараторами на
ГРП, которые не использовались при закачке газа в хранилище;
– стравливанием газа из
газопровода-отвода и соединительного газопровода с целью ревизии смонтированных
на них запорной арматуры и диафрагм.
Затраты газа на технологические операции
при отборе газа из хранилища вызываются:
– стравливанием газа из
пылеуловителей, контакторных колонн системы осушки газа и сепараторов;
– стравливанием газа из
шлейфов, соединительных газопроводов и газопровода-отвода;
– продувкой газом
пылеуловителей;
– продувкой газом сепараторов;
– при исследовании скважин с
выпуском газа в атмосферу;
– при продувке скважин,
вышедших из ремонта.
В процессе закачки и отбора, длительного
хранения имеют место потери некоторых объемов газа. Одной из основных
составляющих являются пластовые потери газа.
В физико-химическом отношении газ,
мигрирующий из основной искусственной залежи, представлен:
а) газом, находящимся в
свободном состоянии (вторичные техногенные газовые залежи);
б) газом, растворенным в
пластовых водах;
в) газом, сорбированным
горными породами.
К пластовым потерям относят:
– газ, находящийся за
пределами ловушки и изолированный от основной залежи ПХГ;
–
газ, мигрирующий в вышележащие водоносные горизонты и не участвующий в
технологии отбора газа и не оказывающий влияния на процесс эксплуатации
хранилища.
Газ,
находящийся в плотных коллекторах, имеющий слабую гидродинамическую связь с основной
газовой залежью, а также газ, который содержится в растворенном виде в
пластовых водах в зоне двухфазной фильтрации в пределах контура газоносности,
относится к буферному объему. Последний можно подразделить на две составляющие:
а)
газ, который может быть отобран из подземного хранилища в случае экстренной
необходимости дополнительной его подачи потребителю или в случае ликвидации
ПХГ;
б)
газ, который экономически нецелесообразно извлекать из пласта существующими в настоящее время способами.
В текущем
балансе предприятия учитывается весь объем буферного газа без деления его на
составляющие. В процессе циклической эксплуатации объем буферного газа (при
неизменном активном объеме) может изменяться за счет поступления газа в плотные
газонасыщенные и водонасыщенные части разреза пласта-коллектора, а также в
результате других естественных процессов в пласте.
Основными
факторами, определяющими в общем случае все виды потерь газа, в т.ч. и
пластовых, являются:
–
горно-геологические условия создания и эксплуатации;
–
техническое состояние скважин и технологического оборудования;
–
качество и своевременность проведения ремонтных работ и профилактических
мероприятий;
–
оперативность контроля и наблюдений в процессе создания и эксплуатации
газохранилищ.
Причины образования
пластовых потерь газа подразделяются на геологические и технические,
проявляющиеся самостоятельно или совместно.
Пластовые
потери газа по геологическим – причинам присущи хранилищам с водонапорным
режимом, сооружаемым в сложных горно-геологических условиях.
Из
геологических причин, вызывающих пластовые потери газа, отмечаются следующие:
а)
наличие тектонических нарушений;
б)
литологические “окна” в основной покрышке, непосредственно
перекрывающей пласт-коллектор.
Миграция газа из искусственной залежи в
отмеченных условиях может привести к образованию вторичной (техногенной)
залежи, из которой невозможен промышленный отбор газа. В случае, если из
техногенной залежи при существующей технике и технологии экономически нецелесообразно
отбирать газ и принимать меры к недопущению его дальнейшего накопления, весь
объем этой залежи следует отнести к пластовым потерям и исключить из баланса
хранилища.
В случае больших количеств газа и возможности промышленного отбора
(разгрузки) объем газа в техногенной залежи нельзя относить к категории потерь,
т.к. часть его будет отбираться, а другая составит буферный объем. Ежегодный
учет количества газа в процессе разгрузки техногенной залежи необходимо
осуществлять в форме отдельного баланса.
Потери газа по техническим причинам имеют
место практически на всех действующих ПХГ, сооружаемых как в водоносных
пластах, так и в истощенных месторождениях. Частным случаем таких потерь
являются перетоки газа в вышележащие горизонты и на поверхность, наблюдаемые по
отдельным скважинам.
Потери газа по техническим причинам, как показывает
практика, сравнительно невелики по объему, носят локальный характер,
контролируются непосредственно переточными скважинами. Так, например, по
Калужскому ПХГ, где потери газа, фиксируемые по отдельным негерметичным
скважинам в водоносных горизонтах выше техногенной воробьевской залежи, за 30
лет эксплуатации составили 10 млн. м3 или 0,1 % от объема активного
газа за один цикл.
При эксплуатации ПХГ происходят процессы
Диффузии и растворения углеводородных компонентов, протекающих в периферийной
приконтактовой зоне и по всему объему искусственной газовой залежи. В данном
случае часть буферного газа представлена газом, растворенным в пластовой воде и
сорбированным горными породами.
Диффузия, растворимость или различного
рода гидрогеохимические превращения углеводородов, происходящие на естественных
месторождениях за геологическое время, не столь характерны для искусственных залежей
подземных газохранилищ. В силу кратковременности протекания процессов диффузии
и растворения в хранилищах по сравнению с масштабами времени формирования
месторождений, за счет этих процессов, как показывают расчеты по различным
методикам, являются сравнительно небольшими и составляют 1,0-1,5 % от объема
активного газа.
Газ, растворенный в пластовой воде в
пределах контура газоносности, при снижении пластового давления ниже давления
насыщения выделяется из воды в свободную фазу, тем самым повышая давление в залежи и препятствуя возможному
обводнению газовых скважин.
По итогам
анализа, проводимого научно-исследовательской организацией, осуществляющей
авторский надзор, должны быть выданы рекомендации по уменьшению пластовых
потерь газа, по уточнению причин и характера перетоков и сокращению затрат газа
на технологические операции.
Взрывопожароопасность объектов подземного хранения газа
На сегодняшний момент во всем мире насчитывается порядка шестисот подземных хранилищ газа. Самые большие объемы хранятся в подземных хранилищах газа (ПХГ), созданных в газовых месторождениях.
Характерной особенностью газовой отрасли является сезонная неравномерность потребления газа, а также обеспечение устойчивого газоснабжения потребителей в условиях повышенного использования природного топлива в холодный период года, обеспечение резервов на случай аварии и создания запасов.
В условиях того, что ПХГ являются одним из важнейших элементов надежного функционирования газотранспортной системы страны, первоочередное значение приобретает повышение эффективности их использования и реализации надежных систем и методов обеспечения взрывопожаробезопасности.
Подземное хранение газа представляет технологический процесс закачки, отбора, хранения газа в пластах-коллекторах или емкостях, которые являются инженерно-техническими сооружениями. Они строятся в непосредственной близости к крупным потребителям для того, чтобы можно было быстро покрывать пиковые моменты расхода газа.
Станции подземного хранения газа относятся к производственным объектам, на которых возможны аварийные ситуации, связанные с залповыми выбросами взрывоопасных и токсичных веществ в производственных помещениях, на наружных установках, в факельные системы, способные привести к разрушению зданий, сооружений, технологического оборудования, отрицательному воздействию на людей и окружающую среду [1].
Одним из наиболее потенциально опасных аппаратов на площадке головных сооружений подземного хранения газа являются абсорберы. Опасность такого типа оборудования объясняется нарушением их герметичности и режимов эксплуатации, что приводит к взрывам большой мощности за счет высвобождения потенциальной энергии сжатого газа и действия кинетической энергии.
Для анализа ситуаций такого типа и принятия решений по их недопущению рассмотрены возможные сценарии их развития с учетом конкретных условий эксплуатации, уровня и характерных факторов опасности технологического объекта, динамики развития и возможных масштабов последствий аварий в пределах технологического блока и установки в целом [2].
Метод
Негативным явлением при длительной
эксплуатации подземных хранилищ газа являются перетоки газа в вышележащие
контрольные горизонты. Одним из вопросов, возникающем при эксплуатации
негерметичных хранилищ, является определение величины дебита перетока газа.
Существует ряд
разнообразных методов расчета межпластовых перетоков газа. При разработке газовых
двухпластовых месторождений при наличии газодинамической связи величина
перетока газа в работе оценивается по формуле:
(18)
где 
–
геологофильтрационная характеристика перемычки;
k- проницаемость перемычки;
h- мощность перемычки;
F- площадь перемычки, через которую происходит переток
газа;
μ- вязкость газа.;
Раm- атмосферное давление;
– значение функции соответственно во втором и первом пласте.
Величина утечки газа при эксплуатации хранилища также
может определяться как:
(19)
где СР- коэффициент утечки газа;
РG- максимальное давление газа в хранилище;
Рo- начальное давление в хранилище;
n- показатель степени (в зависимости от конкретных
условий).
Применение этих
уравнений на практике при наличии утечек газа из подземного хранилища связано с
трудностями в определении параметров γ, СР, h;
в ряде случаев
мы не можем физически измерить дебит перетока или давление газа в контрольном
месте и проверить в каждом конкретном случае правильность этих выражений.
Рассмострим
определение функциональной зависимости дебита перетекающего газа на одном из
подземном хранилищ газа, созданном в водоносном пласте. Эксплуатация этого
хранилища была осложнена перетоками газа из объекта хранения в контрольные
горизонты, в результате чего сложилась аварийная ситуация.
Проводимая разгрузка
перетекающего газа из контрольных горизонтов обеспечила безопасную работу ПХГ.
На протяжении ряда лет проводились замеры перетекающего газа при разгрузке.
Схема перетока газа на данном хранилище представляет собой следующее: газ из
объекта хранения через негерметичность в покрышке попадает в контрольные
горизонты, образует газовый пузырь, который с течением времени расширяется.
Затем газ попадает в близлежащие разгрузочные скважины и затем выпускается в
атмосферу. В данной ситуации замерить давление газа в контрольном горизонте не
представлялось возможным, т.к. перетекающий газ при появлении в контрольной
скважине сразу стравливался в атмосферу, поэтому была поставлена задача
исследования функциональной зависимости величины перетекающего газа от
пластового давления.
Для этого были обработаны результаты наблюдений дебита
разгружаемого газа от пластового давления в хранилище с 1982 по 1992 год,
которые представлены графически (рис 1). Корреляционный анализ
экспериментальных данных показал, что взаимосвязь параметров давления расхода
перетекающего газа наблюдается в определенные периоды эксплуатации ПХГ, это
соответствует изложенной схеме перетоков газа на этом хранилище. Проведенный
корреляционный анализ позволил сделать следующие выводы:
1)
Объем перетекающего газа из объекта хранения в контрольные горизонты в основном
пропорционален величине пластового давления в хранилище (P/Z).
2)
Утечки газа при эксплуатации носят непрерывный характер.
3)
Нарушение корреляции дебита разгружаемого газа происходит в связи с
образованием газового пузыря в контрольном горизонте при нарушении соотношения qразг = qnep,
т.е. на данном
хранилище в определенные моменты эксплуатации количество перетекающего газа
превосходит количество отбираемого при разгрузке.
Рис. 1. Зависимость перетока газа от пластового давления в
хранилище Зависимость Q= F(P/2)
4)
Полученная зависимость qпеp= f(Pпл)позволяет определить
действительный объем утечки газа из ПХГ и оценить величину потерь газа за цикл
эксплуатации хранилища.
5)
Оценку потерь газа при эксплуатации ПХГ следует проводить по расчетным объемам,
т.к. они являются более достоверными, чем полученные по результатам
“разгрузки” из контрольных горизонтов.
Для оценки
эффективности работы системы “разгрузки” перетекающего газа было
проведено сопоставление расчетной величины перетока газа с фактическим отбором
газа при разгрузке (рис 2). Как показал анализ, наибольшее совпадение перетока
газа с отбором его при “разгрузке” отмечался в основном в январе,
феврале, марте, октябре, ноябре, декабре, т.е. в Iи IYкварталах.
В остальные
месяцы работы хранилища величина перетока газа превосходит отбор его при
“разгрузке” из контрольных горизонтов. Такой характер совпадения
сохраняется на протяжении последующих лет эксплуатации. Неполный отбор
перетекающего газа во II и Ш квартале года обусловлен
следующими факторами:
–
удаленность части разгрузочных скважин от места перетока газа;
–
самоглушение скважин при низких дебитах перетоков газа;
–
запаздывание начала фонтанирования разгрузочных скважин из-за низкого
избыточного давления, создаваемого перетекающим газом.
Показателем
эффективности работы системы “разгрузки” перетекающего газа является
сопоставление суммарного расчетного перетока газа и суммарного фактического
отбора при разгрузке.
Результаты
расчетов представлены в таблице 5.
Таблица 5
Таблица 6
Может ли при утечке случиться взрыв?
Все зависит от объема вытекшей смеси и размещения газгольдера. Если установка наземная, газ распространяется по поверхности грунта, скапливаясь в заглублениях рельефа. Здесь, смешиваясь с воздухом, он становится взрывоопасным.
При подземном размещении вся смесь опускается в нижние слои грунта, где не может смешаться с воздухом и вызвать взрыв. Поэтому взрывы газа при утечке из подземного газгольдера практически невозможны. Чтобы полностью исключить опасность, не устанавливайте резервуар над подземными пустотами и в непосредственной близости с подвалом.
Что касается утечек газа в доме, то они настолько же опасны, как и при централизованной газификации. В этом плане пропан-бутан не отличается от природного газа. В любой комнате он смешивается с воздухом и становится взрывоопасным. Защититься помогут газовые сигнализаторы, которые сразу сообщат об утечке. Также необходимо всегда соблюдать правила эксплуатации газовых приборов.
Газгольдер против баллона: что безопаснее
Газовые баллоны нередко взрываются, порой с трагическими последствиями. Многие люди боятся, что газгольдер – просто очень большой и потому еще более опасный баллон. На самом деле это не так.
Газгольдер безопаснее баллона!
- Он защищен предохранительной арматурой, которой у баллона нет.
- Его размещают за пределами помещения, что исключает разрушения в доме даже при серьезных авариях.
- При подземной установке вытекший газ вообще не взрывается, поскольку уходит в землю.
- Корпус газгольдера в принципе прочнее и надежнее баллонов.
Баллоны часто разрываются из-за переполнения газом и перепада температур (когда полную емкость заносят в помещение с мороза, газ резко расширяется). В случае с газгольдером подобное полностью исключено – температура под землей относительно постоянная.
Что делать, чтобы газгольдер был на 100 % безопасным?
Вы полностью обезопасите себя и свой дом, если будете придерживаться следующих правил:
- Покупайте только сертифицированные газгольдеры с гарантией. Никогда не ставьте на своем участке емкости, уже бывшие в эксплуатации, как бы красиво они не выглядели!
- Размещайте резервуар на участке строго в соответствии с правилами безопасности.
- Обеспечьте правильное проектирование системы и монтаж газгольдера (поручите это профессионалам).
- Доверяйте обслуживание, заправку и ремонт емкости только специалистам с допуском к подобной работе.
- Следите за качеством и количеством газа внутри резервуара.
- Не нарушайте правил эксплуатации газгольдера и газового оборудования.
- При первых признаках утечки или неисправности вызывайте специалиста.
Соблюдение элементарных, давно проверенных правил позволит Вам спокойно наслаждаться комфортом и не беспокоиться о своей безопасности и безопасности своей семьи. А если Вам нужно приобрести и установить качественный газгольдер, обращайтесь в ГазСевер. Мы создадим для Вас надежную и безопасную газовую систему!
Подземные пещеры
Есть и второй тип ПХГ – они после обустройства действительно становятся подземными пещерами или, как их называют специалисты газовой отрасли, кавернами. Это – соляные пещеры, которые рукотворно создаются в подземных месторождениях каменной соли в тех случаях, когда соль находится на подходящей глубине.
Технология их создания проста по описанию, но весьма трудоемка по исполнению, да и времени требует немало. Бурим скважину, под давлением подаем пресную воду, ждем, пока она растворит какое-то количество соли. Через вторую скважину при помощи обратного давления выкачиваем раствор, через первую снова закачиваем пресную (или хотя бы малосоленую) воду, ждем, пока вода растворит соль…
Трудоемко, вызывает проблемы с утилизацией этого искусственного «рапса», но оно того стоит.
Во-первых, никаких проблем при хранении – свойства каменной соли таковы, что она сама изолирует, затягивает любые трещины. Во-вторых – никакой сети скважин для закачки и забора газа при хранении, скорость выкачивания газа в распределительные сети может быть просто огромной.
Меньше проблем с влажностью газа, с его очисткой от механических примесей – одним словом, «соляные» ПХГ при их эксплуатации с лихвой окупают инвестиции, которые требуются при их обустройстве.
А требуется денег действительно немало – до 1’000 долларов на тысячу кубометров активного газа, зато объем буферного газа необходим почти в два раза меньше, чем в базисных ПХГ. С учетом того, что отбор газа из таких ПХГ может быть в разы более интенсивным, чем в базисных, их называют «пиковыми».
Сейчас Газпром как раз занят обустройством именно такого ПХГ в Калининградской области. Если говорить о мировой статистике, то на пиковые ПХГ приходится около 10% общего объема всех ПХГ, больше всего пиковых ПХГ сумели создать в США – там их 30 штук с возможностью хранения до 8 млрд кубометров.
Всего, по данным US Geological Survey, по состоянию на 1 января 2022 года в мире насчитывалось 642 ПХГ с совокупным активным объемом 333 млрд куб м, что соответствовало 10,8% от общемирового потребления. Больше трети от этого объема приходится на США, где расположено около 400 ПХГ, в которых может храниться до 115 млрд куб м газа с максимальной производительностью 2,4 млрд куб м в сутки.
На втором месте находится Россия, располагающая 25 ПХГ (более 66 млрд куб м) с максимальной производительностью свыше 620 млн куб м в сутки. Третье место в мировой табели о рангах у Украины с ее 12 ПХГ с активной емкостью в 31 млрд кубометров , на четвертом месте Германия – 28 млрд.кубометров.
Вторая особенность мирового газового рынка – неравномерно по территории планеты расположены не только месторождения газа, но и ПХГ. Они появляются не там, где очень хочется, а там, где природа позволила – ей, матушке нашей, дела нет до государственных границ и до уровня развитий технологии в той или иной стране.
По данным US Geological Survey за 2003 год, порядка 40% ПХГ находились в странах Восточной Европы и бывшего СССР, чуть меньше приходилось на США и Канаду и около 20% — на Западную Европу. В Восточной Азии и на Ближнем Востоке насчитывалось всего несколько ПХГ с совокупным активным объемом менее 3 млрд кубометров.
Поиски утечек газа и их устранение
Утечка газа из газопроводов и сооружений на них наиболее вероятна: в стыковых соединениях газопроводов; в местах установки конденсатосборников и гидрозатворов; в сальниковых уплотнениях арматуры; в местах газопроводов, поврежденных коррозией; в местах с заводским или монтажным браком труб или арматуры; в местах, поврежденных случайно при производстве аварийнопоисковых или строительно-монтажных работ; в местах установки арматуры, не обеспеченной компенсационными устройствами; в местах соединений и трещинах неметаллических труб.
Как показывает практика, около 3 % утечек газа из конденсатосборников и гидрозатворов приходится на соединительные муфты и сварные стыки, около 10 % утечек газа происходит из- за небрежно завернутых глухих пробок в муфты кранов конденсатосборников и более 30 % утечек газа приходится на стояки конденсатосборников и гидрозатворов. Механические повреждения газопроводов и сооружений на них в 20 % случаев вызваны небрежной работой строительных организаций, проводящих раскопку траншей, котлованов и др.
Наибольшее количество утечек газа приходится на те участки и сооружения газопроводов, которые менее защищены от внешних нагрузок или построены из труб малых диаметров.
Методы поиска утечек газа бывают качественными и количественными. Методы качественного определения предусматривают распознавание самого факта утечек газа без оценки их величины.
Наиболее распространены следующие методы качественного определения утечек газа:
- • одоризация газа — придание специфического запаха, помогающего обнаружить присутствие газа в помещениях, в грунте и других местах даже при малой концентрации;
- • проверка мест предполагаемой утечки газа на газопроводах с помощью бурового осмотра;
- • проверка мест предполагаемой утечки газа на газопроводах с помощью мыльной эмульсии;
- • применение различных газовых анализаторов и индикаторов (приборные методы);
- • проверка на загазованность подземных коммуникаций и подвалов, расположенных вдоль трассы газопроводов.
Методы количественного определения утечек газа предусматривают измерение количества газа, проникающего в окружающее пространство через неплотности на проверяемом участке газопровода. Количественное определение утечек газа связано с отключением отдельных участков газопровода, что на практике не всегда возможно из-за недостаточной герметичности отключающих устройств.
Можно выделить три основных этапа поиска утечек газа: установление факта утечки газа и уточнение ее признаков, установление возможной причины утечки газа, выполнение проверочных операций по выявлению места утечки газа.
Поиск утечек газа сопровождается различными трудоемкими операциями по раскопке и разборке отдельных участков газопровода. Сначала необходимо выявить признаки, свидетельствующие о наличии утечки газа. Потом установить возможные причины утечек газа: разрыв стыков, коррозия на теле трубы, механические повреждения, неплотности во фланцевых соединениях. Затем следует проверка исправности отдельных элементов газопровода.
Сложность поиска утечек газа из подземного газопровода обусловлена недоступностью газопровода для визуального наблюдения и значительной его протяженностью, что делает невозможной его сплошную проверку. Поэтому поиск утечек газа требует хорошего знания устройства газопровода, наиболее вероятных мест утечек газа, признаков, характеризующих отдельные неисправности, и т.д.
Наиболее распространенный метод качественного определения мест утечек газа из подземных газопроводов — буровой осмотр.
Перед началом буровых работ необходимо пригласить представителей организаций, имеющих вблизи газопровода подземные сооружения, для уточнения места их расположения и принятия мер по безопасному выполнению работ. Затем все колодцы и коллекторы подземных сооружений, расположенные вдоль трассы, где будут вестись работы, нужно тщательно проверить и проветрить.
После определения участка газопровода, на котором будет проводиться буровой осмотр, и выполнения подготовительных работ приступают к бурению скважин. Скважины бурят через каждые 2 м.
Скважины необходимо располагать в шахматном порядке по обе стороны от оси газопровода на расстоянии 0,5 м от стенки газопровода. Несоблюдение этих условий может привести к повреждению газопровода.
Скважины бурят специальными пневматическими бурами, электровибраторами, электробурами, перфораторами, а также вручную. При ручном способе бурения применяют различные клинья, которые забивают в землю кувалдами и извлекают воротком (рис. 6.7, а). Если буровые работы ведут в мерзлом грунте, то клинья необходимо нагревать. В зимних условиях при извлечении клиньев из скважины можно получить ожоги от паров, образовавшихся в процессе соприкосновения раскаленных клиньев с мерзлым грунтом. Поэтому работы должны вестись при строгом соблюдении правил техники безопасности. Работающие должны быть в спецодежде и защитных очках, во время производства работ не следует становиться друг против друга, так как кувалда может отлететь и нанести травму.
Из механических приспособлений для бурения чаше всего используют электровибратор (рис. 6.7, б), с его помощью скважину бурят за 1 мин. Удобнее бурить им скважины в мягких грунтах. При бурении скважин в плотных грунтах возникает ряд неудобств по извлечению клиньев, поэтому процесс выемки клиньев из скважин механизирован.
На рис. 6.7, в показана установка электровибратора на буровом комбайне. Во время бурения по трассе газопровода со сторо-
Рис. 6.7. Устройства для бурения скважин:
а — ручной инструмент для бурения: / — клин; 2 — вороток; б — электровибратор: 1 — шпилька; 2 — рукоятка; 3 — электропривод; 4 — оголовок; 5 — патрубок; 6 — клин; в — буровой комбайн: 1 — электрогенератор; 2 — раздаточная коробка; 3 — коробка отбора мощности; 4 — трансформатор; 5 — тельфер; 6 — пневмобур; 7 — компрессор; 8 — электровибратор ны движения транспорта необходимо выставить предупредительные знаки.
При бурении скважин в дорожном покрытии необходимо проявлять особую осторожность, так как резкое изменение сопротивления грунта может привести к отдаче электробура и нанести травму работающему.
После бурения скважин приступают к проверке наличия газа в них с помощью газоанализаторов. Для этой цели применяют огонь, если скважины расположены на расстоянии более 3 м от зданий, колодцев и других сооружений. Чтобы избежать ожогов рук, огонь следует сначала поднести на расстояние вытянутой руки и только после этого опустить в скважину.
На рис. 6.8 дана схема опробования буровых скважин огнем. В скважинах 1 и 9 газ не воспламеняется. В скважинах 2, J, 8 при поджигании газ вспыхивает внутри и гаснет. В скважине 4 газ воспламенился, но пламя не выходит за ее пределы. В скважинах 5, 6, 7 газ горит над поверхностью земли устойчивым пламенем, причем в скважине 6 пламя наиболее устойчивое и высокое. Место повреждения газопроводов находится обычно в непосредственной близости от скважин с наибольшей высотой пламени. Однако в городах с многочисленными подземными коммуникациями (телефонные колодцы, теплосеть, водосток и т.д.) буровой осмотр не всегда дает удовлетворительные результаты.
Когда трасса газопровода проходит вдоль телефонной канализации, каналы могут быть загазованы на значительных расстояниях. В этих случаях сначала необходимо проветрить телефонную канализацию. До бурового осмотра нужно провести ряд подготовительных работ. Сначала открыть телефонные колодцы, а затем мятой белой глиной замазать все отверстия, выходящие в коло-
Рис. 6.8. Схема опробования буровых скважин огнем: буровые скважины; 10 — пламя; 11 — сварочный стык; 12 — газопровод дец. Далее просмотреть в ближайших колодцах, с какой стороны продолжает поступать газ, и установить направление его поступления. Для этого следует перейти к другим колодцам, замазывая в них отверстия до тех пор, пока поиск не приведет к ограничению интервала вероятного места повреждения газопровода, и на этом интервале трассы газопровода приступить к буровому осмотру.
По результатам бурового осмотра определяют наиболее точное место утечек газа из газопровода. На участках скважин с наибольшей концентрацией газа приступают к раскопке шурфа.
Процесс бурового осмотра связан с большими неудобствами и затратами, поэтому ведутся поиски методов определения мест утечек газа без производства буровых работ.
В соответствии с действующими правилами безопасности вместо бурового осмотра плотность дворовых газопроводов можно проверить опрессовкой воздухом по инструкциям, разработанным соответствующими эксплуатационными организациями.
Способ устранения утечек зависит от вида повреждения и величины давления газа в газопроводе.
Разрыв стыков газопроводов ликвидируют путем вварки катушки длиной не менее 200 мм или наваркой усилительных муфт.
Если работы ведут на газопроводах высокого и среднего давлений, то можно временно установить ремонтные муфты (рис. 6.9). Для этого на стык монтируют металлический бандаж, надевают разъемную муфту и приваривают. Плотность приваренной муфты проверяют опрессовкой воздухом через пробку, которую затем заваривают. Такие муфты применяют и в тех случаях, когда на стыках имеются сквозные отверстия. Во всех случаях категорически запрещается подварка стыков.
На стыки с трещинами должны навариваться лепестковые муфты, а на стыки с такими дефектами, как шлаковые включе-
Рис. 6.9. Ремонтные муфты: а — с гофрой; б — лепестковая; 1 — муфта; 2 — газопровод ния, непровар, — усилительные лепестковые муфты или муфты с гофрой. Наварку муфт проводят по специальной инструкции.
Если на газопроводе появились продольные трещины размером более 0,8 м, то необходимо сначала отключить подачу газа и только потом вваривать катушки требуемой длины. После этого сварные соединения испытывают на плотность и отключенный участок газопровода продувают газом. Неплотности в арматуре устраняют, заменяя отдельные детали, прокладки, подтягивая болты фланцевых соединений и заменяя сальниковую набивку.
Рождение спотового рынка природного газа
В обоих случаях поведение таких «неугадайцев» диктует калькулятор. Что дешевле – оплатить штрафы и платить за аренду части ПХГ или же «скинуть» газ по цене ниже, чем цена покупки? Да, вот он – миг рождения того самого «спотового газа»! Его не поставляли некие дополнительные «спотовые поставщики», газ спотового рынка всегда – часть газа, который поставляется в Европу по ДСЭГК.
Мы рассмотрели всего два примера, а ведь в Европе – тысячи крупных конечных потребителей, почти сотня ПХГ со своими владельцами, до последнего времени – пять крупных поставщиков (Россия, Норвегия и Алжир из-за пределов ЕС, Нидерланды и Великобритания внутри ЕС).
Логично, что продавцы невостребованных излишков просто вынуждены были предлагать цены чуточку ниже, чем цены, предусмотренные в ДСЭГК – иначе не продать. Логично, что находились и те, кто рисковал по крупному – скупал как можно больше дешевого «спотового газа», чтобы в случае аномальных холодов перепродать все объемы с максимальной наценкой.
Рынок, стихия, хаос – так, как и должно быть во всех случаях, когда нет планово-директивной экономики. Кто-то выигрывал, кто-то проигрывал вплоть до банкротства, кто-то изворачивался, чтобы компенсировать все потери за счет конечных потребителей, кто-то просто уходил с рынка – многим было совсем не скучно.
Первоначально никакой системы во всем этом не было – «спотовый газ» сегодня мог возникнуть в Италии в объеме миллиарда кубометров, через пару дней в объеме 100 миллионов в Швеции и так далее. Но постепенно картина стала становиться менее хаотичной, складывались центры спотовой торговли.
Одно из следствий развития европейского спотового газового рынка – то, что в нулевые годы на территории ЕС стали активно строить пиковые, «соляные» ПХГ, но уже не для решения проблем снабжения крупных конечных потребителей, а для удобства проведения спекулятивных операций. Следом началась «раскачка» спотового рынка – колебания цен увеличивались порой искусственно.
Дело в том, что хранение газа в базисных ПХГ обходится в 50-60 евро за тысячу кубометров в год, а в пиковых оно стоит коло 100, то есть окупаться они будут только при больших разницах цен за газ зимой и летом.
