Сооружение и объекты магистральных газопроводов и их характеристика

Введение
Трубопроводный транспорт - это вид транспорта, осуществляющий передачу на расстояние жидких, газообразных или твёрдых продуктов по трубопроводам. Трубопроводный транспорт предназначен главным образом для транспортировки газа (Газопроводный транспорт). Ему свойственны: универсальность, отсутствие потерь грузов в процессе транспортировки при полной механизации и автоматизации трудоёмких погрузочно-разгрузочных работ, возврата тары и др. В результате этого снижается себестоимость транспортировки.
Одной из важнейших проблем трубопроводного транспорта является сохранение нормального состояния линейной части промысловых и магистральных трубопроводов. Подземные трубопроводы, работающие при нормальных режимах, сохраняются, по крайней мере, несколько десятков лет. Так, например, в США некоторые трубопроводы, проработавшие около двадцати лет, полностью сохранились и не требуют ремонта. Этому способствовало то большое внимание, которое уделяется систематическому контролю состояния подземных и надземных трубопроводов и своевременная ликвидация появляющихся дефектов.
Актуальность данной работы заключается в том, что магистральный газопроводный транспорт - это прогрессивный, экономически выгодный вид транспорта.
Объект работы – магистральные газопроводы.
Предмет работы – характеристика магистральных газопроводов, его сооружений и объектов.
Цель работы – определение объектов и сооружения магистральных газопроводов.
Перечень задач для достижения целей рассматриваемой проблемы:
- изучить характеристику магистральных газопроводов как экономически – выгодного вида транспорта;
- выявить основные объекты газопроводов и охарактеризовать их;
- рассмотреть сооружения магистральных газопроводов.
Глава 1 Магистральные газопроводы
Характеристика магистральных газопроводов
Магистральным газопроводом называется трубопровод, предназначенный для транспорта газа из района добычи или производства в район его потребления, или трубопровод, соединяющий отдельные газовые месторождения.
Ответвлением от магистрального газопровода называется трубопровод, присоединенный непосредственно к магистральному газопроводу и предназначенный для отвода части транспортируемого газа к отдельным населенным пунктам и промышленным предприятиям.
Магистральные газопроводы (МГ), по которым транспортируется газ, классифицируются по величине рабочего давления и по категориям.В зависимости от рабочего давления в трубопроводе магистральные газопроводы подразделяются на два класса:
1 класс — рабочее давление от 2,5 до 10 МПа включительно;2 класс — рабочее давление от 1,2 МПа до 2,5 МПа включительно.Газопроводы, эксплуатируемые при давлениях ниже 1,2 МПа, не относятся к магистральным, это - внутрипромысловые, внутризаводские, подводящие газопроводы, газовые сети в городах и населенных пунктах, а также другие газопроводы.
В зависимости от назначения и диаметра, с учетом требований безопасности эксплуатации магистральные газопроводы и их участки подразделяются на пять категорий: В,I, II, III и IV. Категория газопроводов определяется способом прокладки, диаметром и условиями монтажа.
Принципиальная схема газотранспортной системы показана на рисунке 1.

 
Газ из скважины поступает в сепараторы, где от него отделяются твердые и жидкие механические примеси. Далее по промысловым газопроводам газ поступает в коллекторы и промысловые газораспределительные станции (ПГРС). Здесь газ вновь:
1)очищают в масляных пылеуловителях от твердых частиц (пыли, песка, окалины, продуктов коррозии) для предохранения оборудования от преждевременного износа;
2)осушают - содержание влаги в газе при его транспортировании часто вызывает серьезные эксплутационные затруднения. При определенных внешних условиях (температуре и давлении) влага может конденсироваться, образовывать ледяные пробки и кристаллогидраты (соединения углеводородов с водой), а в присутствии сероводорода и кислорода вызывать коррозию трубопроводов и оборудования. Во избежание перечисленных затруднений газ осушают, снижая температуру точки росы на 5 -7 С ниже рабочей температуры в газопроводе. При транспортировании осушенного газа трубопровод можно прокладывать на меньшую глубину, что уменьшает капиталовложения;
3) одорируют – придают запах для своевременного выявления утечек газа;
4) снижают давление газа до расчетного значения, принятого в магистральном газопроводе.
Далее газ поступает непосредственно в магистральный газопровод. Объектами магистрального трубопровода выступают:
линейные сооружения;
головные сооружения;
компрессорные станции (КС);
газораспределительные станции (ГРС);
подземные хранилища газа.
Глава 2 Основные особенности сооружения газопроводов
1.1 Линейные сооружения
В состав линейных сооружений магистрального газопровода входят:
- газопровод с отводами и лупингами;
- переходы через естественные и искусственные препятствия;
- перемычки;
- узлы редуцирования;
- узлы очистки газопровода;
- узлы сбора продуктов очистки полости газопровода;
- узлы подключения компрессорных станций;
- запорная арматура;
- система электроснабжения линейных потребителей;
- устройства контроля и автоматики;
- система телемеханизации;
- система оперативно-технологической связи;
- система электрохимической защиты;
- здания и сооружения для обслуживания линейной части (дороги, вертолетные площадки, дома линейных обходчиков и т.п.).
Надземные переходы магистральных газопроводов могут представлять собой следующие конструкции: балочные, шпренгельные, арочные, висячие, вантовые, мостовые переходы.
Узлы очистки газопровода, в зависимости от взаимного расположения компрессорных станций и переходов через естественные и искусственные препятствия, а также соотношения диаметров газопровода и рабочей нитки перехода могут обеспечивать:
- прием и запуск очистных устройств;
- только прием очистных устройств;
- только запуск очистных устройств;
- транзитный пропуск очистных устройств.
В состав узлов очистки газопровода входят:
- камеры приема и запуска очистных устройств;
- трубопроводы, арматура и продувочные свечи;
- узел сбора и отвода продуктов очистки;
- механизмы для извлечения, перемещения и запасовки очистных устройств;
- сигнализаторы прохождения очистных устройств.
Для предотвращения гидратообразования в начальный период эксплуатации при бескомпрессорной подаче газа следует предусматривать устройства для заливки метанола в газопровод на выходе из каждой компрессорной станции /у узла очистки газопровода/ и у линейного крана или перемычки посреди участка между компрессорными станциями.Склады метанола следует располагать на площадках компрессорных станций.Для обеспечения нормальных условий эксплуатации и исключения возможных повреждений газопровода в соответствии с Правилами охраны магистральных трубопроводов устанавливаются охранные зоны. Охранная зона представляет собой участок земли, ограниченный условными линиями, проходящими в 50 м от оси газопровода с каждой стороны, на землях сельскохозяйственного назначения - в 25 м от оси газопровода.
Для многониточных газопроводов размеры охранной зоны определяются от оси крайних трубопроводов с каждой стороны.
Для обслуживания газопровода следует предусматривать сооружения для обеспечения проезда вдоль трассы. Необходимость устройства площадок для посадки вертолетов у линейных кранов обосновывается проектом. В труднодоступных районах, определяемых гидрогеологическими условиями, при прокладке в одном техническом коридоре двух и более магистральных газопроводов следует предусматривать вдольтрассовую дорогу круглогодичного действия или вертолетно-самолетное обслуживание (со строительством аэродромов).
Запорная арматура, устанавливаемая на трубопроводах (краны, вентили, обратные клапаны и т.п.), должна быть рассчитана на максимальное давление и предельные температуры.
Для опорожнения участков газопроводов при ремонтах и нештатных режимах эксплуатации линейных сооружений, на обоих концах участков следует предусматривать установку продувочных свечей, а также предусматривать возможность опорожнения или перекачки газа передвижными компрессорными установками в рабочие участки газопроводов.
В начальный период эксплуатации пластовое давление бывает достаточное. Головную компрессорную станцию строят только после снижения давления в пласте.
Головные сооружения
Головными сооружениями магистрального газопровода называют производственный комплекс, размещающийся на стыке газового промысла и газопровода и осуществляющий всестороннюю подготовку газа к дальней транспортировке.
Комплекс головных сооружений зависит от состава газа, добываемого на промысле и поступающего из газосборного пункта. Как правило, в этот комплекс входят установки по очистке газа от пыли и механических примесей, осушке и одоризации. В необходимых случаях включаются также установки по отделению от газа серы и высокоценных компонентов (гелия и др.).
К головным сооружениям относят и компрессорную станцию, подключаемую на начальном участке газопровода. На территории этой станции, как правило, и размещается весь комплекс установок по подготовке газа.
Газ, попадающий на головные сооружения магистрального газопровода со сборных пунктов промысла, содержит механические примеси (песок, пыль. металлическую окалину и др.) и жидкости (пластовую воду, конденсат, масло). Перед подачей в газопровод его очищают и осушают, так как без предварительной подготовки он будет засорять трубопровод, вызывать преждевременный износ запорной и регулирующей арматуры, нарушать работу контрольно-измерительных приборов. Твердые частицы, попадая в компрессорные установки, ускоряют износ поршневых колец, клапанов и цилиндров. В центробежных нагнетателях они ускоряют износ рабочих колес и самого корпуса нагнетателя. Жидкие примеси, скапливаясь в пониженных местах газопровода, будут сужать его сечение, способствовать образованию гидратных и гидравлических пробок.
Для очистки газа от механических примесей используют горизонтальные и вертикальные сепараторы, цилиндрические масляные и циклонные пылеуловители.
В сепараторах производится отделение примесей от газа. По принципу действия сепараторы делятся на объемные (гравитационные) и циклонные.
В гравитационных аппаратах примеси оседают вследствие резкого изменения направления потока газа при одновременном уменьшении скорости его движения. В циклонных установках используются центробежные силы инерции, возникающие в камере при входе газа по тангенциальному вводу.
Масляные цилиндрические пылеуловители представляют собой вертикальные цилиндрические сосуды со сферическими днищами. На головных сооружениях магистральных газопроводов их устанавливают группами в зависимости от необходимой пропускной способности. Размеры пылеуловителей по диаметру от 1000 до 2400 мм, по высоте от 5.8 до 8,8 м.
В пылеуловителе имеются устройства, обеспечивающие контактирование газа с маслом и отделение твердых и жидких частиц от газа. Оседающий в пылеуловителе шлам периодически удаляют, загрязненное масло заменяют.
Осушку газа на головных сооружениях осуществляют двумя способами: абсорбционным (с жидкими поглотителями) и адсорбционным (с твердыми поглотителями). Газ после пылеуловителей попадает в абсорберы, где очищается от взвешенных капель жидкости и водяных паров путем активного контакта с абсорбентом, чаще всего диэтиленгликолем.
В последнее время определенное значение приобретает осушка газа твердыми поглотителями. В качестве адсорбентов применяют активированную окись алюминия, флюорит, боксит, силикагель или другие реагенты. Установка такой осушки состоит из группы адсорберов (не менее двух), подогревателя газа и теплообменников. Влажный газ после очистки от пыли поступает в адсорбер, где проходит через один или несколько слоев адсорбента. Периодически часть адсорберов отключают от системы для регенерации адсорбента.
Для отделения от газа конденсата и воды с успехом используют низкотемпературную сепарацию, особенно при отборе газа из месторождений с высоким пластовым давлением. Газ из скважин без дросселирования подводят к установке и направляют во влагосборник для предварительной очистки. Затем в теплообменнике происходит его охлаждение холодным газом из сепаратора и выделение части жидкости в гидроуловитель. Далее, пройдя через штуцер, или детандер, газ дросселируется, температура его снижается ниже температуры точки росы, и в следующем сепараторе оставшаяся жидкость выделяется. В процессе отбора влаги в газ вводят метанол или диэтиленгликоль во избежание образования кристаллогидратов.
Наиболее перспективной в настоящее время считается низкотемпературная сепарация с впрыском ингибитора гидратообразования непосредственно в поток газа. Недостатком этой схемы является использование в ней громоздких и металлоемких теплообменников типа «труба в трубе». Более эффективны кожухотрубчатые теплообменники с впрыском диэтиленгликоля.
Для улавливания жидкости и твердых примесей, остающихся в газе после очистных устройств, на головном участке магистрального газопровода врезают конденсатосборники и предусматривают дренажные устройства. Практика показала, что наиболее эффективно это делать на восходящих участках газопровода.
Чтобы обнаруживать и предотвращать возможные утечки газа, перед подачей в магистральный газопровод ему придают специфический запах с помощью одорантов -- веществ, обладающих резким запахом (этилмеркаптан, сульфан, метилмеркантан, пропилмеркаптан и др.). Примерная среднегодовая норма расхода одоранта -- 16 г на 1000 м3 газа. Одорированный газ достаточно длительное время сохраняет приобретенное качество и доходит к потребителям почти с начальной степенью одоризации.
Головная компрессорная станция отличается от линейной тем, что на ее территории размещены все установки по подготовке газа к дальнему транспорту.
Глава 3 Состав и свойства объектов магистральных газопроводов
3.1 Компрессорные станции (КС)
 Компрессорные станции являются составной частью магистрального газопровода и предназначены для увеличения его производительности за счет повышения давления газа на выходе станции путем его сжатия с помощью газоперекачивающих агрегатов (ГПА). КС разделяются на линейные, дожимные (ДКС) и станции подземного хранения газа (КС ПХГ). На КС осуществляются следующие основные технологические процессы: очистка газа от жидких и механических примесей, сжатие газа, охлаждение газа после сжатия, измерение и контроль технологических параметров, управление режимом газопровода путем изменения количества и режимов работы ГПА.
КС размещаются на ограждаемой площадке, удаленной от населенных пунктов и промышленных предприятий в соответствии с требованиями СНиП (глава «Магистральные трубопроводы. Нормы проектирования»).
В комплексе компрессорной станции могут быть включены следующие объекты, системы и сооружения:
а) один или несколько компрессорных цехов;
б) оборудование для очистки полости газопровода;
в) система сбора, удаления и обезвреживания механических и жидких примесей, уловленных из транспортируемого газа;
г) система электроснабжения;
д) система производственно-хозяйственного и пожарного водоснабжения;
е) система теплоснабжения;
ж) система канализации и очистные сооружения;
з) система молниезащиты;
и) система ЭХЗ объектов КС;
к) система связи;
л) станционная система автоматического управления и телемеханики;
м) административно-хозяйственные помещения; оклады для хранения материалов, реагентов и оборудования; оборудование и средства технического обслуживания и ремонта сооружений линейной части и КС; вспомогательные объекты.
Компрессорный цех включает в себя группу газоперекачивающих агрегатов (ГПА), установленных в общем или индивидуальных зданиях (укрытиях), и следующие системы, установки и сооружения, обеспечивающие его функционирование:
а) узел подключения к магистральному газопроводу;
б) технологические коммуникации с запорной арматурой;
в) установку очистки газа;
г) установку охлаждения газа;
д) системы топливного, пускового и импульсного газа;
е) систему охлаждения смазочного масла;
ж) электрические устройства цеха;
з) систему автоматического управления и КИП;
и) вспомогательные системы и устройства (маслоснабжения, пожаротушения, отопления, вентиляции и кондиционирования воздуха, канализации, сжатого воздуха для технологических целей и др.).
Компрессорные цеха могут быть:
- с газотурбинным приводом;
- с электроприводом;
- с газомотокомпрессором.
Для предотвращения загрязнения и эрозии оборудования и трубопроводов на входе газа на компрессорную станцию предусмотрены установки очистки газа от твердых и жидких примесей.
Количество твердых и жидких примесей в газе после установки очистки не должно превышать допустимых по техническим условиям на газоперекачивающие агрегаты.
Очистка газа предусматривается, как правило, в одну ступень - в пылеуловителях. Вторую ступень очистки газа - в фильтрах-сепараторах, как правило, следует предусматривать на отдельных компрессорных станциях в среднем через 3-5 компрессорных станций с преимущественным применением фильтров-сепараторов после участков с повышенной вероятностью аварий линейной части и (или) сложными условиями ее восстановления, а также после подводных переходов длиной более 500 м.
После компримирования газ, как правило, следует охлаждать. В макроклиматическом районе с холодным климатом для участков с многолетнемерзлыми грунтами охлаждение газа до температуры грунта следует предусматривать на станциях охлаждения газа, обеспечивающих стабильный уровень температуры в газопроводе.
Станции охлаждения газа следует размещать на площадке компрессорной станции с выделением их в отдельную производственную зону. На станции следует предусматривать факельную систему для отвода и сжигания хладоагента, поступающего при срабатывании предохранительных клапанов, а также периодических сбросах при продувках компрессоров, аппаратов и трубопроводов станции охлаждения и склада хладоагента .В других районах охлаждение газа следует предусматривать, как правило, в аппаратах воздушного охлаждения.
Количество аппаратов воздушного охлаждения газа следует определять гидравлическим и тепловым расчетом газопровода, исходя из расчетной среднегодовой температуры наружного воздуха, среднегодовой температуры грунта и оптимальной среднегодовой температуры охлаждения газа.
На площадке компрессорной станции необходимо предусматривать установку подготовки газа топливного, пускового, испульсного для собственных нужд компрессорной станции и жилпоселка.
Данная установка должна обеспечивать:
- очистку, подогрев и редуцирование топливного газа в соответствии с требованиями заводов-изготовителей агрегатов;
- очистку и редуцирование пускового газа в соответствии с требованиями заводов-изготовителей агрегатов;
- очистку и осушку импульсного газа;
- очистку и редуцирование газа собственных нужд компрессорной станции и жилпоселка;
- измерение расхода газа.
Для запуска газомоторных компрессоров следует предусматривать установку пускового запуска, включающую воздушный компрессор с электроприводом, воздухосборник и установки подготовки воздуха.
В каждой установке необходимо предусматривать не менее двух воздушных компрессоров (рабочий и резервный).
Вместимость воздухосборников должна обеспечивать одновременный запуск двух газомотокомпрессоров. Сжатый воздух для ремонтных работ следует отбирать после воздухосборников установки подготовки воздуха.
При отсутствии установки подготовки воздуха необходимо предусматривать компрессорную установку сжатого воздуха для ремонтных работ, состоящую из компрессора, воздухосборника и вспомогательного оборудования для подготовки и охлаждения воздуха.
Система масляного хозяйства должна обеспечивать снабжение маслом агрегатов, электрических устройств и вспомогательных механизмов, надежную работу масляных систем, сбор и очистку отработанного масла и может включать:
Склад горюче-смазочных материалов:
- резервуарный парк, состоящий из резервуаров смазочного масла для газоперекачивающих агрегатов, горюче-смазочных материалов для автотракторной техники и вспомогательных механизмов, антифриза (при необходимости);
- насосную склада;
- блок очистки масел;
- регенерационную фильтров;
- склад масел в таре;
- топливораздаточные колонки.
Диспетчерский пункт компрессорной станции (ДПКС) размещается в подсобно-производственном помещении.
Для вновь проектируемых компрессорных станций, как правило, диспетчерский пункт следует предусматривать в составе первой очереди строительства.Для аварийной остановки компрессорной станции /цеха/ обслуживающим персоналом, следует предусматривать возможность подачи команды аварийной остановки из помещений:
- диспетчерского пункта станции /ДПКС/;
- главного щита управления /или аппаратной/ цеха;
- узла связи.
На компрессорных станциях следует предусматривать систему обнаружения пожара и систему обнаружения загазованности. Указанные системы должны быть сблокированы соответственно с установками пожаротушения и вентиляционными установками.
Теплоснабжение на КС может осуществляться от следующих источников:
а) водогрейных отопительных котельных;
б) паровых котельных;
в) утилизационных теплообменников, устанавливаемых на газоперекачивающих агрегатах;
г) газовых воздухонагревателей и других средств индивидуального нагрева.
Промежуточные компрессорные станции располагают примерно через 150 км. Для возможности проведения ремонтов предусматривают линейную запорную арматуру, которую устанавливают не реже чем через 25 км. Для надежности газоснабжения и возможности транспортировать большие потоки газа современные магистральные газопроводы выполняют в две или несколько ниток.
Газопровод заканчивается газораспределительной станцией (или несколькими ГРС), которая подает газ крупному городу или промышленному узлу. По пути газопровод имеет отводы, по которым газ поступает к ГРС промежуточных потребителей (городов, населенных пунктов и промышленных объектов).
3.2 Газораспределительные станции (ГРС)
 Газораспределительные станции (ГРС) предназначаются для подачи потребителям (населенным пунктам и промышленным предприятиям) обусловленного количества газа с определенным давлением, степенью очистки и одоризации.
ГРС должны обеспечивать автоматическое регулирование давления газа, подаваемого потребителю, с точностью 10 % от давления, установленного договором с потребителем. На ГРС рекомендуется предусматривать не менее двух аппаратов очистки газа.На каждой ГРС технологический процесс осуществляется с помощью расположенных в зданиях, шкафах и на огражденной территории основных технологических систем и устройств:
а) переключения;
б) очистки газа;
в) предотвращения гидратообразования;
г) редуцирования давления газа;
д) измерения расхода газа;
е) одоризации газа;
ж) КИП и А;
з) запорной арматуры;
и) регулирующей арматуры;
к) предохранительной арматуры.
В зависимости от типа исполнения ГРС включают кроме основных технологических систем и устройств вспомогательные системы и устройства:
а) вентиляции, отопления, водоснабжения и канализации;
б) электроосвещения, молниезащиты и защиты от разрядов статического электричества;
в) связи и телемеханики;
г) ЭХЗ;
д) здания или блоки-шкафы и территорию (с ограждением).
УЗЕЛ ПЕРЕКЛЮЧЕНИЯ ГРС предназначен для изменения направления потока газа высокого давления с основной линии редуцирования на обводную линию.
В узле переключения ГРС следует предусматривать:
- краны с дистанционно управляемым приводом на газопроводах входа и выхода;
- предохранительные клапаны (не менее двух) для сброса газа;
- обводную линию, соединяющую газопроводы входа и выхода ГРС, обеспечивающую кратковременную подачу газа потребителю;
- свечу (свечи) сброса газа с предохранительных клапанов, вынесенную, как правило, на 10 м за ограждение ГРС.
Для очистки газа на ГРС должны применяться пыле- влагоулавливающие устройства, обеспечивающие подготовку газа для стабильной работы оборудования ГРС и потребителя.
Узел очистки газа должен быть оснащен устройствами автоматического удаления конденсата в сборные резервуары и системой контроля утечек продуктов очистки газа.
Узел предотвращения гидратообразования предназначен для исключения обмерзания оборудования и образования кристаллогидратов в газопроводных коммуникациях. В качестве мер по предотвращению гидратообразования применяются общий или частичный подогрев газа с помощью подогревателей газа. При опасности образования гидратных пробок необходимо использовать ввод метанола в газопроводные коммуникации.
Узлы редуцирования газа подразделяются на узлы постоянного и периодического действия. Узлы редуцирования газа постоянного действия предназначены для непрерывного снижения и автоматического поддержания заданного давления газа. Узлы редуцирования газа постоянного действия могут устанавливаться в местах подачи газа потребителя.
Узел одоризации предназначен для придания запаха газу, подаваемому потребителю. Газ, подаваемый промышленным предприятиям и электростанциям, по согласованию с потребителем и органами Ростехнадзора может не одорироваться. При наличии централизованного узла одоризации газа, расположенного на магистральном газопроводе, допускается не предусматривать узел одоризации газа на ГРС. Узел одоризации устанавливается на выходе станции после обводной линии. Подача одоранта допускается как с автоматической (основной режим работы), так и с ручной регулировкой. На ГРС необходимо предусматривать емкости для хранения одоранта. Объем емкостей должен быть таким, чтобы заправка их производилась не чаще одного раза в два месяца. В емкостях для хранения одоранта должны быть предусмотрены средства контроля его уровня. Емкости хранения одоранта должны быть оборудованы системой контроля утечек одоранта.
3.3 Подземные хранилища газа (ПХГ)
Важнейшая задача любой системы газопроводных магистралей -- обеспечить надежное снабжение газом потребителей с учетом сезонной неравномерности потребления газа крупными промышленными центрами при максимальном использовании возможностей газовых промыслов и пропускной способности газопровода.
Решается эта задача путем создания подземных газохранилищ большой вместимости. Наиболее экономичными являются газохранилища, создаваемые в выработанных газовых и нефтяных месторождениях. Если нет вблизи таких месторождений, газохранилища создают в благоприятных структурах с пригодными для хранения газа водоносными пористыми пластами. Вместимость газохранилища с учетом буферного (первоначально закачанного и впоследствии не отбираемого газа, составляющего обычно до 50% общей вместимости хранилища) планируется не менее 500--1000 млн. м3
Принципиально работа газохранилища заключается в накапливании излишков транспортируемого газа в летне-осенний период и подаче его в систему для выравнивания резко возрастающего потребления в зимний период.
В комплекс объектов подземного газохранилища входят:
эксплуатационные газовые скважины с наземным их обустройством;
контрольные и наблюдательные скважины;
трубопроводные шлейфы от скважин до сборно-распределительных пунктов;
промысловые коллекторы;
сборно-распределительные пункты;
компрессорная станция с установками подготовки газа к дальней транспортировке;
эксплуатационно-хозяйственный блок;
служебные, вспомогательные и жилые сооружения, как на головных компрессорных станциях.
Размещение объектов подземного газохранилища зависит от расположения скважин, схем сбора и распределения газа, технологической целесообразности, норм безопасности производства, санитарных норм, требований СНиП и других директивных документов.
При закачке газа в пласт на хранение операции выполняют в следующем порядке:
1) очистка газа, поступающего по магистральному газопроводу, перед подачей на компримирование;
2) компримирование газа; в зависимости от глубины пласта-коллектора и, следовательно, величины первоначального пластового давления на КС предусматривают одноступенчатое либо двухступенчатое сжатие газа;
3) охлаждение газа;
4) очистка газа от масла после КС во избежание замасливания и кольматирования приемной части скважины и прифильтровой зоны;
5) измерение общего объема закачиваемого газа;
6) распределение газа через коллекторы и шлейфы по нагнетательным скважинам.
При отборе газа технологическая последовательность операций иная:
1) измерение и регулирование отбора газа по скважинам;
2) очистка газа от механических примесей и капельной влаги;
3) осушка газа;
4) предотвращение гидратообразования;
5) измерение общего расхода газа;
6) компримирование (в случае необходимости) и подготовка газа к дальней транспортировке.
Принципиальная схема наземных сооружений ПХГ изображена на рис. 2:

Рис. 2. Принципиальная схема наземных сооружений ПХГ:
1 - магистральный газопровод; 2 - газопровод-отвод; 3,9 - пылеуловители; 4 - компрессорная станция; 5 - сепаратор; 6 - холодильник (градирня); 7 - маслоотделитель; 8 - газораспределительный пункт; 10 - установка осушки газа; 11 – расходомер
Заключение
Газовая промышленность является одной из самых динамично развивающихся отраслей экономики Российской Федерации. В последние годы она вышла на первое место по производству топливно-энергетических ресурсов.
Из общего объёма добываемого в стране природного газа 94% приходится на Российское акционерное общество «Газпром».
ОАО «Газпром» в настоящее время владеет лицензиями на разработку более 92 газовых и газоконденсатных месторождений, а это – более 32.2 триллионов метров кубических газа, что составляет 67 % от общероссийских запасов и 23 % от мировых.
ОАО «Газпром» в настоящее время эксплуатирует на территории России магистральные газопроводы общей протяжённостью свыше 150 тысяч километров. Для начала наращивания экспортных поставок газа предусматривается начать строительство магистрального газопровода Ямал – Европа общей протяжённостью свыше 4000 километров, который пройдёт по территории России, Белоруссии и Польши до границы Германии. С целью диверсификации и повышения надежности поставок газа в Южную Европу и Турцию, реализован проект «Голубой поток», предусматривающий строительство уникального участка газопровода по дну Черного моря.
Приоритетным экспортным проектом является газопровод «Северный поток» по дну Балтийского моря. По морскому трубопроводу протяженностью 1 200 км газ будет поставляться из России в Германию, откуда далее он может быть транспортирован в Великобританию, Нидерланды, Бельгию и Францию.

Список использованных источников
СНиП 2.05.06-85. Магистральные трубопроводы: утверждены и введены Постановлением Госстроя СССР от 30 марта 1985 г. N 30: дата введения 1986-01-01. – URL: http://docs.cntd.ru/;
Положение по технической эксплуатации газораспределительных станций магистральных газопроводов: утверждено и введено Министерством газовой промышленности СССР 12 августа 1988 г. – URL: http://docs.cntd.ru/;
Волков М.М. Справочник работника газовой промышленности // Недра, 1989. - С. 141-143;
Козаченко А.Н. Эксплуатация компрессорных станций магистральных газопроводов // Новая наука: От идеи к результату, 2017. - Т. 1. - № 3. - С. 193-197;
Фриман Р. Э., Иванов С. А., Бородавкин П. П. Магистральные газопроводы. Основные сведения // НаукаПарк, 2019. - № 7 (44). - С. 27-29.