Спосіб транспортування стиснутого природного газу

Корисна модель стосується газової промисловості і може бути використана для оптимізації роботи газотранспортної системи. Відомий спосіб транспортування стиснутого природного газу, який включає підготовку газу, його компримування до необхідного тиску на компресорній станції, додаткове компримування на проміжних компресорних станціях під час транспортування газу газопроводом. Зазначений відомий спосіб отримав назву традиційного. [З.Т. Галлиулин, Е. В. Леонтьев. Интенсификация магистрального транспорта газа. М.: Недра, 1991, с.30-32]. Недоліком традиційного способу є значні питомі витрати на спорудження компресорних станцій. Слід також враховувати, що на завершальних стадіях розробки газових родовищ певна кількість потужностей залишається надлишковою і не використовується, що призводить до зменшення ефективності роботи компресорної станції. Найбільш близьким до заявленого технічного рішення є відомий спосіб транспортування стиснутого природного газу, що включає підготовку газу, його компримування до необхідного тиску на компресорній станції, додаткове компримування шляхом ежектування високонапірним газовим потоком та подальше подання в газопровід [(патент Росії №2179684, МПК F 17 D 1/02, опубл. 20.02.2002]. Недоліком відомого способу є низька ефективність ежектування газу за деяких умов (зокрема, при незначній різниці тисків між газовим потоком, яким здійснюють ежектування, і газовим потоком, який ежектують, або при незначній різниці між тиском газу в газопроводі та на виході ежектора). Крім цього, відомий спосіб неможливо використовувати на коротких відрізках газопроводів, оскільки додаткове компримування шляхом ежектування надмірно підвищує тиск газу, що транспортується. В подальшому, тиск газу необхідно знижувати для подання в газорозподільну мережу. Отже, при великих тисках газу використання цього способу може бути неефективним. При подачі газу з транзитного газопроводу на кінцевих газорозподільчих станціях (ГРС) також нераціонально спрацьовується тиск (з 35-40атм. до батм.) Задачею винаходу є підвищення ефективності ежектування газу. Поставлена задача вирішується тим, що у відомому способі транспортування стиснутого природного газу, який включає підготовку газу, його компримування до необхідного тиску на компресорній станції, додаткове компримування шляхом ежектування високонапірним газовим потоком та подальше подання в газопровід, ежектування здійснюють за умови тисків газу, визначеними залежністю: 2r £ Р £ 5r, де r - тиск газу, що транспортується, Р - тиск високонапірного газового потоку, При цьому 0,7Ргазопровід £ Рвих.еж. £ 2Ргазопровід, де Ргазопровід - тиск гвзу в газопроводі, Рвих.еж. - тиск газу на виході ежектора Технічним результатом корисної моделі є підвищення ефективності ежектування газу, що в багатьох випадках дозволяє знизити собівартість транспортування газу за рахунок виключення необхідності будівництва додаткових компресорних станцій або зменшення їх потужності. Приклад використання заявленого способу. Природний газ з тиском 0,4 - 0,6МПа, що видобувається на Шебелинському родовищі на його завершальній стадії розробки, піддають комплексній підготовці та направляють на компримування, яке здійснюють на ЧервоноДонецькій компресорній станції. Після чого газ з тиском 0,9 - 1,0МПа некомпримований або компримований с тиском 1,1 - 1,2МПа подають на вузол розподілення де його додатково компримують шляхом ежектування високонапірним газовим потоком з транзитного магістрального газопроводу. Після ежектування природний газ газопроводом-відводом довжиною 67,8км подають до кільцевого газопроводу Харківського промвузла для подаль-шого використання споживачами за допомогою міської газорозподільної мережі. При цьому тиск в газопроводі-відводі після ежектора при продуктивності 4млн. м3/добу становить від 1,5 до 1,9МПа, а на вході в газорозподільну мережу від 1,2 - 1,4МПа (при продуктивності 6млн. м /добу - 1,90-2,08МПа в газопроводі-відводі і 1,70 - 1,97МПа на вході в газорозподільну мережу). На Фіг.1 зображене моделювання початкового тиску по газопроводу Шебелинка-Харків для Q = 4млн.м3/дoбy при заданих умовах (Рвх ГРС-1 - 17; 17,5; 18; 18,5; 19кгс/см2). На Фіг.2 зображене моделювання початкового тиску по газопроводу Шебелинка-Харків для Q = 6млн.м3/добу при заданих умовах (Рвх ГРС-1 - 17; 17,5; 18; 18,5; 19кгс/см2) На Фіг.3 зображене моделювання початкового тиску по газопроводу Шебелинка-Харків для Q = 7млн.м3/добу при заданих умовах (Рвх ГРС-1 - 17; 17,5; 18; 18,5; 19кгс/см2).