Статьи в выпуске: 10
Представлен краткий анализ технического состояния распределительных газопроводов Республики Беларусь. В работе выделены признаки и виды аварийности распределительных газопроводов, а также рассмотрены возможные меры по предотвращению и ликвидации аварий. Показано, что мониторинг показателей, характеризующих длительную надежность сетевых трубопроводов, должен реализовываться на этапе проектирования и строительства. Такой подход обеспечивает возможность точной оценки остаточного ресурса, оперативного и качественного проведения ремонтных и профилактических работ, что напрямую влияет на надежность и безопасность эксплуатации стареющих трубопроводов. Целью работы является оценка текущего технического состояния распределительных газопроводов Республики Беларусь и выявление оптимальных подходов к повышению их надежности и безопасности в условиях прогрессивного старения. В ходе исследования было установлено, что распределительные газопроводы, эксплуатируемые в благоприятных условиях, демонстрируют минимальные изменения своих технических характеристик со временем, что позволяет обоснованно продлевать срок их эксплуатации. Определено, что продление срока эксплуатации может привести к повышению риска возникновения дефектов различного происхождения и реализации аварийных сценариев в будущем. Предложены меры по снижению указанных рисков за счет развития системы контроля и надзора за техническим состоянием стареющих распределительных газопроводов Республики Беларусь, определены необходимые изменения в действующую систему мониторинга технического состояния, реализованную в рамках государственной системы контроля и надзора.
Коррозия – это острая проблема газовой отрасли. Оборудование газоперерабатывающих заводов подвержено внутренней коррозии, которую усиливает наличие диоксида углерода и сероводорода в газовой фазе. Усиливающим коррозию фактором для оборудования является эрозионный и механический износ.
Убытки, причиняемые коррозией в газовой отрасли, оцениваются в миллиарды рублей, включая затраты, вызванные преждевременным выходом оборудования из строя, замену оборудования, производственные убытки, расходы на защиту окружающей среды, штрафы. Задача продлить срок службы и обеспечить надежную эксплуатацию статического и динамического оборудования, обеспечить непрерывность технологического процесса и производства запланированной продукции, контролировать риски, связанные с коррозией, не теряет актуальности.
Для снижения рисков нестабильной работы всей технологической цепи необходим постоянный мониторинг коррозионных и эрозионных процессов. Это позволяет снизить непредвиденные расходы на ремонт и замену оборудования, выявляемые по результатам диагностики в период выхода в ремонт технологического оборудования, затраты, увеличивающие объем ремонта технологического оборудования, оплату экспертизы промышленной безопасности оборудования, отодвигающие вправо сроки выхода оборудования из ремонта.
Квалифицированный подбор коррозионностойких сплавов и антикоррозионных мероприятий позволяет при эксплуатации оборудования в напряженных условиях в рабочих агрессивных средах продлить установленные заводами-изготовителями сроки эксплуатации газоперерабатывающего оборудования без значительного увеличения затрат на его крупноузловой ремонт и замену.
Приведены примеры успешного выбора материального исполнения оборудования и антикоррозионных мероприятий для снижения коррозионных рисков для оборудования газопереработки в агрессивных сероводородсодержащих средах.
В статье проведено сравнение технологий сжижения природного газа APCI C3MR/Split MR и «Арктический каскад», реализованных на заводе «Ямал СПГ». Предложена методика выбора оптимальной технологии сжижения природного газа для технологических линий на основаниях гравитационного типа с ограниченной площадью застройки. Методика сравнения учитывает также климатические условия и технические характеристики динамического оборудования. По результатам сравнения циклов сжижения природного газа, выполненного с помощью стандартного программного обеспечения, показано, что технология «Арктический каскад» обладает определенными преимуществами для Арктического региона.
В рамках модернизации Московского НПЗ АО «Газпромнефть-МНПЗ» (МНПЗ) планируется строительство установки замедленного коксования, побочным продуктом которой будут являться углеводородные газы. Их квалифицированное использование позволит повысить рентабельность основного производства, получить дополнительное количество высокомаржинальной товарной продукции и снизить выбросы в окружающую среду. В работе рассматривается возможность применения критериального анализа на первичной стадии проработки и определения возможных направлений использования газов с установки замедленного коксования МНПЗ для выработки высокомаржинальной товарной продукции или полупродуктов с целью дальнейшей переработки.
В статье проанализировано современное состояние технологий переработки забалластированного азотом природного газа. Рассмотрены такие технологии, как криогенная ректификация, абсорбция и адсорбция, мембранное разделение. Представлены достоинства и недостатки каждого подхода с точки зрения технико-экономических показателей и энергоэффективности. Кроме того, проанализированы комбинированные технологии, которые объединяют несколько методов для достижения наилучших результатов в отделении азота от забалластированного газа. Освещены ключевые тенденции в развитии технологий переработки забалластированного газа и даны рекомендации по выбору оптимальных решений в зависимости от содержания азота в сырье.
В н астоящее в ремя о сновными м етодами получения оксидов этилена и пропилена являются каталитические процессы. В статье рассмотрена возможность применения некаталитического газофазного процесса оксикрекинга легких алканов для получения данных оксидов. Показано, что при газофазном окислении изменение начальных условий и концентрации реагентов позволяет варьировать состав конечных продуктов в широком диапазоне. Кинетическим моделированием данного процесса установлена возможность получения заметного выхода оксидов этилена и пропилена при сопряженном окислении пропан-этиленовых смесей при температурах 550–950 К и давлениях 1–5 атм.
Статья посвящена анализу существующих кинетических моделей термического пиролиза. Представлен механизм коксообразования в процессе пиролиза, включающий несколько способов формирования кокса. Рассмотрены модели пиролиза с учетом коксообразования и без него. Также приведены модели, которые описывают только образование кокса во время термического пиролиза. В ходе обзора выявлена недостаточность исследований о влиянии ингибитора на кинетику коксообразования в процессе пиролиза.
Лено-Анабарский регион расположен в северной краевой части Сибирской платформы, в пределах которой существуют предпосылки открытия новых крупных нефтяных месторождений.
Целью исследования является оценка сохранения залежей в древней (докембрийской) системе ловушек, связанной с осадочными отложениями базального структурно-формационного комплекса, содержащего пласты песчаников.
Для этого проанализированы процессы заполнения ловушек нефтью и газом, а также учтено влияние тектонической перестройки региона на переформирование существующих структур.
В результате сравнения с южной частью Сибирской платформы и анализа истории геологического развития показано, что последующая, относительно молодая система структур сформировалась в мезозойско-кайнозойский этап геологического развития региона и не содержит крупных скоплений углеводородов, что доказывается результатами поискового бурения. Формирование молодой системы ловушек обусловлено структурной перестройкой краевой части платформы. Поскольку миграция углеводородов осуществлялась начиная с рифея и продолжалась в течение всего палеозоя, следовательно, заполнялись ловушки первой генерации. Органическое вещество в верхнепалеозойско-мезозойских осадочных отложениях находится на сравнительно низких градациях катагенеза, что определяет его локальный характер. В результате чего перспективной в нефтегазоносном отношении на территории Лено-Анабарского региона является древняя система ловушек.
Интерпретация геолого-геофизических данных, освещающих строение Южно-Карской впадины, позволяет предполагать, что в ее строении участвуют глубинные соляные криптодиапиры. Они представляют собой крупноамплитудные (до 10 км) изометричные столбообразные поднятия, разделенные глубокими мульдами, содержащими галокинетические последовательности (слои роста). Анализ регионального геологического контекста свидетельствует о вероятном позднеордовикском возрасте солей. Криптодиапиры определяют морфологию антиклинальных поднятий в юрско-меловом интервале разреза, с которым связаны крупные запасы газа. Соляные диапиры, вероятно, фокусировали поток углеводородов в залежи меловых отложений из подстилающих толщ. Предлагаемая интерпретация глубинного строения Южно-Карской впадины позволяет прогнозировать новые типы залежей газа, прямо или косвенно связанные с криптодиапирами.
Уточнение границ распространения и условий накопления осадочных комплексов является необходимым условием для прогнозирования перспективных объектов на нефть и газ, при этом наиболее достоверные результаты могут быть получены только при комплексировании сейсмических и скважинных данных. В работе проведен обзор истории геологического развития Восточного Предкавказья, также на основании проанализированных данных показано, что юрские отложения Восточного Предкавказья развиты фрагментарно и имеют достаточно сложные границы распространения. Сделан вывод, что условия накопления юрского осадочного комплекса изменялись от континентальных в раннеюрское время до мелководно-морских в средне-верхнеюрское время, а обстановки осадконакопления приурочены к трансгрессивным циклам, что подтверждается ритмичным залеганием песчаников и глинистых аргиллитов.