Лекция 45 Тема: Подземное хранение газа. План: 1 Подземное хранение газа в водоносных структурах. 1. Подземное хранение газа в водоносных структурах. Подземные хранение нефтепродуктов в горных выработках получило довольно широкое распространение в нашей стране и зарубежом.
Достоинствами подземного хранения являются: 1)небольшая занимаемая территория (исключается площадь самой большой зоны — зоны хранения); 2) низкая пожаро- и взрывоопасность; 3) меньшие капиталовложения, эксплуатационные расходы и металлоемкость по сравнению с наземными стальными резервуарами. Различают следующие типы подземных хранилищ: — хранилища в отложениях каменной соли, сооружаемые методом выщелачивания (размыва); — хранилища в пластичных породах, сооружаемые методом глубинных взрывов; — шахтные хранилища;
Рекомендуемые материалы
Вариант 1 — Курсовая работа — Определение параметров водохозяйственной системы
Комплексное использование и охрана водных ресурсов
Реферат — ФЗ от 27.07. 2006 №149 «Об информации, информационных технологиях и о защите информации»
Создание и использование информационных ресурсов организации
Контрольная работа
Создание и использование информационных ресурсов организации
Как это устроено? Путь газа: анатомия газового промысла
Управление человеческими ресурсами
Управление персоналом
399 249 руб.
Сборник задач по математике для ВТУЗОВ под редакцией А.В. Ефимова и Б.П. Демидовича (3-е издание)
Линейная алгебра и аналитическая геометрия
— льдогрунтовые хранилища. Выбор типа хранилища определяется геологической характеристикой горных пород, климатическими условиями и их технико-экономическими показателями. Хранилища в отложениях каменной соли Подземные хранилища в отложениях каменной соли — это наиболее распространенный вид подземных емкостей для хранения нефтепродуктов.
Каменная соль (галит) имеет высокий предел прочности и низкую проницаемость, что весьма благоприятно для создания в ее отложениях подземных емкостей. Хранилища нефтепродуктов в отложениях каменной соли сооружаются методом размыва (рис. 14.11). Последовательность выполнения работ в этом случае такова.
Сначала бурится скважина, вскрывающая верхнюю кровлю соляного пласта 4. В нее устанавливается обсадная труба 3. Затем в трубу 3 до кровли будущего хранилища опускаются водоподающая труба 2 и рассолоотводящая труба 1. Закачиваемая под давлением вода растворяет соль. Образующийся соляной раствор откачивается по трубе 1. Постепенно опуская трубы 1и 2, доводят размер подземной емкости до необходимого.
При эксплуатации данной емкости трубу 1 опускают до ее нижней отметки, а трубу 2 поднимают до кровли будущего хранилища. Закачку-выкачку нефтепродуктов производят методом прямого вытеснения. При приеме нефтепродукта по трубе 2 соляной рассол по трубе 1 вытесняется в специальные емкости, расположенные на поверхности земли.
При необходимости отпуска нефтепродукта его вытесняют из хранилища закачкой соляного рассола по трубе 1. Хранилища, сооружаемые методом глубинных взрывов Данный тип хранилищ создается там, где отсутствуют отложения каменной соли достаточной мощности. Наиболее предпочтительно создание хранилищ в водоупорных глинах.
Подземное Хранилище Госрезерва! Секретный Объект СССР!
В отличие от кристаллических пород в результате внутреннего взрыва пластичные породы под действием высокого давления, образующегося при взрыве, не разрушаются, а уплотняются и приобретают повышенную прочность и герметичность. Последовательность создания хранилищ методом глубинных взрывов выглядит следующим образом (рис. 14.12). Сначала бурят скважину нужной глубины.
Ее стенки укрепляют с помощью обсадных труб и цементируют. Затем двумя предварительными взрывами создают зарядную камеру, в которую помещают основной заряд взрывчатого вещества. Необходимая полость получается в результате основного взрыва.
Для того, чтобы получить подземные резервуары емкостью 100, 200, 400, 500, 700, 1000 м:’ необходима минимальная мощность горных пород соответственно 18, 23, 27, 30, 33 и 38 м, т.е. в 2. 3 раза превышающая радиус шара равного объема. Подземные резервуары, созданные методом глубинных взрывов, сохраняют свою устойчивость не более, чем в течение пяти лет.
Продлить срок их службы позволяет термическая обработка стенок, напоминающая обжиг кирпича. Процесс осуществляется в три этапа.Сначала из приконтурного массива в течение 48 ч при температуре 105.
110 вС выпаривают воду, затем в течение 40 ч при температуре 900.„950 °С глинистый слой переводят в камнеподобное состояние и далее при температуре до 1100 °С производят оплавление стенок полости. Наряду с применением обычных взрывчатых веществ для создания хранилищ нефтепродуктов методом глубинных взрывов перспективно применение ядерных боеприпасов.
При взрыве ядерного заряда образующийся плазменный шаррасплавляет окружающие горные породы. Так, при взрыве заряда мощностью 1 кт в граните за 30 мке расплавляется около 1000 ы3 породы, а расширяющиеся газы увеличивают объем полости до 2000. 8000 м3. В США в 1967 г. при проведении эксперимента «Гээбагги» с помощью ядерного заряда в 26 кт была создана подземная полость объемом 56000 мя.
Шахтные хранилища Подземные хранилища шахтного типа (рис. 14.13) — это комплекс сооружений, состоящий из следующих элементов: 1) подземных выработок-резервуаров для хранения нефтепродуктов, 2) вскрывающих выработок, 3) выработок вспомогательного назначения, 4) наземных сооружений и 5) техно-логического оборудования.
Рис 14.11. Схема сооружения подземной емкости в отложениях каменной соли: 1 — рассолоотводящая труба; 2 — водоподающая труба; 3 — обсадная труба; 4 — соляной пласт; 5 — соляной раствор 
Рис. 14.12.
Схема последовательности работ при создании хранилищ методом глубинных взрывов: а — бурение скважины на начальный размер; б — обсадка скважины (цементация за трубного пространства н бурение скважины на конечный размер); в — первый «прострел» скважины; д — взрыв основного заряда ВВ; е — готовое подземное хранилище 
Рис. 14.13.
Схемы шахтных хранилищ с вертикальной (а), наклонной (б) и горизонтальной (в) вскрывающими выработками; 1 — толща непроницаемых пород; 2 — выработка-емкость; 3 — герметичная перемычка; 4 — вертикальная вскрывающая выработка; 5 — оголовок; 6 — наклонная вскрывающая выработка; 7 — устье; 8 — горизонтальная вскрывающая выработка; 9 – портал Выработки-резервуары представляют собой отдельные тоннели или камеры, отходящие от магистральных выработок, или систему горизонтальных, взаимосвязанных выработок. В зависимости от емкости хранилища и устойчивости пород поперечное сечение выработок-резервуаров имеет круглую, сводчатую или трапецеидальную форму.
Их высота составляет от 4-х (глинистый сланец) до 13-ти (гранит) метров. Под вскрывающими выработками понимают вертикальные или наклонные стволы, связанные с горизонтальными выработками — штольнями. Вскрывающие выработки предназначены для соединения выработок-резервуаров с поверхностью, размещения трубопроводов и эксплуатационного оборудования.
В зависимости от горно-геологических условий вскрывающие выработки бывают вертикальными, горизонтальными и наклонными. В выработках вспомогательного назначения находятся околоствольные и подземные насосные станции.
Наземные сооружения шахтных хранилищ отличаются от аналогичных производственных комплексов наземных нефтебаз наличием приточно-вытяжных вентиляционных систем, располагаемых в подшахтном здании. К технологическому оборудованию хранилищ относятся приемные и расходные трубопроводы, насосы, буферные наземные резервуары, измерительные устройства количества нефтепродуктов, приборы отбора проб и другие.
Принципиальная схема шахтного хранилища приведена на рис. 14.14. Нефтепродукт, поступающий в данном случае по железной дороге, сливается в выработку-резервуар 1 самотеком. Для его откачки из хранилища в приямке (зумпфе) 2 располагают погружной насос, выполняющий роль подпорного.
Основной же напор, необходимый для доставки нефтепродукта на поверхность земли, развивает продуктовый насос 3, расположенный в насосной камере 4. При этом нефтепродукт может отгружаться либо напрямую (через железнодорожную эстакаду 9), либо через буферные резервуары 8 (откуда он откачивается наземной насосной станцией 7 и подается, например, на автоналнвные стояки 6). 
Рис.14.14. Принципиальная схема шахтного хранилища нефтепродуктов: 1 — выработка-резервуар; 2 — приямок; 3 — продуктовый насос;4 — насосная камера; 5 — ствол; б — автоналивные стояки;
7 — наземная насосная станция; 8 — буферные резервуары; 9 — железнодорожная эстакада. Лъдогрунтовые хранилища Для районов Крайнего Севера и северо-восточной части России требуется большое количество нефтепродуктов. Горючее в эти районы завозят преимущественно танкерами в период очень короткой летней навигации.
Поэтому надо иметь большое количество резервуаров значительного объема, обеспечивающих хранение годового запаса нефтепродуктов. Строить металлические резервуары в этих районах вследствие значительной удаленности от поставщиков м стал л окон струкций очень дорого.
Их эксплуатация вследствие низкой температуры воздуха и сильных ветров технически сложна.В связи с этим в указанных районах применяют льдогрунто- вые хранилища, представляющие собой подземные выработки в вечиомерзлых грунтах и имеющие в качестве облицовки покрытия из льда. Принципиальная схема льдогрунтового хранилища приведена на рис. 14.15.
Она включает оголовок 1, ствол 2, погружной насос 3, выработ- ку-резервуар 4, термоизоляционный слой 5 и дыхатслыгую арматуру 6. Подземное льдогрунтовое хранилище строят в виде горизон- тальной выработки длиной около 200 м, ширина пролета составляет обычно 6 м. Резервуары в подземных льдогрунтовыххранилищах изолируют и герметизируют перемычками и ледяной облицовкой стен. Ледяная оболочка предохраняет хранимый продукт от механического загрязне- ния, обеспечивает герметичность хранилищ.
В связи еэтимтемпература хранимого нефтепродукта не должна быть выше 0 *С. 
Рис.14.15.
Принципиальная схема льдогрунтового хранилища шахтного типа на один продукт: 1 — ствол; 2 — оголовок; 3 — погружной насос; 4 — дыхательный клапан с огневым предохранителем; 5 — термоизоляционная засыпка; 6 — ледяная облицовка Контрольные вопросы: 1.Какие существуют типы подземных хранилищ? 2. Объясните шахтовое хранилище?
3.Расскажите про схему последовательности работ при создании хранилищ методом глубинных взрывов: 4. Что представляют из себя льдогрунтовые хранилища? Литература 1. Баграмов Р.А. Буровые машины и комплексы: Учеб. для вузов. — М.: Недра,1988. — 501 с. 2. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М.
Заканчивание скважин: Учеб. пособие для вузов. — М: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. — 670 с. Лекция «3 Объекты краеведения» также может быть Вам полезна. 3. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин: Учеб. для вузов. — М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. —679 с. 4. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Технология бурения нефтяных и газовых скважин: Учеб. для вузов. — М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001. — 679 с. 5. Болденко Д.Ф., Болденко Ф.Д., Гноевых А.Н. Винтовые забойные двигатели. — М.:Недра, 1999. — 375 с
Поделитесь ссылкой:
Рекомендуемые лекции
- Основы стратегического планирования информационных систем
- Препараты, стимулирующие приемущественно функции спинного мозга
- 3 Объекты краеведения
- 10 Переход от природного к надприродному
- 12.3 Капитуляция фашистской Германии
Источник: studizba.com
Технологическая схема ПХГ.
Газ, закачиваемый в подземное хранилище, сжимается компрессорами до необходимого давления. В процессе сжатия газнагревается и загрязняется парами компрессорного масла.
Сконденсированные на забое скважины пары масла обволакивают зерна песка, уменьшают сечение поровых каналов и фазовую проницаемость для закачиваемого газа. Это в свою очередь способствует уменьшению расхода закачиваемого газа и повышению давления нагнетания.
Поэтому нагретый газ перед закачкой в скважину охлаждают с целью уменьшения дополнительных температурных напряжений в фонтанной арматуре. В процессе хранения газ обогащается парами воды. При отборе с его потоком выносятся взвеси (песчинки, частицы глины, цементного камня и т. д.). Поэтому во многих случаях извлекаемый из хранилища газ очищается от твердых взвесей и осушается от влаги.
Компрессорные цехи оснащены компрессорами типа 10ГК и 10ГКМ, а также газомотокомпрессорами типа 10ГКН. Для замера количества газа, закачиваемого и отбираемого из скважин, удаления влаги из газа при отборе, регулирования давления закачки и отбора построены газораспределительные пункты, на которых установлены на открытой площадке сепараторы, отключающая арматура и здания, где находятся регулирующие клапаны и расходомеры для каждой скважины.
Закачка газа. По газопроводу-отводу диаметром 500 мм под давлением 2,5–3,6 МПа газ, предварительно очищенный от взвешенных твердых частиц и капельной влаги, направляется на прием газомоторных компрессоров типа 10ГК, для компримирования в две ступени. Затем он поступает на установку очистки от компрессорного масла, где последовательно проходит через четыре ступени очистки: циклонные сепараторы 1 (горячий газ); циклонные сепараторы 2 (охлажденный газ); угольные адсорберы 4 и керамические фильтры 5.
В сепараторах улавливаются крупные частицы масла (20– 30 мкм), а более мелкие – в угольных адсорберах. Сорбентом служит активированный уголь в форме цилиндриков диаметром 3–4 мм и высотой 8 мм. Насыщенный маслом сорбент регенерируют при помощи пара.
Пройдя эти аппараты, охлажденный и очищенный от масла газ поступает по газосборному коллектору наГРП, где его поток разделяется по скважинам и замеряется количество газа, закачиваемого в каждую скважину.
Отбор газа. При отборе газ из скважин поступает на ГРП по индивидуальным шлейфам. С газом, извлекаемым из хранилища, может выноситься песок даже при очень небольших депрессиях (0,03–0,04 МПа). Для предотвращения выноса песка из пласта в скважину забой ее оборудуют специальными фильтрами или призабойную зону укрепляют вяжущими веществами.
Влага, улавливаемая на ГРП, автоматически сбрасывается в специальные замерные емкости. Далее по газосборному коллектору газ поступает на установку осушки, откуда при точке росы –2° попадает в магистральный газопровод. Для осушки газа используют диэтиленгликоль (ДЭГ), этиловый спирт или метанол (с целью предотвращения загрязнения окружающих подземных вод рекомендуется заменять этанолом). Блок осушки состоит из котельной, двух–трех контакторов, выпарной колонны, холодильников-испарителей и насосной.
Наличие паров масла в сжатом газе, необходимость охлаждения его требуют строительства сложных и дорогостоящих установок и оборудования на территории ПХГ. Для удешевления и упрощения технологии подготовки газа к закачке и обработки отбираемого из хранилища газа целесообразно применять многоступенчатые центробежные нагнетатели. В качестве привода для центробежных нагнетателей можно использовать авиационные двигатели АИ-20, НК-12МВ.
Для подачи газа потребителю компрессорная станция часто не нужна.
Подземное хранение газа в ловушках водонасыщенных коллекторов. Основные принципы подземного хранения газа в пористых водоносных пластах. Геологическая структура ловушки, выбранной для создания ПХГ. Активный и буферный газ в подземном хранилище.
Основные принципы подземного хранения газа в пористых водоносных пластах:
На территории Беларуси созданы Осиповичское и Прибугское ПХГ.
ПХГ, созданные в водоносных пластах, которые для краткости обозначаются «водоносными хранилищами», образуются за счет вытеснения из пористого водоносного пласта жидкости. Создание хранилища состоит в частичном вытеснении газом воды из верхней зоны ловушки на периферию.
Необходимо, чтобы в одном и том же месте присутствовали следующие геологические факторы:
– структура в виде свода, имеющая непроницаемый экран, достаточный, чтобы гарантировать необходимую емкость хранения;
– пласт породы, обладающей достаточными пористостью и проницаемостью, чтобы обеспечить желаемые емкость и продуктивность;
– комплекс непроницаемых пород-покрышку, перекрывающий непосредственно этот резервуар, чтобы исключить вертикальную миграцию газа.
Породы, которые образуют водоносный горизонт, состоят из твердых, более или менее сцементированных частиц, между которыми существуют связанные между собой пространства, что позволяет циркулировать воде и газу.
Пористый пласт, служащий резервуаром, должен быть покрыт достаточно непроницаемым пластом для того, чтобы препятствовать перетеканию газа в другие пласты или выходу его на поверхность земли через трещины. С другой стороны, он должен иметь соответствующую форму, образующую «ловушку».
Абсолютная проницаемость коллекторов, (пористый пласт, служащий резервуаром) используемых для подземных хранилищ газа, порядка 0,3–5 дарси. Проницаемость покрышки, обычно представленной глинами, не должна быть более сотых долей миллидарси. На глубине 300–1000 м мощность покрышки должна быть от 5 до 15 м. Объем водонапорной системы, если нет области ее стока, должен превосходить объем хранилища в несколько сот раз. В противном случае заполнение хранилища газом за счет упругости системы будет затруднено.
При сооружении ПХГ в водонасыщенных пластах, в ловушках которых нет ни газовых, ни нефтяных месторождений, обычно не установлены: непроницаема ли для газа покрышка пласта-коллектора, размеры и форма пластовой водонапорной системы, геолого-физические параметры пласта-коллектора. Существует опасность как потерь газа через кровлю хранилища.
Поэтому в процессе разведки и опытной закачки газа необходимо доказать герметичность кровли ловушки, рассчитать коэффициент проницаемости водонасыщенного коллектора, определить остаточную водонасыщенность при вытеснении воды газом.
Активный и буферный газ в подземном хранилище:
Общий объем газа в подземном хранилище делится на две части: активный (рабочий) и буферный (остаточный). Активный газ – объем газа, ежегодно закачиваемый и отбираемый из подземного хранилища. В течение нескольких лет его количество в хранилище можно считать постоянным. Буферный газ – объем газа, постоянно находящийся в ПХГ во время его эксплуатации.
Буферный газ предназначен для создания в хранилище определенного давления в конце отбора, при котором обеспечивается необходимый дебит газа, получаемого из хранилища, соблюдаются требования охраны недр и условия транспорта газа в район потребления. Как правило, объем буферного газа в ПХГ составляет от 60 до 140 % активного газа.
Объем буферного газа в подземном хранилище зависит от глубины залегания ловушки, физико-геологических параметров пласта-коллектора, толщины пласта и угла наклона структуры, режима эксплуатации хранилища.
Затраты на буферный газ и его закачку в ПХГ эквивалентны капитальным вложениям при сооружении ПХГ. Объем буферного газа, число эксплуатационных скважин и мощность КС взаимосвязаны.
Объем буферного газа можно определить из уравнения 
(19.1) где 
– постоянный объем порового пространства газонасыщенного коллектора, м 3 ; 
– средневзвешенное по объему порового пространства пласта давление в ПХГ в конце период отбора газа.
Технологическая схема работы ПХГ в водоносном пласте:
На рисунке 19.2 представлено схематичное изображение ПХГ в водоносном пласте.
Рисунок 19.2. Схематичное изображение ПХГ в водоносном пласте.
Природный газ магистрального газопровода 1 по соединительному газопроводу 2 поступает на территорию станции подземного хранения газа 3. Пройдя пылеуловители 4, попадает в компрессорную станцию 5. Затем газ очищается в сепараторах 6, охлаждается в градирне 7, очищается от масла на установке 8 и поступает на газораспределительный пункт 9. Здесь измеряется его расход и производится распределение газа по эксплутационным скважинам 10, через которые газ нагнетается в водоносный пласт 11.
Отбираемый из магистрального трубопровода газ с помощью газомоторных компрессоров, газотурбинных установок или турбин с электроприводом, закачивается под расчетным давлением в водоносный пласт (обычно куполообразный или горизонтальный), лежащий между водонепроницаемыми кровлей и подошвой. Вытесняя из пласта воду, заполняя его поры и трещины, он оттесняет воду из пор породы и скапливается в сводовой части структуры под непроницаемой покрышкой 15, образуя подземное хранилище. Часто в толще осадочных пород наблюдаются выклинивания пластов 16, литологические изменения 18 и другие аномалии. Все эти особенности имеют существенное значение с точки зрения создания хранилища газа. Большие осложнения могут вызывать разрывные нарушения 20, через которые газ может просочиться из хранилища.
Из хранилища газ отбирается за счет пластового давления по шлейфам 12. Идет на газораспределительный пункт, где очищается в сепараторах 13, измеряется и затем осушается в установке 14, откуда подается в магистральный газопровод 1.
Основная часть энергии при закачке газа расходуется на оттеснение пластовой воды. Потери давления в газоносной части пласта невелики и ими, как правило, пренебрегают.
Источник: poisk-ru.ru
Хранилища природного газа – газгольдеры.
Для устранения суточной неравномерности потребления газа вблизи городов сооружают емкости, в которые вмещают весь избыточный газ в ночные часы, чтобы обратно выдать его в газораспределительную сеть города в дневные часы. С этой целью используют газгольдеры, а также объем последнего участка магистрального газопровода.
Газгольдерами называются сосуды большого объема, предназначенные для хранения под давлением газов (углеводородных, ‘азота и др.). При помощи газгольдеров производится также смешение и регулирование расхода газа. По принципу работы газгольдеры различают переменного и постоянного объема, а по форме сферические и цилиндрические. Газгольдеры переменного объема рассчитаны на хранение газа при низком давлении до 
Па (00,4 кГс/см 2 ), в резервуарах постоянного объема газ хранят при высоком давлении — в пределах 
Па (0,04 — 30 кгс/см 2 ).
Газгольдеры переменного объема разделяют на сухие и мокрые. Сухие газгольдеры (рис. 9.4) работают по принципу поршня и оборудованы затворами.
Мокрые газгольдеры имеют верхнюю подвижную часть и внизу водяной бассейн; изготовляют их объемом 100 — 30000 м 3 , одно-, двух- и трехзвенными. На рис. 9.5 показана схема «мокрого» двухзвенного газгольдера. Здесь 1 – эжектор; 2 – ручной насос; 3 – гидравлический затвор; 4 – клапанная коробка; 5 – подъемно-клапанное устройство; 6 – газосборная труба; 7 – газгольдер; 8 – сливной бак.
Газ, поступающий под колокол по подводящему газопроводу, поднимает его своим давлением. На определенной высоте колокол входит в зацепление с затвором телескопа и далее поднимается вместе с ним. При этом затвор колокола захватывает с собой воду из бассейна, в результате образуется газонепроницаемая гидравлическая подушка, противостоящая давлению газа в газгольдере.
Газгольдеры высокого давления, в свою очередь, подразделяют на сферические и горизонтальные цилиндрические.
1 — кровля; 2 — верхнее положение шайбы (поршня); 3 — лестница-стремянка;
4 — подъемная клеть; 5 – стенка газгольдера; 6 — шайба; 7 — наружный подъемник;
Рис. 9.4.Сухой газгольдер объемом 100000 с жидкостным затвором
Подземные хранилища природного газа (ПХГ).
Подземные хранилища природного газа предназначаются главным образом для покрытия сезонных пиков газопотребления, т.е. для компенсации неравномерности потребления. По этой причине хранилища, как правило, сооружают вблизи трассы магистрального газопровода и потребляющих центров, крупных промышленных городов. Различают два типа ПХГ: в искусственных выработках и в пористых пластах. Первый тип хранилищ получил ограниченное распространение. Широкое использование хранилищ в истощённых нефтегазовых месторождениях объясняется минимальными дополнительными затратами на оборудование ПХГ, поскольку саму ловушку с проницаемым пластом природа уже «изготовила».
На рис. 9.6 представлена принципиальная схема такого подземного хранилища газа. Газ из магистрального газопровода (1) по газопроводу-отводу (2) поступает на компрессорную станцию (4), предварительно пройдя очистку в пылеуловителе (3). Сжатый и нагревшийся при компремировании газ очищается от масла в сепараторах (5), охлаждается в градирне, или АВО (6), и через маслоотделители (7) поступает на газораспределительный пункт (ГРП) (8). На ГРП осуществляется распределение газа по скважинам.
Давление закачиваемого в подземное хранилище газа достигает 15 МПа. Для закачки, как правило, используются газомотокомпрессоры.
При отборе газа из хранилища его дросселируют на ГРП (8), производят очистку и осушку газа в специальных аппаратах (9, 10), а затем после замера количества расходомером (11) возвращают в магистральный газопровод (1).
Если давление газа в подземном хранилище недостаточно высоко, его предварительно компримируют и охлаждают.
Рис. 9.5. Оборудование «мокрого» газгольдера
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
Рис. 9.6. Принципиальная схема подземного хранилища газа
Очистка газа от пыли, окалины и частиц масла перед его закачкой в хранилище имеет очень большое значение, так как в противном случае засоряется призабойная зона и уменьшается приёмистость скважин.
Оптимальная глубина, на которой создаются подземные газохранилища, составляет от 500 м до 800 м. Это связано с тем, что с увеличением глубины возрастают затраты на обустройство скважин. С другой стороны, глубина не должна быть слишком малой, так как в хранилище создаются достаточно высокие давления.
Подземное хранилище заполняют газом несколько лет, закачивая каждый сезон несколько больший объём газа, чем тот, который отбирается.
Общий объём газа в хранилище складывается из двух составляющих: активной и буферной. Буферный объём обеспечивает минимально необходимое заполнение хранилища, а активный − это тот объём газа, которым можно оперировать.
Подземное хранение нефтепродуктов в горных выработках получило довольно широкое распространение за рубежом. Достоинствами подземного хранения являются:
1) небольшая занимаемая территория (исключается площадь самой большой зоны – зоны хранения);
2) низкая пожаро- и взрывоопасность;
3) меньшие капиталовложения, эксплуатационные расходы и металлоёмкость по сравнению с наземными стальными резервуарами.
Различают следующие типы подземных хранилищ:
— хранилища в отложениях каменной соли, сооружаемые методом выщелачивания (размыва);
— хранилища в пластичных породах, сооружаемые методом глубинных взрывов;
Выбор типа хранилища определяется геологической характеристикой горных пород, климатическими условиями и их технико-экономическими показателями.
Оборудование подземных хранилищ газа (ПХГ)
Из-за неравномерности потребления режимы работы магистрального газопровода и компрессорных станций отклоняются от проектных и происходит перерасход топливного газа, используемого в газоперекачивающих агрегатах (ГПА) с газотурбинным приводом (ГТП).
Для уменьшения неравномерности газопотребления и создания резервов газа на случай аварийных ситуаций на МГ используются подземные хранилища газа. С помощью ПХГ можно смягчить последствия аварийных ситуаций: например, при возникновении аварии после ПХГ излишки газа в газотранспортной системе будут закачиваться в ПХГ. В случае возникновения аварии до ПХГ из него будет подаваться такое количество газа, которое недодаёт газотранспортная система.
Для закачки газа в ПХГ строят специальные ДКС.
В процессе заполнения ПХГ увеличивается максимальное давление закачки. Диапазон рабочих давлений на выходе из ДКС колеблется от 4 до 19 МПа. Потери давления в пласте и в стволе скважины достигают 2 МПа, в шлейфах и коллекторах от устья скважин до компрессорной станции ПХГ – 0,2-0,3 МПа. На режим сжатия влияет высота столба газа в скважинах, достигающая в глубоких ПХГ 2-3 МПа. Таким образом, снижается давление на выходе из ДКС при закачке газа, а при отборе – на входе в ДКС.
Наибольшая потребность для ПХГ магистральных газопроводов имеется в ГПА (на ДКС) на конечное давление Рк =12,8 МПа; остальные ДКС работают на Рк = 14,7 МПа и Рк = 7,4 МПа.
До последнего времени на ДКС ПХГ работали в основном газомотокомпрессоры (ГМК), так как они имеют высокую степень повышения давления в одной ступени (до p = 6), высокое давление сжатия – до 105 МПа, возможность работы при широком диапазоне давлений компримируемого газа.
ГПА с центробежными нагнетателями (ЦБН) конкурируют с ГМК. Решающим фактором применения ГПА с центробежными нагнетателями является снижение приведенных затрат на их сооружение и эксплуатацию, меньшая численность обслуживающего персонала. Но конструкция ГПА усложняется вследствие необходимости применения мультипликатора (повышающего редуктора) для реализации p = 3 — 4 при Рк до 20 МПа.
Технологические схемы ДКС ПХГ выполняют с двумя — тремя ступенями сжатия (цехами сжатия). Режим работы ДКС ПХГ – циклический. Продолжительность периодов закачки и отбора составляет примерно 90 – 150 суток. Остальное время – нейтральный период.
Основное и вспомогательное оборудование ПХГ включает в себя:
— технологические газопроводы, которые служат для подачи газа из МГ на территорию хранилища, а также для подачи извлеченного из хранилища газа в МГ или потребителю;
— скважины – дорогостоящее оборудование (сочетание труб различной длины и диаметра, спускаемых концентрично — одна внутри другой — в скважину). Их удельный вес в капиталовложениях всего ПХГ составляет около 40 – 60%;
— газораспределительный пункт (ГРП), в котором выполняются следующие технологические операции: распределение газа по скважинам, регулирование расхода и давления газа, очистка газа от твердых и жидких примесей; измерение расхода, температуры и давления газа, количества отделяемых твердых и жидких компонентов, испытание скважин. На ГРП регуляторы давления не устанавливаются. Регулирование давления осуществляется дросселированием в штуцерах. На нагнетательных линиях ГРП предусмотрена установка обратных клапанов;
— компрессорная станция для сжатия газа, подаваемого в ПХГ (ДКС);
— аппараты для очистки и осушки газа;
— маслоотделители, если на КС установлены ГМК;
— вспомогательное оборудование: обогреватели у устья скважин для предотвращения образования гидратов и замерзания сборных линий; установки для ввода метанола; аппараты воздушного охлаждения газа (АВОГ) для охлаждения сжатого газа; контрольно-измерительные приборы – на центральном пункте.
В схеме обустройства ПХГ (рис. 9.7) обычно разделяют стороны высокого и низкого давления. Сторона высокого давления включает все трубопроводы и аппараты, относящиеся к нагнетательной линии, считая от выкида компрессоров последней ступени сжатия до пласта. Сторона низкого давления начинается за штуцером, включает установку осушки, соединительный и магистральный газопроводы.
Газ из МГ поступает на предварительную очистку в скрубберах, затем на ДКС. Газ, сжатый поршневыми компрессорами, очищается от масла в сепараторах, охлаждается в АВОГ и проходит через маслоохладители. При сжатии газа с помощью центробежных нагнетателей дополнительная очистка в сепараторах и маслоотделителях на ДКС не производится.
По коллектору очищенный газ поступает на газораспределительный пункт, где распределяется по скважинам и замеряется расходомерами. ГРП может находиться на территории КС или на значительном расстоянии от нее. Во избежание обратного хода газа при остановке компрессоров на выходе ДКС ставят обратные клапаны.
Рис. 9.7. Схема технологической обвязки ПХГ
При отборе газа из хранилища его направляют в сепаратор первой ступени, где отделяются капельная влага и твердые частицы, далее – в сепаратор второй ступени, работающий при давлении газопроводной системы. Затем газ проходит расходомер, обратный клапан и попадает в коллектор, ведущий на установку осушки. После осушки расход газа измеряют общим расходомером, затем газ поступает в подводящий МГ. На коллекторе между ГРП и скважинами устанавливают предохранительный клапан (ПК) на случай недопустимого повышения давления в низконапорной части системы.
Если газ отбирают из ПХГ при помощи ДКС, то после очистки и компремирования он подается на установку осушки, а затем поступает в магистральный газопровод.
Источник: infopedia.su