Хранение подземных газов
Еще три века назад слова “газ” не существовало. Его впервые ввел в XVII веке голландский ученый Ван-Гельмонт. Оно определяло вещество, в отличии от твердых и жидких тел способное распространятся по всему доступному ему пространству (в обычных условиях) без скачкообразного изменения своих свойств. С тех пор слово “газ” во все основные языки мира. Среди известного комплекса естественных полезных ископаемых, относящихся к топливно-энергетичесской группе, одно из основных по использованию в народном хозяйстве странны занимают природные горючие газы.
В топливно-энергетичесских ресурсах мира природный газ оценивается в 630 млрд. тут, что составляет 4,9% от общей суммы топливных ресурсов, а возможное извлекаемое количество его определяется в 500 млрд. тут, т. е. Около 80% от прогнозных ресурсов. Известно, что доля природного газа в общемировом энергетическом балансе с 1900 г. возрастала медленными темпами и в мировом потреблении различных видов топлива в начале текущего столетия оценивалось в 0,9%.
Природный газ имеет широкое применение в народном хозяйстве. Также природный газ лучший вид топлива. Его отличают полноте сгорания без дыма и копоти; отсутствие золы после сгорания; легкость розжига и регулирование процесса горения. Запасы природного газа на нашей планете очень велик. Он является источником сырья для химической промышленности. Помимо природного газа существует искусственный газ. Впервые он был получен в лабораторных условиях в конце XVIII века. Искусственным газом сначала освещались улицы и помещения, поэтому его и назвали “светильным газом”. Помимо названных газов существуют также попутные нефтяные газы. По своему происхождению тоже является природным газом. Особое название он получил потому, что находится в залежах вместе с нефтью – он растворен в ней и находится над нефтью, образовывая газовую “шапку”. При извлечении нефти на поверхность он вследствие резкого давления отделяется от нее.
Основной составной частью природного газа является метан (CH4). Кроме метана в состав природного газа входят его ближайшие гомологи: этан, пропан, бутан. Содержание метана в природном газе обратно пропорционально общей молекулярной массе углеводорода. Различный состав имеет природный газ различных месторождений. Средний его состав следующий: метан-80,97% , этан-0,5-0,4 , пропан-0,2-1,5% , бутан-0,1-1% , пентан 0-1% . На другие газы приходится от 2% до 13% объема.
Природный газ ныне широко используется в качестве топлива и сырья для химической промышленности. Как источник энергии природный газ является одним из главных на Земле, уступая лишь нефти. Это связанно с преимуществами природного газа над другими видами топлива. Теплота сгорания очень высока, его подачу в печь легко регулировать, он не оставляет золы и является самым экологически чистым топливом, вот почему сейчас природный газ как источник энергии используется чаще чем каменный уголь, хоть и имеет меньший КПД.
Также немало важна роль природного газа как сырья химической промышленности. Именно использование природного газа помогло синтезировать многие химические вещества, несуществующие в природе (например полиэтилен).
Наибольшее значение с точки зрения снабжения газом объектов народного хозяйства имеет подземное хранение газа в естественном состоянии в природных ёмкостях (см. газовое хранилище), а также в газгольдерах низкого, среднего и высокого давления.
Хранение сжиженных углеводородных газов (СУГ) осуществляется в резервуарах и подземных ёмкостях при газобензиновых и нефтеперерабатывающих заводах, установках стабилизации нефти, газоприёмораздаточных заводах и газонаполнительных станциях, для обеспечения нормальной эксплуатации трубопроводов СУГ, для регулирования сезонной неравномерности потребления газа и пиковых нагрузок и других целей. Выбор способа хранения СУГ и их смесей определяется их физико-химическими и термодинамическими свойствами. Хранение СУГ под высоким давлением осуществляется в стальных надземных, подземных или с засыпкой грунтом резервуарах, шахтных хранилищах и подземных ёмкостях, создаваемых в отложениях каменной соли (см. соляные хранилища). Резервуары под высокое давление имеют сравнительно небольшой объём (до 2000 м3) и являются весьма пожаро- и взрывоопасными, поэтому к ним предъявляются повышенные требования по технике безопасности. Перспективно хранение газа в сжиженном состоянии в подземных ёмкостях, создаваемых в отложениях каменной соли. Низкотемпературное (изотермическое) хранение СУГ производится в стальных или железобетонных теплоизолирующих резервуарах и подземных ледопородных ёмкостях. Низкотемпературные хранилища газа состоят из одного или несколько низконапорных резервуаров, в которых накапливается и хранится при избыточном давлении около 5000 Па сжиженный природный газ (температура около — 160°С) или сжиженные углеводородные газы (пропан при температуре — 42,1°С, H-бутан — 0,6°С).
III Подземное хранение газа в выработанных в нефтяных и
Истощенные газовые месторождения во многих случаях оказываются наилучшими объектами для создания в них ПХГ, так как месторождение полностью разведано, известны геометрические размеры и форма площади газоносности, геолого-физиче- ские параметры пласта, начальные давления и температура, состав газа, изменение во времени дебитов скважин, коэффициентов фильтрационных сопротивлений А и В, режим разработки месторождения, технологический режим эксплуатации, герметичность покрышки.
На месторождении имеется
При проектировании строительства
подземного хранилища в истощенном
газовом месторождении
После этого проводят ревизию технологического состояния скважин, оборудования устья, промысловых газопроводов, сепараторов, компрессоров, определяют виды ремонта, замены, а также необходимость строительства новых сооружений.
Особое внимание уделяют определению герметичности скважин, скорости и интенсивности процессов коррозии металлического промыслового оборудования и разработке мероприятий по борьбе с ней, комплексной автоматизации работы всех элементов оборудования подземного хранилища, повышению производительности труда, охране окружающей среды, источников питьевой воды в верхних горизонтах.
Хранение газа в виде смесей углеводородов имеет преимущество при трубопроводном транспорте природного газа в виде смесей с тяжёлыми углеводородами (пропан, бутан) и хранении его в низкотемпературных резервуарах за счёт снижения давления насыщенных паров смесей. Трудносжижаемые газы могут храниться в растворённом (абсорбировнном) состоянии в других более легко сжижаемых газах либо в связанном (адсорбированном) виде в твёрдом адсорбенте.
Хранение сжиженного природного газа (СПГ) осуществляется только в низкотемпературных (изотермических) резервуарах (см. сжижение природного газа). Трудности, возникающие при этом, вызваны низкой температурой хранения (для метана — 161,5°С при 0,1 МПа), малой теплотой испарения СПГ, относительно узким диапазоном температур, при которых они находятся в жидком состоянии, и др. Применение высококачественной теплоизоляции — непременное условие длительного и надёжного изотермического хранения СПГ.
Возможно хранение газа в виде гидратов. Стабилизацию полученного гидрата обеспечивают путём выдержки его при рабочем давлении и температуре -10°С в течение суток. Плотность гидратов равна 0,9-1,1 г/см3, т.е. несколько превышает плотность льда (0,917 г/см3). Получение газа из гидрата достигается его нагреванием.
Сопоставление технико-экономических показателей показывает, что хранение газа в истощённых месторождениях имеет наибольший диапазон применения по объёму (от 150 до 400 млн. м3) и максимальному суточному отбору, хранение газа в водоносных пластах наиболее эффективно при объёмах активного газа более 3 млрд. м3, хранение газа в соляных отложениях целесообразно при объёмах до 130 млн. м3 и средних значениях отбора газа, низкотемпературное хранение газа наилучшим образом используется в области больших отборов газа, т.е. для компенсации непродолжительных, но больших по амплитуде пиковых нагрузок потребления газа.
Для хранения больших количеств СУГ целесообразно использование способа изотермического и подземного хранения газа. При изотермическом хранении газа расход металла снижается в 3-12 раз, т.к. один вид продукта в большинстве случаев помещается в одном крупном резервуаре (до 100-150 тысяч м3). Анализ опыта эксплуатации хранилищ СУГ большой и средней вместимости (5-50 тысяч м3) показывает, что изотермические хранилища по экономическим показателям уступают подземным хранилищам в соляных формациях, но превосходят хранилища под давлением и очень часто подземные шахтные хранилища, сооружаемые с помощью горных работ. Для хранения значительных объёмов СУГ (более 20 тысяч м3) наиболее эффективны подземные хранилища в отложениях каменной соли.
IV Охрана окружающей среды при хранении газа
Охрана окружающей среды при хранении газа заключается в организации санитарно-защитных зон вокруг хранилища газа. Выделяют 3 зоны санитарной охраны: вокруг насосных агрегатов, трубопроводов, нагнетательных коллекторов, поглощающих и эксплуатационных скважин, аварийных ёмкостей (около 30-50 м); по дальности распространения компонентов загрязнения в грунтовом потоке (порядка сотен м); по площади, отвечающей приведённому радиусу влияния каждого полигона (от несколько км до десятков км). В пределах этих зон должен быть обеспечен технический, гидрогеологический, гидрохимический, микробиологический и геофизический контроль, а также контроль за газовыделением.
Природный или искусственный резервуар для хранения газа. Различают Г. х. наземные (см. Газгольдер) и подземные. Основное промышленное значение имеют подземные Г. х., способные вмещать сотни млн. м3 (иногда млрд. м3) газа. Они менее опасны и во много раз экономически эффективнее, чем наземные. Удельный расход металла на их сооружение в 20-25 раз меньше. В отличие от газгольдеров, предназначенных для сглаживания суточной неравномерности потребления газа, подземные Г. х. обеспечивают сглаживание сезонной неравномерности. В зиму 1968-69 из подземных Г. х. в Москву в сутки подавалось до 20 млн. м3 природного газа, а из газгольдеров - только 1 млн. м3. Летом, когда резко уменьшается расход газа, особенно за счёт отопления, его накапливают в Г. х., а зимой, когда потребность в газе резко возрастает, газ из хранилищ отбирают (рис.). Кроме того, подземные Г., х. служат аварийным резервом топлива и химического сырья.
Газотранспортная система, рассчитанная на максимальную потребность в газе, на протяжении года будет не загружена, если же исходить из минимальной подачи, то город в отдельные месяцы не будет полностью обеспечен газом. Поэтому газотранспортную систему сооружают исходя из средней её производительности, а вблизи крупных потребителей газа создают Г. х. Сезонную неравномерность потребления газа частично выравнивают с помощью т. н. буферных потребителей, которые летом переводятся на газ, а зимой используют др. вид топлива (обычно мазут или уголь).
Подземные Г. х. сооружаются двух типов: в пористых породах и в полостях горных пород. К первому типу относятся хранилища в истощённых нефтяных и газовых месторождениях, а также в водоносных пластах. В них природный газ обычно хранится в газообразном состоянии. Ко второму типу относятся хранилища, созданные в заброшенных шахтах, старых туннелях, в пещерах, а также в специальных горных выработках, которые сооружаются в плотных горных породах (известняках, гранитах, глинах, каменной соли и др.). В полостях горных пород газы хранятся преимущественно в сжиженном состоянии при температуре окружающей среды и при давлении порядка 0,8-1,0Мн/м2 (8-10кгс/см2) и более. Обычно это пропан, бутан и их смеси. С начала 60-х гг. применяется в промышленных масштабах подземное и наземное хранение природного газа в жидком состоянии при атмосферном давлении и низкой температуре (т. н. изотермические хранилища).
Наиболее дёшевы и удобны Г. х., созданные в истощённых нефтяных и газовых залежах. Приспособление этих ёмкостей под хранилища сводится к установке дополнительного оборудования, ремонту скважин, прокладке необходимых коммуникаций. В тех районах, где нужны резервы газа, а истощённые нефтяные и газовые залежи отсутствуют, Г. х. устраивают в водоносных пластах. Г. х. в водоносном пласте представляет собой искусственно созданную газовую залежь, которая эксплуатируется циклически. Для устройства такой залежи необходимо, чтобы водоносный пласт был достаточно порист, проницаем, имел бы ловушку для газа и допускал оттеснение воды из ловушки на периферию пласта. Обычно ловушка - это куполовидное поднятие пласта, перекрытое непроницаемыми породами, чаще всего глинами. Газ, закачанный в ловушку, оттесняет из неё воду и размещается над водой. Плотные отложения, образуя кровлю над пластом-коллектором, не позволяют газу просочиться вверх. Пластовая вода удерживает газ от ухода его в стороны и вниз. При создании Г. х. в водоносном пласте основная трудность состоит в том, чтобы выяснить, действительно ли разведываемая часть пласта представляет собой ловушку для газа. Кроме того, необходимо в условиях обычно значит, неоднородности пласта наиболее полно вытеснить из него воду, не допуская при этом ухода газа за пределы ловушки. Создание Г. х. в водоносном пласте продолжается в среднем 3- 8 лет и обходится в несколько млн. руб. Срок окупаемости капитальных затрат составляет 2-3 года. Г. х. в водоносных пластах устраивают обычно на глубине от 200- 300 до 1000-1200 м.
В СССР на основе теоретических работ И. А. Чарного разработано и впервые в мире осуществлено в промышленных масштабах вблизи Ленинграда (Гатчинское подземное Г. х.) хранение газа в горизонтальных и пологопадающих водоносных пластах (1963). Этот метод основан на том, что газовый объём, находящийся в водонасыщенной пористой среде (при достаточно больших его размерах), расплывается в горизонтальном пласте очень медленно и утечки не имеют существенного значения. Хранение газа без ловушек представляет большой практический интерес, поскольку во многих газопотребляющих районах отсутствуют благоприятные условия для создания водоносных газохранилищ обычного типа.
Из Г. х. в полостях горных пород наибольшее значение имеют хранилища, сооруженные в отложениях каменной соли. Создание такой ёмкости в 10-20 раз дешевле, чем в др. горных породах. Ёмкость в каменной соли создаётся обычно путём выщелачивания её водой через скважины, которые используются затем при эксплуатации хранилища. Объём одной каверны достигает 100-150 тыс. м3. Размыв такой каверны продолжается 3-4 года. Хранилище в соли сооружают на глубине от 80-100 до 1000 м и более. Для хранения природного газа целесообразны глубокие хранилища, т. к. в них можно поддерживать более высокие давления и, следовательно, содержать в заданном объёме больше газа.
Особое место занимают изотермические подземные Г. х. (например, для сжиженного метана), которые представляют собой котлован с замороженными стенками. Верхняя часть резервуара укреплена бетонным кольцом, на которое опирается стальная крыша с теплоизоляционным материалом. Для сооружения изотермического хранилища по его периметру бурится кольцевая батарея скважин, с помощью которых грунт вокруг будущего хранилища на период строительства замораживается. После сооружения ёмкости и заполнения её сжиженным метаном надобность в морозильных скважинах отпадает. Сжиженный метан хранится при атмосферном давлении и температуре - 161, - 162 °С. Толщина замороженных грунтовых стенок резервуара медленно растет и достигает 10-15 м. Потери тепла со временем уменьшаются. Низкая температура в хранилище поддерживается за счёт испарения части метана (2-4% в месяц). Пары собираются, сжижаются и возвращаются в хранилище. Отбор метана производится погружными центробежными насосами и последующей регазификацией жидкости на специальных установках. Изотермические Г. х. создают в различных условиях, в том числе и в слабоустойчивых грунтах. Геометрическая ёмкость их достигает 80 тыс. м3. Изотермическое хранение метана обычно значительно дороже, чем хранение его в газообразном состоянии в водоносных пластах. Для хранения углеводородов в жидком состоянии применяются и наземные ёмкости - стальные резервуары с двойными стенками, между которыми помещен теплоизоляционный материал. Наземные изотермические Г. х. относительно дороги и металлоёмки, поэтому они распространены мало.
Историческая справка. Первое подземное Г. х. сооружено в Канаде (1915) в истощённой залежи. Наибольшее развитие подземное хранение газа получило в США, где в 1968 насчитывалось 330 Г. х., общая ёмкость которых составляла 124 млрд. м3. Подземные Г. х. имеются также в ГДР, Польше, Чехословакии, ФРГ, Франции и др. странах. В СССР первым было сооружено Башкатовское Г. х. в Куйбышевской обл. (1958) на базе истощённой газовой залежи. В 1959 началось заполнение газом Калужского водоносного газохранилища, и с 1963 оно эксплуатируется. Его объём - 400 млн. м3. Позднее в водоносном пласте было создано одно из крупнейших в мире - Щёлковское Г. х.; в нём хранится около 3,0 млрд. м3 газа, максимальное давление - 11 Мн/м2 (110 кгс/см2). Рабочий расход газа по этому хранилищу достигает 15 млн. м3 в сутки.
В СССР газ в промышленных масштабах отбирается из 5 Г. х., созданных в истощённых залежах, и из 7 - в водоносных пластах; два Г. х. сооружены в отложениях каменной соли (1969). Два крупных подземных Г. х. созданы в истощённых газовых месторождениях Саратовской обл. В них производится закачка газа из мощной системы газопроводов Средняя Азия - Центр. Начаты работы по сооружению крупнейших Г. х. на базе истощённых месторождений Зап. Украины, Башкирии и Азербайджана. Значительно расширяются Калужское, Щёлковское (РСФСР) и Олишевское (УССР) хранилища; заполняются газом Краснопартизанское (УССР), Инчукалнское
(Латвийская ССР) и др. хранилища. К 1975 общую ёмкость отечественных подземных Г. х. намечено довести до 51 млрд. м3.
Хранение газа в истощенных газовых и нефтяных месторождениях весьма экономично, так как на разведку и устройство хранилищ в этом случае требуется минимум затрат. Однако такие хранилища можно создавать, как правило, в районе добычи газа, в то время как большая часть газа передается потребителям, расположенным от места добычи на тысячи километров. Поэтому преимущественное применение хранилища, создаваемые в ловушках пластовых водонапорных систем, залегающих вблизи основных потребителей газа.
Предельное давление газа в подземном хранилище в основном зависит от глубины залегания пласта и в среднем составляет 0,1 МПа на каждые 10 м глубины. Подземные хранилища, занимая малую площадь, способны вмещать сотни миллионов и даже миллиарды кубометров газа. Они намного безопаснее наземных, позволяют экономить огромное количество металла, не занимают пахотную землю.
24—25 сентября в поселке Бозой Шалкарского района Актюбинской области прошло празднование 30-летия со дня образования Бозойского подземного хранилища газа. В рамках праздника состоялись концерты, конноспортивные соревнования, а также торжественное собрание. На нем заместитель генерального директора ЗАО «Интергаз Центральная Азия» П. В. Климов за значительный вклад в развитие подземного хранилища газа «Бозой» и за высокие производственные показатели Почетной грамотой Министерства энергетики и минеральных ресурсов были награждены оператор по добыче газа оперативной производственной службы Бактыбай Кеулимжаев, почетными грамотами АО «НК «КазМунайГаз» — оператор по добыче газа оперативно-производственной службы Айдулла Кошабаев и начальник оперативно-производственной службы Елемес Алимбетов, а бурильщик участка капремонта скважин Аюпнаби Жубаназаров и мастер по исследованию скважин геологической группы Куатжан Шаханов награждены почетной грамотой АО «КазТрансГаз».
Бозойское газовое месторождение было открыто трестом «Актюбнефтеразведка» в 1964 году. В это месторождение входят два газонасосных объекта — «Жаманкоянкулак» и «Жаксыкоянкулак». В 1967 году был произведен подсчет запасов газа с утверждением их в Государственном комитете запасов. Первоначальные запасы в двух месторождениях составляли соответственно 11,785 и 12,248 млрд. м3. Их обустройство было начато в 1967 году. Промышленная эксплуатация месторождения началась в следующем году. В начальной стадии газ подавался для собственных нужд Аральского ЛПУ, а затем, с вводом дожимной компрессорной станции, газ был подан в магистральный газопровод Бухара — Урал.
По окончании промышленной разработки залежей на территории бывшего месторождения было создано подземное хранилище газа, которое предназначено для выравнивания сезонной неравномерности газопотребления промышленных предприятий Урала и Актюбинской области.
Пробная закачка газа в месторождение «Жаманкоянкулак» была осуществлена в 1974 году, а 28 ноября 1975 года Министерством газовой промышленности СССР был подписан приказ о переводе месторождения в статус подземного хранилища газа. В 1983 году началась пробная закачка газа в месторождение «Жаксыкоянкулак».
По геоботаническому районированию место расположения подземного хранилища «Бозой» входит в зону пустынь. Район относится к категории необжитых. Поселок Бозой с населением 3 500 человек является самой южной точкой Актюбинской области и граничит с Республикой Узбекистан. В летнее время максимальная температура воздуха здесь достигает 40 градусов и в зимнее время понижается до —40 градусов. Характерны постоянные ветры различного сезонного направления.
Сегодня подземное хранилище газа полностью обустроено, пробурены и введены в эксплуатацию скважины, обеспечивающие закачку и отбор до 3,5 млрд. м3 газа. Естественно, все это создано людьми, теми, кто стоял у истоков и кто работает сегодня. В таких климатических условиях могут выдержать только сильные духом.
Не случайно аральцы считают мужественными людьми именно своих земляков-бозойцев. В разведке, проектировании, создании и эксплуатации подземного хранилища «Бозой» принимали участие предприятия газовой промышленности бывшего Советского Союза, такие как КНИИГаз (город Москва), ВНИИПИГаздобыча (город Саратов), ПО «Актюбенефтеразведка», ПО «Союзбургаз», Среднеазиатская экспедиция глубокого бурения.
Подземное хранилище «Бозой» является структурным подразделением ЗАО «Интергаз Центральная Азия», которое в свою очередь входит в состав АО «КазТрансГаз». Последнее создано в 2000 году для приобретения, управления и эксплуатации инфраструктуры газотранспортной системы в Казахстане. АО «КазТрансГаз» контролирует основную сеть транспортировки газа Казахстана протяженностью более 10 тысяч километров с годовой пропускной способностью до 190 миллиардов кубических метров.
III Подземное хранение газа в выработанных в нефтяных и
IV Охрана окружающей среды при хранении газа
V
Список использованной литературы:
Коротаев Ю. П. Ширковский А. И. «Транспорт и хранение нефти и газа»
В.Г. Васильева и И.П. Фабрева «Газовые и газоконденсатные месторождения»
http://www.kazpravda.kz/rus/
Сегодня для
Казахстана газ является одним
из основных приоритетов в
нефтегазовой промышленности и
не развивать эту отрасль
- Хранение продовольственных товаров
- Хранение продовольственных товаров
- Хранение продуктов
- Хранение продуктов в холодильнике. Размораживание. Сроки годности продуктов
- Хранение ржи
- Хранение сельскохозяйственной продукции
- Хранение сельскохозяйственных производства
- Хранение муки, крупы и макаронных изделий
- Хранение мяса
- Хранение овощей
- Хранение охлажденных и замороженных продуктов
- Хранение охлажденных продуктов. Изменения, происходящие при хранении
- Хранение пищевых продуктов
- Хранение пищевых продуктов
