Similar presentations:
Подземное хранение газа и жидкости
1.
ПОДЗЕМНОЕ ХРАНЕНИЕГАЗА и ЖИДКОСТИ
к.т.н. Самуйлова Лариса
Викторовна
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина
2.
Первое в мире подземное хранилищегаза было создано в выработанной
залежи в Канаде Уэленд Каунти в
1915 г.
Первое в СССР - ПХГ создано в
Башкатовском истощённом газовом
месторождении на востоке
Куйбышевской области. Закачка
была начата 5.05.1958 г.
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина
3.
В единую систему газоснабжения(ЕСГ) входят 26 объектов
подземного хранения газа, из
которых 8 сооружены в водоносных
структурах и 17 в истощенных
газовых месторождениях, 1 объект в
соляных ковернах.
В Северной Америке (США и
Канада) функционируют 434 ПХГ.
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина
4.
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина5.
Количество и активная емкостьдействующих ПХГ по странам мира, 2008-11 г.
Страна
США
Россия
Украина
Германия
Италия
Канада
Франция
Нидерланды
Узбекистан
Австрия
Казахстан
Великобритания
Венгрия
Чехия
Испания
Словакия
Румыния
Латвия
Польша
Азербайджан
Китай
Дания
Австралия
Белоруссия
Бельгия
Хорватия
Япония
Болгария
Сербия
Ирландия
Аргентина
Португалия
Армения
Кыргызстан
Швеция
Количество ПХГ
Активная емкость,
млн м³
400
25
13
43
10
53
15
3
3
5
3
5
5
8
3
2
8
1
6
2
1
2
4
2
1
1
4
1
1
1
2
1
1
1
1
129800
70400
32130
19545
17415
17280
12255
5000
4600
4230
4203
4050
3720
2891
2775
2750
2694
2300
1575
1350
1130
1000
934
750
625
558
542
500
450
210
200
150
110
60
10
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина
6.
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина7.
Единую систему газоснабжения можнопредставить в виде четырёх
относительно независимых по характеру
и критериям функционирования
подсистем:
источники природного газа;
сооружения по его обработке
(подготовке);
магистральные газовые сети;
потребители газа.
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина
8.
Общая протяжённость магистральных газопроводовРоссии, находящихся в настоящее время в
эксплуатации, составляет около170 тыс. км. Общее
число компрессорных станций (КС) в системе ОАО
«Газпром» составляет 255.
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина
9.
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина10. Объекты строительства и расширения ПХГ
ОслоСтокгольм
Штокмановское
Хельсинки
Калиниградско
е
С
СПГ
Рига
СЗФО
Санкт-Петербург
Новопортовско
е
Гатчинское
Вильнюс
Невское
Уренгойско
е
Вуктыльско
е
Заполярное
Надым
Скалинское
Калужское
Пунгинское
Щелковское
Москва
Киев
Н.Новгород
Касимовско
е
Увязовское
Елшанское
ое
Донецк
Ростов-на-Дону
П.-Уметское
Саратов
Краснодар
Краснодарско
е
Самара
Степновско
е
Волгоград
Кущевское
С
ШамхалБулак
Арбузовское
Самарские
УФО
Пермь
Уфа
Канчуринско
е Мусинское
Екатеринбург
СФО
Шатровское
Мыльджинское
Колмаковское
Челябинск
Омск
Новосибирск
Совхозное
Волгоградское
СевероСтавропольско
Астрахань
е
С
С
ПФО
Днепропетровск
Тбилиси
Удмуртский
Р.К.
Казань
Воронеж Беднодемьяновск
Харьков
Березниковск
ое
ЦФО
Новомосковс
к
С
С
Одесса
Ямбургское
Медвежье
Ухта
Торжок
Минск
Тамбейское
бованенковско
е
Оренбургское Оренбург
разрабатываемые
месторождения
Астраханск
ое
месторождения,
подготовленные к разработке
ЮФО
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина
действующие
ПХГ
Расширяемые
ПХГ
Планируемые и
создаваемые ПХГ
11. Доля ПХГв балансе газа РФ
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина12. Хранение российского газа за рубежом
Основные преимущества:повышение надежности экспортных поставок;
увеличение объема экспорта;
осуществление спотовых продаж газа;
повышение имиджа ОАО «Газпром».
Организационные формы хранения газа
совместные предприятия (взнос в уставной
капитал в основном буферным газом);
аренда мощностей.
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина
13.
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина14. Функции хранения газа
Покрытие сезонной неравномерностигазопотребления, связанной с
отопительной нагрузкой в зимнее время
Уменьшение капитальных вложений в
магистральный газопровод и
компрессорные станции.
Создание условий для ритмичной
работы источников газа и сооружений
МГ
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина
15. Неравномерность потребления газа
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина16. Функции хранения газа
Создание государственных запасов газав необходимых районах страны
Сохранение нефтяного газа в новых
нефтедобывающих районах
Увеличение коэффициента нефтеотдачи
в старых нефтедобывающих районах в
случае создания ПХГ в выработанных
месторождениях
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина
17. Функции хранения газа
Создание запасов сырья и топлива длянефтехимических комбинатов и запасов
готовой продукции после её выработки
Повышение надёжности работы системы
дальнего транспорта в целом:
страхование нештатных ситуаций в ЕСГ
Газпрома, обеспечение надёжности
экспорта и регулирование сезонной
неравномерности экспортных поставок
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина
18. По основному назначению:
ПХГоперативные
резервные
базисные
долгосрочный
резерв
пиковые
стратегический
резерв
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина
19. Классификация газохранилищ
Хранилища горючих газовПодземные
поверхностные
Газопроводы
Залежи негорючих газов
N2, CO2, H2S3
Наземные
хранилища
Подземные
хранилища
Пористый
резервуар
Истощенные
месторождения
Высокого
давления
Полый
резервуар
Водоносные
пласты
Существующие
горные
выработки
Специальные
горные
выработки
Газовые
Искусственные
ловушки
Шахты
В каменной
соли
Газоконденсатные
Естественные
ловушки
Рудники
В устойчивых
породах
Тоннели
В неустойчивых породах
Нефтяные
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина
Низкого
давления
Естественные
полости
Пещеры
20. Классификация подземных газонефтехранилищ в зависимости от горногеологических условий
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина21. Условия создания подземных хранилищ газа в пористых средах
Пласт, в котором создаётся хранилище, должен достаточно легко и внеобходимых объёмах принимать газ, длительное время его сохранять
и отдавать, когда это потребуется.
Проницаемость должна быть не менее 0,2– 0,3 мкм2
Мощность – не менее 4 – 6 м.
Пористость не ниже 10 – 15%.
Максимальное пластовое давление не должно превышать
гидростатическое больше чем 1,54 раза, как правило Ргор=(1,3-1,5)Ргид.
Создание ПХГ без осложнений происходит при изменении градиента
давления до 0,0134 МПа/м.
Проницаемость покрышки, обычно представленной глинами, не должна
быть более сотых долей мД.
Объём водонапорной системы, если нет области её стока, должен
превосходить объём хранилища в несколько сот раз. В противном
случае заполнение хранилища газом за счёт упругости системы будет
затруднено.
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина
22. Классификация запасов газа в ПХГ
Общий объемАктивный объем
Буферный объем
Рабочий объем
Закачанный газ
Долгосрочный резерв
Стратегический резерв
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина
Остаточные запасы
23.
Буферный газ – объем природного газа в хранилище, необходимый дляподдержания давления, обеспечивающего технологическую целостность,
эффективную и безопасную эксплуатацию этого хранилища
~70 %
объема буферного газа
~30 %
объема буферного газа
безвозвратные потери
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина
восполнение стоимости
закачки буферного газа
при ликвидации ПХГ –
в последний год
эксплуатации
24. Классификация запасов газа в ПХГ
Активный объем газа –максимально возможный проектныйобъем отбираемого/закачиваемого газа.
Буферный объем газа –минимальный проектный объем газа в
пласте, необходимый для обеспечения оптимального режима
эксплуатации ПХГ.
Рабочий объем газа – фактически отбираемый/закачиваемый в
течение одного сезона объем газа.
Долгосрочный резерв – часть активного объема газа,
отбираемого из ПХГ при возникновении нештатных ситуаций
(аварии, невыполнение плановых заданий при добыче газа из
месторождений и т.п.).
Стратегический резерв – часть активного объема газа,
используемая в случае возникновения форс-мажорных ситуаций
(войны, нестабильная политическая обстановка и т.п.) для
обеспечения энергетической безопасности государства.
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина
25.
Величина активного объема газа может бытьопределена по коэффициенту месячной
неравномерности газопотребления:
n
n
1
1
Qa Qсм Qmi Qсм 1 k mi
Величина буферного объема газа может быть
определена:
Qб
Vк PсрTст
Tпл zPат
Vк
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина
- объем
газонасыщенного
коллектора.
26. Структура потребности в активном объеме газа
10%2%
4%
для
потребителей
России
для экспортных
поставок
12%
РЕЗЕРВЫ: на
холодные зимы
оперативные
20%
текущие
52%
долгосрочный
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина
27. Отличия ПХГ от месторождения
Месторождение1.
Естественная залежь
2.
Работает на истощение,
Кг – 70-90%
3.
Работает только на
отбор
4.
Эксплуатируется в
течение нескольких лет.
5.
6.
Количество скважин не
велико
1.
2.
3.
4.
5.
6.
Компрессорный отбор
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина
ПХГ
Искусственная залежь
Работает на закачку и
отбор, Vбуф около 50%
Работает на закачку и
отбор
Эксплуатация бессрочная.
Отбор и закачка
проводятся за 90-180
суток
Количество скважин на
порядок больше
Как правило компрессорная закачка
28. Этапы создания и эксплуатации ПХГ
ЭТАПЫРазведка
общие
геологические
исследования и
поиск объектов
для ПХГ;
сейсмика;
структурное и
глубокое бурение
скважин;
изучение
геологического
строения;
гидродинамические
исследования
выбор объекта
Проектирование
анализ
имеющейся
геолготехнологической
информации и
потоков газа;
определение
технологических
показателей ПХГ;
экономические
исследования;
экологические
исследования;
утверждение
проекта
Строительство
бурение и
обвязка
скважин;
КС;
ГСП;
установка
подготовки газа;
очистные
сооружения;
СГ и
промысловый
коллектор
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина
Эксплуатация
ОПЭ
уточне-
Циклическая
(промышленная)
ние
исходной
информац
ии;
корректи-
заданном
технологич
еском
режиме;
ровка
проектных
показателей
авторский
надзор;
работа в
модернизация
29.
30. Состав технологического проекта
Определение величиныВыбор максимального и
минимального давлений
Определение максимальной
Определение сроков
создания ПХГ
Система контроля и
наблюдений за
технологическим
процессом
Рекомендации по
подготовке газа на
хранилище
Экономическая
эффективность ПХГ
Охрана окружающей
среды
активного объема газа
суточной
производительности
хранилища
Обоснование числа
эксплуатационных скважин,
системы их размещения и
конструкции, возможности
использования ранее
пробуренных скважин
Обоснование величины
буферного объема газа
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина
31. Гистерезисные кривые
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина32. Гистерезисная кривая создания ПХГ в истощенном нефтяном месторождении с газовой шапкой
Объем закаченного газагаза,млн.м3/сут
700
600
500
400
300
200
100
0
6
8
10
12
14
16
Средневзвешенное пластовое давление, МПа
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина
18
20
33.
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина34. Подземная часть
ПХГ Стенлиль в Дании (компания ДОНГ)РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина
35.
1 - магистральный газопровод2 - соединительный газопровод
3 - территория станции ПХГ
4 – пылеуловители
5 - компрессорная станция
6, 13 – сепараторы
7 – градирня
8 - установка очистки
9 - газораспределительный пункт
10 - эксплуатационные скважины
11, 17, 19 - водоносный пласт
12 – шлейфы
14 – установка осушки
15 - непроницаемая покрышка
16 - выклинивание пластов
18 – литологические изменения
20 – разрывные нарушения
21 – контрольные скважины
22 – наблюдательные скважины
23 – вторичная залежь
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина
36.
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина37. Устье газовой скважины
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина38.
Скважина закрыта защитным кожухом. ПХГ находится в 500 м от жилыхдомов ПХГ Гроненген в Голландии
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина
39. По технологическому назначению скважины на ПХГ подразделяются:
эксплуатационные, для закачки и отборагаза;
нагнетательные, только для закачки газа;
поглотительные, для сброса промстоков;
разгрузочные, для возможной разгрузки
скоплений газа в вышележащих пластах.
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина
40.
геофизические (без сообщения внутреннейчасти эксплуатационной колонны с
пластом-коллектором), для наблюдений за
динамикой высоты и газонасыщенности
газовой залежи, а также за состоянием
возможной газонасыщенности
вышележащих пластов;
наблюдательные-пьезометрические, для
наблюдений за состоянием водоносной
части пласта-коллектора;
контрольные, для наблюдений за
герметичностью хранилища по
вышезалегающим контрольным горизонтам.
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина
41. Горизонтальные скважины
Имеют более высокуюпроизводительность, чем
вертикальные
Позволяют получить высокие
дебиты при достаточно низких
депрессиях
На ПХГ широко используются с
1993 г.
Стоимость ГС на 25-40% выше ВС
На Кущевском ПХГ пробурено и
находится в эксплуатации более 70
горизонтальных скважин, дебит
которых в 2.5-4.0 раза выше
вертикальных
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина
42. Ликвидированная скважина
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина43. Хранилища в водоносных пластах
PmaxPпл
ГВК
Коэффициент
использования
ловушки
1
1
MAX
1
V
R
2
3
4
5
t
6
Годы
Pmin
Активный
объем
Буферный
объем
t
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина
44. Хранилища в истощенных ГМ и ГКМ
Сокращаются затраты на разведкуструктуры
Остаточные запасы газа позволяют
сократить объем
газа
закачиваемого буферного
Используются скважины месторождения
Увеличивается коэффициент
конденсатоотдачи за счет закачки газа в
пласт
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина
45. ПХГ в истощенных НМ
Окклюдированный газ – это газ, выделившейся из нефти при снижении пластовогодавления ниже давления насыщения. При дальнейшем снижении давления пузырьки
окклюдированного газа, увеличиваясь в размерах, сливаются и могут несколько
увеличить объем свободного газа.
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина
46. Причины возникновения межколонных газопроявлений
недостаточная герметичность резьбовых соединений обсадных трубэксплуатационной колонны, источник газопроявлений находится
внутри
эксплуатационной колонны, заполненной газом;
некачественное цементирование эксплуатационной колонны;
источник газопроявлений находится непосредственно в пластеколлекторе;
негерметичность соединений (обвязки) устьевого оборудования
(колонных головок) с технической и эксплуатационной колоннами;
источник
газопроявлений - внутри эксплуатационной колонны, заполненной
газом;
нарушение герметичности эксплуатационной колонны: а) коррозия,
под воздействием агрессивной среды пластовых или
технологических жидкостей,
электрохимических процессов в приустьевой части скважины; б)
абразивный износ, под воздействием выносимой из пласта породы;
в) деформация вследствие сейсмических или техногенных
воздействий
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина
47. Для предотвращения или снижения внутрипластовых потерь необходимо:
особое внимание уделять темпам роста пластового давления (приэтом абсолютные значения скорости роста пластового давления при
закачке газа в ПХГ должны быть равны или меньше абсолютных
значений скорости снижения пластового давления при отборе газа);
принимать меры технологического характера для снижения объёма
переходной зоны (с газонасыщенностью менее 25%);
применять рациональные, энергосберегающие режимы закачки и
отбора газа для скважин ПХГ.
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина
48. Мониторинг ПХГ
Цельнаблюдений
Оценка
состояния
Выдача
прогноза
Характер
наблюдений
Системные
запланированные
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина
повторяющиеся
49. Мониторинг ПХГ
Объекты наблюденийИскусственная
газовая залежь
формирование
истощение
Окружающие
природные среды
гидросфера
Поверхностные
воды
Подземные
пластовые воды
Приповерхностные
воды
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина
геосфера
Горные породы
Зоны аэрации
атмосфера
почва
50. Классификация подземных хранилищ шахтного типа
Подземные хранилища шахтного типа в специальносоздаваемых и отработанных горных выработках
В трещиноватых
горных породах с
подпором
подземными водами
В устойчивых без
возведения крепи
В непроницаемых
горных породах
В проницаемых
горных породах
В устойчивых без
возведения крепи
В обводненных и не
обводненных с газои гидроизоляцией
В не устойчивых с
возведением крепи
В обводненных с
искусственным
замораживанием
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина
51. Создание хранилищ шахтного типа в непроницаемых породах
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина52.
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина53.
Объемно-планировочная схема хранилища сжиженных газов собособленными выработками-емкостями:
1 - ствол; 2 - коллекторная выработка; 3 - герметичная
перемычка с гидрозатвором; 4 - подходная выработка; 5 эксплуатационная скважина; 6 - выработка-емкость; 7 насосный зумпф; 8 - скважина для гидрозатвора перемычки
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина
54.
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина55. Схема ПХГ в облицованных кавернах горных пород
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина56. Конструкция стен каверны
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина57.
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина58.
Схемы шахтных хранилищ камерного типа с замкнутойсистемой выработок-емкостей для одного (а), двух (б) и
четырех (в) продуктов:
1 - выработка-емкость; 2 - сбойка между выработкамиемкостями; 3 - обходная выработка; 4 -вскрывающая
выработка
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина
59.
Схемы шахтных хранилищ камерного типа собособленными выработками-емкостями для одного (а),
двух (б), трех (в) и четырех (г) продуктов:
1 - выработка-емкость; 2 - вскрывающая выработка
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина
60.
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина61. Для строительства ПХ шахтного типа используются горнопроходческие машины. Для создания горных выработок применяется комбайн, для транспо
Горнопроходческий комплекс:1 – комбайн; 2 – отбитая порода; 3 – погрузо-доставочная
машина
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина
62.
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина63.
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина64.
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина65.
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина66.
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина67.
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина68.
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина69.
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина70.
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина71.
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина72.
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина73. Максимальная мощность льда на Бованенковском ГКМ достигает 27 м
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина74.
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина75.
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина76.
Технологическая схема создания ПХ можетбыть реализована через одиночную скважину,
оборудованную сдвоенной колонной труб
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина
77. Или же через скважину, имеющую два выхода на поверхность и оборудованную одной колонной труб
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина78. Преимущества создания ПХ в пластовом льде
существенное снижение затрат по сравнению состроительством шахтных ПХ;
возможность строительства в летний и зимний
периоды с использованием попутного природного
газа для нагревания теплоносителя;
единичный объем одного ПХ 20 и более тыс. м3
минимальные трудозатраты при строительстве;
Строительство ПХ без присутствия людей в
очистном пространстве.
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина
79.
Национальный центрхранения нефти
Кусикино,
расположенный в
префектуре Кагосима
(Япония).
Глубина 42 м.
Пещер три,
ширина каждой 18 м,
высота — 22.
Одна из пещер имеет
1100 м в длину, а две
другие 2200 м.
Общая ёмкость
составляет 1,75 млн.
тонн.
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина
80.
Шотландия.Резервуары для
хранения нефти.
Созданы в 1938 году.
Проект был задуман
как ответная реакция
Великобритании на
укрепление
вооруженных сил
Германии в 1930-х
годах.
Строительство было
полностью завершено
в 1941 году. К тому
моменту шесть
резервуаров могло
вместить около 120
миллионов литров
топлива.
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина
81.
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина82.
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина83.
Передача рассолопотребляющимпредприятиям
Выпарка с получением пищевой или
технической соли
Передача кондиционного рассола (СNaCl=300 кг/м3)
Выпарка при помощи мобильного или
стационарного оборудования
Передача некондиционного рассола для
последующего до насыщения
Естественная выпарка (в районах с
аридным климатом) в соленых озерах,
котлованах и т.п.
Закачка в акватории
Закачка в моря и соленые озера
Закачка в отработанные горные
выработки
Передача рассола
нефтедобывающим предприятиям
Законтурное заводнение залежей
Закачка в глубокие
водоносные горизонты
Использование в качестве оперативного
рассола при рассольной эксплуатации ПХГ
84.
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина85. Технологические режимы подачи растворителя
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина86. Схемы сооружения подземных выработок
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина87.
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина88.
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина89.
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина90.
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина91.
Технологическая схема рассольной эксплуатации подземногохранилища в отложениях каменной соли:
1 - выработка-емкость; 2 - обсадная колонна; 3 - центральная колонна: 4 рассол о про вод; 5 -продуктопровод; 6 - насос для перекачки рассола; 7 рассолохранилище; 8 - насос для перекачки продукта; 9 - буферный
резервуар для нефтепродукта; 10 - скважина для закачки рассола в недра
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина
92.
Технологическая схемаэксплуатации подземного
хранилища в отложениях
каменной соли при
вытеснении продукта
газом:
1 - подземный резервуар; 2
- обсадная труба; 3 центральная колонна; 4 газосборник; 5 компрессор; 6 воздушный
теплообменник; 7 ресивер; 8 - водяной
теплообменник; 9 - газо-еплообменник
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина
93.
Принципиальная технологическая схема эксплуатацииподземного хранилища газа в каменной соли:
7 - подземный резервуар,2-узел дросселирования газа; 3газовый шлейф; 4-холодильникгаза; 5 - компрессорная
станция; 6 - узел замера расхода газа; 7 - фильтр-сепаратор;
8 - пылеуловитель; 9 - магистральный газопровод; 10 установка регенерации абсорбента; /1 - абсорбер; 12 -узел
подогрева газа; 13 - сепаратор; 14 - эксплуатационная
скважина
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина
94.
Принципиальные объемно-планировочные схемыбесшахтных резервуаров в каменной соли:
а - вертикальная на одном уровне; б - вертикальная на различных
уровнях; в - двухъярусная на одной вертикальной скважине; гтоннельная
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина
95.
План расположения выработок-емкостей по треугольной (а),ромбической (б) и квадратной (в) сетке
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина
96.
Общий вид схемы оперативного рассолоснабжения:1 - рассолохранилище с системой поддержания концентрации
рассола; 2 - рассолохранилище со скважиной донасыщения
рассола; 3 - скважина донасыщения рассола; 4 - подземное
рассолохранилище; 5 - подземное рассолохранилище с упругой
газовой подушкой; 6 - нагнетательная скважина для захоронения
рассола в глубокие водоносные горизонты; 7 - рассолодобывагащее
предприятие; 8 - рассолопотребляющее предприятие
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина
97.
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина98. Создание подземных резервуаров методом камуфлетных взрывов
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина99.
Спасибо завнимание
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина
100. Взгляд со стороны
ЖЖ Антон ПалейПОДЗЕМНОЕ ХРАНЕНИЕ ГАЗА.
ЧТО, ЗАЧЕМ И ПОЧЕМУ.
Подземное хранилище газа (ПХГ) представляет собой
геологическую структуру или искусственный резервуар,
используемый для хранения газа. Очень часто хранилища
создаются на месте истощенных газовых или нефтяных
месторождений, а также в водоносных или соляных пластах.
Использование подземных хранилищ (ПХГ) позволяет
регулировать сезонную или суточную неравномерность
потребления и обеспечивать гибкость и надежность поставок
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина
газа.
101.
Как уже было сказано выше ПХГ, используется длярегулирования неравномерности потребления газа т.е., к
примеру, в зимний период газа потребляется больше, чем
летом, или, если рассматривать в пределах суток, в
вечерние часы больше чем днем. Закачка газа в хранилище
производится 1 раз в год из магистрального газопровода
через скважины в период низкого потребления, т.е. летом:
102.
На каждой скважине установлены приборы замерадавления, расхода, температурные датчики, а таже
задвижки, позволяющие перекрывать скважину:
103.
Часть задвижек ручные, а часть автоматическиеРГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина
104.
Все скважины соединяются коллектором в одну трубу:РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина
105.
Уже по одной трубе газ, насыщенный влагой, раствореннымиуглеводородами и механическими примесями направляется
на установку подготовки газа (УПГ):
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина
106.
8-9. Очистка от механических примесей и капельной жидкостипроисходит на первом этапе подготовки, чтобы защитить
оборудования от разрушения
107.
10. Очистка от растворенной жидкости (осушка) производитсядля того чтобы жидкость не выпала в процессе
транспортировки газа по трубопроводу вследствии понижения
температуры окружающей среды. Т.е. осушая газ мы удаляем
из него всю растворенную жидкость, которая могла бы
выделиться при более низкой температуре:
108.
Типы и способы подготовки различны, в зависимости оттребуемых и исходных параметров. В нашем случае
применяется адсорбционная осушка. В вертикальных
аппаратах засыпаны гранулы адсорбента, который поглощает
воду и тяжелые углеводороды, тем самым осушая газ:
109.
12. Адсорбент не вечен, и требуется его регенерировать, т.е.удалить накопившуюся влагу. Для этого через аппарат
пропускают сухой горячий газ, который забирает на себя всю
влагу. После чего этот газ охлаждается и из него выпадает
накопившаяся жидкость:
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина
110.
13. Пройдя стадию осушки, газ собирается в коллектор:РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина
111.
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина112.
15. и направляется на Узел коммерческого замера и учетакоторый необходим для расчета количества сухого газа,
которое было отобрано из ПХГ и поступило в магистральный
газопровод:
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина
113.
16. Весть процесс полностью автоматизирован. Всепереключения аппаратов в циклы адсорбции и регенерации
автоматические. Технология не предполагает нахождения
людей на площадке. Но все же несколько человек должно
присутствовать. Кто-то же должен нажать кнопку пуска.
Операторная - сердце установки. Отсуда кантролируется весь
процесс, и если что-то пойдёт не по плану, то оператор всегда
может вмешаться в автоматику и изменить параметры:
114.
17. Для управления процессом у оператора установленкомпьютер, на который выводятся показания со всех
приборов. За такой клавиатурой в интернете не посидишь:)
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина
115.
18. Если на объекте вдруг возникнет утечка газа или другаянепредвиденная ситуация тут же сработает звуковой сигнал и
загорится предупреждающие огни:
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина
116.
19. Пока я фотографировал, рядом со мной ходил человек сгазоанализатором т.к. фотоаппарат это электроника, а
электронику просто так на объект проносить нельзя, даже
телефоны попросили оставить. Если уровень газа достигнет
предельных значений, то нужно будет быстро покинуть
территорию:
Я попытался объяснить все более простым языком. Если
непонятны какие-то моменты не стесняйтесь, отвечу на
любые вопросы.
Вот как-то так получилось...