книги из ГПНТБ / Ширковский, А. И. Добыча и подземное хранение газа учебное пособие
.pdfКогда естественного холода недостаточно для снижения тем
пературы до —15° С, вступает |
в строй компрессорный цех УИХ. |
|
Газ из испарителей-холодильников вместе |
с диэтиленглико |
|
лем и конденсатом поступает |
в объемные |
низкотемпературные |
газосепараторы 5, в которых отделяется от смеси. Диэтиленгли коль и конденсат направляются на стабилизационную установку для разделения, отстоя и выветривания конденсата. Холодный,
Рис. 26. Схема установки по получению искусственного холода:
/ — холодный |
газ в газосепаратор; |
/ / — частично охлажденный |
газ |
после! теплообменников; |
/ |
/ / — нагретая вода на |
градирню; I V — холодная |
вода |
от насосов |
освобожденный от конденсата и осушенный газ обратным пото ком из низкотемпературного сепаратора поступает в межтрубное
пространство теплообменников, нагревается до |
18—20° С, |
посту |
пает в выходящий коллектор газа XII горизонта, далее |
смеши |
|
вается с газами IX и X горизонтов и поступает |
в компрессорный |
цех промысловой дожимной компрессорной станции. Затем через узлы распределения и замера газ поступает в магистральные газопроводы. На УНТС ежесуточно выделяется 470 м3 стабиль ного конденсата. Схема УИХ месторождения Газли показана на
рис. 26.
Испаряющийся аммиак из межтрубного пространства испари телей-холодильников 4, пройдя отделитель жидкости 3, поступает во всасывающий коллектор компрессора 2а, откуда направляется в цилиндры низкого давления (I ступень) газомоторных компрес
соров 10ГК-2-1,69/15. |
|
коллекторе 1,7 кгс/см2, |
||
Абсолютное давление во всасывающем |
||||
температура |
13° С. На |
выкиде первой ступени давление 5 |
кгс/см2, |
|
температура |
+60° С. |
Пары аммиака при |
этих условиях |
посту |
пают в промежуточный сосуд 8, пройдя предварительно маслоот делитель 1. В промежуточном сосуде 8 пары аммиака за счет
ПО
испарения части жидкого аммиака, поступающего из ресивера 5, охлаждаются до 40° С и поступают на вторую ступень сжатия 26,
где |
сжимаются до давления конденсации, примерно равного |
15 |
кгс/см2. Нагревшись до +85° С, пары аммиака поступают в |
кожухотрубчатые конденсаторы 6, пройдя предварительно масло
отделитель второй |
ступени 7. |
В кожухотрубчатых |
конденсаторах |
||||
6 циркулирует |
вода с температурным |
перепадом |
26—30° С, |
||||
охлаждая |
пары |
|
аммиака до |
38° С и конденсируя |
их. |
Жидкий |
|
аммиак сливается |
в линейные |
ресиверы. |
После |
редукционного |
|||
клапана |
давление жидкого |
аммиака |
снижается |
с 15 до |
1,7 кгс/см2. В испарителях-холодильниках 4 аммиак кипит, испа
ряется |
при —23° С, |
природный |
газ охлаждается |
до —15° С. Об |
|
разовавшиеся |
пары |
аммиака вновь отсасываются компрессора |
|||
ми и цикл замыкается. |
|
|
|||
Теоретическая |
расчетная |
холодопроизводительность УИХ |
|||
(брутто) равна 7,35 |
млн. ккал/ч, фактическая |
(нетто) с учетом |
|||
12% |
потерь |
холода в испарителях и |
трубопроводах — |
6,55 млн. ккал/ч. Холодопроизводительность одного компрессора
10ГКН-2-1,69/15 в рабочих условиях равна |
1,53 млн. |
ккал/ч. |
В УИХ используется пять рабочих компрессоров и один |
резерв |
|
ный. Номинальная мощность газомоторного |
привода компрессо |
|
ра 1350 л. с. |
|
|
В процессе эксплуатации газоконденсатной залежи с посто янным суточным отбором газа холодопроизводительность УИХ должна возрастать. При этом увеличивается число компрессоров, площадь теплообмена испарителей и конденсаторов хладоагента.-
В табл. 15 приведен нормальный ряд блочных холодильных установок для УНТС на газоконденсатных месторождениях.
Т а б л и ц а 15
Рекомендуемый нормальный ряд блочных холодильных установок для работы в системах НТС газоконденсатных месторождений
Расход обра батываемого газа, млн.
м3/сут
Количество холо да для обработки газа, млн. ккал/ч
Типоразмер |
Число блоков на |
Рекомендуемый тип |
блока холо |
||
дильной уста |
одну установку |
компрессоров |
новки |
|
|
0,5 |
0,25 |
А |
1А |
ФУУ, АУУ, ВК |
|
1,0 |
0,50 |
Б |
1Б или 2А |
ТКФ, ТКА, ВК |
|
2,0 |
1,0 |
— |
2Б или 4А |
ТКФ, |
ТКА |
3,6 |
1,815 |
В |
1В или 4Б |
ТКФ, |
ТКА |
4,8 |
2,50 |
— |
1В или 5Б |
ТКФ, |
ТКА |
10,0 |
4,0 |
— |
2В |
|
|
П р и м е ч а н и е . |
Ф — фреоновая, |
А — аммиачная; ТК — турбокомпрессор для |
сж атия |
паров хладоагента; ВК — винтовой компрессор.
Рекомендованная градация блочных УИХ учитывает возмож ности отечественной холодильной промышленности, способной выпускать полностью автоматизированные и укомплектованные установки с холодопроизводительностью до 2,5 млн. ккал/ч в од ном блоке.
Практика эксплуатации многих газоконденсатных месторожде ний показывает, что строительство индивидуальных технологиче ских ниток НТС для каждой скважины приводило к неэффектив ному использованию теплообменников и низкотемпературных се параторов, большому объему строительно-монтажных работ, зна чительной металлоемкости УНТС, продолжительности монтаж ных работ, существенным капитальным вложениям, увеличению'
численности обслуживающего персонала. |
запасам |
|
В |
последнее время при эксплуатации крупных по |
|
газа |
и конденсата месторождений, характеризующихся |
большой |
площадью газоносности, большим числом эксплуатационных скважин, длительным периодом эксплуатации с постоянным тем пом отбора газа, стал широко внедряться в практику новый уни версальный метод проектирования сбора и обработки продукции газоконденсатных скважин. Газ из нескольких скважин, суммар ный дебит которых равен проектной производительности сборного пункта, поступает по индивидуальным шлейфам на входную гре
бенку сборного |
пункта, оборудованную задвижками, штуцерами |
и необходимыми |
приборами и средствами автоматики. Здесь |
устанавливают необходимые давление и температуру газа. Далее газ проходит через сборный коллектор и поступает в один-два или более сепараторов максимальной производительности и соответствующей конструкции.
На входной гребенке предусматривается факельная линия, позволяющая пускать в работу каждую скважину на ГП, а так
же замерная |
линия НТС для замера дебитов и |
периодического |
исследования |
скважины. Каждый элемент оборудования НТС |
|
рассчитан на |
максимальную единичную мощность |
(пропускную |
способность, холодопроизводительность, эффективность), как это
сделано на |
основных сооружениях |
Ачакского газового |
про |
|
мысла. |
|
НТС повышает эффективность |
ис |
|
Универсальная установка |
||||
пользования |
оборудования, |
снижает |
капитальные вложения в |
строительство, металлоемкость в обустройство промыслов, сокра щает сроки строительства, объем производственных помещений, площадь, занимаемую сборными пунктами, расход труб на меж цеховые коммуникации и технологическую обвязку.
При строительстве ГП с подключением 12 скважин с произво дительностью 6 млн. м3/сут в условиях Туркменской ССР по уни версальной схеме стоимость строительно-монтажных работ сни жалась более чем в 2 раза, сроки строительства сокращались в 2—3 раза по сравнению со строительством аналогичного группо вого пункта с индивидуальными технологическими нитками НТС.
112
Р а з м е щ е н и е у с т а н о в о к и с к у с с т в е н н о г о х о л о д а при э к с п л у а т а ц и и о д н о г о или
г р у п п ы г а з о к о н д е н с а т н ы х м е с т о р о ж д е н и й
Выработка холода и его использование на газовом промысле
могут производиться |
централизованно или децентрализованно. |
При централизованной |
выработке и использовании холода все |
оборудование УИХ размещается на ПГСП или специально вы бранной площадке для охлаждения всего потока газоконденсат ной смеси, добываемой на одном или группе промыслов. Децен трализованная схема выработки и использования холода преду
сматривает размещение всего оборудования УИХ на |
групповых |
||||||
пунктах сбора |
и переработки |
газа на |
промыслах |
для |
обра |
||
ботки потоков |
газоконденсата, |
проходящих |
через |
групповые |
|||
пункты. |
|
централизованная |
выработка |
холода на |
|||
Иногда возможна |
|||||||
центральных площадках или ПГСП и |
децентрализованное |
его |
|||||
использование на групповых пунктах сбора и обработки |
газа. |
||||||
При этом компрессоры, |
привод |
компрессора, |
конденсаторы |
хла- |
доагента, промежуточные теплообменники для охлаждения хладоагепта между ступенями сжатия, маслоотделителем, ресиверы жидкого хладоагепта размещены на центральных площадках или ПГСП, а переохладители хладоагента, отделители жидкости и испарители устанавливаются на групповых пунктах.
Централизованная схема выработки и использования холода имеет следующие преимущества: 1) высокая производительность общественного труда из-за небольшого числа агрегатов большой единичной мощности и производительности; 2) уменьшение сро ков строительно-монтажных работ; 3) снижение общей площади для УИХ; 4) возможность использования холодного товарного сухого газа и нестабильного конденсата в качестве охлаждающих агентов в конденсаторах.
Недостатки централизованной схемы: 1) неполностью исполь зуется оборудование установок НТС на групповых пунктах, если УИХ начинает работать после исчерпания естественного холода на УНТС; 2) неполностью используется естественный холод в начальный период работы УИХ без установок НТС; 3) недоста точно эффективно используются мощные агрегаты при эксплуа
тации |
и медленном, |
монотонном |
изменении |
технологических |
||||
параметров (Q, р, |
t). |
|
|
|
|
холо |
||
да |
Децентрализованная схема выработки и использования |
|||||||
на |
групповых |
пунктах |
имеет |
следующие |
преимущества: |
|||
1) |
оборудование установок |
низкотемпературной |
сепарации |
пол |
ностью используется в течение работы установок искусственного холода; 2) перевод групповых пунктов на работу с УИХ про водится постепенно, по мере исчерпания естественного холода.
Недостатки децентрализованной схемы: 1) большой объем ка питального строительства, осуществляемого на многих ГП (на-
ПЗ
■пример, на 27 на Шебелинском газопромысле); 2) увеличение численности обслуживающего персонала.
Схема с централизованной выработкой холода и децентрали зованным его использованием имеет преимущества как центра лизованной, так и частично децентрализованной схем.
Ее недостатки: 1) большой начальный вес хладоагента (свы ше 530 т для условий Шебелинского ГПУ) в связи с необходи мостью заполнения большой системы трубопроводов для жидко го и газообразного хладоагента; 2) невозможность быстрого и плавного регулирования работы УИХ из-за большой емкости со единительной системы трубопроводов от конденсаторов до испа рителей; 3) увеличение потерь хладоагента, коррозии тру бопроводов и оборудования, эксплуатационных расходов по
системе.
В табл. 16 приведены технико-экономические показатели раз личных установок искусственного холода.
Т а б л и ц а Ш
Технике-экономические показатели холодильных установок для работы на газоконденсатном промысле Краснодарского края с суточным отбором
|
газа 10 |
млн. м3/сут и выделением 50 |
г/м3 конденсата |
|
||||
|
|
|
|
|
Схема УИХ |
|
||
|
|
|
|
|
централизо |
|
децентрализо |
|
|
|
Показатели |
|
ванная |
|
|
ванная |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
т - г к-в * П -Т к—Г* |
п-к-г* |
||
Капитальные затраты, |
руб........................................... |
|
1140,3 |
734,5 |
778 |
|||
Эксплуатационные расходы, тыс. руб/год................ |
475,2 |
433,9 |
461,1 |
|||||
Годовые приведенные затраты, тыс. руб................... |
559,1 |
558,8 |
593,4 |
|||||
Удельные капитальные затраты, коп/тыс. м3 . . . |
31,2 |
20,1 |
21,3 |
|||||
Удельные эксплуатационные |
расходы, коп/тыс. |
13,0 |
11,9 |
12,6 |
||||
м3/год . . |
. .......................................................... |
|||||||
Удельные приведенные затраты, коп/тыс.м3 . . . |
18,3 |
15,3 |
16,3 |
|||||
Себестоимость 1000 ккал холода, коп ................... |
1,0 |
|
0,9 |
0,9 |
||||
Срок окупаемости УИХ, годы ................................... |
|
1,4 |
|
1,0 |
1,1 |
|||
* Оборудование |
УИХ |
состоит из: 1) панельных газоохладителей П, |
турбокомпрессоров |
|||||
с электроприводом |
Тк , |
панельных |
конденсаторов газового охлаждения |
Г |
с использованием |
насосной системы подачи хладоагента в газоохладители (испарители) и переохлаждением жидкого хладоагента холодным конденсатом П—Т к —Г; 2) кожухозмеевиковых газоохлади-
телей Т, газомоторных компрессоров Г* и конденсаторов водяного охлаждения В с безна* сосной подачей хладоагента и газоохладителя Т—Г г — В; 3) то же оборудование УИХ, только турбокомпрессор заменен поршневым П—К—Г.
Из данных табл. 16 можно сделать вывод, что в конкретных условиях рассмотренного примера наиболее экономична децен трализованная схема производства и использования холода П -Т к -Г .
Перспективы получения сухого газа и стабильного конденсата на газоконденсатных промыслах в компрессорный
период эксплуатации
Многие газоконденсатные месторождения СССР вступают в- компрессорный период эксплуатации. Сухой газ и стабильный конденсат можно получить различными методами: 1) использова нием установок искусственного холода; 2) применением детанде ров-компрессоров; 3) использованием абсорбционных или адсорб ционных методов переработки газоконденсатных смесей.
Выбор того или иного метода зависит от многих факторов с учетом технико-экономических расчетов.
А. П. Агишев, А. В. Язик и Ю. А. Ильинский приводят срав нительные данные расчетов различных вариантов получения сухо го газа и стабильного конденсата с помощью установок искус
ственного холода и турбокомпрессоров |
(табл. 17). |
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
Т а б л и ц а 17 |
|
Приведенные затраты на получение искусственного холода |
в |
период компрессорной1 |
|||||
|
эксплуатации месторождения (в тыс. |
руб.) |
|
||||
|
|
|
|
Среднего |
Капиталь |
Приведен |
|
Способ получения искусственного |
холода |
|
довые экс |
||||
|
плуатаци |
ные вло |
ные зат |
||||
|
|
|
|
онные рас |
жения |
раты |
|
|
|
|
|
ходы |
|
|
|
Аммиачные холодильные установки на групповых |
4756 |
17090 |
6806 |
||||
пунктах г ............................... |
* .............................. |
|
. |
||||
Пропановая холодильная установка на ПГСП . . |
3838 |
18120 |
6018 |
||||
Пропановые холодильные установки |
с централизо |
3786 |
16770 |
5806 |
|||
ванной раздачей |
хладоагента ............................... |
|
|
||||
Турбохолодильные установки на групповых пунк |
3211 |
14167 |
4911 |
||||
тах ............................................................................. |
|
|
|
Из данных табл. 17 следует, что использование турбокомпрес соров позволяет уменьшить годовые приведенные затраты па 895 тыс. руб. по сравнению с другим, наиболее близким по эконо мичным показателям вариантом. Перспективность использования Детандеров определяется не только экономическими показателями Их использования при получении сухого газа и стабильного кон денсата, но и особенно при комплексной переработке природных газоконденсатных смесей с целью получения чистых компонентов или узких фракций и их использовании в качестве сырья для хи мической промышленности.
Перспективность использования турбодетандеров можно под твердить следующими данными.
Завод по переработке газа на газоконденсатном месторождении в Сан-Антонио в штате Техас (США) оборудован турбодетанде-
115
ром. При его использовании достигается более глубокое охлажде ние газа, частичная фракционировка получаемых жидкостей меж ду ступенями расширения и механическая работа для сжатия газа. На заводе из продукции газоконденсатных скважин извле кается 85% пропана и все более тяжелые углеводороды. На по следние ступени турбины поступало 15% углеводородного конден
сата. |
Скорость вращения турбины составляет 22 000 об/мин, рас |
|||
ход |
обрабатываемого |
газа — 2,26 |
млн. |
м3/сут летом и |
11,3 |
млн. м3/сут зимой, |
температура |
газа на |
выходе из детандера |
составляет —53-=----60° С.
В табл. 18 приведены данные о потреблении электроэнергии и топлива при переработке газа с помощью турбодетандеров и на абсорбционном заводе с производительностью 3,6 млн. м3/сут.
Т а б л и ц а 18
Сравнительные данные о потреблении электроэнергии и топлива при переработке газа с помощью турбодетандеров и на абсорбционном заводе
Показатели |
Завод с |
Абсорб |
Экономия |
турбоде |
ционный |
||
|
тандером |
завод |
|
Потребление газа, тыс. м3/ с у т ................................... |
11,3 |
51,0 |
39,7 |
Затраты на газ по цене 6,359 долл, за 1000 м3/год |
26 000 |
118 000 |
92 000 |
Потребление электроэнергии, кВт-ч ....................... |
65 |
500 |
435 |
Стоимость электроэнергии в год, долл...................... |
9 500 |
46 500 |
37 000 |
Общие расходы на газ и электроэнергию, долл/год |
35 500 |
164 500 |
129 000 |
Наиболее перспективна централизованная переработка природ ных газоконденсатных смесей на заводах при разработке газокон денсатной залежи с поддержанием давления путем закачки воды в залежь. В этом случае пластовое давление используется в агре гатах большой единичной мощности и производительности в тече ние длительного времени при неизменных параметрах для получе ния холода, механической работы и бескомпрессорного транспорта газа.
Г л а в а I I I
ОБЩИЕ ВОПРОСЫ ПОДЗЕМНОГО ХРАНЕНИЯ ГАЗА В ПОРИСТЫХ И ПРОНИЦАЕМЫХ КОЛЛЕКТОРАХ
§ 31. История развития подземного хранения газа
Подземное хранение газа и жидкостей практикуется в естест венных пористых и проницаемых коллекторах, а также и в непо ристых и непроницаемых горных породах. В СССР первое подзем ное хранилище создано в 1958 г. в истощенном Башкатовском га зовом месторождении. Первое опытное хранилище для жидких газов в искусственной каверне, образованной в отложениях камен ной соли путем выщелачивания пресной водой, было создано в 1959 г. в Башкирской АССР. В дальнейшем подземное хранение газа получило широкое развитие.
В 1974 г. в эксплуатации находились 19 подземных хранилищ, образованных в водоносных пластах, в частично выработанных газовых или нефтяных месторождениях. Объем активного, т. е. ежегодно закачиваемого и отбираемого, газа составляет 8 млрд. м3.
Типы "подземных хранилищ газа и их геолого-физические пара метры приведены в табл. 19 и 20.
В настоящее время сооружено несколько емкостей в отложе
ниях каменной |
соли для |
подземного хранения жидких газов. |
||||
Некоторые данные о наиболее крупных подземных хранили |
||||||
щах газа в США приведены в табл. 21. |
|
|
|
|
||
|
|
|
|
Т а б л и ц а |
19 |
|
Типы подземных хранилищ газа |
в СССР |
|
|
|
||
|
|
|
|
Годы |
|
|
Показатели |
1959 |
I960 |
1965 |
1970 |
1973 |
|
|
|
|||||
Общее число хранилищ ....................................... |
4 |
4 |
10 |
15 |
16 |
|
В том числе: |
|
1 |
1 |
|
8 |
8 |
в водоносных п л астах ................................... |
6 |
|||||
истощенных месторождениях....................... |
3 |
3 |
4 |
6 |
7 |
|
соленосной то лщ е ........................................... |
— |
— |
— |
1 |
1 |
|
Суммарная емкость, млн. м3 ............................... |
736 |
786 |
5176 |
13 400 |
14 318 |
|
Объем активного газа, |
млн. м3 ........................... |
298 |
323 |
2353 |
7 000 |
7 000 |
117
Т а б л и ц а 20
Геолого-физические параметры подземных хранилищ в водонасыщенных пластах
|
Объем газа в хра |
|
||
|
нилище, млрд, |
м3 |
|
|
|
|
|
|
Длина и |
Название хранилища |
|
|
|
ширина ло |
|
|
|
вушки, |
|
|
Q |
«а |
% |
км |
|
*0 |
|
||
Калужское....................... |
0 , 4 |
0 , 2 |
0 , 2 |
6 , 0 Х 1 , 5 |
Щ елковское.................... |
3 , 0 |
1 , 3 |
1 , 7 |
6 , 5 x 3 , 5 |
Гатчинское .................... |
0 , 4 |
0 , 2 |
0 , 2 |
7 X 3 |
Колпинское . . . . . . |
0 , 4 |
0 , 2 |
0 , 2 |
8 X 3 |
Олишевское . . . |
0 , 4 |
0 , 2 |
0 , 2 |
5 , 5 x 3 , 5 |
И нчукалнское................ |
3 , 0 |
1 , 5 |
1 , 5 |
1 0 X 4 |
Полторацкое ................... |
1 ,1 |
0 , 5 |
0 , 6 |
7 X 2 |
Н овосельское................ |
0 , 9 |
0 , 5 |
0 , 4 |
1 6 X 4 |
Краснопартизанское . . . |
1 , 0 |
0 , 4 |
0 , 6 |
5 X 2 , 5 |
|
Геолого-физические параметры пласта |
|
|
|
|
||||
|
амплитуда ,поднятиям |
|
|
|
|
|
|
Мощность |
|
мдлина,L |
,мощность м,h |
*литология |
пористость ,т% |
проницае Дмость,к |
О. |
глинистой |
|||
|
|
|
|
|
|
|
S |
покрыш |
|
|
|
|
|
|
|
|
о |
ки, м |
|
|
|
|
|
|
|
|
о |
||
|
|
|
|
|
|
|
U |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
« |
|
|
7 8 0 — 900 |
112 |
12 — 18 |
ПЧ |
20 |
|
1 ,0 |
8 6 , 5 |
5 1 |
— 10£ |
8 9 0 — 940 |
31 |
6 — 15 |
СПЧ |
2 0 |
— 29 |
1 , 2 |
8 9 , 0 |
14 |
— 29 |
4 0 0 |
7 |
8 — 10 |
ПЧ |
24 |
|
3 , 8 |
3 4 , 8 |
3 — 6 |
|
2 80 |
13 |
5 |
ПЧ |
20 |
|
2 , 0 |
3 2 , 0 |
6 |
|
5 5 0 |
14 |
14 — 2 2 |
СПЧ |
25 |
|
1 , 2 |
5 6 , 0 |
20 |
|
7 00 |
70 |
50 |
ПЧ |
20 |
|
2 |
7 0 , 0 |
20 |
|
5 30 |
130 |
15 |
ПЧ |
3 |
— 23 |
0 , 7 |
6 3 , 6 |
6 0 |
— 8 0 |
2 2 0 |
24 |
4 — 24 |
СПЧ |
17 |
|
0 , 5 |
2 0 , 0 |
00 |
О 7 |
|
|
|
|
|
|
|
|
о |
|
4 0 0 |
210 |
30 |
ПЧ+А |
30 |
|
1 , 3 |
3 7 , 5 |
1 05 — Ш |
* П Ч — песчаник; СПЧ — рлабр сцементировэннуй песчаник; ПЧ+А — песчаник + алевролит*
Т а б л и ц а 21
Геологические и технические данные наиболее крупных подземных хранилищ газа в США
Название подземного |
Тип |
хранилища |
хранилища |
Площадь храни лища, км* |
Общий объем га за, млн. м* |
Объем активного газа, млн. м* |
Объем буферного газа, млн. м* |
Максимальный суточный отбор газа, млн. м* |
Оукфорд |
Истощенное газовое |
54,29 |
3136 |
1699 |
1437 |
17 |
Дипыо |
месторождение |
34,46 |
3059 |
1790 |
1269 |
14,1 |
То же |
||||||
Лейди |
» |
57,15 |
2832 |
1529 |
1303 |
30,6 |
Эдмонд |
» |
24,60 |
2549 |
1634 |
915 |
4,9 |
Хершер |
Водоносный пласт |
63,37 |
1098 |
439 |
659 |
22,3 |
горизонт Гейсвилл |
То же |
63,37 |
1380 |
511 |
869 |
6,0 |
горизонт |
||||||
Маунт-Саймон |
|
|
|
|
|
|
Первое подземное хранилище газа в мире было построено в Канаде в Уэленд Каунти в 1915 г. В США первое подземное хра нилище газа было сооружено в 1916 г. в истощенном газовом месторождении Зоор около г. Буффало. В 1919 г. было создано еще одно подземное хранилище в истощенном газовом месторож дении Менифи штата Кентукки. Первое в мире подземное хра нилище газа в ловушке водонасыщенного пласта — Хершер было сооружено в 1953—1958 гг. около г. Чикаго.
На 1/1 1972 г. в США сооружено 337 подземных хранилищ газа в 26 штатах.
Динамика роста числа подземных хранилищ и их емкости при ведены в табл. 22.
Т а б л и ц а 22
Число и емкость подземных хранилищ газа в США
|
Число |
Объем |
Максимальная |
Емкость хра |
Число |
Годы |
активного |
нилищ, % от |
хранилищ |
||
хранилищ |
газа |
емкость, |
годовой |
в водоносных |
|
|
|
млрд, м* |
млрд, м3 |
добычи |
пластах |
1936 |
12 |
0,331 |
1,1 |
1,75 |
1*« |
|
1950 |
125 |
11,7 |
21,9 |
12,26 |
||
5 |
||||||
1955 |
178 |
32,6 |
59,3 |
22,3 |
||
1960 |
217 |
61,9 |
81,3 |
22,35 |
13 |
|
1966 |
313 |
67,4* |
131,4 |
27,02 |
35 |
|
1971 |
337 |
72,27 |
160,8 |
24,4 |
43 |
*1964 г.
**1948—1952 гг. Дью -Рен в частично выработанном газовом месторождении, эксплуати
ровавшемся при упруговодонапорном реж име.
119