17.4. Зберігання газу, газосховища
Сучасна система газопостачання являє собою єдиний постійно працюючий комплекс складних, розгалуджених споруд, експлуатація якого характеризується нерівномірним споживанням газу протягом року (сезонна нерівномірність), тижня, доби; коефіцієнт нерівномірності споживання газу може змінюватись по окремих районах від 1,5…2 до 5…10 раз. Компенсувати таке коливання газоспоживання можливо за рахунок використання газосховищ.
Для збереження газу використовують циліндричні (вертикальні або горизонтальні) та сферичні газгольдери постійного об’єму і змінного тиску, газгольдери змінного об’єму і постійного тиску, природні чи штучні підземні сховища.
Біля 98 % від всього газу, який зберігають, розміщують в підземних сховищах. Розташовують підземні газосховища переважно в районах використання газу – біля міст, біля магістральних газопроводів, а також неподалік від газопереробного заводу з метою забезпечення постійної продуктивності його.
Основну масу газу (80–85 %) зберігають у виснажених газових і газоконденсатних родовищах, 14–19 % газу зберігають у водоносних пластах і біля 1 % – в кавернах кам’яної солі.
Розріджений газ важких вуглеводнів розміщують переважно в сховищах, у покладах кам’яної солі (біля 90 %). Для цього у покладах солі через пробурені свердловини прісною або слабомінералізованою водою вимивають місткості, які після відкачування розсолу заповнюються зрідженим газом. При відбиранні газу його витісняють розсолом або газоподібними агентами.
Газ закачують в підземні сховища здебільшого в літні та теплі місяці року, а в холодну половину року споживають. Після відбирання газу із сховища його очищають від води, механічних домішок і конденсату.
Для закачування газу в підземне газосховище використовують компресорні станції, які можуть забезпечувати тиск до 15 МПа. Величина необхідного тиску залежить від глибини залягання пласта, його структури і розмірів об’єму газонасичення. При проектуванні газосховища оцінюють його місткість, активний і буферний об’єми. Буферний об’єм – це мінімально необхідна місткість газу, який заміщується після відбирання робочого (активного) газу. Об’єм буферного газу складає 60…140 % активного об’єму.
17.5. Принципова схема переробки нафти і газу
З нафти після переробки одержують такі речовини:
– авіаційні бензини, автомобільні бензини, тракторне, реактивне, газотурбінне та котельне палива;
– нафтові масла: моторне, індустріальне, турбінне, компресорне, та інше;
– нафтові бітуми;
– розчинники.
Пряма перегонка нафти полягає в поступовому підвищенні її температури. При цьому спочатку виділяються найлегші вуглеводи, які мають найменшу температуру кипіння, потім випаровуються більш важкі фракції.
Термічний крекінг нафти відбувається під високими тиском і температурою (Р = 4…6 МПа, t = 470…500 С).
Каталітичний крекінг нафти відбувається при наявності алюмосилікатних каталізаторів при незначному тискові (до 0,15 МПа) і температурі 440…500 С; його застосовують для підвищення октанового числа бензину і отримання ароматичних вуглеводів (бензолу, толуолу, ксилолу). Після перегонки нафтопродукти очищають від зайвих домішок.
З газових і газоконденсатних родовищ видобувають біля 93…98 відсотків так званих сухих газів – метан СН4 та етилен С2Н6, які використовують переважно як паливо. Для хімічної переробки використовують гази з нафтових, а також з газоконденсатних родовищ, які мають підвищений вміст бутанів, пропанів і бензинових фракцій. Схема переробки їх на газопереробних заводах така: газ – нестабільний газовий бензин – (стабілізація + фракціювання) – зріджений газ – індивідуальні вуглеводні.
При хімічній переробці нафтової і газової сировини отримують: каучук, різноманітні пластмаси, серед них досить твердий вініпласт; теплоізоляційні матеріали, поліетиленову плівку; синтетичні волокна (капрон, лавсан, нітрон, анід та ін.); жирозамінювачі і миючі речовини та інше.
Запитання для самоперевірки до розділу
1. Яким чином проводять промислове збирання нафти і нафтопродуктів, їх транспортування та зберігання?
2. В чому полягає підготовка газу до транспортування? Яким чином проводять збирання, транспортування і зберігання газу?
3. Яким чином проводять переробку нафти і газу? Які основні продукти з них виготовляють?
18. Спеціальні способи розробки родовищ
корисних копалин
До цієї групи способів розробки віднесені так звані геотехнологічні способи (хімічні, фізико-хімічні, мікробіологічні), коли корисна копалина переводиться в розріджений стан і в такому вигляді її видають на земну поверхню, та способи видобування твердих корисних копалин з дна водоймищ, морів та океанів.
18.1. Видобування корисних копалин способом
вилуговування
Цей спосіб полягає в розчиненні водою чи іншим розчинником корисної копалини, видачі розчину на поверхню з наступним зневодненням. Зокрема, в Україні таким способом видобувають сіль (м. Слов’янськ) та сірку (Яворівське родовище). Кінцевий продукт при видобуванні цим способом в 2…3 рази дешевший, ніж при добуванні звичайним підземним способом. Спосіб вилуговування виявився ефективним також на мідних та уранових рудниках, при видобуванні залізних та фосфорних руд. Для підвищення швидкості вилуговування в деяких випадках знайшли застосування спеціальні види бактерій, які отримують енергію за рахунок окиснення органічних речовин і відіграють роль каталізатора. Розглянемо найбільш поширені способи вилуговування корисних копалин.
Спосіб видобування кам’яної солі через свердловини застосовують з використанням методу гідроврубу. Суть методу полягає в тому, що з поверхні до підошви пласта пробурюють свердловини і обсаджують їх трьома поставами труб (рис. 18.1, а). Між внутрішньою 3 і середньою 4 трубами подають воду, а між трубами 4 та 5 – невелику кількість нафти. Сіль розчиняється водою, утворюючи порожнину, а в покрівлі скопичується прошарок нафти; він і затримує розширення порожнини в сторону покрівлі і процес розчинення солі розповсюджується в горизонтальному напрямку, доводячи діаметр врубу до 100…150 м (рис. 18.1). Потім водоподаючу трубу підіймають на 4…5 м вище і розчиняють новий шар солі. Між камерами залишаються цілики, які не дають можливості породам обвалюватись.
Для забезпечення герметичності і запобігання корозії виконують герметизацію зовнішньої обсадної труби шляхом її цементації розчином, в який добавляють сіль. Внутрішня поверхня труб в процесі роботи покривається шаром нафти і не піддається корозії.
У процесі експлуатації водоподавальна труба опускається до рівня очікуваного гідроврубу, а розсолопідйомна – на 1,5 м нижче. Для створення горизонтального напрямку струменю води на кінці труби закріплюють спеціальну відбиваючу муфту 6 (рис. 18.1, а). Устя свердловин обладнують відповідним устаткуванням для подачі води, нафти, відведення розсолу, для відбору проб води, нафти, розсолу (рис. 18.1, б).
Продуктивність Слов’янського соляного промислу складає 2,6 млн. м3/рік, запаси 390 млн. т., втрати біля 80 %. Продуктивність однієї свердловини 33 м3/годину при вмісті солі в розчині 310 г/л.
Вище розглянуто варіант камерного розчинення солі, коли залишаються міжкамерні цілики розміром 50…60 м. Відрацьований простір заповнюється насиченим розчином солі, тому просідання порід не відбувається. Утворені порожнини використовують також як сховища для нафтопродуктів або для захоронення промислових відходів.
|
Рис. І8.1. Видобування солі способом вилуговування: а – конструкція свердловини; б – оголовок свердловини; 1 – кондуктор; 2 – позатрубна цементація; 3 – труба для росолу; 4, 5 – труби для води та нафти; 6 – відбиваюча муфта |
Суцільну систему вилуговування застосовують при вийманні малопотужних пластів солі. При цій системі розробки пласти солі виймають на значній площі (до одного км2 і більше). Негативними наслідками застосування цієї системи розробки є відчутне просідання земної поверхні.
Підземне виплавлення сірки (ПВС) набуло широкого застосування в світовій практиці: понад 80 % сірки видобувають цим способом. Родовища сірки являють собою товщу вапняків з вкраплинами, прожилками та гніздами сірки. При температурі 113…119 С сірка плавиться. Технологія ПВС полягає в наступному. У свердловини, пробурені з поверхні в робочий пласт, монтують по три колони труб – одна в другу, як і при вилуговуванні солі. Зовнішню трубу цементують, а на рівні пласта в середній трубі роблять перфорацію. Між зовнішньою і середньою трубою подають гарячу воду з температурою 160…165 градусів. Вода фільтрується по порах, підігріваючи породу і сірку. Розплавлена сірка, як більш важка, стікає вниз до свердловини і через перфораційні отвори в середній трубі її ерліфтом піднімають на поверхню. Стиснене повітря для ерліфта подається по внутрішній трубі.
В перший період роботи свердловини для інтенсивного прогрівання порід шляхом подачі гарячої води використовують зовнішню і середню труби. А коли розплавлена сірка надійде до свердловини, то переходять на режим експлуатації з видачею сірки по середній трубі.
Одночасно з закачуванням гарячої води по інших свердловинах відкачують пластову воду в кількості 70…90 % від об’єму поданої гарячої води. Розплавлену сірку направляють на склад, де вона охолоджується, а потім її завантажують у вагони.
Продуктивність однієї свердловини складає біля 30 т/добу, тривалість експлуатації – біля трьох місяців. Коефіцієнт вилучення сірки складає 0,4…0,6 (40…60 %). За питомими витратами на 1 тонну сірки цей спосіб в декілька раз дешевший, ніж існуючі відкриті способи розробки руди з подальшим виплавленням з неї сірки.
Процес видобування міді способом вилуговування полягає у вилученні міді з розчину CuSO4, який міститься в кислих рудникових водах мідно-добувних шахт (вміст міді до 1...5 грамів на 1літр води). Осадження міді здійснюється в результаті реакції
CuSO4 + Fe = FeSO4 + Cu.
Шахтну воду подають у спеціальні жолоби, в яких розміщують залізні стружки. Періодично стружки ворушать, мідь осідає на дно жолобів, звідки її змивають струменем води. На мідних рудниках Уралу добування міді таким способом досягло 3000 т на рік. Витрати заліза складають 1,8 т на 1 т міді.