Автор: Пользователь скрыл имя, 21 Марта 2012 в 18:34, реферат
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.
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.