Характеристика геологічних умов та флюїду. Розробка покладів. Теоретичні основи експлуатації свердловин. Збирання, транспорт і підготовка продукції свердловин, страница 50

Резервуари кожної групи поділяють за формою на: вертикальні циліндричні, горизонтальні циліндричні, краплеподібні та ін. За схемою обладнання вони поділяються на наземні й підземні (найвищий рівень рідини в резервуарі знаходиться нижче від відмітки прилеглої площадки не менше ніж на 0,2 м). Вони бувають різних об'ємів: від 100 м3 до 120 000 м3.

Групу однотипних резервуарів, об'єднаних трубопровідними комунікаціями, називають резервуарним парком. Кожна група наземних резервуарів відгороджується земляним валом або стінкою, висоту яких приймають на 0,2 м вище від розрахункового рівня умовно розлитої з них рідини. Вертикальні циліндричні резервуари поділяють на резервуари низького тиску, з понтонами і з плаваючими кришками. Кожний резервуар має драбину, необхідну для огляду обладнання, відбору проб та контролю за рівнем нафтопродуктів. У місці приєднання драбини до кришки резервуара споруджується замірна площадка, на якій установлюють вимірні пристрої й апаратуру. Для зниження втрат нафти і нафтопродуктів, що легко випаровуються, застосовують резервуари з плаваючою кришкою (диск із поплавками, котрі забезпечують його плавучість). Краплеподібні резервуари використовують для зберігання нафтопродуктів, які легко випаровуються, з високою пружністю парів. Оболонці резервуара надають форму краплі рідини, що вільно лежить на незмочуваній поверхні й знаходиться під дією поверхневого натягу. Завдяки такій формі резервуара утворюються умови, за яких на всі елементи поверхні корпуса рідина діє приблизно з однаковою силою, що забезпечує міцність та мінімальну витрату матеріалу на виготовлення резервуара.

Неметалеві резервуари – несучі конструкції, котрі виконані з неметалевих матеріалів. Вони бувають залізобетонними, із гумотканинних або синтетичних матеріалів, застосовують їх переважно як пересувні ємності. Залізобетонні резервуари споруджують круглими (вертикальні й циліндричні) або прямокутними.

Підземне зберігання газу в пористих пластах

Вітчизняний та зарубіжний досвід створення підземних сховищ газу (ПСГ) свідчить про те, що величина максимально допустимого тиску може досягати 1,3 − 1,5 нормального гідростатичного тиску. Для ПСГ, які створюються у виснажених газових, газоконденсатних і газонафтових покладах, максимальний пластовий тиск часто приймається рівним початковому пластовому тискові, що був до введення їх у розроблення. За наявності водонапірного режиму роботи пласта з метою запобігання обводненню місткості ПСГ максимальний пластовий тиск повинен бути трохи вищим. У цьому випадкові часто приймається, що середній пластовий тиск при експлуатації сховища має бути близьким до тиску пластової водонапірної системи. За цих умов слід забезпечити запобігання перетокам газу за структурний поріг пастки та герметичність пласта-покришки. При створенні ПСГ у пастках пластових водонапірних систем із метою підтримання сформованого газового покладу в заданих об'ємах максимальний пластовий тиск, як правило, становить 1,1 – 1,4 від нормального гідростатичного тиску.

Створювані підземні сховища газу мають відповідати таким вимогам:

а) підземне сховище газу має розміщуватися поблизу великих споживачів газу. Вважається, що оптимальна відстань ПСГ від споживача не повинна перевищувати 0,1 довжини магістрального газопроводу;

б) місткість сховища (або групи сховищ) має забезпечувати зберігання цього об'єму активного газу (з урахуванням резерву);

в) для ПСГ, які працюють у сезонному режимі, система облаштування та устаткування повинна забезпечити заданий постійний відбір газу протягом 90 − 100 діб за тривалості сезону відбору 120 − 150 діб. Резервний об'єм газу має бути забезпечений заданими потужностями для його відбору в будь-яку пору року. Добова продуктивність газосховищ, які працюють у піковому режимі, повинна становити не менше 2 % від об'єму активного газу;