RU2304555C2 - Method for maintenance of underground gas storage in soluble rocks - Google Patents
Method for maintenance of underground gas storage in soluble rocks Download PDFInfo
- Publication number
- RU2304555C2 RU2304555C2 RU2005125176/11A RU2005125176A RU2304555C2 RU 2304555 C2 RU2304555 C2 RU 2304555C2 RU 2005125176/11 A RU2005125176/11 A RU 2005125176/11A RU 2005125176 A RU2005125176 A RU 2005125176A RU 2304555 C2 RU2304555 C2 RU 2304555C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- underground
- gas storage
- pressure
- tanks
- Prior art date
Links
Landscapes
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области эксплуатации подземных резервуаров, созданных в каменной соли, и может быть использовано в газовой, нефтяной, нефтеперерабатывающей и других отраслях промышленности.The invention relates to the field of operation of underground tanks created in rock salt, and can be used in gas, oil, oil refining and other industries.
Известны способы эксплуатации подземных резервуаров, предусматривающие циклическую закачку и отбор хранимого газа (патенты РФ №2055006, опублик. 1996 г., №2211179, опублик. 2001 г., МПК В65G 5/00).Known methods of operating underground tanks, providing for cyclic injection and selection of stored gas (RF patents No. 2055006, published. 1996, No. 2211179, published. 2001, IPC B65G 5/00).
Недостатком этих способов являются большие затраты энергии при закачке и отборе газа.The disadvantage of these methods is the high energy consumption during the injection and selection of gas.
Наиболее близким к предлагаемому является способ эксплуатации подземного хранилища, включающий очистку, охлаждение и закачку магистрального газа в подземные резервуары газохранилища, эжектирование этого газа, последующую сепарацию и осушку газа в процессе его отбора из подземных резервуаров газохранилища (Кириленко В.Н. Повышение эффективности работы компрессоров при закачке газа в подземное хранилище. «Газовая промышленность», №9, М., 1974).Closest to the proposed method is the operation of an underground storage facility, including cleaning, cooling and pumping main gas into underground storage tanks, ejecting this gas, subsequent separation and drying of gas during its selection from underground storage tanks (Kirilenko V.N. Improving the efficiency of compressors when injecting gas into the underground storage. "Gas industry", No. 9, M., 1974).
Недостатком указанного способа является значительная затрата энергии, связанная с предварительной обработкой газа, используемого в качестве активного потока в эжекторных установках.The disadvantage of this method is the significant energy consumption associated with the preliminary processing of the gas used as an active stream in ejector installations.
Решаемая задача заключается в повышении эффективности эксплуатации газохранилищ в растворимых породах за счет использования энергии сжатого газа, хранимого в подземных резервуарах, при закачке и отборе хранимого продукта, освобождении отводов или магистрального газопровода от газа при выполнении плановых или аварийных ремонтных работ.The problem to be solved is to increase the efficiency of operation of gas storages in soluble rocks by using the energy of compressed gas stored in underground tanks during the pumping and selection of the stored product, and by releasing gas outlets or gas mains during scheduled or emergency repairs.
В результате решения указанной задачи достигается значительный экономический эффект.As a result of solving this problem, a significant economic effect is achieved.
Решение указанной задачи достигается при использовании способа эксплуатации подземных газохранилищ, включающего очистку, охлаждение и закачку магистрального газа в подземные резервуары газохранилища, эжектирование этого газа, последующие сепарацию и осушку газа в процессе его отбора из подземных резервуаров газохранилища. Согласно предлагаемому способу при закачке магистрального газа в газохранилище сначала осуществляют заполнение этим газом резервуара или группы резервуаров газохранилища, а дальнейшее заполнение резервуаров газохранилища осуществляют при эжектировании магистрального газа активным потоком сжатого газа, отбираемого из ранее заполненных подземных резервуаров газохранилища, отбор газа из соответствующего резервуара или соответствующих резервуаров газохранилища, имеющих низкое давление, производят активным потоком сжатого газа высокого давления, отбираемого из ранее заполненных подземных резервуаров газохранилища, при этом стабильность давления активного газового потока поддерживают ступенчатым регулированием.The solution to this problem is achieved by using the method of operating underground gas storages, which includes cleaning, cooling and pumping main gas into underground gas storage tanks, ejecting this gas, subsequent separation and drying of gas in the process of its selection from underground gas storage tanks. According to the proposed method, when the main gas is injected into the gas storage, the gas reservoir or group of gas storage tanks is first filled with this gas, and the gas storage tanks are further filled by ejecting the main gas with an active stream of compressed gas taken from previously filled underground gas storage tanks, gas is taken from the corresponding tank or the corresponding low pressure gas storage tanks produce an active compressed gas stream of high pressure taken from previously filled underground reservoirs of the gas storage, while the pressure stability of the active gas stream is supported by step regulation.
Отличием способа является также то, что при закачке в газохранилище магистрального газа может быть осуществлено его компримирование.The difference of the method is also that when the main gas is injected into the gas storage, it can be compressed.
Другое отличие способа заключается в том, что откачку газа из газоотводящих и магистрального газопроводов при проведении плановых или аварийных ремонтных работ на газохранилище производят путем эжектирования этого газа с использованием в качестве активного газового потока газ высокого давления, отбираемый из заполненных подземных резервуаров газохранилища.Another difference of the method lies in the fact that the pumping of gas from the exhaust gas and main pipelines during scheduled or emergency repairs to the gas storage is carried out by ejecting this gas using high pressure gas as an active gas stream taken from the filled underground gas storage tanks.
Подземный резервуар, заполненный газом под высоким давлением, обладает огромной потенциальной энергией, которую впервые предлагается использовать при эксплуатации подземного газохранилища.An underground reservoir filled with high-pressure gas has enormous potential energy, which is proposed for the first time to be used in the operation of an underground gas storage.
Способ эксплуатации подземных газохранилищ (ПХГ) поясняется схемой, представленной на чертеже.The method of operation of underground gas storages (UGS) is illustrated by the scheme shown in the drawing.
В соответствии с изображенной на чертеже схемой подземные резервуары 1 газохранилища, созданные геотехнологическим способом в залежах каменной соли, сообщены с дневной поверхностью через пробуренные скважины 2.In accordance with the diagram shown in the drawing, the underground reservoirs 1 of the gas storage, created by a geotechnological method in the rock salt deposits, are connected to the surface through the drilled wells 2.
Для обеспечения устойчивости процесса эжектирования регулирование давления отбираемого газового потока осуществляют посредством регулятора давления 3 «после себя». Для замера расхода газа в системе наземного комплекса ПХГ служат расходомеры 4, 5, 6, 7 и 8. В эжекторных установках 9, 10 происходит преобразование потока газа с разными давлениями в смешанный поток с усредненным давлением. Сепараторы 11, 12 и 13 служат для удаления механических примесей и влаги из газа. В аппарате охлаждения 14 газ после компримирования охлаждают. Посредством дроссельного регулятора давления 15 понижают давление на выходе газа из подземных резервуаров 1. В компрессорной станции 16 осуществляют сжатие магистрального газа для последующей закачки его в подземные резервуары 1. Печь подогрева 17 служит для повышения температуры транспортируемого газа. Осушку газа до установленной кондиции осуществляют в установке для осушки 18. Очистку от пыли и примесей газа, поступающего по магистральному газопроводу 19, производят с помощью фильтра 20. Выполнение технологических операций и регулирование режимов протекания процессов на ПХГ осуществляется посредством запорных устройств 21. Наземный комплекс оборудования ПХГ связан с подземными резервуарами 1 и магистральным газопроводом 19 трубопроводами 22-59.To ensure the stability of the ejection process, the pressure regulation of the selected gas stream is carried out by means of a pressure regulator 3 "after itself". To measure the gas flow rate in the system of the underground UGS facility, flow meters 4, 5, 6, 7 and 8 are used. In the ejector units 9, 10, the gas stream with different pressures is converted to a mixed stream with an average pressure. Separators 11, 12 and 13 are used to remove mechanical impurities and moisture from the gas. In the cooling apparatus 14, the gas is cooled after compression. By means of a throttle pressure regulator 15, the pressure at the gas outlet from the underground tanks 1 is reduced. In the compressor station 16, the main gas is compressed for its subsequent injection into the underground tanks 1. The heating furnace 17 serves to increase the temperature of the transported gas. Gas is dried to the established condition in the installation for drying 18. Cleaning from dust and impurities of the gas entering the main gas pipeline 19 is carried out using a filter 20. Technological operations and the regulation of the process flow at the underground gas storage facility are carried out using shut-off devices 21. Ground-based equipment complex The UGS facility is connected to underground reservoirs 1 and the main gas pipeline 19 by pipelines 22-59.
Способ осуществляется следующим образом.The method is as follows.
Газ, поступающий из магистрального газопровода 19, по трубопроводам 22 и 23 направляют в фильтр 20 и далее по линии трубопровода 25 в сепаратор 13, затем по линиям трубопроводов 26, 27 его транспортируют в расходомер 7, после чего по линии трубопровода 28 газ подают в компрессор 16. После сжатия газа в компрессоре 16 его направляют по линиям трубопроводов 30, 33, 35, 37 в аппарат охлаждения 14, в частности аппарат воздушного охлаждения АВО. Из аппарата охлаждения 14 газ по трубопроводам 38, 36 закачивают в подземный резервуар 1 (или в группу подземных резервуаров 1) газохранилища.The gas coming from the main gas pipeline 19 is sent through pipelines 22 and 23 to the filter 20 and then through the pipeline 25 to the separator 13, then it is transported through the pipelines 26, 27 to the flow meter 7, after which gas is supplied to the compressor via the pipeline 28 16. After compression of the gas in the compressor 16, it is sent along the lines of pipelines 30, 33, 35, 37 to the cooling apparatus 14, in particular the air cooling apparatus ABO. From the cooling apparatus 14, gas is piped through pipelines 38, 36 to the underground reservoir 1 (or to the group of underground reservoirs 1) of the gas storage.
После полного заполнения указанного подземного резервуара 1 (или группы подземных резервуаров 1) газом с достижением величины максимального давления закачку газа в последующие подземные резервуары 1 газохранилища осуществляют при эжектировании магистрального газа активным потоком сжатого газа, отбираемого из ранее заполненных подземных резервуаров газохранилища. Отбираемый газ по линиям трубопроводов 39, 40 вначале направляют в регулятор давления 3, затем по линии трубопровода 54 пропускают через расходомер 4 и далее по линиям трубопроводов 55, 32, 31 - в эжекторную установку 10.After the indicated underground reservoir 1 (or group of underground reservoirs 1) is completely filled with gas with reaching the maximum pressure, gas is injected into the subsequent underground reservoirs 1 of the gas storage unit when the main gas is ejected with an active stream of compressed gas taken from previously filled underground gas storage tanks. The sampled gas is sent along the lines of pipelines 39, 40 to the pressure regulator 3, then, through the line of the pipeline 54, it is passed through a flowmeter 4 and then along the lines of the pipelines 55, 32, 31 to the ejector unit 10.
Пассивный газ, прошедший систему очистки, или газ, поступающий непосредственно из магистрального газопровода 19, направляют вначале по линиям трубопроводов 22, 24, затем по линии трубопровода 59 в расходомер 6, после прохождения которого газ по трубопроводу 29 направляют в эжекторную установку 10, содержащую несколько эжекторов с различными проточными частями. Количество проточных частей устанавливается отдельно для каждого ПХГ.Passive gas that has passed through the purification system, or gas coming directly from the main gas pipeline 19, is first sent along the lines of pipelines 22, 24, then along the line of pipeline 59 to a flowmeter 6, after which gas is passed through pipeline 29 to an ejector unit 10 containing several ejectors with various flowing parts. The number of flowing parts is set separately for each UGS facility.
Смешанный поток газа из эжекторной установки 10 по трубопроводам 34, 35, 36 закачивают в новую группу подземных резервуаров 1 газохранилища, величины давления газа в которых близки к буферному давлению.The mixed gas stream from the ejector unit 10 through pipelines 34, 35, 36 is pumped into a new group of underground reservoirs 1 of the gas storage, the gas pressure in which is close to the buffer pressure.
Эжекторные установки 9, 10 монтируют в здании компрессорной станции 16 во избежание образования гидратов, в особенности в холодное время года.Ejector plants 9, 10 are mounted in the building of the compressor station 16 in order to avoid the formation of hydrates, especially in the cold season.
После заполнения газом новой группы подземных резервуаров 1 газохранилища до достижения в них величины расчетного давления путем эжектирования, дальнейшую закачку газа ведут через компрессорную станцию 16 до установления максимального рабочего давления.After gas is filled with a new group of underground reservoirs 1 of the gas storage until they reach the design pressure by ejection, further gas is pumped through the compressor station 16 until the maximum operating pressure is established.
Процесс закачки газа с помощью эжекторной установки 10 при использовании сжатого газа в качестве активного газового потока, отбираемого из ранее заполненного подземного резервуара 1, возможно вести одновременно на ряде других подземных резервуарах 1 газохранилища.The gas injection process using the ejector unit 10 when using compressed gas as an active gas stream taken from a previously filled underground tank 1, it is possible to conduct simultaneously on a number of other underground reservoirs 1 of the gas storage.
Различные сочетания возможных вариантов выполнения заявляемого способа эксплуатации подземного газохранилища позволяют в значительной мере ускорить процесс закачки газа и сократить время эксплуатации компрессорной станции 16.Various combinations of possible embodiments of the proposed method of operating an underground gas storage can significantly accelerate the gas injection process and reduce the operating time of the compressor station 16.
Отбор газа из подземных резервуаров 1 газохранилища осуществляют по трубопроводам 39, 40 и 41. При этом, по необходимости, понижают давление газа в дроссельном регуляторе давления 15 до величины, не превышающей допустимое давление эксплуатации установленного после него оборудования. Далее газ по линии трубопровода 42 направляют в сепаратор 12 для удаления механических примесей и влаги, а затем по трубопроводам 43, 44, 45, 47, 50 подают в замерное устройство расходомера 8 и далее по линии трубопровода 51 - в магистральный газопровод 19. В случае необходимости увеличения температурного перепада газа до точки росы его по линии трубопровода 46 подают в печь подогрева 17 и, при необходимости более глубокой осушки газа, по линии трубопровода 48 пропускают через установку осушки 18 и затем по трубопроводу 49 направляют, как было изложено выше, в магистральный газопровод 19.The selection of gas from the underground reservoirs 1 of the gas storage is carried out through pipelines 39, 40 and 41. In this case, if necessary, lower the gas pressure in the throttle pressure regulator 15 to a value not exceeding the permissible operating pressure of the equipment installed after it. Next, the gas through the line of the pipeline 42 is sent to the separator 12 to remove mechanical impurities and moisture, and then through the pipelines 43, 44, 45, 47, 50 are fed into the metering device of the flow meter 8 and then through the pipeline 51 to the main gas pipeline 19. In the case of the need to increase the temperature difference of the gas to the dew point it is fed through the pipeline 46 to the heating furnace 17 and, if necessary, a deeper drying of the gas, is passed through the installation of drying 18 through the line 48 and then sent as indicated above through the pipeline 49 , in the main gas pipeline 19.
Для сокращения времени закачки природного газа в один из подземных резервуаров 1 также производят эжектирование газа посредством эжекторной установки 10, в которую в качестве активного газового потока по линии трубопровода 31 закачивают газ высокого давления, а газ низкого давления по линиям трубопроводов 58, 59 направляют в эжекторную установку 10 через замерное устройство расходомера 6 на трубопроводе 29. Образующийся смешанный поток газа из эжекторной установки 10 по линиям трубопроводов 34, 35, 36 закачивают в скважину 2 одного из подземных резервуаров 1. В случае необходимости, смешанный газовый поток во избежание температурного растрескивания цементного камня скважины 2 пропускают по линии трубопровода 37 через аппарат охлаждения 14 и далее охлажденный газ по линиям трубопроводов 38, 36 закачивают в подземный резервуар 1.To reduce the time of injection of natural gas into one of the underground tanks 1, gas is also ejected by means of an ejector unit 10, into which high pressure gas is pumped as an active gas stream through line 31, and low pressure gas is sent to ejector via lines 58, 59 installation 10 through the metering device of the flow meter 6 on the pipeline 29. The resulting mixed gas stream from the ejector installation 10 along the lines of pipelines 34, 35, 36 is pumped into the well 2 of one of the underground ervuarov 1. If necessary, mixed gas stream in order to avoid thermal cracking of the cement stone hole 2 is passed through a pipe line 37 through cooling unit 14 and further cooled by gas piping lines 38, 36 is injected into the underground tank 1.
Закачка газа в подземные резервуары 1 газохранилища путем его эжектирования посредством эжекторной установки 10 может осуществляться также непосредственно из магистрального газопровода 19 по линиям трубопроводов 22, 24, 59, минуя систему очистки газа, состоящую из сепаратора 13 и фильтра 20.Gas injection into the underground reservoirs 1 of the gas storage by ejecting it by means of an ejector unit 10 can also be carried out directly from the main gas pipeline 19 via pipelines 22, 24, 59, bypassing the gas purification system consisting of a separator 13 and a filter 20.
В общем случае при проведении эжектирования активный газовый поток, направляемый от компрессора 16, целесообразно не охлаждать, поскольку при этом коэффициент инжекции возрастает в соответствии с зависимостью U=const Тр, где U - коэффициент инжекции, Тр и Тн - соответственно температура рабочего и эжектируемого потоков.In the general case, during ejection, it is advisable not to cool the active gas stream directed from the compressor 16, since the injection coefficient increases in accordance with the dependence U = const T p , where U is the injection coefficient, T p and T n are the operating temperature, respectively and ejected flows.
И, кроме того, неохлажденный рабочий поток газа препятствует образованию гидратов в эжекторной установке 10 при дросселировании его в сопле Лаваля.And, in addition, the uncooled gas flow prevents the formation of hydrates in the ejector unit 10 when throttling it in a Laval nozzle.
Отбор и закачку газа, как правило, осуществляют групповым методом, при этом величины давления газа в группах подземных резервуаров 1 могут значительно различаться.The selection and injection of gas, as a rule, is carried out by the group method, while the gas pressure in the groups of underground reservoirs 1 can vary significantly.
Иногда для повышения производительности отбора газа из подземного газохранилища целесообразно использовать эжекторные установки 9 без применения компрессорных станций 16. При этом хранимый природный газ, находящийся в подземных резервуарах 1 под высоким давлением, отбирают по линиям трубопроводов 39, 40, пропускают через регулятор давления 3 «после себя» и направляют по линии трубопровода 54 в расходомер 4, из которого по линии трубопровода 56 газ высокого давления в качестве активного потока подают в эжекторную установку 9, в которую одновременно направляют пассивный газовый поток из подземного резервуара, находящегося под более низким давлением, по линии трубопровода 52 через расходомер 5. Образующийся при этом смешанный газовый поток, обладающий достаточным давлением для подачи его в магистральный газопровод 19, пропускают по линии трубопровода 57 через сепаратор 11, затем по линиям трубопроводов 44, 45 и далее по одному из вышеописанных вариантов осуществления способа производят закачку газа из подземного газохранилища в магистральный газопровод 19 потребителю.Sometimes, in order to increase the productivity of gas extraction from the underground gas storage, it is advisable to use ejector units 9 without the use of compressor stations 16. At the same time, the stored natural gas located in the underground tanks 1 under high pressure is taken along pipelines 39, 40 and passed through a pressure regulator 3 "after yourself ”and direct it along the line of the pipeline 54 to the flowmeter 4, from which through the line of the pipeline 56 high-pressure gas as an active stream is fed into the ejector installation 9, in which the passive gas stream is directed from the underground reservoir under lower pressure through the line 52 through the flow meter 5. The resulting mixed gas stream, which has sufficient pressure to supply it to the main gas pipeline 19, is passed through the pipe line 57 through the separator 11, then, through lines of pipelines 44, 45 and then, according to one of the above-described embodiments of the method, gas is injected from the underground gas storage into the main gas pipeline 19 to the consumer.
Эжектирование газа посредством эжекторной установки 10 производят также, минуя компрессорную станцию 16, в случае необходимости откачки газа из газоотводящих и магистрального 19 газопроводов, например, при капитальном ремонте или аварийном повреждении оборудования. Для этого по линиям трубопроводов 39, 40 газ высокого давления отбирают из подземных резервуаров 1, пропуская его через регулятор давления 3, затем по линии трубопровода 54 через расходомер 4 направляют в трубопроводы 55, 32, 31, по которым газ подают в качестве активного газового потока в эжекторную установку 10. Транспорт пассивного газового потока в эжекторную установку 10, а также образующегося в ней смешанного газового потока в подземные резервуары 1 производят по одному из вышеописанных вариантов осуществления способа в процессе закачки газа в подземное газохранилище.Gas ejection by means of the ejector unit 10 is also carried out, bypassing the compressor station 16, if necessary, pumping gas from the exhaust gas and main gas pipelines 19, for example, during overhaul or emergency equipment damage. To do this, high pressure gas is taken from the underground tanks 1 along the lines of pipelines 39, 40, passing it through a pressure regulator 3, then along the line of the pipeline 54 through the flow meter 4 are sent to pipelines 55, 32, 31, through which the gas is supplied as an active gas stream to the ejector installation 10. Transport of the passive gas stream to the ejector installation 10, as well as the mixed gas stream formed therein into the underground tanks 1, is carried out according to one of the above described embodiments of the method in the gas injection process to the underground gas storage.
Пример осуществления способа.An example implementation of the method.
Эксплуатировалось подземное хранилище с активным объемом газа 800 млн.м3, состоящее из 15 подземных резервуаров 1, созданных в растворимой соленосной породе с единичным геометрическим объемом 280 тыс. м3 и глубиной заложения 1350-1450 м. Оборудование технологических скважин 2 подземных резервуаров 1 включало: центральную колонну труб ⌀ 114 мм, защитную колонну труб ⌀ 178 мм и основную обсадную колонну труб ⌀ 245 мм. Суточная производительность закачки газа - 3,3÷7,5 млн. м3. Производительность отбора газа из одной скважины 2 в зависимости от давления в ней составило 3-8 млн. м3 газа в сутки.An underground storage facility was operating with an active gas volume of 800 million m 3 , consisting of 15 underground tanks 1 created in soluble saline rock with a single geometric volume of 280 thousand m 3 and a depth of 1350-1450 m. The equipment of technological wells in 2 underground tanks 1 included : central pipe string ⌀ 114 mm, protective pipe string ⌀ 178 mm and main pipe casing ⌀ 245 mm. The daily gas injection capacity is 3.3 ÷ 7.5 million m 3 . The productivity of gas extraction from one well 2, depending on the pressure in it, amounted to 3-8 million m 3 of gas per day.
Эксплуатация этого газохранилища путем эжектирования газа производилась при закачке природного газа в подземные резервуары 1 с использованием эжекторной установки 10. Работа компрессорной станции 16 осуществлена с производительностью Qk=137500 м3/ч, производительность эжекторной установки 10 по инжектируемому газу составила 412500 м3/ч при минимальном противодавлении за диффузором аппарата (РПР≈6,5 МПа) и около 7000 м3/ч при максимальном противодавлении за диффузором аппарата (РПР≈11,5 МПа).The operation of this gas storage facility by ejecting gas was carried out by injecting natural gas into underground tanks 1 using an ejector unit 10. The compressor station 16 was operated with a capacity of Q k = 137500 m 3 / h, the productivity of the ejector unit 10 for injected gas was 412500 m 3 / h with a minimum backpressure behind the diffuser of the apparatus (P PR ≈6.5 MPa) and about 7000 m 3 / h with a maximum backpressure behind the diffuser of the apparatus (P PR ≈11.5 MPa).
При использовании эжекторных установок для закачки газа без применения компрессорной станции максимальное давление газа в подземных резервуарах 1 составило около 11,5 МПа. Производительность закачки при этом изменялась, как отмечалось выше, от 7 до 412,5 тыс. м3/ч.When using ejector installations for pumping gas without using a compressor station, the maximum gas pressure in underground tanks 1 was about 11.5 MPa. In this case, the injection productivity varied, as noted above, from 7 to 412.5 thousand m 3 / h.
Отбор газа производился из двух подземных резервуаров 1, внутреннее давление одного из которых составляло максимальную (21 МПа), а другое минимальную (6,0 МПа) величины. Суммарная производительность отбора газа из газохранилища по первому варианту выполнения способа составила 458333 м3/ч. При использовании эжекторной установки 9 для этих же условий работы подземных резервуаров 1 производительность отбора газа была равна 1033332 м3/ч, то есть увеличение отбора газа возрастало примерно на 575 тыс. м3/ч.Gas was taken from two underground reservoirs 1, the internal pressure of one of which was maximum (21 MPa), and the other minimum (6.0 MPa). The total productivity of gas extraction from the gas storage according to the first embodiment of the method amounted to 458333 m 3 / h. When using the ejector unit 9 for the same operating conditions of the underground tanks 1, the gas extraction capacity was 1033332 m 3 / h, that is, the increase in gas extraction increased by about 575 thousand m 3 / h.
С магистральным газопроводом 19 ⌀ 1200 мм (РПР≈5,5 МПа) ПХГ соединено трубопроводами 22-59. Объем природного газа в трубопроводах 22-59 составляет около 500 тыс. м3.With the main gas pipeline 19 ⌀ 1200 mm (P PR ≈ 5.5 MPa), the UGS facility is connected by pipelines 22-59. The volume of natural gas in pipelines 22-59 is about 500 thousand m 3 .
При использовании эжекторной установки 10 для освобождения трубопроводов 22-59 от газа можно закачать содержащийся в них газ в подземные резервуары 1 с буферным давлением около 6,0 МПа до достижения в трубопроводах величины давления Р0=2,5 МПа. Оставшийся в трубопроводах 22-59 газ отбирают при подключении к настоящей схеме компрессорной станции 16.When using the ejector installation 10 to release pipelines 22-59 from gas, it is possible to pump the gas contained in them into underground tanks 1 with a buffer pressure of about 6.0 MPa until the pressure in the pipelines reaches P 0 = 2.5 MPa. The gas remaining in the pipelines 22-59 is taken when the compressor station 16 is connected to this circuit.
Claims (3)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2005125176/11A RU2304555C2 (en) | 2005-08-08 | 2005-08-08 | Method for maintenance of underground gas storage in soluble rocks |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2005125176/11A RU2304555C2 (en) | 2005-08-08 | 2005-08-08 | Method for maintenance of underground gas storage in soluble rocks |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2005125176A RU2005125176A (en) | 2007-02-20 |
| RU2304555C2 true RU2304555C2 (en) | 2007-08-20 |
Family
ID=37863108
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2005125176/11A RU2304555C2 (en) | 2005-08-08 | 2005-08-08 | Method for maintenance of underground gas storage in soluble rocks |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2304555C2 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2509044C2 (en) * | 2012-05-22 | 2014-03-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" (ООО "Газпром ВНИИГАЗ") | Combined operating method of underground gas storages |
-
2005
- 2005-08-08 RU RU2005125176/11A patent/RU2304555C2/en active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| КИРИЛЕНКО В.Н. Повышение эффективности работы компрессоров при закачке газа в подземное хранилище. «Газовая промышленность», №9, М., 1974. * |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2509044C2 (en) * | 2012-05-22 | 2014-03-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" (ООО "Газпром ВНИИГАЗ") | Combined operating method of underground gas storages |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2005125176A (en) | 2007-02-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US2765045A (en) | Methods and means for separating oil and gas | |
| CN108913252B (en) | Hydrocarbon injection dewaxing device and process suitable for dehydrating and dealkylating wax-containing natural gas | |
| US8757271B2 (en) | Artificial lift integral system for the production of hydrocarbons for oil wells by means of pneumatic pumping with natural gas autonomously supplied by oil wells | |
| WO2022076846A1 (en) | Apparatus and method for harnessing energy from a wellbore to perform multiple functions while reducing emissions | |
| CN116025322A (en) | Multistage carbon dioxide pre-fracturing system and method | |
| RU2304555C2 (en) | Method for maintenance of underground gas storage in soluble rocks | |
| RU2406917C2 (en) | Method of acquisition and transportation of production of oil wells with high gas factor and system for its implementation | |
| RU2657910C1 (en) | Method of production, collection, preparation and transportation of low-pressure gas-liquid mixture at the development of gas-condensate deposit | |
| CN110617049A (en) | A dehydration cooling system for well head natural gas | |
| US20230073208A1 (en) | System and method for harnessing energy from a pressurized gas flow to produce lng | |
| CN112031717A (en) | Method for exploiting petroleum and oil production system with same | |
| CN109681151A (en) | A kind of shale gas well head gas high-pressure treatment apparatus | |
| WO2005040670A1 (en) | Method and system for reducing liquid accumulation in a multiphase flow pipeline | |
| CN214405626U (en) | Oil field heavy-calibre flash distillation gas pipeline hydrops control system | |
| RU2687721C1 (en) | Method and device for elimination of liquid plugs in gas gathering header | |
| CN211059818U (en) | Liquid-removing hydrocarbon-separating system suitable for reducing injection amount of hydrate inhibitor of wet gas sea pipe | |
| RU2471979C2 (en) | Associated gas treatment method | |
| RU11588U1 (en) | GAS PUMPING SYSTEM FROM A MAIN PIPELINE SECTION | |
| CN112524487A (en) | System and method for controlling accumulated liquid in large-diameter flash evaporation gas pipeline of oil field | |
| RU2788253C1 (en) | Method for operation of underwater gas and gas condensate field and underwater ejector for its implementation | |
| CN112178457A (en) | System and method for controlling liquid conveying stoppage of low-pressure flash gas pipeline in oil field | |
| US11738303B2 (en) | Fuel gas conditioning system and method | |
| CN105444524B (en) | A kind of portable mixed hydrocarbon extraction equipment and extracting method | |
| RU2673925C1 (en) | Method of emptying pipeline sections from gas in multiple gas pipeline systems | |
| CA2818357A1 (en) | Hydraulic air compressor applications |