Газовый накопитель для дачи под землей: Газгольдеры для дачи, загородного дома или коттеджа

Содержание

Подземный локальный газопровод

В подавляющем большинстве случаев от резервуара с газом к дому прокладывается подземный газопровод. При этом у некоторых заказчиков возникает резонный вопрос – «нельзя ли проложить газопроводную трубу над землей?» Казалось бы,  при устройстве трубы над поверхностью земли упрощается монтаж, уменьшается объем земляных работ, не портится придомовая территория и снижается  стоимость работ. Но в действительности все немного сложнее и для надежной работы всей системы необходима именно подземная прокладка трубы, по которой СУГ подается в дом.


В первую очередь это объясняется физическими и химическими свойствами сжиженного углеводородного топлива. Дело в том, что пропан — бутановая смесь, из которой в основном и состоит СУГ, при уменьшении температуры довольно быстро переходят в жидкую фазу, которую невозможно использовать в котлах или кухонных плитах. Именно это обстоятельство вынуждает использовать подземную прокладку трубы.

 

Конечно, проще установить стойки по участку и смонтировать на них трубу. В летнее время вся система будет успешно работать и не создаст пользователю никаких проблем. Но уже при небольших минимальных температурах топливо в трубе начнет конденсироваться  и ее подача к потребителю станет затруднена. 

В зимнее время, в условиях достаточно низких  температур СУГ полностью перейдет в жидкую фазу, и система перестанет работать. К примеру, температура кипения бутана, который составляет значительную часть сжиженного газа, составляет -0,5 С. Поэтому необходимо принимать меры для поддержания нормального температурного режима всех элементов системы. 

Для подземного варианта газовода таких проблем не существует. Под землей температура достаточно стабильна круглый год. Если труба проложена по всем правилам и располагается ниже уровня промерзания земли, то это гарантирует стабильную подачу топлива при любых температурах окружающего воздуха. В таких условиях СУГ успешно испаряется и его газообразная фракция легко транспортируется к оконечным потребителям.

Так же это обстоятельство является одной из причин подземной установки газгольдера. 

Тем не менее, любой локальный газовод имеет открытые участки, например, на вводе в здание. В этом случае могут приниматься дополнительные меры, предохраняющие топливо от излишнего охлаждения. Например, утепление этого участка или максимально возможное уменьшение его длины. Стоит отметить, что в любой системе будет появляться  конденсат. Вопрос лишь в его количестве. При небольших объемах он не создаст никаких проблем, и вся система будет нормально работать. 

Для того, что бы образуемая жидкая фракция СУГ стекала обратно в резервуар или специальный накопитель труба от газгольдера в дому и все горизонтальные участки трубопровода должны иметь определенный уклон. Если система сложная, состоящая из нескольких горизонтальных участков, то в нескольких, самых нижних ее точках устанавливаются специальные накопители конденсата, которые должны прочищаться в соответствии с графиком.

Накопительные баки воды для частного дома: обзор моделей из пластика

Многие владельцы частных домов и дачники, проживающие на природе в летнее время года, сталкиваются с проблемой водоснабжения загородного дома. Можем порекомендовать вам использовать дополнительные накопительные баки для воды, которые позволяют с легкостью хранить воду в летний период года. Такие баки изготавливаются из высококачественных материалов, отличается гигиеничностью, экологичностью и позволяют хранить воду без потери ею своих качеств.

Использование таких дополнительных баков и емкостей для воды позволяет решить проблемы с водоснабжением чистой питьевой водой или же поливом приусадебной территории. Вода может собираться в такие резервуары самотеком или же поступать от насосов, расположенных внутри скважины. Необходимо лишь правильно спланировать систему водоснабжения с таким баком для хранения воды, а также правильно его подобрать, грамотно выполнив последующую установку таких дополнительных емкостей.

Разновидности накопительных баков для воды

Все такие емкости можно разделить по нескольким категориям. В первую очередь это материал, из которого изготовлен бак. Если изначально популярностью пользовались емкости из нержавеющей стали, то сегодня все чаще используется экологически чистый пищевой пластик, что позволяет исключить коррозию материала, снижает стоимость и обеспечивает возможность хранения больших объемов воды в течение длительного времени.

В зависимости от своей формы принято разделять горизонтальные, вертикальные, прямоугольные плоские баки для воды. Такие емкости могут выполняться с различными размерами, а их объём колеблется от 150 литров до 5000 литров. Соответственно в зависимости от конкретной разновидности выбирается способ установки таких водяных баков, которые могут монтироваться непосредственно внутри частного домика, устанавливаются на навесе на открытом воздухе или же вкапываются землю, что позволяет устанавливать большие по объемам емкости, экономя при этом свободную площадь участка.

Качественные и недорогие пластиковые баки для хранения воды

Пластиковые баки выполнены из прочного пищевого полиэтилена, который отличается великолепными характеристиками морозоустойчивости. Последнее позволяет располагать такие баки на открытом воздухе, не боясь повреждения емкости при замерзании внутри воды. В настоящее время в продаже можно найти разнообразные накопительные баки, которые предназначены для хранения воды и отличаются своими размерами. Если вы планируете устанавливать такую емкость в квартире или внутри частного дома, то оптимальный объем составляет 100-200 литров. Для установки на открытом воздухе можно выбирать баки большего объёма, которые способны вместить до 1000 литров.

Обзор баков

Если вы подыскивает такой пластиковый бак для установки в частном доме или на дачном участке можем порекомендовать вам модель Элгад ЦВ 500Д. Изготовлен такой бак из высококачественного пластика, имеет объем 500 литров и предназначается для хранения чистой питьевой воды и дизтоплива. Такая емкость цилиндрической формы имеет винтовую крышку и отличается великолепной устойчивостью к воздействию агрессивных веществ. Данное изделие не изменяет физических свойств жидкости, которые хранятся в ней. Подобное обеспечивается за счёт использования экологически чистого пищевого пластика. Необходимо лишь учитывать тот факт, что такие баки не предназначены для работы под высоким давлением. Рабочий диапазон составляет от — 40 до + 50 градусов.

Пластиковые баки для воды модели АКВАТЕК АТР 1000 оснащены специальным поплавком, что позволяет с легкостью контролировать уровень воды в емкости. Бак имеет прямоугольную форму и отлично подходит для установки внутри помещения. Выполнены они из полиэтилена высокой прочности, что позволяет обеспечить жесткость и устойчивость к нагрузкам. Такой бак имеет объем в 1000 литров и предназначается для напольного монтажа внутри помещений.

Если вам необходимо приобрести высококачественный накопительный бак для воды по доступной стоимости, то рекомендуем обратиться в компанию ALFATEP. Специалисты нашей компании предложат вам различные типы таких накопительных баков, дадут необходимые гарантии и проконсультируют по вопросам выбора. Также мы сможем выполнить все монтажные работы и обучим домовладельцев правильной эксплуатации таких расширительных баков для воды. Вам лишь необходимо позвонить по телефону 8 (495) 109-00-95.

Как самостоятельно установить емкость для воды

Проблема создания резервного запаса живительной влаги обязательно должна волновать хорошего хозяина.

Это в равной степени относится к собственникам любой недвижимости, будь то частный дом или дачный участок. Как бы ни было организовано водоснабжение – автономно или подключением к центральной магистрали – от форс-мажорных обстоятельств не застрахован никто. Несмотря на простоту конструкции накопительной емкости, ее монтаж требует соблюдения ряда рекомендаций. Не меньшее значение в процессе эксплуатации имеют и особенности обслуживания, ремонта в зависимости от приобретенной версии изделия. И лучше со всеми вопросами разобраться еще до его покупки – это позволит сделать правильный выбор резервуара для аккумулирования воды.

Пояснение. Когда речь заходит о накопительной емкости, как правило, подразумевается бак, встраиваемый в схему водопровода. Все остальные изделия являются специальными сосудами, работающими под давлением, и характеризуются целевым назначением. Отсюда и некоторая путаница, встречающаяся в статьях ряда сайтов. Например, что гидроаккумулятор, установленный отдельно или встроенный в насосную станцию, способен обеспечить дом водою в течение суток.

Крайне неверное суждение – вместимость этого прибора по факту меньше заявленного производителем объема бака. А покупка чрезмерно большого ГА чревата рядом негативных последствий. Именно поэтому профессионалы рекомендуют приобретать для частных строений гидроаккумуляторы не более 50 л; вполне достаточно для решения основной задачи. Реально в нем не свыше 35 л – надолго ли хватит такого запаса воды с учетом всех потребностей домочадцев?

Монтаж накопительной емкости

  • Первый вариант. Если водоснабжение организовано из автономного источника, на участке по определению имеется насос или станция. Поэтому бак, с учетом его вместимости, желательно ставить в помещении, где температура не опускается ниже нуля. Это избавит от необходимости утеплять накопительную емкость на период холодов. Дополнительный плюс – сокращение расходов на монтаж, так как труб для присоединения к системе понадобится меньше.
  • Второй вариант. То же, но при центральном водоснабжении. Для полной комплектации схемы нужно приобрести маломощный насос (например, Джилекс, Зубр). При аварии на магистрали уже он будет качать в систему воду из накопительного бака.
  • Третий вариант. Установка в грунте. Такое решение снимает одни проблемы, но создает ряд других. Понадобится оборудовать аналог кессона для насосной станции, только размерами больше. Ведь в яме придется заниматься и обслуживанием, ремонтом накопительной емкости, а потому нужно обеспечить свободное пространство. Дополнительно: утеплить резервуар, защитить от сезонных подвижек почвы. Такая технология монтажа обойдется дорого, но и плюс очевиден – бак не будет мешать в доме или на территории.
  • Четвертый вариант. Если перекачивающее устройство по какой-то причине задействовать невозможно, то придется организовать резервное водоснабжение самоточным способом. Большого напора накопительная емкость в этом случае не обеспечит, но и дом не останется без живительной влаги. Такая технология установки бака имеет ряд особенностей, о которых профессионалы знают.

При выборе насоса для накопительной емкости, устанавливаемой внутри строения, нужно ориентироваться на малошумящие версии. По данному вопросу лучше проконсультироваться со специалистом: модель, расчетные характеристики, возможность самостоятельного ремонта.

Общие рекомендации по монтажу

  • Накопительная емкость, наполненная водой, характеризуется большим весом: примерно 1 т/м3. Поэтому она обязательно ставится на прочную основу: мощный фундамент, металлоконструкция (при расположении бака на высоте).
  • Значительный подъем накопительной емкости над уровнем земли повышает напор воды из бака (порядка 0,1 атм на каждый метр), но одновременно снижает устойчивость опоры и затрудняет проведение работ по обслуживанию и ремонту резервуара. Профессионалы рекомендуют ориентироваться на 2,5±0,5 м – это оптимальная высота для монтажа накопительной емкости. Создаваемого напора (более 2 атм) вполне достаточно для корректной работы бытовой техники (той же стиральной машинки).

Выбирать место с учетом, чтобы бак мог наполняться дождевой водой, вряд ли целесообразно; разве что если он нужен для обеспечения орошения участка. Собранная таким образом жидкость для питья без дополнительной очистки малопригодна, о чем свидетельствуют многочисленные заявления профильных специалистов: проблемы с экологией, наличие вредных примесей. Да и сколько ее наберется, неизвестно: уровень осадков меняется из года в год. Уже достаточно для определенных размышлений.

Практически все накопительные емкости, поступающие в продажу, имеют отверстия для присоединения труб, а некоторые версии изначально оснащены патрубками. Останется лишь подвести магистрали (водопровода, стока) и установить запорную арматуру, ряд приборов.

Что сделать

  • Если конструкцией накопительной емкости не предусмотрены выводы или расположение патрубков не соответствует выбранной схеме подключения (при нестандартной обвязке), нужно вырезать отверстия: для подающей трубы, отходящей и переливной. Первое обустраивается на любом уровне, так как вода в бак при его наполнении идет под напором (но лучше в верхней части резервуара). Второе – примерно на 10 см выше днища, чтобы в систему не попадала осевшая муть (песок, ил, пыль). Отверстия для переливной трубы готовится на 2–3 см ниже места установки поплавкового клапана; если он не отреагирует, излишки воды не выльются из бака на пол или территорию. Для качественного обслуживания накопительной емкости придется воду полностью сливать. Поэтому нужно еще одно – ревизионное – отверстие (в нижней части бака).
  • Организовать естественную вентиляцию. Для этого в крышке накопительной емкости делается вырез, прикрываемый от попадания мусора внутрь резервуара. Одной сетки недостаточно – она не предотвратит проникновения пыли.
  • Установить поплавковый выключатель. При наполнении емкости он даст команду на отключение перекачивающего устройства, а при низком уровне воды – на его включение.

    • Для защиты насоса от работы в режиме «сухого хода» нужно поставить соответствующее реле, если конструкцией помпы данный элемент автоматики не предусмотрен.

  • Фильтр очистки. Ставится на входе в накопительную емкость и защищает ее от попадания наносов из магистрали (песка, ржавчины, солевых отложений).

При самостоятельном монтаже резервуара можно для его наполнения и подачи воды в дом использовать одну трубу. Нужно лишь установить запорную арматуру, и своевременно производить переключения вентилей.

Обслуживание

ТО накопительной емкости рекомендуется проводить ежегодно. Если качество воды из резервуара заметно ухудшилось – чаще, по мере необходимости. Основными технологическими мероприятиями являются:

  • визуальный осмотр бака, подходящих магистралей, металлоконструкции (при установке емкости на опоре). По результатам диагностики определяется перечень необходимых работ;
  • очистка резервуара. Стенки накопительных баков гладкие, а потому вся муть скапливается на дне. Процесс ее удаления достаточно простой: открывается ревизионный лючок, вода сливается полностью, вместе с грязью. Для качественной очистки желательно через верхний люк в течение 10–15 минут хорошо (под напором) пролить всю емкость (для удаления оставшихся отложений) до появления чистой воды;
  • дезинфекция. Содержимое бака полностью не расходуется, поэтому застой некоторой части жидкости неизбежен. Это инициирует развитие болезнетворных микроорганизмов, от которых накопительную емкость следует избавить. В нее на 2–3 часа заливается небольшое количество воды, в которую добавляется хлорный отбеливатель (как вариант). После такой выдержки можно приступать к работе: производится «мокрая» чистка стенок и днища щетками, скребками с удлиненной ручкой. По окончании процедуры резервуар опустошается и несколько раз промывается проточной водой.
Скребки и щетки не должны оставлять на стенках царапин. Это – потенциальные участки, где накапливаются отложения и развиваются микроорганизмы. Чистить полость резервуара нужно крайне аккуратно.

Полный перечень работ по техническому обслуживанию конкретной версии бака для воды указан в сопроводительной документации на изделие.

Ремонт

Небольшие протечки в баке несложно устранить своими силами. Это типичные неисправности, проявляющиеся в основном в местах выхода патрубков и сочленения их с трубами. Сварочный аппарат не понадобится, а для пластиковых танков тем более. При самостоятельном устранении дефектов рекомендуется пользоваться специальными замазками и клеящими составами. Нюанс в том, что не всякое средство подходит для этих целей – речь о воде, которая используется и для питья, приготовления пищи.

При выборе состава нужно внимательно знакомиться с инструкцией по его применению. Специалисты рекомендуют устранять протечки накопительных емкостей «холодной сваркой», двухкомпонентным клеем («Поксиполом») или аналогичным по свойствам. Для повышения надежности после нанесения первого слоя на поврежденный участок нужно наложить латку (например, фрагмент марли) и обработать повторно. Производители всегда указывают средства, которыми можно устранить мелкие дефекты в корпусе резервуара, необходимо лишь внимательно читать инструкцию.

Вам нужна качественная накопительная емкость для воды. Не тратьте время на поиски – на сайте alfatep.ru представлены различные версии резервуаров известных производителей по заводским ценам. В нашем интернет-магазине имеется и все необходимое для их монтажа: трубы, запорная арматура, фитинги, герметики. Сотрудники «АЛЬФАТЭП» помогут с расчетами требуемой вместимости бака и порекомендуют оптимальную модель, проконсультируют по порядку обслуживания и ремонта изделия, подскажут, какие материалы стоит использовать. Задать интересующие вопросы можно через опцию «Контакты» или по телефону 8 (495) 109 00 95 (по территории РФ звонки бесплатные). Доставка емкостей заказчику осуществляется силами представительств компании в регионах, в сжатые сроки; работаем по всей России. Форма оплаты – по выбору клиента, возможно предоставление кредита на льготных условиях.

Как установить или заменить электрический счетчик?

Установку счетчика электроэнергии производят редко, так как прибор обладает длительным сроком эксплуатации. Однако постепенно устройства теряют свою актуальность и работоспособность, им на смену приходят более «умные», экономичные и точные приборы учета электроэнергии.

Долгое время замена счетчика производилась за счет собственника недвижимости или нанимателя жилья по договору соц. найма (неприватизированное, муниципальное жилье). Ситуация изменилась с введением в действие ФЗ №522. Этот закон вносит ряд изменений в систему учета электроэнергии в России «в связи с развитием систем учета электрической энергии (мощности)».

С 1 июля 2020 года обязанность по обслуживанию электросчетчиков ложится на гарантирующих поставщиков и сетевые организации. На деле это означает, что замену счетчиков должны и будут производить местные «энергосбыты». Логика законодателя понятна и обоснована – поставщик услуги (ресурса), который на этом зарабатывает деньги, должен самостоятельно производить учет – подобно тому, как магазин сам содержит и покупает кассы, весы, прилавки.

Тем не менее, остаются ситуации, когда о замене счетчика может задуматься сам потребитель. Например, если это касается замены или восстановления электрики в результате масштабного ремонта, а также после происшествий, коммунальных аварий и т.п.

Возможные причины установки нового электросчетчика:

  1. Выполнение работ в сфере подключения нового объекта к сети централизованного энергоснабжения (обычно частного дома, т.к. электрика многоквартирного дома вводится без участия покупателя жилья).
  2. Плановое обновление по причине износа или невозможности эксплуатации имеющихся агрегатов.
  3. Наличие внешних признаков деформации корпуса установленного счетчика.
  4. Дефекты в области пломбы.
  5. Полное исчерпание эксплуатационного ресурса старого агрегата.
  6. Выполнение реконструкции сети магистрального энергоснабжения, в связи с обновлением оборудования, предусматривает обновление приборов учета у всех пользователей.
  7. Личная инициатива потребителя (например, при переходе на многотарифный учет).

Куда обращаться для замены счетчика электроэнергии?

Причины замены электросчетчика особого значения не имеют. В любом случае для выполнения таких электромонтажных работ следует обратиться с письменным или устным заявлением в офис поставщика электроэнергии.

Сейчас могут наблюдаться некоторые трудности и затягивание сроков, так как внедрение таких масштабных законов всегда идет с трудом. Например, известно, что в ряде случаев собственникам жилья при обращении «предлагают» купить счетчик за свой счет. Делать этого вы не обязаны, но следует понимать, что в этом случае вам придется ждать, когда у компании появится возможность и время для решения вопроса по вашему объекту. Закон выделяет на это до 6 месяцев.

По старым правилам при замене электросчетчика на новый порядок действий был следующим:

  1. снятие пломб с устройства;
  2. отключение старого оборудования от энергоснабжения и демонтаж;
  3. подписание акта выполнения демонтажа старого счетчика;
  4. фиксация значений последних показаний на момент реализации мероприятия;
  5. выполнение подготовительных задач перед выполнением установки нового учетного приспособления;
  6. монтаж нового электросчетчика.

Вряд ли в этом вопросе что-либо изменится, так как речь идет о технических моментах. Решение о замене электрического счетчика будет принимать обслуживающая вас компания. Вероятно, во многих случаях замену можно будет отложить месяцы, просто вы продолжите пользоваться имеющимся электросчетчиком.

Какие выгоды и недостатки ждут нас при установке нового счетчика?

Ещё не до конца выработаны полные правила, но уже известно, что счетчики должны быть современными, соответствовать «минимальным» требованиям. Скорее всего, в эксплуатацию будут допущены приборы со следующими характеристиками:

  • многотарифность;
  • наличие интерфейса для автоматической передачи данных;
  • наличие реле ограничения мощности;
  • ведение получасовых и часовых профилей мощности;
  • ведение электронного журнала событий (вскрытие, воздействие магнитного поля и т.д.).

Понятно, что многотарифный счетчик выгоднее – например, стиральную и посудомоечную машину можно будет запускать ночью. С другой стороны, обратите внимание, что современный прибор учета зафиксирует любые попытки манипуляций с ним (подкручивание, размагничивание), а также сможет «перекрыть кислород» в случае такого нечестного поведения.

Реле ограничения мощности означает, что вам могут снизить или перекрыть потребление электричества до выяснения обстоятельств. Сейчас такие технологии применяются с канализацией – неплательщикам ее могут заблокировать до погашения долга. Ну, а жить без электричества в современном мире вряд ли кто-нибудь захочет.

Нюансы монтажа электрического счетчика в частном доме

При подключении к электроснабжению частного строения по новому закону так же за счетчик будут отвечать сетевая компания, а не владелец. Тем не менее, некоторые моменты не изменятся. Например, вы должны будете предоставить ряд документов, чтобы доказать, что дом принадлежит вам, вы оборудуете объект на законных основаниях. Так же и проект электроснабжения в строении ложится на плечи собственника, основное оборудование в доме. Вероятно, изменения будут минимальны.

По стандартной схеме монтаж электросчетчика в частном доме выполняется после подписания договора на поставку энергии с поставщиком. В акте должны быть прописаны технические параметры объекта, его местоположение, данные о цели подключения, мощность подаваемого напряжения.

Вот набор документов, который требовался раньше и, скорее всего, сохранится:

  1. акт права собственности на помещение;
  2. проектная документация, где указано расположение вводного автомата, а также расчеты номинального напряжения;
  3. план коммуникаций, где прописано место монтажа счетчика, а также указана схема подключения силовой проводки;
  4. проект системы заземления;
  5. сведения о расчетах мощности трансформатора, подключаемой системы и распределительного шкафа.

Обычный пользователь проект самостоятельно не подготовит, поэтому придется обращаться к специалистам компаний, которые обладают лицензией на указанный вид работ.

Можно выполнить монтаж электрического счетчика внутри помещения, на наружной части строения, на столбе. Использование оборудования не может быть затруднено. Также легко должно выполняться его обслуживание или считывание показаний. Счетчик/щиток можно монтировать на уровне 80-170 см от земли или пола.

Особенности конструкции электросчетчика

Счетчики серьезно изменились за последние пару десятилетий. Их допуск к работе сейчас также меняется. Например, многие модели уже не соответствуют требованиям по учету нескольких тарифов, а тем более не имеют средств передачи данных удаленно (через интернет, радиосигнал или мобильную связь).

Тем не менее существует несколько типов счетчиков.

  1. Индукционные считают расход энергии на базе оборотов диска. Такие приспособления хорошо знакомы потребителям потому, что их многие используют до сих пор. Простая конструкция, удобство эксплуатации, привлекательная стоимость, а также большой интервал между обслуживанием – ключевые преимущества рассматриваемого счетчика. Его ключевым недостатком является невозможность вести учет подачи энергии по нескольким тарифам одновременно.
  2. Электронные устройства обладают небольшими габаритами. Они точно подсчитывают объем расхода энергоресурсов. Основа их функционирования – микросхема, для ее корректной работы может возникать необходимость внепланового обслуживания. Такой счетчик позволяет потребителю выбирать режим потребления энергии (день/ночь), что несет ощутимую выгоду в плане финансов.

Выбирая учетное оборудование, на место дислокации счетчика. Например, электронные устройства могут обладать механическим или жидкокристаллическим табло. Если счетчик электричества будет работать внутри помещения, то указанный параметр не имеет значения, но в случае монтажа на улице или в промерзающем объекте, рекомендуется отказаться от идеи установить счетчик с ЖК-дисплеем.

При монтаже в квартиру часто используют однофазные модели с четырьмя клеммами для подключения силовой проводки – одна пара на входящую энергию и одна пара на выходящее электричество.

Реже в бытовых помещениях устанавливают трехфазные счетчики, что оснащены 8 или большим количеством клемм. Подобные аппараты находят применение при оснащении проводки загородных домов и коттеджей. Дело в том, что такие объекты потребляют намного больше энергии.

Пример многотарифного счетчика от компании «Тайпит»

Важно обратить внимание на уровень точность устанавливаемого прибора. В бытовых целях используются счетчики, измерительная точность которых не может отклоняться более чем на 2% от отображаемых значений.

Сегодня электроэнергию можно оплачивать по единому тарифу или с делением по времени (день/ночь/пиковые часы). Как ожидается, обязательная многотарифность будет утверждена к 2023 году, но учитывая масштабы страны, трудно представить массовый и быстрых переход к такой системе. Пользователи часто делали выбор в пользу счетчиков под один тариф потому, что они являются надежными и недорогими устройствами.

Выгодно выполнять установку учетного оборудования, способного считать расход энергии по нескольким тарифам. Существуют приспособления на 2-3 или больше тарифов.

В электросчетчиках на два тарифа отдельно считается расход электричества днем и ночью. Такие индикаторы выгодно устанавливать тем, кто ночью и вечером активно использует мощное электрооборудование. Государство создает лояльные тарифы для того, чтобы перераспределить нагрузку на электростанции и энергосеть в целях исключения пиковой нагрузки на систему.

В трехфазных счетчиках также предусмотрена функция экономии бюджета за счет перераспределения нагрузки в соответствии со временем суток. Подобные агрегаты отдельно считают дневной, ночной и пиковый расход энергии. Самой высокой стоимостью будет обладать энергия, что израсходована в 7-10 часов утра, а также в 20-23 часа вечера. В ночное время суток наблюдается минимальная цена на электроэнергию.

Итак, подведем итог.

  • Менять счетчик самостоятельно сейчас вы не обязаны. Обращайтесь в энергоснабжающую или сетевую компанию, если случилась авария, сломался счетчик, идет замена оборудования, проводки.
  • Срок ожидания замены счетчика может продлиться до 6 месяцев.
  • Если энергосбыт почитает, что ваш счетчик пригоден к работе, то менять его не обязательно.
  • Новые счетчики должны работать как минимум по двум тарифам.
  • В частных домах внутренняя электросеть – имущество и ответственность владельца, а вот учет потребления ложится на поставщика или продавца энергии.
  • Современные счетчики смогут фиксировать противозаконные действия для уменьшения счета и будут оборудованы ограничителями напряжения – неплательщикам и недобросовестным клиентам энергию можно будет отключить дистанционно и автоматически.
  • В сложных ситуациях старайтесь договариваться с поставщиками ресурсов, но и не забывайте о своих законных правах.

Подземное хранилище природного газа — Энергетическая инфраструктура

Хранение природного газа обеспечивает надежную и оперативную доставку

Природный газ — наиболее диверсифицированное топливо в США. Это домашнее топливо используется для приготовления пищи, топлива для транспортных средств, выработки электроэнергии и в качестве сырья для таких продуктов, как удобрения и пластмассы. Одно из наиболее важных применений природного газа — это обогрев зданий и домов. Около половины всех домов в США используют природный газ в качестве основного источника тепла.Такое использование приводит к значительным сезонным колебаниям, при которых потребление природного газа является самым высоким в зимнее время и самым низким в месяцы с мягкой погодой. Хранение природного газа позволяет обеспечивать соответствие спроса в любой день в течение года, приспосабливаясь к суточным и сезонным колебаниям спроса, в то время как добыча природного газа остается относительно постоянной круглый год.

Экологические преимущества природного газа

Рост использования природного газа позволил США стать мировым лидером в сокращении выбросов в атмосферу, начиная от таких загрязнителей, как диоксид серы и оксиды азота, и заканчивая парниковыми газами.В 2014 году исследователи из Национального управления океанических и атмосферных исследований обнаружили, что более широкое использование природного газа в производстве электроэнергии привело к сокращению выбросов NOX на 40 процентов и выбросов SO 2 с 1997 года. В 2015 году Управление энергетической информации определило, что более широкое использование природного газа помогло сократить связанные с электричеством выбросы CO2 в США на 9 процентов в 2014 году по сравнению с уровнем 2005 года.

Как работает подземное хранилище?

Проще говоря, когда добыча природного газа превышает потребление природного газа (обычно с апреля по октябрь), его можно поместить в хранилище.Когда добыча природного газа ниже, чем потребление (с ноября по март), его можно снять с хранения для удовлетворения спроса. Фактически, около 20 процентов всего природного газа, потребляемого каждую зиму, поступает из подземных хранилищ. Хранилище также может использоваться для поддержания потока природного газа к потребителям в случае временных перебоев в производстве, а также помогает межгосударственным трубопроводным компаниям сбалансировать системные поставки на своих магистральных линиях электропередачи. Гибкость и отказоустойчивость, обеспечиваемые хранилищем, являются ключом к поддержанию надежной и быстрой доставки природного газа.

Подземный склад в цифрах

  • В 30 штатах имеется около 400 действующих хранилищ.
  • Примерно 20 процентов всего природного газа, потребляемого в течение пятимесячного зимнего отопительного сезона каждый год, поставляется из подземных хранилищ.
  • Сегодня в США используются три основных типа подземных хранилищ: истощенные месторождения природного газа или нефти (80%), водоносные горизонты (10%) и соляные образования (10%).
  • Действующие мощности подземного хранилища природного газа в США увеличились 18.2% в период с 2002 по 2014 год, помогая обеспечить доступность природного газа тогда, когда он больше всего необходим.
  • Приблизительно 4 триллиона кубических футов природного газа могут храниться и использоваться потребителями.

Как хранится природный газ?

Природный газ хранится под землей в основном в трех типах резервуаров: истощенные месторождения нефти и природного газа, солевые образования и истощенные водоносные горизонты. Природный газ также может храниться над землей в рефрижераторных резервуарах как сжиженный природный газ (СПГ).

В 30 штатах имеется около 400 действующих подземных хранилищ.

Истощенные поля

  • Из примерно 400 действующих подземных хранилищ в США около 79 процентов являются истощенными месторождениями природного газа или нефти. Переоборудование месторождения нефти или природного газа из режима добычи в хранилище использует преимущества существующих скважин, систем сбора и трубопроводных соединений. Истощенные резервуары нефти и природного газа являются наиболее часто используемыми подземными хранилищами из-за их широкой доступности.

Солевые образования

  • Хранилища соляных отложений (также известные как пещеры и пласты) составляют около 11 процентов всех сооружений. Эти подземные солевые образования в основном расположены в штатах побережья Мексиканского залива. Солевые образования обеспечивают очень высокую скорость извлечения и закачки.

Истощенные водоносные горизонты

  • Природные водоносные горизонты могут подходить для хранения природного газа, если водоносная осадочная порода перекрыта непроницаемой покрывающей породой.Они не являются частью водоносных горизонтов питьевой воды и составляют лишь около 10 процентов хранилищ.

Кто владеет и управляет подземным хранилищем природного газа?

Владельцами / операторами подземных хранилищ являются, в основном, межгосударственные трубопроводные компании, внутригосударственные трубопроводные компании, местные распределительные компании (НРС) и независимые поставщики услуг по хранению. Около 120 предприятий в настоящее время эксплуатируют подземные хранилища в США, примерно половина из которых являются межгосударственными, а половина — внутригосударственными.

Безопасность при подземном хранении природного газа

Операторы подземных хранилищ природного газа стремятся обеспечить безопасность и целостность своих объектов. Отраслевые протоколы управления строительством, эксплуатацией и целостностью контролируются множеством агентств на уровне штата и федерального уровня, в ведении которых находятся подземные хранилища:

  • Федеральная комиссия по регулированию энергетики (FERC) регулирует проекты, связанные с межгосударственными трубопроводными системами.FERC отвечает за санкционирование строительства или расширения складских помещений, а также за условия предоставления услуг (т. Е. Открытый доступ) и тарифы, взимаемые этими поставщиками.
  • Управление безопасности трубопроводов и опасных материалов уполномочено регулировать безопасность транспортировки и хранения природного газа.
  • Внутригосударственное хранение может подпадать под действие регулирующих органов различных государственных органов в зависимости от штата. Например, подземное хранилище в Техасе находится в ведении Железнодорожной комиссии штата Техас — подразделения нефти и газа.Часто государственные коммунальные комиссии, а также государственные агентства по охране окружающей среды или природных ресурсов устанавливают правила, регулирующие внутригосударственные подземные хранилища.
  • Помимо федерального и государственного регулирования, промышленность выступила с инициативой по работе с внешними заинтересованными сторонами для разработки двух рекомендуемых практик (РП) для подземных хранилищ, аккредитованных Американским национальным институтом стандартов. RP 1170 и 1171 содержат инструкции для операторов по проектированию, эксплуатации и обеспечению целостности подземных хранилищ природного газа.

Практика обеспечения целостности скважин при подземном хранении природного газа

Учитывая географическое и геологическое разнообразие операций по хранению в Северной Америке, ни один подход к управлению целостностью, ни единый метод проверки целостности не применимы и не подходят для каждой скважины хранения. Ниже приведены некоторые из распространенных методов оценки целостности скважин, используемых в отрасли для защиты своих активов и интересов общества.

Инструментальные методы оценки

Операторы хранилища проверяют слабые места и утечки, а также исследуют подозрительные признаки с помощью различных методов каротажа в скважине, включая инструменты оценки пласта (например,g., нейтронный каротаж), индикаторы движения жидкости (шумовые и температурные исследования), обследования обсадных колонн (утечка магнитного потока и ультразвуковые методы), механические штангенциркули, скважинные камеры и профильные исследования катодной защиты. Операторы используют несколько методов для принятия решений по уменьшению воздействия и работам по техническому обслуживанию, которые должны быть выполнены для обеспечения целостности скважины. По мере увеличения объема данных, анализа данных и распознавания факторов целостности операторы используют оценки на основе рисков для реализации своих программ управления целостностью подземных хранилищ.Рекомендуемые практики API 1170 и 1171 предоставляют дополнительную техническую информацию о методах оценки и мониторинга.

Оценка давления

В дополнение к инструментальным методам оценки в промышленности используются испытания под давлением и мониторинг давления в качестве методов оценки целостности. Обычные подходы, используемые операторами, включают в себя мониторинг давления в каждой скважине, давление в затрубном пространстве или мониторинг потока и испытания механической целостности на скважине.

Оценка на основе рисков

Операторы могут использовать подход, основанный на оценке рисков, который учитывает риски и угрозы, характерные для каждой скважины, при выборе методов обеспечения целостности скважин.Обычно оцениваемые риски или угрозы включают, но не ограничиваются следующим: физические характеристики обсадной колонны (диаметр, вес, класс), наличие атмосферной или внешней коррозии на поверхности или вблизи поверхности; известные признаки потери металла из обследований обсадных колонн; наличие кольцевого давления или потока; добыча воды в скважине; наличие сероводорода, бактерий или естественных коррозионных зон; если колодец расположен в зоне, подверженной стихийным бедствиям, высокой плотности населения или уязвимым экологическим или культурным особенностям; Потенциальный потенциал скважины; роль скважины в обеспечении надежности работы природного газа; а также история работы.

Ремонтно-восстановительные работы в скважине

Операторы хранилища используют свои программы оценки целостности для принятия решений по смягчению последствий и техническому обслуживанию скважин для поддержания целостности скважины. Набор условий в скважине, при которых возникнет необходимость в ремонтных работах, зависит от конкретной площадки.

Подземное хранилище природного газа | PHMSA

Этот объект находится в ведении Управления безопасности трубопроводов и опасных материалов (PHMSA). В нем представлена ​​информация о безопасной эксплуатации подземных хранилищ природного газа.

Окончательное правило

19 декабря 2016 года PHMSA опубликовала в Федеральном реестре промежуточное окончательное правило (IFR), которое пересматривает федеральные правила безопасности трубопроводов для решения критических проблем безопасности, связанных с скважинными объектами, включая скважины, НКТ и обсадные трубы, при подземном природном газе. складское хозяйство. Настоящий IFR соответствует разделу 12 Закона о защите инфраструктуры трубопроводов и повышении безопасности от 2016 года, который был принят после серьезной утечки природного газа на предприятии в каньоне Алисо в Калифорнии 23 октября 2015 года.Настоящий IFR включает посредством ссылки две Рекомендуемые практики (RP) Американского нефтяного института (API): (1) API RP 1170, «Проектирование и эксплуатация соляных каверн, добытых на твердой основе, используемых для хранения природного газа», выпущенных в июле 2015 года, и (2 ) API RP 1171 «Функциональная целостность хранилищ природного газа в истощенных углеводородных коллекторах и водоносных горизонтах», выпущенный в сентябре 2015 года. Окончательное правило было опубликовано в Федеральном реестре 12 февраля 2020 года. Поправка к окончательному правилу была опубликована в Федеральный реестр 23 июля 2020 г.

Утечка газа в подземном хранилище природного газа в каньоне Алисо

23 октября 2015 года произошла крупная утечка газа в подземном хранилище природного газа в каньоне Алисо недалеко от Лос-Анджелеса, Калифорния. После этого инцидента была создана межведомственная целевая группа, в которую вошли представители Министерства энергетики (DOE), Министерства транспорта (DOT), Агентства по охране окружающей среды (EPA), Федеральной комиссии по регулированию энергетики (FERC), Министерство торговли (DOC), Министерство здравоохранения и социальных служб (HHS) и Министерство внутренних дел (DOI), а также правительства штатов и местных органов власти.В состав Целевой группы входили ведущие ученые, инженеры и технические эксперты со всего комплекса Министерства энергетики, включая пять национальных лабораторий, другие федеральные департаменты и администрацию президента.

В октябре 2016 года Целевая группа выпустила отчет, призванный помочь снизить риск подобных инцидентов в будущем.

Информационный бюллетень ADB-2016-02

11 февраля 2016 года, в ответ на инцидент с подземным хранилищем природного газа в каньоне Алисо, PHMSA выпустила консультативный бюллетень ADB-2016-02 для владельцев и операторов подземных трубопроводов и хранилищ относительно безопасной эксплуатации подземных хранилищ природного газа. [Документ №PHMSA-2016-0016].

Бюллетень был выпущен, чтобы напомнить всем владельцам и операторам подземных хранилищ, используемых для хранения природного газа, как определено в 49 CFR часть 192, о необходимости учитывать общую целостность объектов для обеспечения безопасности населения и эксплуатационного персонала и для защиты окружающей среды. Бюллетень был призван проинформировать операторов о рекомендуемых методах и побудить операторов предпринять все необходимые действия, включая, помимо прочего, те, которые изложены в бюллетене, для предотвращения и смягчения последствий нарушения целостности, утечек или отказов на своих подземных хранилищах и для обеспечения безопасности населения и обслуживающего персонала, а также для защиты окружающей среды.Операторы должны иметь комплексные и актуальные процессы, процедуры, меры по смягчению последствий, периодические оценки и переоценки, а также планы действий в чрезвычайных ситуациях для поддержания безопасности и целостности всех скважин подземного хранения и связанных с ними объектов, независимо от того, работают ли они, простаивают или забиты. Операторы должны соблюдать применимые государственные правила выдачи разрешений, бурения, заканчивания и эксплуатации скважин для хранения.

Все владельцы и операторы подземных хранилищ, используемых для хранения природного газа, как определено в 49 CFR часть 192, должны пересмотреть свою деятельность по эксплуатации, техническому обслуживанию и реагированию на чрезвычайные ситуации, чтобы обеспечить надлежащую и адекватную общую целостность хранилищ.Операторы должны идентифицировать потенциальные утечки и отказы оборудования, вызванные коррозией, химическим повреждением, механическим повреждением или другими недостатками материалов в трубопроводах, насосно-компрессорных трубах, обсадных трубах, клапанах и связанных с ними объектах. Операторы также должны учитывать важность проверки расположения и работы систем отключения и изоляции, а также анализа и обновления планов действий в чрезвычайных ситуациях, если это необходимо.

Закон о трубах от 2016 г.

22 июня 2016 г. вступил в силу Закон о ТРУБах от 2016 г. (Публичный закон No.114-183). Что касается подземных хранилищ газа, Закон о трубах от 2016 года (Закон) вносит поправки в 49 U.S.C. раздел 60101 (a) для определения «подземного хранилища природного газа» как «газопровода, в котором хранится природный газ в подземном хранилище, включая: (A) истощенный углеводородный резервуар; (B) резервуар водоносного горизонта; или (C) резервуар соляной пещеры, добытой раствором «. Закон требует, чтобы PHMSA выпустила в течение двух лет после принятия «минимальные стандарты безопасности для подземных хранилищ природного газа».«Кроме того, Закон прямо позволяет штатам принимать более строгие стандарты безопасности для внутригосударственных объектов, если такие стандарты совместимы с минимальными стандартами, предписанными в разделе 12 Закона. абонентская плата »по организациям, эксплуатирующим подземные хранилища.

Дополнительная информация

Ссылки меню слева на этой странице предоставляют дополнительную информацию о безопасной эксплуатации подземных хранилищ природного газа.Этот сайт будет обновляться по мере поступления новой информации.

»Хранение природного газа NaturalGas.org

Хранение природного газа

Природный газ, как и большинство других товаров, можно хранить в течение неопределенного периода времени. Разведка, добыча и транспортировка природного газа требуют времени, а природный газ, который достигает места назначения, не всегда нужен сразу, поэтому он закачивается в подземные хранилища.Эти хранилища могут быть расположены рядом с рыночными центрами, которые не имеют готовых запасов местного природного газа.

Природный газ традиционно использовался в качестве сезонного топлива. То есть зимой спрос на природный газ обычно выше, отчасти потому, что он используется для отопления в жилых и коммерческих помещениях. Сохраненный природный газ играет жизненно важную роль в обеспечении того, чтобы любые избыточные поставки, поставляемые в летние месяцы, были доступны для удовлетворения возросшего спроса в зимние месяцы.Однако с учетом недавней тенденции к производству электроэнергии на природном газе спрос на природный газ в летние месяцы сейчас растет (из-за спроса на электроэнергию для работы кондиционеров и т.п.). Хранящийся в хранилище природный газ также служит страховкой от любых непредвиденных происшествий, стихийных бедствий или других событий, которые могут повлиять на производство или доставку природного газа.

Хранение природного газа играет жизненно важную роль в поддержании надежности поставок, необходимых для удовлетворения потребностей потребителей.Исторически, когда природный газ был регулируемым товаром, хранение было частью связанного продукта, продаваемого по трубопроводам распределительным предприятиям. Все изменилось в 1992 году с принятием приказа № 636 Федеральной комиссии по регулированию энергетики (FERC), который открыл рынок природного газа для дерегулирования. По сути, это означало, что там, где хранилище природного газа требовалось до приказа 636 для эксплуатационных требований трубопроводов и удовлетворения потребностей коммунальных предприятий, теперь оно доступно любому, кто ищет хранилище для коммерческих целей или эксплуатационных требований.Раньше хранилище служило только буфером между транспортировкой и распределением, чтобы обеспечить наличие достаточных запасов природного газа на случай сезонных изменений спроса и неожиданных скачков спроса. Теперь, помимо обслуживания этих целей, хранилище природного газа также используется участниками отрасли в коммерческих целях; например, хранение газа при низких ценах и его изъятие и продажа при высоких ценах. Назначение и использование хранилища были тесно связаны с нормативной средой того времени.Чтобы узнать больше об истории регулирования и текущей нормативной среде, в том числе о влиянии на хранение природного газа, щелкните здесь.

По данным Управления энергетической информации (EIA), по состоянию на 2000 год в Соединенных Штатах было 3,899 триллиона кубических футов (триллионов кубических футов) действующих газовых хранилищ. Чтобы узнать больше о текущем использовании хранилища, включая статистику и прогнозы, касающиеся хранения природного газа, щелкните здесь.

Базовая нагрузка и пиковая нагрузка Хранение

Существует два основных вида использования природного газа в хранилищах: удовлетворение требований базовой нагрузки и выполнение требований пиковой нагрузки.Как уже упоминалось, хранение природного газа необходимо по двум причинам: удовлетворение сезонного спроса и страхование от непредвиденных перебоев в поставках. Емкость хранилища базовой нагрузки используется для удовлетворения сезонного увеличения спроса. Объекты с базовой нагрузкой способны хранить достаточно природного газа, чтобы удовлетворить долгосрочные сезонные потребности. Обычно оборот природного газа на этих объектах составляет год; природный газ обычно закачивается летом (не отопительный сезон), который обычно длится с апреля по октябрь, и забирается зимой (отопительный сезон), обычно с ноября по март.Эти резервуары больше по размеру, но скорость их доставки относительно низкая, что означает, что объем природного газа, который можно добывать каждый день, ограничен. Вместо этого эти объекты обеспечивают длительную и стабильную подачу природного газа. Истощенные газовые резервуары являются наиболее распространенным типом хранилищ базовой нагрузки.

С другой стороны, хранилища пиковых нагрузок

спроектированы так, чтобы обеспечивать высокую производительность в течение коротких периодов времени, что означает, что природный газ может быть быстро изъят из хранилища, если возникнет такая необходимость.Объекты пиковой нагрузки предназначены для удовлетворения внезапного краткосрочного увеличения спроса. Эти объекты не могут вместить столько природного газа, сколько объекты базовой нагрузки; однако они могут быстрее подавать меньшее количество газа, а также могут пополняться за более короткий промежуток времени, чем установки с базовой нагрузкой. В то время как у предприятий базовой нагрузки есть длительные сезоны закачки и отбора, при которых природный газ на предприятии оборачивается примерно один раз в год, у предприятий пиковой нагрузки скорость оборота может составлять всего несколько дней или недель.Соляные пещеры являются наиболее распространенным типом хранилищ пиковых нагрузок, хотя водоносные горизонты также могут использоваться для удовлетворения этих требований.

Природный газ обычно хранится под землей в крупных резервуарах. Существует три основных типа подземных хранилищ: истощенные газовые резервуары, водоносные горизонты и соляные пещеры. Однако в дополнение к подземному хранению природный газ может храниться в виде сжиженного природного газа (СПГ). СПГ позволяет транспортировать и хранить природный газ в жидкой форме, что означает, что он занимает гораздо меньше места, чем газообразный природный газ.Чтобы узнать больше о СПГ, щелкните здесь.

Типы подземных хранилищ

Популярность подземных хранилищ природного газа возросла вскоре после Второй мировой войны. В то время представители газовой отрасли отметили, что сезонный рост спроса невозможно удовлетворить только за счет доставки по трубопроводу. Чтобы удовлетворить сезонный рост спроса, производительность трубопроводов (и, следовательно, их размер) должна быть значительно увеличена. Однако технология, необходимая для строительства таких крупных трубопроводов в регионы-потребители, в то время была недостижимой и неосуществимой.Единственным вариантом для удовлетворения сезонного роста спроса были подземные хранилища.

Объем рабочего газа по типу хранения
Источник: EIA — «Хранение природного газа в США в 2001 году»

Как уже упоминалось, существует три основных типа подземных хранилищ природного газа. Ниже приведены конкретные характеристики истощенных резервуаров, водоносных горизонтов и соляных каверн.По сути, любое подземное хранилище восстанавливается перед закачкой, чтобы создать своего рода резервуар для хранения под землей. Природный газ закачивается в пласт, повышая давление по мере добавления природного газа. В этом смысле подземный пласт становится своего рода резервуаром для природного газа под давлением. Как и в случае с недавно пробуренными скважинами, чем выше давление в хранилище, тем легче добыть газ. Как только давление упадет ниже устья скважины, не останется никакого перепада давления, чтобы вытолкнуть природный газ из хранилища.Это означает, что в любом подземном хранилище есть определенное количество газа, которое никогда не будет извлечено. Это известно как физически неизвлекаемый газ; он постоянно встроен в пласт.

Ежедневная доставка по типу хранения
Источник: EIA — «Хранение природного газа в США в 2001 году»

В дополнение к этому физически неизвлекаемому газу подземные хранилища содержат так называемый «базовый газ» или «буферный газ».Это объем газа, который должен оставаться в хранилище, чтобы обеспечить необходимое давление для извлечения оставшегося газа. При нормальной работе хранилища этот буферный газ остается под землей; однако его часть может быть извлечена с помощью специального компрессорного оборудования на устье скважины.

«Рабочий газ» — это объем природного газа в резервуаре хранения, который может быть извлечен во время нормальной работы хранилища. Это природный газ, который хранится и забирается; под вместимостью хранилищ обычно понимается их рабочий объем газа.В начале цикла отбора давление внутри хранилища максимально; Это означает, что рабочий газ можно отводить с высокой скоростью. По мере того, как объем газа внутри хранилища падает, давление (и, следовательно, доставляемость) в хранилище также уменьшается. Периодически операторы подземных хранилищ могут реклассифицировать части рабочего газа в качестве базового газа после оценки работы своих объектов.

Представленные графики показывают производительность и производительность хранилищ природного газа в США.S. по состоянию на 2001 год. Видно, что истощенные пласты составляют большую часть мощности и производительности по рабочему газу. Однако о высокой производительности соляных каверн свидетельствует высокая суточная производительность по отношению к мощности рабочего газа.

Резервуары истощенного газа

Первый случай успешного подземного хранения природного газа произошел в округе Веланд, Онтарио, Канада, в 1915 году. В этом хранилище использовалась скважина с истощенным природным газом, которая была преобразована в месторождение для хранения.В Соединенных Штатах первое хранилище было построено к югу от Буффало, штат Нью-Йорк. К 1930 году в шести разных штатах было девять складов. До 1950 года практически все хранилища природного газа находились в истощенных резервуарах.

Самая известная и распространенная форма подземных хранилищ состоит из истощенных газовых резервуаров. Истощенные резервуары — это те пласты, которые уже получили весь свой извлекаемый природный газ. Это оставляет подземное образование, геологически способное удерживать природный газ.Кроме того, использование уже разработанного резервуара для хранения позволяет использовать оборудование для добычи и распределения, оставшееся с того времени, когда месторождение было продуктивным. Наличие этой сети добычи снижает стоимость преобразования истощенного резервуара в хранилище. Истощенные резервуары привлекательны еще и тем, что их геологические характеристики уже хорошо известны. Из трех типов подземных хранилищ истощенные резервуары в среднем являются самыми дешевыми и простыми в разработке, эксплуатации и обслуживании.

Факторы, определяющие, станет ли истощенный резервуар подходящим хранилищем, являются как географическими, так и геологическими. Географически истощенные водохранилища должны быть относительно близки к потребляющим регионам. Они также должны находиться рядом с транспортной инфраструктурой, включая магистральные трубопроводы и системы распределения. Хотя в США много истощенных резервуаров, их больше в добывающих регионах. В регионах без истощенных водохранилищ, таких как верхняя часть Среднего Запада, требуется один из двух других вариантов хранения.

Геологически истощенные пласты-коллекторы должны иметь высокую проницаемость и пористость. Пористость пласта определяет количество природного газа, которое он может удерживать, в то время как его проницаемость определяет скорость, с которой природный газ протекает через пласт, что, в свою очередь, определяет скорость нагнетания и отвода рабочего газа. В некоторых случаях пласт можно стимулировать для увеличения проницаемости. Для получения информации о лечении скважин щелкните здесь.

Чтобы поддерживать давление в истощенных коллекторах, около 50 процентов природного газа в формации должно храниться в качестве буферного газа.Однако истощенные резервуары, уже заполненные природным газом и углеводородами, не требуют закачки того, что станет физически неизвлекаемым газом; этот газ уже существует в пласте.

Водоносные горизонты

Водоносные горизонты — это подземные пористые проницаемые горные породы, которые действуют как естественные водоемы. Однако в определенных ситуациях эти водосодержащие пласты могут быть восстановлены и использованы в качестве хранилищ природного газа. Поскольку их разработка обходится дороже, чем истощенные резервуары, эти типы хранилищ обычно используются только в тех районах, где поблизости нет истощенных резервуаров.Традиционно эти объекты эксплуатируются с одним зимним периодом отключения, хотя они также могут использоваться для удовлетворения требований пиковой нагрузки.

Водоносные горизонты — наименее желательный и самый дорогой тип хранилища природного газа по ряду причин. Во-первых, геологические характеристики пластов водоносных горизонтов не так хорошо изучены, как у истощенных резервуаров. Значительное количество времени и денег уходит на выяснение геологических характеристик водоносного горизонта и определение его пригодности в качестве хранилища природного газа.Необходимо провести сейсмические испытания, как это делается при разведке потенциальных пластов природного газа. Площадь пласта, состав и пористость самого пласта, а также существующее пластовое давление должны быть обнаружены до начала разработки пласта. Кроме того, емкость коллектора неизвестна и может быть определена только после дальнейшей разработки пласта.

Чтобы превратить природный водоносный горизонт в эффективное хранилище природного газа, необходимо также развивать всю сопутствующую инфраструктуру.Сюда входит установка скважин, оборудования для добычи, трубопроводов, оборудования для осушения и, возможно, компрессорного оборудования. Поскольку водоносные горизонты естественным образом заполнены водой, в некоторых случаях необходимо использовать мощное нагнетательное оборудование, чтобы обеспечить достаточное давление нагнетания, чтобы вытеснить остаточную воду и заменить ее природным газом. Хотя природный газ, хранящийся в водоносных горизонтах, уже прошел полную переработку, при добыче из водоносного водоносного пласта газ обычно требует дальнейшего обезвоживания перед транспортировкой, что требует специального оборудования рядом с устьем скважины.Пласты водоносных горизонтов не обладают такой же способностью удерживать природный газ, как истощенные резервуары. Это означает, что часть закачиваемого природного газа выходит из пласта, и его необходимо собирать и добывать с помощью «коллекторных» скважин, специально предназначенных для сбора газа, который может выходить из пласта первичного водоносного горизонта.

В дополнение к этим соображениям, пластам водоносного горизонта обычно требуется гораздо больше «амортизирующего газа», чем истощенным коллекторам. Поскольку изначально в пласте нет природного газа, определенное количество закачиваемого природного газа в конечном итоге окажется физически неизвлекаемым.В пластах водоносного горизонта потребность в буферном газе может достигать 80 процентов от общего объема газа. Хотя из истощенных резервуаров можно добывать буферный газ, это может иметь негативные последствия, в том числе повреждение пласта, из пластов водоносного горизонта. Таким образом, большая часть амортизирующего газа, закачиваемого в любой пласт водоносного горизонта, может оставаться неизвлекаемой даже после закрытия хранилища. Большинство хранилищ водоносных горизонтов были созданы, когда цена на природный газ была низкой, а это означает, что отказываться от этого буферного газа было не очень дорого.Однако при более высоких ценах разработка пластов водоносных горизонтов становится все более дорогостоящей.

Все эти факторы означают, что разработка пласта водоносного горизонта в качестве хранилища может занять много времени и дорого. В некоторых случаях разработка водоносного горизонта может занять 4 года, что более чем в два раза превышает время, необходимое для разработки истощенных резервуаров в качестве хранилищ. Помимо увеличения времени и стоимости хранения водоносного горизонта, существуют также экологические ограничения на использование водоносных горизонтов в качестве хранилищ природного газа.В начале 1980-х Агентство по охране окружающей среды (EPA) установило определенные правила и ограничения на использование водоносных горизонтов в качестве хранилищ природного газа. Эти ограничения предназначены для уменьшения возможности загрязнения пресной воды. Чтобы узнать больше о программе управления подземным впрыском в EPA, щелкните здесь.

Соляные пещеры

Подземные соляные образования предлагают еще один вариант для хранения природного газа. Эти пласты хорошо подходят для хранения природного газа в тех соляных кавернах, которые после их образования позволяют небольшому количеству закачиваемого природного газа выходить из пласта, если специально не извлекать их.Стены соляной пещеры также имеют конструкционную прочность стали, что делает ее очень устойчивой к разрушению резервуара в течение всего срока службы хранилища.

По сути, соляные пещеры образованы из существующих солевых отложений. Эти подземные соляные отложения могут существовать в двух возможных формах: соляные купола и соляные пласты. Соляные купола — это толстые образования, созданные из естественных солевых отложений, которые со временем выщелачиваются через вышележащие осадочные слои, образуя большие структуры куполообразного типа.Они могут достигать мили в диаметре и 30 000 футов в высоту. Обычно соляные купола, используемые для хранения природного газа, находятся на глубине от 6000 до 1500 футов под поверхностью, хотя в определенных обстоятельствах они могут приближаться к поверхности. Соляные пласты представляют собой более мелкие и тонкие образования. Эти образования обычно не превышают 1000 футов в высоту. Поскольку соляные пласты представляют собой широкие и тонкие образования, после введения соляной каверны они более склонны к разрушению, а также могут быть более дорогостоящими в разработке, чем соляные купола.

После обнаружения подходящего соляного купола или залежи соляного пласта и признания его пригодным для хранения природного газа, необходимо создать «соляную каверну» внутри формации. По сути, это заключается в использовании воды для растворения и извлечения определенного количества соли из месторождения, оставляя в пласте большое пустое пространство. Это достигается путем бурения скважины в пласт и циркуляции большого количества воды через законченную скважину. Эта вода растворяет часть соли в отложении и циркулирует обратно в колодец, оставляя большое пустое пространство, которое раньше занимала соль.Этот процесс известен как «выщелачивание соляной каверны».

Выщелачивание соляных каверн используется для создания каверн в обоих типах солевых отложений и может быть довольно дорогостоящим. Однако, однажды созданная соляная пещера предлагает подземное хранилище природного газа с очень высокой производительностью. Кроме того, требования к буферному газу являются самыми низкими из всех трех типов хранилищ, поскольку для соляных каверн требуется всего около 33 процентов от общего объема газа, используемого в качестве буферного газа.

Хранилища в соляных пещерах в основном расположены на побережье Мексиканского залива, а также в северных штатах и ​​лучше всего подходят для хранения при пиковых нагрузках.Соляные каверны обычно намного меньше истощенных газовых резервуаров и водоносных горизонтов, на самом деле подземные соляные каверны обычно занимают лишь одну сотую площади, занятой истощенным газовым резервуаром. Таким образом, соляные пещеры не могут удерживать объем газа, необходимый для удовлетворения требований к хранению базовой нагрузки. Однако производительность из соляных каверн обычно намного выше, чем для водоносных горизонтов или истощенных резервуаров. Следовательно, природный газ, хранящийся в соляной пещере, может быть легче (и быстрее) извлечен, а каверны могут быть восполнены природным газом быстрее, чем в любом из других типов хранилищ.Более того, через соляные пещеры можно легко начать подачу газа всего за час, что полезно в чрезвычайных ситуациях или во время неожиданных краткосрочных скачков спроса. Соляные пещеры также можно пополнять быстрее, чем другие типы подземных хранилищ.

Расположение хранилищ природного газа

Подземные хранилища в США
Источник: EIA — Форма EIA-191, «Ежемесячный отчет о подземных хранилищах»

Хранилища наиболее сконцентрированы в потребляющем северо-восточном регионе страны, но их можно найти по всей стране.Чтобы просмотреть сводную информацию о хранилищах природного газа по штатам, щелкните здесь, чтобы просмотреть статистику по хранению природного газа EIA.

Чтобы узнать больше о хранении природного газа в целом, щелкните здесь, чтобы посетить Институт газовой технологии.

Щелкните здесь, чтобы посетить веб-сайт Управления энергетической информации и просмотреть самые последние статистические данные и прогнозы, связанные с хранением природного газа.

Щелкните здесь, чтобы узнать о бизнес-аспектах хранения природного газа, включая ссылки на самую последнюю статистику по хранению, количество объектов и их мощность.

Теперь, когда мы обсудили хранение природного газа, щелкните здесь, чтобы узнать о системах распределения природного газа.

Выбросы метана из подземных хранилищ газа в Калифорнии

Подземные хранилища газа (ПХГ) играют важную роль в обеспечении энергетической безопасности в США, дополняя их во время сезонных скачков спроса и обеспечивая запасы природного газа на случай непредвиденных обстоятельств. В Соединенных Штатах находится более трети мировых объемов хранения рабочего газа и почти две трети подземных хранилищ газа, в основном в форме истощенных нефтяных и газовых месторождений (Evans 2009).В самой Калифорнии в настоящее время имеется 12 действующих объектов, на долю которых приходится примерно 7% от общей мощности США по хранению и доставке газа (EIA 2017). Преимущества ПХГ уравновешиваются рисками, включая возможность потери продукта и угрозы безопасности. Метан (CH 4 ) является основным компонентом природного газа и при достаточно высоких концентрациях (> 5%) может стать легковоспламеняющимся и в конечном итоге удушающим. Эти риски были недавно подчеркнуты крупнейшим зарегистрированным выбросом природного газа в истории США в хранилище Каньон Алисо в южной Калифорнии после выброса на одно нагнетательной скважине (Министерство энергетики DOE 2016).Нарушение герметичности на объектах ПХГ не является чем-то новым и не ограничивается Калифорнией, инциденты начались с их первого использования в начале 1900-х годов. Однако в Калифорнии было зарегистрировано непропорционально 44% зарегистрированных инцидентов с ПХГ в США на истощенных нефтегазовых месторождениях, а растущая близость ПХГ к городским населенным пунктам побуждает к дополнительному изучению рисков (Evans 2009). Экстренный приказ губернатора Калифорнии по оценке безопасности и долгосрочной жизнеспособности ПХГ в штате после инцидента в каньоне Алисо является еще одним стимулом (Калифорнийский совет по науке и технологиям CCST 2018).

Кроме того, метан является мощным парниковым газом и нацелен на снижение выбросов в штате Калифорния, включая законодательство, направленное на обнаружение и устранение утечек природного газа (California SB1371, Калифорнийский совет по воздушным ресурсам CARB 2014, Калифорнийский совет по воздушным ресурсам CARB 2017) и определение горячих точек выбросов (California AB1496, California Air Resources Board (CARB) 2015). Метан также является прекурсором тропосферного озона и тесно связан с сопутствующими выбросами реактивных газовых примесей, которые находятся в центре внимания политики в области качества воздуха и общественного здравоохранения в Калифорнии.Попытки понять выбросы метана в Калифорнии дают смешанные результаты: оценки региональных выбросов метана, основанные на кадастрах, часто несовместимы с оценками, основанными на атмосферных наблюдениях (Wecht et al 2014, Turner et al 2015, Wong et al 2016, Jeong и др. 2017). Большинство методов, доступных в настоящее время для изучения региональных выбросов, не в состоянии изолировать отдельные точечные источники метана, такие как ПХГ. Исторически большинство оценок выбросов метана для ПХГ ограничивались методами инвентаризации, такими как использование данных о деятельности и стандартных коэффициентов выбросов.Совсем недавно в рамках полевой кампании изучались выбросы метана от компрессорных станций на 9 объектах ПХГ за пределами Калифорнии с использованием обнаружения утечек компонентов и количественной оценки для разработки инвентаризации выбросов в масштабе объекта, а также измерений с подветренной атмосферой с индикатором для независимой оценки общего потока выбросов объекта ( Субраманиан и др. 2015). Метод трассирующего индикатора выявил активность сверхизлучателя на одном из объектов в этом исследовании с интенсивностью выбросов 350 кг CH 4 ч -1 , что почти в 100 раз больше, чем прогнозировалось методом инвентаризации.Субраманиан и др. (2015) отнесли этот источник к временным работам по техническому обслуживанию и выпуску из негерметичных запорных клапанов. Они также подчеркнули невозможность безопасного измерения выходящего газа напрямую с помощью доступных наземных методов измерения — проблема, распространенная во многих областях, учитывая физический масштаб многих объектов и такие усложняющие факторы, как рельеф местности и высота над землей основных типов оборудования. Субраманиан и др. (2015) и Zimmerle и др. (2015) подчеркнули необходимость учета асимметрии распределения выбросов и подчеркнули проблемы с текущими программами отчетности по парниковым газам и стандартными коэффициентами выбросов.Эти исследования также указывают на проблемы с характеристикой сильно изменчивых и стохастических процессов выбросов.

Устойчивая потеря защитной оболочки в результате прорыва в каньоне Алисо в течение почти четырехмесячного периода привела к предполагаемому общему выбросу 99 650 ± 9300 метрических тонн метана, что примерно эквивалентно 5% от общего количества метана в Калифорнии за 2015 год ( Калифорнийский совет по воздушным ресурсам CARB 2016, Conley et al 2016). Несмотря на то, что такие события значительны, такие события происходят нечасто, и их долгосрочное воздействие, вероятно, затмевается более мелкими, но постоянно заниженными сведениями о беглецах и выходах из нормального режима работы.Fischer и др. (2017) провели первоначальное воздушное обследование объектов природного газа в Калифорнии, включая 9 газохранилищ штата, в период с 2014 по 2016 год, выявив значительные расхождения между измеренными и зарегистрированными выбросами. Однако была подчеркнута необходимость в дополнительных исследованиях, учитывая высокую изменчивость выбросов, наблюдаемую в этом исследовании, и относительно редкие временные отборы проб, например. 35 образцов распределены по девяти участкам, некоторые из которых были отобраны только один раз (Fischer et al 2017).

В этом исследовании мы объединили воздушное дистанционное зондирование с высоким пространственно-временным разрешением и наблюдений на месте объектов ПХГ в Калифорнии в 2016 и 2017 годах для обнаружения, точного определения и количественной оценки выбросов метана от этих объектов и отнесения их к ключевым компонентам и процессы. Исследование было сосредоточено на Калифорнии, но также было направлено на оценку стратегий наблюдений для рассмотрения режимов выбросов ПХГ за пределами Калифорнии и, возможно, других промышленных секторов.

2.1. План исследования

Стратегии наблюдений, примененные в этом исследовании, решают многие из вышеупомянутых проблем для измерения выбросов метана из ПХГ, включая возможность эффективно и надежно отбирать совокупные выбросы объектов и относить выбросы к отдельным компонентам и деятельности на этих объектах. Мы провели несколько аэрофотосъемок 12 действующих ПХГ в Калифорнии, используя сочетание передовых методов дистанционного зондирования (инфракрасная спектроскопия) над полётами и in situ взятия проб метановых шлейфов пограничного слоя атмосферы с этих объектов.Этот комплексный подход предлагает три основных преимущества: (а) более плотная временная выборка для лучшего ограничения изменчивости и минимизации систематической ошибки выборки (например, 229 полетов в этом исследовании по сравнению с 35 в исследовании Fischer и др. , 2017 г.), (б) измерения с пространственным разрешением. индивидуальных источников выбросов для более точной атрибуции и (c) перекрестная проверка между независимыми методами оценки для повышения достоверности.

Расположение и основные атрибуты исследуемой совокупности объектов ПХГ показаны на рисунке S1, который доступен онлайн в стеках.iop.org/ERL/15/045005/mmedia. В пространственном отношении каждое исследование было разработано таким образом, чтобы охватить всю наземную инфраструктуру на данном объекте, включая устья скважин, газовые линии, компрессоры, вентиляционные трубы и осушители, в том числе несколько, где компрессорная станция расположена в нескольких километрах от места хранения (например, Wild Goose и Лоди). Такая степень пространственной полноты стала возможной благодаря сочетанию высокого пространственного разрешения (обычно <3 м) от прибора дистанционного зондирования и беспрепятственного доступа, обеспечиваемого обоими авиационными методами.Временно исследовательские полеты проводились в период с января 2016 года по ноябрь 2017 года, при этом из большинства объектов производилась выборка по крайней мере в течение трех сезонов для оценки потенциальной сезонной изменчивости. Также были проведены интенсивные кампании с интервалом повторных посещений от нескольких минут до дней, особенно осенью 2016 года и осенью 2017 года. Исследование охватывало ряд нормальных операций, неисправностей и операций по техническому обслуживанию на нескольких объектах, включая активную фазу аварии, связанной с выбросом в каньоне Алисо в 2016 году. и последующее возвращение к закачке летом 2017 года.

2.2. Спектроскопия изображений с воздуха

Классическая версия бортового спектрометра видимого и инфракрасного изображений (AVIRIS-C, Green и др. 1998 г.) и прибор следующего поколения (AVIRIS-NG, Hamlin и др. 2011 г.) измеряют отраженный от земли солнечный свет. излучение из видимой и инфракрасной областей спектра (380–2500 нм). Оба прибора имеют поле зрения 34 °, в то время как спектральное разрешение и выборка AVIRIS-C и AVIRIS-NG составляют примерно 10 нм и 5 нм соответственно.За исключением нескольких полетов во время прорыва в каньоне Алисо в начале 2016 года с AVIRIS-C на NASA ER-2, часть данного исследования с дистанционным зондированием проводилась с AVIRIS-NG на King Air B-200 — обычно на высота полета 3 км над уровнем земли, что эквивалентно ширине полосы обзора 1,8 км и размеру пикселя 3 м. Извлечение метана AVIRIS-C и AVIRIS-NG основано на спектроскопии поглощения между 2100 и 2500 нм и использует линеаризованный согласованный фильтр для расчета длины отношения смешивания в единицах ppm-m, представляющих толщину и концентрацию в объеме эквивалентного поглощения ( Томпсон и др. 2015).Этот и связанные с ним методы были продемонстрированы в ряде предыдущих воздушных кампаний (Thompson et al 2015, Frankenberg et al 2016, Thompson et al 2016, Thorpe et al 2017, Krautwurst et al 2017, Duren et al 2019). Торп и др. (2016) продемонстрировали, что шлейфы для контролируемых выбросов величиной от 10 кг CH 4 ч −1 постоянно наблюдались AVIRIS-NG на разных высотах полета и в ветровых условиях при минимальном пределе обнаружения 2 кг CH . 4 ч −1 .Frankenberg и др. (2016) количественно оценили уровни выбросов в диапазоне от 2 до 5000 кг CH 4 ч −1 для региона Четыре угла в основном за счет добычи природного газа, а Duren и др. (2019) сообщили о выбросах метана от 9 до 2600 кгCH 4 ч −1 для шлейфов метана, наблюдаемых на свалках, в сельском хозяйстве и в сфере обращения с отходами в Калифорнии.

Для оценки интенсивности выбросов метана использовались два метода: масштабирование моделирования больших вихрей (LES), примененное к данным AVIRIS-C во время прорыва в каньоне Алисо, и подход баланса массы для результатов AVIRIS-NG.Модель LES была запущена с использованием начального заданного потока выбросов во время прорыва в каньоне Алисо (Conley и др. 2016), и линейный скаляр применялся итеративно до тех пор, пока интегрированное повышение метана (IME, кг CH 4 ) не совпадало с полученным AVIRIS- C IME. Затем этот скаляр был умножен на начальный поток LES, чтобы оценить поток для каждого наблюдаемого факела. Учитывая, что моделирование LES требует больших вычислительных ресурсов, было невозможно создать прогоны модели LES для оставшихся 135 шлейфов, наблюдаемых с помощью AVIRIS-NG.Вместо этого для оценки потока выбросов использовался метод баланса массы путем объединения значений AVIRIS-NG IME и одновременных измерений скорости ветра для оценки потока выбросов. Основываясь на предыдущих исследованиях, в которых сообщалось о неопределенностях выбросов, полученных исключительно на основе измерений ветра (Frankenberg et al 2016), это исследование обеспечивает более реалистичную оценку неопределенности, полученную как из расчета IME, так и из измерений ветра. В разделе S1.2 более подробно обсуждаются масштабирование моделирования больших вихрей (LES) и баланс массы.

2.3. По воздуху

in situ отбор проб

Подход in situ к отбору проб воздуха, используемый Scientific Aviation, обеспечивает точные оценки потока метана в масштабе отдельных объектов. Этот подход с балансом массы включает выполнение цилиндрической схемы полета (т. Е. Составных кругов с приблизительно постоянной высотой на высотах от минимальной безопасной высоты полета до вершины шлейфа выбросов) при измерении концентрации метана и скорости ветра и применении теоремы Гаусса для оценки расхождение потока через цилиндр (Conley et al 2014, Conley et al 2017).Бортовая система установлена ​​на одномоторном самолете Муни с неподвижным крылом, который был значительно модифицирован для исследований, как описано в (Conley et al 2014). Окружающий воздух собирается через примерно 5 м трубы, которые выходят из обращенных назад входных отверстий, установленных под правым крылом. In situ метан, углекислый газ и водяной пар измеряются с помощью кольцевого спектрометра Picarro 2301 f (Crosson 2008), работающего в прецизионном режиме с частотой 1 Гц.

Горизонтальная скорость и направление ветра были получены на основе измерений истинной воздушной скорости и путевой скорости на основе GPS.Выборка ветра производилась с частотой 1 Гц с использованием двойного GPS-компаса, который определяет направление самолета и скорость относительно земли с достаточной точностью для определения горизонтальных составляющих ветра с точностью примерно 0,2 м с -1 (Conley et al 2014). Горизонтальный ветер периодически калибруется по L-образным схемам на ~ 5 км в свободной тропосфере; при расчете ветра выполняется корректировка направления вращения и воздушной скорости, чтобы минимизировать зависимость ветра от курса воздушного судна (Conley et al 2014).Этот метод оценки выбросов был продемонстрирован в нескольких полетных кампаниях (Smith et al 2015, Conley et al 2017, Schwietzke et al 2018), и погрешности обычно составляют от 10% до 30% в зависимости от таких факторов, как количество количества пройденных кругов и изменчивости ветра (Conley et al 2017).

2.4. Комплексный анализ

Оценки общих выбросов метана производились на ежедневной основе — либо с использованием одной оценки баланса массы Scientific Aviation, если таковая имеется, либо с использованием среднесуточных оценок выбросов, полученных на основе данных AVIRIS-NG.Эти ежедневные оценки нанесены на график в виде временных рядов для ряда объектов, которые повторно посещались с большой частотой, таких как Каньон Алисо, Ранчо Хонор и Остров Макдональд (рисунки 1, 4, 6 и 8). Комбинация оценок выбросов Scientific Aviation и AVIRIS-NG обеспечивает временные ряды с более плотной временной выборкой, чем те, которые доступны с одним набором данных. Кроме того, результаты были перекрестно проверены в те даты, когда и Scientific Aviation, и AVIRIS-NG выполнялись в рамках скоординированных интенсивных кампаний (например.грамм. 12 января 2016 г. и 16 сентября 2017 г. для каньона Алисо, 6 октября 2017 г. для острова Макдональд и 16 октября 2017 г. для Honor Rancho). Средняя интенсивность выбросов также была рассчитана на основе всех наблюдений на данном объекте, которая была масштабирована по стойкости источника (отношение количества наблюдаемых шлейфов к общему количеству пролетов) для оценки годовых выбросов для газохранилищ, обследованных AVIRIS-NG. и научная авиация (см. раздел S1.3). Годовые оценки выбросов показаны в таблице 3 и на рисунке 9 и сравниваются с данными о выбросах, указанными в базах данных EPA и CARB (Калифорнийский совет по воздушным ресурсам CARB 2018, Агентство по охране окружающей среды EPA 2018).

Увеличить Уменьшить Сбросить размер изображения

Рис. 1. Временные ряды выбросов метана в каньоне Алисо за январь – февраль 2016 г., сравнивающие независимые оценки, полученные на основе одновременных оценок in situ (синий) и дистанционного зондирования AVIRIS-C в сочетании с моделированием LES (оранжевый). Оценки выбросов, полученные с помощью AVIRIS-C, показаны как среднесуточные. И AVIRIS-C, и Scientific Aviation фиксируют ступенчатое снижение выбросов после заглушения дна негерметичной скважины 11 февраля 2016 г. и последующего медленного разложения из-за дегазации почвы.

Загрузить рисунок:

Стандартный образ Изображение высокого разрешения

Что касается полноты съемки, за исключением случая прорыва в каньоне Алисо, в ходе этого исследования мы получили 229 уникальных образцов объектов: 178 из AVIRIS-NG, отражающих пролеты нескольких источников (таблица 1), и 51 из Scientific Aviation (таблица 2). AVIRIS-NG провела обследование всех 12 действующих ПХГ во время летных кампаний в 2016 г. (осень) и 2017 г. (весна, лето, осень), и распределение выборок по источникам в пределах данного объекта варьировалось от 4 (Kirby Hills) до 66 (Honor Ranch). с суточными или сезонными интервалами пересмотра.Scientific Aviation не смогла обследовать Плайя-дель-Рей из-за ограничений воздушного пространства соседнего аэропорта, а выбросы в Ла-Голете были обнаружены только одним рейсом. AVIRIS-NG не обнаружил шлейфов в Плайя-дель-Рей, Ла-Голета, Лос-Меданос, Принстон и Плезант-Крик, несмотря на многочисленные пролеты, что позволяет предположить, что выбросы там редкие и / или ниже нашего предела обнаружения.

Таблица 1. Сводная информация об источниках метана для каждого хранилища газа, наблюдаемых с помощью AVIRIS-NG, частота наблюдений (n), а также годовые выбросы и неопределенности.Для каждого объекта общие годовые выбросы и неопределенности представлены в последних двух столбцах.

Помещение Широта источника (град.) Долгота источника (град.) Тип источника Всего перелетов Наблюдаемые шлейфы (n) Устойчивость источника (ж) Средние выбросы от источника (кг ч −1 ) Погрешность (кг ч −1 ) Выбросы с поправкой на долговечность источника (кг ч −1 ) Погрешность (кг ч −1 ) Годовые выбросы (MtCH 4 год −1 ) Годовая неопределенность (MtCH 4 год −1 ) Общие годовые выбросы объекта (MtCH 4 год −1 ) Общая неопределенность объекта (MtCH 4 год −1 )
Каньон Алисо (после продувки) 34.3214 −118,5823 Pumpjack 29 2 0,07 728,0 155,0 50,0 11,0 438,0 96,4
34.3078 −118,5499 Вытяжная труба 60 14 0,23 210,0 76,0 49,0 18,0 429.2 157,7
34,3179 −118,5733 Танк 25 1 0,04 263,0 130,0 11,0 5,0 96,4 43,8
34,3127 −118,5507 Буровая установка 48 1 0,02 246.0 142,0 5,0 3,0 43,8 26,3 1007,4 324,1
Ранчо Джилл 36,7927 -120,2528 Вытяжная труба 17 13 0,76 287,0 84,0 219,0 64,0 1918,4 560,6 1918,4 560,6
честь Ранчо 34.4471 −118,5883 Стекло аварийного отключения 66 50 0,76 370,0 124,0 280,0 94,0 2452,8 823,4
34,4474 −118,5867 Компрессор газовый 66 19 0,29 419,0 174,0 121,0 50.0 1060,0 438,0
34,4508 −118,5992 Неизвестно 30 2 0,07 376,0 123,0 25,0 8,0 219,0 70,1
34,4449 −118,5874 Неизвестно 66 4 0.06 175,0 42,0 11,0 3,0 96,4 26,3
34,4459 −118,5868 Дегидратор 66 2 0,03 112,0 35,0 3,0 1,0 26,3 8,8 3854,4 1366,6
Кирби Хиллз 38.1598 −121,9058 Вытяжная труба 4 1 0,25 100,0 18,0 25,0 4,0 219,0 35,0 219,0 35,0
Лоди 38.2016 −121,2130 Дегидратор 5 2 0,4 80,0 32,0 32,0 13,0 280.3 113,9 280,3 113,9
Остров Макдональд 37,9953 −121,4781 Вытяжная труба 17 11 0,65 328,0 145,0 213,0 94,0 1865,9 823,4
37,9864 −121,4738 Компрессор газовый 20 10 0.5 148,0 53,0 74,0 27,0 648,2 236,5
37,9954 −121,4780 Компрессор газовый 17 2 0,12 95,0 35,0 11,0 4,0 96,4 35,0 2610,5 1095,0
Дикий гусь 39.3484 −121,8205 Компрессор газовый 6 1 0,17 724,0 212,0 121,0 35,0 1060,0 306,6 1060,0 306,6
Итого 10 950.0 3 801,8

Таблица 2. Сводка источников метана для каждого газового хранилища, наблюдавшегося с помощью Scientific Aviation, частота наблюдений, а также годовые выбросы и неопределенности. Для каждого объекта общие годовые выбросы и неопределенности представлены в последних двух столбцах.

Помещение Всего перелетов Рейсы с заметной эмиссией Устойчивость источника (ж) Средние выбросы от источника (кг ч −1 ) Погрешность (кг ч −1 ) Выбросы с поправкой на долговечность источника (кг ч −1 ) Погрешность (кг ч −1 ) Общие годовые выбросы объекта (MtCH 4 год −1 ) Общая неопределенность объекта (MtCH 4 год −1 )
Каньон Алисо (после продувки) 6 6 1 226.3 78,0 226,3 78,0 1982,7 683,3
Ранчо Джилл 4 4 1 33,0 27,6 33,0 27,6 288,9 242,0
честь Ранчо 3 3 1 309,6 117,0 309,6 117,0 2712,4 1024.6
Кирби Хиллз 2 2 1 35,4 10,2 35,4 10,2 310,1 88,9
Ла Голета 1 1 1 237,7 34,6 237,7 34,6 2082,3 303,1
Лос Меданос 3 3 1 19.7 17,7 19,7 17,7 172,9 155,1
Плезант Крик 3 3 1 19,9 4,8 19,9 4,8 174,0 42,0
Принстон 2 2 1 25,9 5,7 25,9 5,7 226,9 49,5
Остров Макдональд 26 26 1 326.1 93,5 326,1 93,5 2857,0 819,1
Дикий гусь 1 1 1 169,1 46,5 169,1 46,5 1481,3 407,3
Итого 12 288,4 3814,9

Возможности AVIRIS-C / AVIRIS-NG для получения изображений метанового шлейфа — в сочетании с видимыми (красными, зелеными, синими) изображениями и спутниковыми изображениями высокого разрешения — использовались для пространственного разрешения и соотнесения шлейфов с источниками внутри каждого объекта.Это позволило лучше понять основные режимы выбросов на некоторых объектах. Мы начнем с краткого обзора наблюдений во время инцидента, связанного с выбросом в каньон Алисо, и последующим возвращением к работе, за которым последуют наблюдения за шлейфами на Хонор-Ранчо, острове Макдональд и на других объектах.

3.1. Происшествие с выбросом в каньон Алисо

Самая крупная заявленная потеря герметичности на объекте ПХГ (и действительно самый крупный зарегистрированный точечный источник метана на сегодняшний день) произошла из-за прорыва скважины-хранилища Standard Sesnon 25 (SS25) в каньоне Алисо 23 октября. 2015 (Министерство энергетики, DOE, 2016).Природный газ был выпущен из устья скважины и подземной трещины в кольцевой обсадной колонне в течение почти четырех месяцев. Пытаясь количественно оценить скорость утечки, компания Scientific Aviation провела 11 полетов по уравновешиванию массы с начала ноября 2015 года по начало февраля 2016 года (Conley et al 2016). Авиакомпания AVIRIS-C также провела 21 облет каньона Алисо во время активной фазы утечки 12, 14 января и 9 февраля 2016 г. 12 января 2016 г. две бортовые системы выполнили одновременный облет и сообщили об аналогичных уровнях выбросов 17 564 ± 1086 кг CH 4 ч -1 получено из AVIRIS-C и 20 700 ± 4140 кг CH 4 h -1 от Scientific Aviation (рисунок 1).Как и ожидалось, AVIRIS-C обнаружил центральный шлейф метана, связанный с выходом газа на устье самой скважины, однако он также обнаружил два места вторичных выбросов на склонах холмов ниже устья скважины (рис. 2). Места вторичных выбросов впоследствии были подтверждены в ходе дорожных исследований метана персоналом Южного побережья Управления качеством воздуха (SC-AQMD).

Увеличить Уменьшить Сбросить размер изображения

Рисунок 2. Дистанционное зондирование с помощью AVIRIS-C (с высоты 8 км) позволило идентифицировать несколько отдельных источников метана во время инцидента с потерей защитной оболочки в каньоне Алисо (подземный выброс на скважине SS25). Результаты по метану накладываются на полноцветные изображения AVIRIS-C. (a) Расположение первичного источника (1a, на устье SS25) и двух вторичных источников (1b и 1c, выходящих на западный и восточный склоны холмов ниже устья скважины). (b) Шлейфы метана, обнаруженные 14 января 2016 г. (в) Шлейфы метана 9 февраля 2017 г., незадолго до закупорки скважины SS25 (11 февраля).(d) Шлейфы метана 19 февраля 2017 г. соответствуют остаточной дегазации почвы. AVIRIS-C также обнаружил вытяжную нефтяную скважину на северо-западе (не показана). Все источники были впоследствии проверены последующими наземными наблюдениями.

Загрузить рисунок:

Стандартный образ Изображение высокого разрешения

После того, как 11 февраля 2016 г. скважина была успешно закупорена, наблюдалось резкое снижение оценок выбросов (рисунок 1) как для AVIRIS-C (220 ± 88 кг CH 4 ч −1 на 19 февраля), так и для Scientific Авиационная (310 ± 62 кг СН 4 ч −1 на 21 февраля).Полеты AVIRIS-C 19 февраля 2016 г. подтвердили наличие выделения остаточного метана из почвы как в устье скважины, так и в одном из мест вторичных выбросов (рис. 2 (d)). По счастливой случайности, AVIRIS-C обнаружил относительно небольшой шлейф метана на нефтяной скважине в нескольких километрах к северо-западу. Этот источник был также подтвержден наземным исследованием SC-AQMD и связан с выбросом попутного газа. Хотя технически это была утечка из более мелкого нефтяного пласта, а не из более глубокого резервуара для хранения газа, оператор сообщил, что сброс газа был частично реакцией на временное прекращение закачки в резервуар-хранилище во время выброса.

3.2. Каньон Алисо возвращается к работе

После более чем года ремонта скважин, испытаний и инспекций в конце июля 2017 г. возобновилась закачка газа на ПХГ «Каньон Алисо». В августе и сентябре 2017 г. компания «Научная авиация» провела серию облетов, чтобы оценить возможность дополнительной утечки. Эти полеты привели к неоднозначным результатам, в том числе к сильно различающимся выбросам (∼50–500 кг CH 4 h −1 ), которые нельзя было легко объяснить.

Определение источника в каньоне Алисо может быть сложной задачей из-за ограниченного доступа к поверхности, крутого рельефа и совместного расположения сотен скважин для хранения газа и нефтедобычи (рис. 3).Облет AVIRIS-NG начался в конце августа 2017 года на самолете Dynamic Aviation King Air B200 с типичной высотой полета 3 км над уровнем земли, что дало ширину полосы обзора 1,8 км и размер пикселя 3 м. Карты шлейфов, наблюдаемых с помощью AVIRIS-NG, обеспечили атрибуцию источника путем определения периодической вентиляции из продувочной трубы возле главного компрессорного оборудования (рисунок 3 (d)), нефтяной скважины (рисунок 3 (a)), резервуара (рисунок 3 (b)) ) и буровую установку (рисунок 3 (c)). Эти результаты предполагают, что большая изменчивость выбросов метана в каньоне Алисо после возобновления эксплуатации может быть результатом комбинации пластового газа, выпущенного из продувочной трубы, и выбросов, связанных с более мелким нефтяным резервуаром, присутствующим в нефтяной скважине, резервуаре и буровой установке.

Увеличить Уменьшить Сбросить размер изображения

Рис. 3. Характеристика выбросов метана из каньона Алисо после возобновления эксплуатации. Площадь месторождения Каньон Алисо составляет примерно 14 км. 2 , и записи (Отдел нефти, газа и геотермальных ресурсов DOGGR 2018) указывают на 251 скважину (красные точки), 115 из которых связаны с резервуаром для хранения газа (синие кружки), а остальные связаны с более мелкими нефтедобывающими пластами (комбинация действующих, бездействующих и заглушенных скважин).Субпанели (a) — (d) указывают на шлейфы метана, наблюдаемые с помощью AVIRIS-NG, наложенные на изображения в истинном цвете, которые соответствуют местоположениям, показанным на карте месторождения Каньон Алисо из нефтяной скважины (a), резервуара (b), буровой установки. (c), и дымовая труба останова возле компрессорной станции хранилища (d).

Загрузить рисунок:

Стандартный образ Изображение высокого разрешения

На рисунке 4 показаны временные ряды оценок выбросов, полученных AVIRIS-NG и Scientific Aviation с марта 2016 по октябрь 2017 года, в диапазоне от ∼50 до 500 кг CH 4 h −1 .Ежедневные оценки выбросов выводятся из AVIRIS-NG либо с использованием одного наблюдения, либо с использованием среднего значения нескольких наблюдений за данный день (см. Раздел S.1.2.2). Совпадающие полеты произошли 16 сентября 2017 г., и оценки выбросов варьировались от 221 ± 68 кг CH 4 ч -1 для AVIRIS-NG и 193 ± 108 кг CH 4 ч -1 для научной авиации.

Увеличить Уменьшить Сбросить размер изображения

Рисунок 4. Расчетные выбросы метана для ПХГ «Каньон Алисо» после возобновления эксплуатации с использованием оценок на месте от Scientific Aviation (синий цвет) и оценок AVIRIS-NG с использованием метода баланса массы со скоростями ветра HRRR (оранжевый). На 16.09.2017 выбросы метана оценивались в 193 ± 108 кг ч -1 для научной авиации по сравнению с 221 ± 68 кг ч -1 с использованием ветров AVIRIS-NG и HRRR.

Загрузить рисунок:

Стандартный образ Изображение высокого разрешения

3.3. Хонор-Ранчо, остров Макдональд и другие объекты

Исследования AVIRIS-NG всех 12 действующих ПХГ, проведенные в 2016 г. (осень) и 2017 г. (весна, лето, осень), предоставили уникальную возможность количественно оценить выбросы от ряда выбросов. режимы. Здесь мы сосредоточимся в первую очередь на объектах Honor Rancho и McDonald Island, учитывая разнообразие типов источников и изменчивость, наблюдаемую там. Наиболее часто наблюдаемые шлейфы метана на Ранчо Хонор были связаны с постоянным источником к западу от компрессорной станции (позже оператор подтвердил, что это протекающий байпасный / стопорный клапан в трубе аварийного останова объекта) и шлейфы в 1 или 2 из 5 больших поршневых компрессоров на восточной стороне станции (рис. 5).Утечка перепускного клапана на Хонор Ранчо сохранялась до 2017 года и представляет собой режим выбросов, не наблюдаемый ни на одном другом ПХГ в Калифорнии. Шлейфы, которые периодически наблюдались на двух компрессорах, указывают на то, что уровень вентиляции из штокового блока выше, чем сообщалось для этих двух блоков (на остальных 3 блоках шлейфов не наблюдалось). Шлейфы компрессора на Honor Rancho наблюдались 29% времени — в соответствии с данными о деятельности для этих двух агрегатов, сообщенными EPA в 2015 году (например, они, как сообщалось, находились в рабочем состоянии 16% и 28% времени, соответственно).Другие источники, обнаруженные на ранчо Honor, включают дегидратор и два неизвестных источника, связанных с видимой инфраструктурой (таблица 1).

Увеличить Уменьшить Сбросить размер изображения

Рис. 5. Атрибуция нескольких источников выбросов метана, обнаруженных на ранчо Honor. (a) Результат AVIRIS-NG показывает устойчивый шлейф метана для источника 1 (желтая рамка на (a) и (c)). (b) Источник 2 и / или источник 3 появлялись эпизодически (красная рамка) для 29% рейсов.(c) Крупный план источника 1 со спутниковым снимком высокого разрешения (Google Earth). Оператор предприятия подтвердил, что источником 1 является труба аварийного останова –, вероятно, из-за негерметичного запорного клапана. (d) Крупный план источников 2 и 3 — вероятно, от вентиляционных отверстий на пакете штанг для поршневых компрессорных установок 2 и 4.

Загрузить рисунок:

Стандартное изображение Изображение высокого разрешения

Временной ряд для Honor Rancho показан на рисунке 6, и оба инструмента показывают сильно изменчивые оценки выбросов в период с января 2016 года по ноябрь 2017 года.16 октября 2017 г. совпадающие полеты показали более высокие оценки выбросов от AVIRIS-NG, чем от Scientific Aviation. На рис. 7 (а) показаны результаты обоих приборов от 16 октября, при этом центр цилиндрической траектории полета «Научной авиации» показан в точке 1 и точке 2, что указывает на те регионы, где наблюдались более высокие концентрации in situ CH 4 . В точке 3 наблюдались два шлейфа AVIRIS-NG CH 4 , форма которых соответствовала местным южным ветрам и улучшениям научной авиации (местоположение 2).Шлейфы AVIRIS-NG CH 4 близки к цилиндрической траектории полета, а рисунок 7 (b) показывает, что даже самые низкие траектории полета Scientific Aviation находились примерно на 168 м над основным объектом, где шлейфы AVIRIS-NG наблюдались в течение неизвестный источник (место 4) и стек аварийного отключения (место 5). В результате цилиндрическая траектория полета Scientific Aviation разрешила часть улучшений на высоте более 168 м над землей (точка 6), но пропустила улучшения ниже 168 м, что предполагает заниженную оценку.Результаты AVIRIS-NG за 2016 и 2017 годы были переданы операторам объекта Honor Rancho, и последующие полеты, выполненные осенью 2018 года, показали, что стойкие выбросы из трубы аварийного останова (рисунки 5 (a) и (c)), вероятно, были уменьшены, в то время как выбросы из шлейфа компрессора продолжали периодически наблюдаться (рисунки 5 (b) и (d)).

Увеличить Уменьшить Сбросить размер изображения

Рисунок 6. Расчетные выбросы метана для ПХГ Honor Rancho с использованием оценок Scientific Aviation in situ (синий) и оценок AVIRIS-NG с использованием метода баланса массы со скоростью ветра HRRR (оранжевый).

Загрузить рисунок:

Стандартный образ Изображение высокого разрешения

Увеличить Уменьшить Сбросить размер изображения

Рис. 7. Результаты исследований научной авиации и AVIRIS-NG на Honor Rancho 16 октября 2017 г.(a) Местоположение 1 обозначает центр цилиндрической траектории полета Scientific Aviation, а местоположение 2 указывает регионы, где наблюдались более высокие in situ концентрации метана . В точке 3 наблюдались два шлейфа AVIRIS-NG CH 4 с формой шлейфа и улучшениями от Scientific Aviation, соответствующими местным ветрам на юго-западе. (b) Перспективный вид, показывающий шлейфы AVIRIS-NG CH 4 в точке 3 с наложением на местность неизвестного источника (точка 4) и трубы аварийного отключения (точка 5).Траектории полета Scientific Aviation на самой низкой высоте находились примерно на 168 м над основным объектом, поэтому были измерены только улучшения на высоте более 168 м над землей (точка 6).

Загрузить рисунок:

Стандартный образ Изображение высокого разрешения

ПХГ на острове Макдональд продемонстрировало два основных источника метана, что подтверждено операторами установки, которые связаны с обеими компрессорными станциями из продувочной трубы, связанной с работами по техническому обслуживанию (рисунок S4 (c)) и потерями в компрессоре (рисунок S4 (d)).Оценки выбросов указывают на высокую изменчивость в период с февраля 2016 года по октябрь 2017 года, которая колеблется от 83,7 до 763,0 кг CH 4 ч -1 (рисунок 8). 6 октября 2017 г. совпадающие полеты AVIRIS-NG и Scientific Aviation привели к существенно разным оценкам выбросов. Самолет Scientific Aviation измеряет скорость ветра в соответствии с Conley и др. (2014), используя истинную воздушную скорость и скорость земли, полученную с помощью GPS, чтобы получить среднюю скорость ветра 2,3 мс −1 для периода измерения с 19:24 до 19:41 UTC (соответствует продолжительности 4 сцен AVIRIS-NG), что значительно выше скорости ветра 0.7 м с −1 , полученное из HRRR (Benjamin et al 2016), которые использовались в анализе баланса массы AVIRIS-NG (Duren et al 2019). Данные о ветре местной метеорологической станции (станция CIMIS Holt # 248) показали более высокую скорость ветра (1,7 мс -1 ) по сравнению с HRRR, и полученная оценка выбросов (см. Рисунок 8, оранжевый) показала лучшее согласие с результатами Scientific Aviation на 6 октября 2017 г.

Увеличить Уменьшить Сбросить размер изображения

Рисунок 8. Временные ряды оценок выбросов метана для острова Макдональд с использованием Scientific Aviation оценок in situ (синий) и оценок AVIRIS-NG с использованием метода баланса массы со скоростями ветра HRRR (оранжевый). 6.10.17 выбросы метана оценивались в 540 ± 232 кг ч -1 для научной авиации по сравнению с 158 ± 78 кг ч -1 с использованием ветров AVIRIS-NG и HRRR. Как показано желтым цветом, выбросы AVIRIS-NG увеличиваются до 404 ± 193 кг · ч −1 при использовании ветра, полученного с метеорологической станции CIMIS Holt # 248 (MET), что приводит к улучшенному соглашению с Scientific Aviation.Высокие значения, показанные в сентябре и октябре 2017 года, вероятно, связаны с комбинированными продувками, наблюдаемыми в вентиляционных трубах северной и южной станции (рисунки S4 (c), (d)).

Загрузить рисунок:

Стандартный образ Изображение высокого разрешения

Дополнительные примеры различных режимов выбросов на других объектах ПХГ приведены на рисунке S4 и в таблице 1, в том числе: вентиляция продувочной трубы на ранчо Gill, вентиляция гидратора в Лоди, вентиляция продувочной трубы на острове Кирби и потери компрессора в Wild Goose.Обратите внимание, что отнесение источника к шкале компонентов было невозможно для дат, когда выполнялись только полеты научной авиации, поэтому в тех случаях, когда AVIRIS-NG обнаружил только один шлейф на данном объекте (см. Таблицу 1, остров Кирби и Wild Goose), достоверность доминирующий режим излучения.

3.4. Годовые выбросы

Годовые оценки выбросов были рассчитаны с использованием одного и того же подхода как для AVIRIS-NG, так и для Scientific Aviation. Средняя интенсивность выбросов была рассчитана на основе всех наблюдений за данным источником или объектом и масштабирована на основе частоты наблюдаемых выбросов из данного источника или объекта (раздел S1.3). Затем средняя интенсивность выбросов по наблюдаемым шлейфам была масштабирована по стойкости источника для оценки выбросов метана в час, которые были умножены на 8760 часов для получения оценки годовых выбросов. Дополнительные сведения об этих расчетах представлены в разделе S1.3, а значения частоты использования научной авиации представлены в таблице 2. Поскольку AVIRIS-NG часто наблюдал несколько источников для данного объекта, годовые оценки выбросов рассчитываются по источникам (таблица 1) перед результаты агрегированы по объектам, чтобы можно было провести прямое сравнение с данными «Научная авиация» (таблица 3).Для AVIRIS-NG полеты 2018 года использовались только для улучшения расчета частоты наблюдаемых выбросов.

Таблица 3. Сводка результатов 12 ПХГ, которые были активны во время этого исследования, включая общую емкость хранилищ и среднегодовые значения закачиваемого природного газа. Механизм выбросов получен на основе анализа изображений метана AVIRIS-NG. Годовые выбросы и неопределенность представлены как для результатов AVIRIS-NG, так и для результатов Scientific Aviation. Для справки, зарегистрированные выбросы из баз данных EPA и CARB представлены в последних трех столбцах.

Характеристики объекта Измеренные выбросы Зарегистрированные выбросы
EIA DOGGR AVIRIS-NG Научная авиация EPA CARB
Помещение Емкость хранилища (2015) (BCF) Среднегодовая закачка ПГ (2012-2014 гг.) (BCF / год) Механизм выброса Годовые выбросы (MtCH 4 год −1 ) Годовая неопределенность (MtCH 4 год −1 ) Количество дней, в течение которых наблюдались шлейфы Годовые выбросы (MtCH 4 год −1 ) Годовая неопределенность (MtCH 4 год −1 ) Количество дней, в течение которых наблюдались шлейфы Среднегодовые выбросы (2016, 2017) (MtCH 4 год −1 ) Среднегодовая неопределенность (2016, 2017) (MtCH 4 год −1 ) Годовые выбросы (2016) (MtCH 4 год −1 )
Каньон Алисо (после продувки) 86.2 54,5 Постоянная вентиляция из стояка останова; эпизодический сброс из нефтяной скважины, резервуара, буровой установки 1007,4 324,1 8,0 1982,7 683,3 6,0 324,3 7,5 317,4
Ранчо Джилл 20,0 5,2 Эпизодическая потеря компрессора; продувка 1918,4 560,6 8,0 288.9 242,0 4,0
честь Ранчо 27,0 27,8 Постоянная вентиляция из стояка останова; эпизодические потери компрессора, продувки 3854,4 1366,6 26,0 2712,4 1024,6 3,0 622,2 11,2 622,7
Кирби Хиллз 15,0 4.2 Неизвестно 219,0 35,0 1,0 310,1 88,9 2,0 68,2
Ла Голета 19,7 11,6 Отсутствуют Отсутствуют Отсутствуют 0,0 2082,3 303,1 1,0
Лоди 17.0 12,5 Возможна установка обезвоживания 280,3 113,9 1,0 Отсутствуют Отсутствуют 0,0 4,6 1,0 14,0
Лос Меданос 17,9 9,2 Отсутствуют Отсутствуют Отсутствуют 0,0 172,9 155,1 3,0 22.45 1,42 21,59
Остров Макдональд 82,0 34,9 Постоянное обслуживание, эпизодические потери компрессора, продувка 2610,5 1095,0 8,0 2857,0 819,1 26,0 456,3
Плайя-дель-Рей 2,4 3,7 Отсутствуют Отсутствуют Отсутствуют 0.0 Не летал Не летал 0,0
Плезант Крик 2,3 2,0 Отсутствуют Отсутствуют Отсутствуют 0,0 174,0 42,0 3,0
Принстон 11,0 5,6 Нет Отсутствуют Отсутствуют 0.0 226,9 49,5 2,0
Дикий гусь 75,0 30,9 Эпизодическая потеря компрессора 1060,0 306,6 1,0 1481,3 407,3 1,0 109,2 22,6 247,7
Итого 375,5 202,1 10 950.0 3801,8 12 288,4 3814,9 1082,8 43,7 1747,9

Расчетные годовые выбросы метана для каждого объекта приведены на рисунке 9 и в таблице 3. ПХГ Honor Rancho и McDonald Island имеют самые высокие измеренные годовые выбросы среди газохранилищ, где наблюдались выбросы. По нашим оценкам, общие годовые выбросы метана из сектора ПХГ в Калифорнии составляли в среднем 11.0 ± 3,8 GgCH 4 года −1 (AVIRIS-NG) и 12,3 ± 3,8 GgCH 4 года −1 (научная авиация). Общие годовые выбросы метана для 7 предприятий, сообщивших о выбросах в 2016 г., оцениваются между 9,0 ± 3,2 Гг CH 4 год -1 (AVIRIS-NG) и 9,5 ± 3,2 Гг CH 4 год -1 (Научная авиация) , в обоих случаях примерно в 5 раз выше, чем сообщалось (см. таблицу 3; Калифорнийский совет по воздушным ресурсам CARB (2018)). На рисунке 9 показано сравнение годовых оценок выбросов метана от AVIRIS-NG (оранжевый), Scientific Aviation (синий), а также зарегистрированных выбросов от EPA (темно-красный, Агентство по охране окружающей среды EPA (2018)) и CARB (светло-красный, Калифорнийский совет по воздушным ресурсам CARB (2018 г.)).Представляется, что неполная отчетность о выбросах наиболее заметна для Хонор-Ранчо и острова Макдональд, что согласуется с данными AVIRIS-NG и обсуждениями с операторами объектов, чтобы определить, что на этих объектах присутствовали неисправности и утечки, связанные с работами по техническому обслуживанию.

Увеличить Уменьшить Сбросить размер изображения

Рис. 9. Среднегодовые выбросы в метрических тоннах метана для 12 действующих газовых хранилищ, оцененные с использованием оценок Scientific Aviation in situ (синий) и AVIRIS-NG с методом баланса массы (оранжевый).Над выбранными столбцами показано количество дней, в течение которых наблюдались шлейфы для Scientific Aviation и AVIRIS-NG. Зарегистрированные выбросы (красный цвет) показаны для некоторых предприятий, участвующих в программах отчетности CARB и EPA, что указывает на существенное занижение данных. Годовые уровни выбросов, предполагающие потерю 0,5% на основе среднегодовой закачки природного газа (DOGGR), показаны светло-серым цветом, что указывает на то, что измеренные выбросы обычно ниже уровня потерь 0,5%. Показанные здесь измеренные выбросы для каньона Алисо основаны на наблюдениях с августа по октябрь 2017 г. (возврат к нормальному режиму работы).

Загрузить рисунок:

Стандартный образ Изображение высокого разрешения

Для дальнейшего сравнения годовые уровни выбросов, предполагающие потерю 0,5% на основе среднегодовой закачки природного газа DOGGR, показаны светло-серым цветом, что указывает на то, что измеренные выбросы обычно ниже уровня потерь 0,5%. На рис. 10 сравниваются только те газовые хранилища, в которых доступны данные «Научная авиация», AVIRIS-NG и зарегистрированные выбросы. Во всех случаях результаты Scientific Aviation и AVIRIS-NG совпадают в пределах заявленных ошибок и значительно превышают указанные выбросы.

Увеличить Уменьшить Сбросить размер изображения

Рис. 10. Сравнение среднегодовых выбросов для тех газовых хранилищ, где имеются данные о выбросах Scientific Aviation, AVIRIS-NG и зарегистрированные выбросы. Во всех случаях результаты Scientific Aviation и AVIRIS-NG совпадают в пределах заявленных ошибок и значительно превышают указанные выбросы.

Загрузить рисунок:

Стандартный образ Изображение высокого разрешения

Подробное сравнение измерений AVIRIS-NG и Scientific Aviation, полученных одновременно и усредненных по времени за несколько месяцев повторных наблюдений, было представлено в Duren et al (2019).Как показано на рисунке 3 (a) и S.12b от Duren et al (2019), наблюдалось хорошее согласие между совпадающими измерениями AVIRIS-NG и Scientific Aviation, а также большее расхождение между измерениями, полученными в разное время из-за сильно изменчивого характера выбросов.

Для этого исследования прямое сравнение результатов Scientific Aviation и AVIRIS-NG показано на рисунке 11 с линейной аппроксимацией с R 2 0,45. Это подчеркивает сложность сравнения результатов, которые были получены в основном из измерений, полученных в разное время, из-за очень прерывистого характера этих выбросов (таблица 1), что согласуется с выводами, представленными в Duren et al (2019).Сравнение одновременных измерений из четырех наборов полетов в один и тот же день (рисунок 12) с использованием линейной регрессии приводит к лучшему согласованию со значением R 2 , равным 0,99.

Увеличить Уменьшить Сбросить размер изображения

Рис. 11. Диаграмма рассеяния годовых выбросов, оцененная Scientific Aviation и AVIRIS-NG с линейной аппроксимацией с R 2 0,45. Это подчеркивает сложность сравнения результатов, которые были получены в основном на основе измерений, полученных в разное время, из-за очень прерывистого характера этих выбросов (таблица 1).

Загрузить рисунок:

Стандартный образ Изображение высокого разрешения

Увеличить Уменьшить Сбросить размер изображения

Рис. 12. Одновременные измерения между Scientific Aviation и AVIRIS-NG с использованием линейной регрессии приводят к улучшенному согласованию со значением R 2 , равным 0,99. Все 4 результата показаны слева, а 3 результата при более низких уровнях выбросов показаны справа.

Загрузить рисунок:

Стандартный образ Изображение высокого разрешения

Наш анализ выявляет значительные расхождения с государственным учетом выбросов ПХГ, а также с неполной отчетностью отдельных объектов, которые, если они не будут устранены, могут помешать усилиям по достижению будущих целей по смягчению воздействия. Этот вывод согласуется с обоими описанными здесь методами оценки выбросов в атмосферу. В то время как выбросы ПХГ составляют небольшую часть бюджета метана в масштабе штата (только около 10% от кадастра природного газа), большинство выбросов, измеренных в этом исследовании, связаны с легко идентифицируемым оборудованием, что предполагает низко висящие плоды для смягчения воздействия. .

Применение инфракрасной спектроскопии с высоким пространственным разрешением с многократными повторными посещениями позволило выявить 7 различных режимов эмиссии метана на объектах ПХГ в Калифорнии (таблица 1). Потери компрессора (вероятнее всего, вентиляция штокового блока) и негерметичные изолирующие и продувочные клапаны, по-видимому, преобладают над выбросами — в соответствии с модельными исследованиями и полевыми испытаниями для других регионов США (Zimmerle et al 2015, Subramanian et al 2015). Это исследование — с комбинацией нескольких аэрофотоснимков и съемок на месте, — дополняет предыдущую работу за счет значительного увеличения пространственного и временного отбора проб метановых шлейфов и непосредственного отнесения их к ключевым компонентам.

В более широком смысле описанные здесь усовершенствованные методы дистанционного зондирования могут быть применимы для определения характеристик и обеспечения снижения выбросов точечных источников метана из других регионов и секторов во всем мире (Duren et al 2019). Это исследование подчеркивает острую необходимость в стратегиях наблюдений как с пространственным, так и с временным разрешением. Учитывая стохастический и эпизодический характер многих источников, это также указывает на необходимость более постоянной и / или более высокочастотной выборки.Эффективные системы мониторинга углерода могут выиграть от систематического расширения и применения этих методов, включая стратегическое развертывание ресурсов самолетов и потенциально спутниковых платформ (Cusworth et al 2019, Ayasse et al 2019). Кроме того, хотя это исследование было сосредоточено на разрешении выбросов из отдельных точечных источников, будущие усилия могут выиграть от интеграции этого класса методов наблюдений с более грубым разрешением, но постоянными структурами мониторинга в региональном масштабе.

Мы провели несколько аэрофотосъемок 12 действующих ПХГ в Калифорнии в период с января 2016 года по ноябрь 2017 года с использованием усовершенствованного дистанционного зондирования и наблюдений на месте, наблюдений за повышением содержания метана в приповерхностной атмосфере. Эти измерения в сочетании с данными о ветре дают оценки выбросов метана с пространственным и временным разрешением для объектов ПХГ в Калифорнии и ключевых компонентов с пространственным разрешением от 1 до 3 м и интервалами пересмотра от минут до месяцев.Исследование охватывало ряд нормальных операций, неисправностей и работ по техническому обслуживанию на нескольких объектах, включая активную фазу аварийного выброса в каньоне Алисо в 2016 году и последующее возобновление операций по закачке летом 2017 года. Во время прорыва в каньоне Алисо расчетные уровни выбросов от AVIRIS -C соответствовали данным, полученным Scientific Aviation. Michanowicz и др. (2017) выявили 160 ПХГ, в которых используются скважины, не предназначенные для хранения газа, например, вышедшая из строя скважина в каньоне Алисо, что указывает на возможность будущих выбросов.Получение изображений метановых шлейфов с воздуха дает возможность количественно оценить выбросы метана при обнаружении первичных и вторичных источников выбросов, как показано в этом исследовании для каньона Алисо.

Этот анализ также выявляет значительные расхождения с представлением выбросов ПХГ в бюджете метана Калифорнии и большие расхождения в самооценках выбросов. Тот факт, что большая часть этих выбросов происходит из-за неисправного, но легко идентифицируемого оборудования, предполагает низкие плоды для смягчения последствий с выгодами как для климатической политики Калифорнии, так и для операторов установок и плательщиков тарифов на природный газ.Дальнейшие усилия по расширению пространственного и временного охвата данного исследования, вероятно, потребуются для ответа на нерешенные вопросы о полном распределении нормальной и аномальной активности, коэффициентах выбросов компонентов и распространенности различных режимов выбросов метана для этого критического сегмента США. цепочка поставок природного газа. Эта работа продемонстрировала, что аэрофотоснимок является эффективной стратегией наблюдений для быстрого обследования больших территорий и / или многократного отбора проб на приоритетных объектах.Наши результаты указывают на несколько направлений потенциального улучшения систем мониторинга углерода для разработки и валидации инвентаризации метана, а также для обнаружения и ремонта утечек на объекте в ПХГ и других ключевых отраслях промышленности.

Полеты AVIRIS-C в Каньон Алисо финансировались NASA Rapid Response and New Research in Earth Science (проект Aliso Canyon RRNES), а полеты AVIRIS-NG над всеми объектами финансировались Советом по воздушным ресурсам Калифорнии, Комиссией по энергетике Калифорнии и NASA Earth. Отдел науки в рамках Калифорнийского исследования метана.Дополнительное финансирование проекта было предоставлено через программы НАСА ACCESS (Поиск источников метана) и Система мониторинга углерода (Система мониторинга прототипа метана в Калифорнии). Работа MLF была поддержана Программой экологических исследований, представляющих общественные интересы Калифорнийской энергетической комиссии, и выполнена в Национальной лаборатории Лоуренса Беркли в соответствии с контрактом DE-AC02–36605Ch21231 Министерства энергетики США. Мы хотели бы поблагодарить летных и приборных бригад AVIRIS, включая Майкла Иствуда и Уинстона Олсон-Дюваля, а также персонал Управления качества воздуха Южного побережья за их исследования метана на дорогах.Дополнительная благодарность Южно-Калифорнийской газовой компании и Тихоокеанской газовой и электрической компании за их отзывы при интерпретации результатов. Эта работа была частично проведена в Лаборатории реактивного движения Калифорнийского технологического института по контракту с НАСА.

Проект перспективных концепций подземного хранения газа — Холодильно-шахтное хранилище каверн

Проект перспективных концепций подземного хранения газа — Холодильно-шахтное хранилище каверн

Номер проекта

DE-AC26-97FT34349

Цель

Целью этого проекта является исследование коммерческого потенциала хранения охлажденного природного газа в выработанных пещерах в твердых породах для удовлетворения сезонных пиковых потребностей в газе в рыночных регионах, где нет традиционных вариантов хранения газа.

Исполнитель (и)

ПБ КББ, Инк.

Место нахождения:
Хьюстон, Техас 77079

Фон

Высокая стоимость каверн для хранения газа в твердых породах помешала их широкому распространению в США. Однако во многих частях страны, где нет месторождений соли, хранение в твердых горных породах возможно. Охлаждение природного газа может значительно уменьшить физическое пространство, необходимое для хранения заданного количества, за счет снижения затрат, связанных с разработкой пещеры, чтобы расширить ее использование для хранения природного газа.В рамках этого проекта было исследовано пять регионов США на предмет разработки подземных хранилищ и проанализирована литература, чтобы определить, подходит ли геология этих регионов для размещения каверн для хранения твердых пород. Условия на рынке газа в этих регионах также были изучены для определения потребности в таких хранилищах.

Удар

Это исследование пришло к выводу, что строительство концептуальной холодильной горной пещеры обойдется в 173 миллиона долларов или около 34 долларов.5 на миллион стандартных кубических футов хранимого газа. Капитальные затраты на проект были выше, чем у группы сравнения. Тем не менее, хранилище с охлаждением в пещере обеспечивает несколько циклов пиковой мощности с высокой производительностью в год по сравнению с одним циклом, обеспечиваемым другими в группе сравнения, такими как сжиженный природный газ. Возможность цикла несколько раз в год позволяет распределять затраты на большую единицу газа, снижая удельные затраты на обслуживание.

Достижения (самые свежие в списке первыми)

Был проанализирован ряд факторов для выбора возможного места хранения в одном из пяти регионов, которые не имеют благоприятных геологических условий для подземного хранения: Новая Англия, Средняя Атлантика (Нью-Йорк / Нью-Джерси), Южная Атлантика (DL / MD / VA), Южной Атлантики (NC / SC / GA) и Тихоокеанского Северо-Запада (WA / OR).Эти факторы включали доступные газопроводы, близость к мегаполисам, доступную электроэнергию и воду, близость к экологически чувствительным районам, типы горных пород, потенциальные места захоронения вынутого материала и достаточный уровень грунтовых вод для формирования хранилища. На основе этого анализа была найдена подходящая геология для возможного участка в округах Ховард и Монтгомери, штат Мэриленд. Площади в этом регионе имеют достаточную протяженность, изотропны по своей природе и высокого качества с превосходными механическими и физическими свойствами для выработанных каверн-хранилищ.Этот район также находится рядом с коммерческими линиями передачи газа, которые обслуживают как Балтимор, так и Вашингтон, округ Колумбия,

.

Проектные параметры хранилища были разработаны на основе общего выбора площадки. Окончательный концептуальный проект состоял из заминированной пещеры примерно 37 миллионов кубических футов (кубических футов) на глубине 3000 футов. При такой конструкции будет обеспечен рабочий объем газа для хранения в размере пяти миллиардов стандартных кубических футов (Bcf) для газа, хранящегося при температуре –20 ° F и максимальном давлении 1250 фунтов на квадратный дюйм.Используя этот концептуальный проект, были разработаны сметы капитальных и эксплуатационных затрат для сравнительного анализа рынка этого типа системы хранения газа с другими системами, которые коммерчески используются в регионе исследования.

Текущее состояние

Этот проект завершен и доступен окончательный отчет.

Начало проекта

Окончание проекта

Подземное хранилище газа — Департамент штата Нью-Йоркохраны окружающей среды

Нью-Йорк требует, чтобы операторы хранилищ подали заявку и получили разрешение на подземное хранение газа от DEC. Любой резервуар, предназначенный для хранения газа, сжиженного нефтяного газа, нефти, нефтепродуктов или побочных нефтепродуктов, требует разрешения.

Резервуары-хранилища, которые находились в эксплуатации до 1 октября 1963 г. и с тех пор не забрасывались, не требуют разрешения на хранение. Они должны соответствовать всем остальным применимым правилам и нормам.

Разрешение на подземное хранение газа

DEC рекомендует провести предварительную встречу с потенциальными операторами хранилищ перед подачей заявки. Заявление на получение разрешения на подземное хранение должно включать следующую информацию:

  1. Организационный отчет.
  2. Форма финансового обеспечения всех скважин, задействованных в хранении. Сюда входят простаивающие или бездействующие скважины.
  3. Форма запроса на передачу скважины. Это должно быть отправлено, если оператор принимает скважины для хранения от других операторов.
  4. Заполненная полная форма экологической оценки (EAF).
  5. Карта, показывающая расположение и границы предлагаемого подземного резервуара для хранения. Должны быть показаны границы водохранилища и буферной зоны. Необходимо указать все колодцы для хранения, а также заглушенные и заброшенные колодцы.
  6. Отчет с подробным описанием пригодности резервуара для хранения. Этот отчет должен содержать все испытания и анализ, относящиеся к конструкции и эксплуатации резервуара для хранения, чтобы продемонстрировать, что хранимый продукт, будь то природный газ или сжиженный нефтяной газ (СНГ), можно обрабатывать и ограничивать без ущерба для здоровья и безопасности населения и окружение.Департамент рекомендует созвать предварительную конференцию с заявителем, чтобы сосредоточить внимание на содержании отчета.
  7. Отчет о состоянии и состоянии скважины для каждой скважины, пробуренной в предполагаемой зоне хранения (резервуар и буферная зона).
  8. Аффидевит, подписанный оператором, о том, что оператор приобрел не менее 75 процентов прав на хранение в резервуаре и буферной зоне. Заявитель также согласится в качестве условия выдачи разрешения, что он получит оставшиеся 25 процентов прав на хранение в водохранилище и буферной зоне.
  9. Сбор за подачу заявления на разрешение. Для новых объектов плата составляет 10 000 долларов. Плата за изменение емкости хранилища составляет 5000 долларов США.

Разрешение на модификацию подземного хранилища газа

Любое увеличение максимальной емкости существующего резервуара требует разрешения на модификацию подземного хранилища. Требования к заявкам аналогичны перечисленным выше, но могут различаться в зависимости от операций предприятия и от того, предлагаются ли дополнительные скважины или площади в рамках увеличения мощности.Операторы склада должны связаться с DEC, чтобы определить, какие из вышеперечисленных элементов потребуются в заявке на разрешение на модификацию.

Преобразование резервуара для хранения продукта, который существенно отличается от того, что было разрешено ранее, будь то разрешение или дедушка, не считается модификацией. Для этого требуется подача нового заявления на получение разрешения на подземное хранение.

Передача существующего разрешения на подземное хранение и заявки на хранение

Заявление на передачу разрешения на подземное хранилище и Заявление на передачу незавершенного подземного хранилища Форма заявки (PDF) (104 КБ) и инструкции к нему (PDF) (76 КБ) используются для облегчения передачи существующего разрешения на хранение или разрешения на изменение, или находящаяся на рассмотрении заявка на разрешение на хранение или модификацию от существующего держателя разрешения или заявителя (передающая сторона) ответственной стороне за операции или развитие проекта (правопреемник).

Оценка условий подземного хранения газа в водоносных горизонтах посредством исследований гидрологии подземных вод | Journal of Petroleum Technology

Использование водоносных горизонтов без нефти для подземных хранилищ стало чрезвычайно важным для газовой промышленности. Критической проблемой при оценке пригодности конкретного водоносного горизонта для такого использования является определение проницаемости покрывающих пород над предлагаемым проектом хранения. Используемый здесь подход заключается в проведении как статических, так и динамических полевых испытаний анализируемого водоносного горизонта.Ценную информацию о возможности сообщения между водоносным горизонтом-хранилищем и любыми другими водоносными горизонтами, указанными выше, можно получить путем измерения гидростатических уровней воды и анализов воды. Существенные различия в таких данных свидетельствуют об отсутствии связи между предполагаемым резервуаром-хранилищем и другими горизонтами. Динамический подход требует, чтобы одна скважина закачивалась в водоносный горизонт, и изменения уровней жидкости регистрировались как в водоносном горизонте, так и в его покрытии. Интерпретация данных таких испытаний закачки включает решение нестационарного радиального потока в бесконечном водоносном горизонте и влияние на такой поток негерметичной покрышки.Для исследования этой проблемы использовалась конечно-разностная модель, а переходные процессы были решены численно с помощью цифрового компьютера. Было обнаружено, что на переходные процессы давления в водоносном горизонте не оказывает значительного влияния умеренная утечка из покрывающих пород. Поведение под давлением покрывающего камня является гораздо лучшим индикатором степени утечки, и включены обобщенные решения для этого поведения. Полевые данные представлены для демонстрации как статического, так и динамического подхода.Сделан вывод, что соответствующее исследование гидрологии подземных вод в проекте по хранению газа водоносного типа может предоставить много ценной информации для определения эффективности содержания газа в покрышке.

Введение

Подземные хранилища природного газа в США в последние несколько лет развиваются быстрыми темпами. В 1955 году общая емкость газохранилищ составляла около 1,6 триллиона кубических футов; к 1961 году эта цифра составила почти 3,2 триллиона кубических футов, увеличившись на 100 процентов за шесть лет.Эта тенденция, несомненно, сохранится, потому что экономика благоприятствует развитию газохранилищ, а не строительству новых трубопроводов, чтобы удовлетворить врожденный циклический спрос на топливо в мегаполисах этой страны. Около 15 процентов нынешних подземных хранилищ газа было разработано в нефтеносных водоносных горизонтах, то есть в геологических куполах или антиклиналях, в которых до начала операций по хранению не производилась коммерческая добыча нефти или газа. Необходимость использования бесплодных водоносных горизонтов за пределами многих мегаполисов этой страны была связана с отсутствием истощенных нефтяных или газовых месторождений, которые были достаточно близко и достаточно большими, чтобы удовлетворить потребности таких потребляющих территорий.Трубопроводные компании разработали хранилище водоносных горизонтов вдоль своих линий электропередачи для удовлетворения меняющихся потребностей своих сложных систем. Значительное внимание было уделено проблеме хранения газа в бесструктурном водоносном горизонте как в нашей стране, так и в Советском Союзе за пределами Ленинграда. Подобные условия привели к разработке проектов по хранению газа в водоносных горизонтах во многих частях США. Большинство этих разработок сосредоточено в районе Среднего континента, а наибольшая активность сосредоточена в Иллинойсе.Таким образом, использование водоносных горизонтов, не содержащих нефти, для хранения газа стало чрезвычайно важным для газовой промышленности. При разработке хранилищ водоносного типа существуют три основные проблемы:

  1. поиск адекватной геологической структуры,

  2. поиск подходящего резервуара для хранения внутри конструкции и

  3. определение герметичности покрывающих пород над предполагаемой зоной хранения. .

Первые две проблемы могут быть решены путем применения традиционных методов разведочной геологии, но как только эти проблемы решены, возникает вопрос, почему нет нефти или газа в других благоприятных условиях.

Обновлено: 01.10.2021 — 06:41

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *