СПОСОБ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ДОБЫЧИ И ТРАНСПОРТИРОВКИ ГАЗООБРАЗНОГО МЕТАНА Российский патент 2012 года по МПК E21B43/00 E21F17/16 

Область применения изобретения

Изобретение, в общем, имеет отношение к области добычи газообразного метана из угольной шахты и к области добычи обычного природного газа. Более конкретно, настоящее изобретение имеет отношение к созданию устройства и способа для рентабельной добычи газообразного метана из угольной шахты и рентабельной транспортировки газообразного метана конечному пользователю или в другое место. В соответствии с настоящим изобретением предлагаются также устройство и способ для рентабельной добычи природного газа, который имеет высокое содержание примесей, что требует его обработки, и/или природного газа, который не добывают поблизости от трубопровода.

Предпосылки к созданию изобретения

При добыче угля накапливаются большие количества газообразного метана в шахте. Иногда этот газообразный метан просто выпускают в атмосферу или сжигают. В других случаях его можно накапливать.

В последнее время большое внимание уделяют стандартам на выбросы в атмосферу, особенно в случае коммунальных сооружений больших объемов, таких как электростанции (энергетические установки). На электростанциях обычно используют для производства электроэнергии котлы для совместного сжигания. Однако большая часть угля имеет высокие содержания диоксида серы или диоксида азота, причем выпуск в атмосферу этих двух соединений является особенно нежелательным. Многие природоохранительное законы требуют снижения использования угля с высоким содержанием серы в коммунальных сооружениях. Одной (дорогой) альтернативой, позволяющей учитывать стандарты на выбросы в атмосферу, является выплата штрафов за выбросы в атмосферу диоксида серы. Поэтому задачей настоящего изобретения является создание рентабельной альтернативы выплате этих природоохранительных штрафов, связанных с сжиганием содержащего диоксид серы угля.

В настоящее время в США широко используют множество пылеугольных котлов, которые выпускают в атмосферу диоксид серы, диоксид азота и парниковые газы. Однако такие котлы легко могут быть преобразованы в систему для совместного сжигания, при низких капитальных затратах. Эта легкость преобразования, совместно с экономическими выгодами преобразованной системы, делает совместное сжигание угля с газом имеющим низкий риск подходом для использования газа угольной шахты в качестве замены угля. Совместное сжигание с газом улучшает качество золы, снижает накопление шлака и может несколько повысить кпд котла. Доля вводимого газообразного топлива может варьировать от величины менее 3% до 100% всего вводимого топлива, что повышает краткосрочную пиковую способность котла для совместного сжигания.

Многие пользователи котлов в настоящее время имеют мощности для совместного сжигания, многие из которых расположены поблизости от загазованных (содержащих газ) угольных шахт. Загазованными угольными шахтами являются такие угольные шахты, в которых имеются большие количества газообразного метана. Газообразный газ поглощается углем в месторождении и распространяется в утилизируемых количествах.

Для того чтобы определить, какие котлы будут идеальными для совместного сжигания с газом угольной шахты, операторы должны определить потребность в газе и его наличие, длину трубопровода и стоимость переоборудования котла. Так как совместное сжигание является идеальным применением для газа угольной шахты различного качества, Агентство по охране окружающей среды (США) проводит исследования экономического потенциала для размещения новых котлов для совместного сжигания рядом с загазованными угольными шахтами, чтобы использовать уголь, газ угольной шахты и воздух вентиляции в качестве топлива. Одной другой альтернативой установке этих котлов рядом с загазованными угольными шахтами является рентабельная добыча газообразного метана из шахты и рентабельное транспортирование его к уже существующим котлам.

В связи с изложенным, другой задачей настоящего изобретения является создание альтернативных средств транспортировки газа угольных шахт, с использованием набора специально подготовленных танкеров для транспортировки газообразного метана угольной шахты, из нее к месту потребления.

В то время как совместное сжигание газа в промышленных и коммунальных котлах совместного сжигания является экономически очень выгодным, до настоящего времени существуют большие затруднения, связанные с транспортировкой газа угольной шахты к оборудованию конечного пользователя. Если бы способ мог быть подразделен на рентабельный сбор газа угольной шахты в резервуары и если бы транспортные расходы были снижены, то тогда существенно возросла бы рентабельность использования газа угольной шахты. Кроме того, кредиты на выбросы и отсутствие штрафов могут существенно улучшить рентабельность большинства проектов, связанных с использованием газа угольной шахты, что приведет к стабилизации использования угля коммунальными предприятиями. В связи с изложенным, еще одной задачей настоящего изобретения является создание подходящего средства транспортирования добытого газа угольной шахты, в котором частично используют добытый газ угольной шахты в качестве топлива для средства транспортирования.

Задачей настоящего изобретения также является создание подходящего средства транспортирования добытого газа угольной шахты, который транспортируют на установку для обработки газа, где удаляют такие инертные компоненты, как азот, диоксид углерода, и сероводород и воду. После удаления инертных компонентов, газ становится газом трубопроводного качества, который может быть введен в главный трубопровод в виде природного газа.

Основной проблемой, связанной с улавливанием газа угольной шахты, является то, что метан не может быть рентабельно накоплен для транспортировки, так как угольные шахты, в которых имеется газ, разбросаны по большой территории. Эта большая территория требует прокладки многокилометровых трубопроводов. Однако существующие трубопроводы технического снабжения не могут быть использованы потому, что уровни азота и диоксида углерода в газообразном метане слишком велики для газа трубопроводного качества. Кроме того, газообразный метан не может быть сжижен аналогично газообразному пропану, если только его не охлаждать до 210 градусов ниже нуля с использованием криогенной техники. Использование криогенной техники является достаточно дорогостоящим.

Кроме того, было обнаружено, что добыча газа угольной шахты из одной области обычно является недостаточной для оправдания, с точки зрения экономики, размещения небольшой установки для обработки газа. Соединение трубопроводом нескольких расположенных достаточно далеко друг от друга областей с одной локализованной установкой для обработки газа также является экономически нереальным.

Если газообразный метан вводить для транспортировки в большую транспортную систему или в систему танкера сжатого природного газа (СПГ), далее также называемую здесь термином "танкер", то расходы будут велики, так как необходимо использовать дорогие резервуары танкеров, которые содержат газ под высокими давлениями, составляющими 3000 psi (фунтов на квадратный дюйм) или выше. Резервуары для хранения газа в месте его сжатия являются дорогими, так как они должны иметь двойной объем, чтобы быстро загружать транспорт. Кроме того, разгрузка требует времени, так что транспорт должен простаивать, когда конечный пользователь, такой как установка для обработки газа, принимает газ из танкера с приемлемой скоростью. Для быстрой разгрузки в настоящее время используют дорогие резервуары в месте разгрузки, причем такие резервуары типично должны иметь объем, вдвое превышающий объем танкера, чтобы можно было быстро разгружать танкер.

Сущность изобретения

В соответствии с предпочтительным аспектом настоящего изобретения, предлагается использовать широко распространенные серийные трейлеры или танкеры для транспортирования СПГ. Однако такие танкеры не требуется оставлять в местах разгрузки и загрузки на длительное время. Вместо этого, загрузку и разгрузку производят очень быстро и эффективно. В результате, может быть использован только один танкер вместо множества танкеров, за счет чего получают существенную экономию расходов.

В большинстве областей, в которых имеются угольные шахты, имеется также множество неиспользуемых или заброшенных нефтяных скважин. Например, на юге штатов Иллинойс и Кентукки (США), многие из этих скважин имеют глубину около 3000 футов и оболочку диаметром 8 дюймов, которая зацементирована в земле. Формации, из которых производится или производилась ранее добыча, легко могут быть герметизированы, чтобы флюиды находились снаружи, а газ - внутри скважины. Кроме того, эти скважины могут выдерживать высокие давления, например, 4,000 psi.

В соответствии с настоящим изобретением было обнаружено, что всего две скважины, например, диаметром 8 дюймов и глубиной 3000 футов, могут быть использованы как подземные конденсаторы для хранения двойного объема сжатого газа по сравнению с транспортными танкерами самого большого объема, под высоким давлением, таким как 3000 psi. При 600,000 кубических футах газа (600 met), введенных на месте в две нефтяные скважины, используемые как конденсаторы при этом давлении, танкер, имеющий емкость 300 met, может быть загружен газом из этих скважин до этого давления очень быстро, например, меньше чем за полчаса.

Неиспользуемые или заброшенные нефтяные скважины должны быть заглушены (тампонированы), если они не работают. Многие компании желали бы избавиться от таких скважин, так как расходы на тампонирование достигают $5,000 на скважину. Однако следует иметь в виду, что использование таких нефтяных скважин в качестве подземных конденсаторов позволяет компрессору работать 24 часа в сутки для заполнения конденсаторов, что позволяет использовать компрессор меньшей мощности, иметь постоянный поток от продуктивных скважин и производить быструю загрузку в транспортный танкер, чтобы поставлять газ конечному пользователю. Кроме того, требуется всего один транспорт (танкер) вместо трех.

В месте разгрузки также могут быть использованы один или несколько подземных конденсаторов, которыми могут быть, например, одна или несколько продуктивных или непродуктивных нефтяных скважин, неиспользованная шахта, подземный пласт или подземный цилиндр. Используемый здесь термин "подземный цилиндр" относится к подземной структуре, которая аналогична по размеру и конструкции нефтяной скважине. Например, "подземный цилиндр" может быть образован в виде пробуренного в земле отверстия (скважины), которое имеет, например, цементную оболочку толщиной несколько дюймов. Отверстие преимущественно облицовано таким материалом как сталь или имеет другую подходящую облицовку. Подземный цилиндр может быть расположен поблизости от продуктивной скважины, чтобы извлекать газ из продуктивной скважины и хранить газ в подземном цилиндре. Другими словами, в соответствии с настоящим изобретением предусмотрено использование, в дополнение к заброшенным нефтяным скважинам, вновь построенных подземных цилиндров, которые могут быть расположены поблизости от продуктивных скважин, чтобы хранить газ в этих подземных цилиндрах. Используемый здесь термин "продуктивная скважина" относится к любому источнику газообразного метана, природного газа, их комбинации и/или их составных частей.

Преимущество использования подземного конденсатора в соответствии с настоящим изобретением заключается в том, что он может принимать газ быстро, но выпускает (отдает) его медленно, что типично требуется для конечных пользователей, так как скорость использования газа пользователем типично ниже, чем при его подаче при скорости выпуска 300 mcf в час.

Заброшенная или неиспользуемая угольная шахта может иметь очень большую емкость в качестве конденсатора и может получать газ очень быстро. Множество подземных цилиндров и/или нефтяных скважин могут быть соединены магистралями вместе, что позволяет их разгружать также очень быстро. Нефтяные скважины, если они пробурены на расстоянии между их центрами, которое составляет от 330 до 660 футов, что является обычным, находятся достаточно близко друг от друга для того, чтобы можно было рентабельно использовать трубу высокого давления для соединения всех таких скважин с оборудованием для выгрузки.

Способ выгрузки и загрузки в соответствии с настоящим изобретением уменьшает число используемых транспортов (танкеров), позволяет исключить дорогое хранение и позволяет использовать в качестве актива заброшенную скважину или шахту, которая в настоящее время ничего не стоит. Этот способ является весьма рентабельным и позволяет продавать ранее не использовавшийся газ, что снижает зависимость от экспортируемой энергии.

Преимущества, связанные с хранением сжатого газа в больших конденсаторах

Использование подземных цилиндров и/или уже имеющихся неиспользуемых или заброшенных нефтяных скважин в качестве подземных конденсаторов, чтобы сжимать газ до высокого давления, например, до 3000 psi, придает конденсатору геотермальное преимущество. При наличии пробуренной в земле глубокой скважины, область вокруг скважины будет в конечном счете, после нескольких дней, нагревать окружающую горную породу. Это преимущественно может быть использовано в соответствии с настоящим изобретением, так как окружающая почва может быть использована в качестве теплоизоляционного материала для газа в конденсаторе, чтобы сохранять в нем теплоту. В отличие от этого, если газ циркулирует по подземной трубе длиной несколько миль, то геотермальное воздействие будет охлаждать газ. Компрессор, который работает каждый день по 24 часа в сутки при 3000 psi, будет создавать огромное количество теплоты и повышать температуру до 200 градусов. Однако сохранение этой теплоты является весьма затруднительным, если производить загрузку каждый день из поверхностного хранилища, за счет потери теплоты в атмосфере. Обычно приходится использовать изоляцию и/или нагреватели, когда газ выгружают в средство транспортирования. Однако в случае использования конденсатора в соответствии с настоящим изобретением, в результате изолирующего эффекта, окружающая скальная порода нагревается и сохраняет теплоту даже после ежедневной загрузки транспорта. Это аналогично каменному камину, в котором камень нагревается от огня, а после погасания огня камень продолжает излучать теплоту в течение некоторого времени. Следовательно, геотермальное воздействие поддерживает хранящийся в конденсаторе газ при повышенной температуре, даже после частой разгрузки конденсатора, например, каждые 24 часа.

Другое преимущество изобретения заключается в поддержании газа при повышенной температуре во время загрузки транспорта из конденсатора, что достигается за счет разгрузки газового конденсатора. Когда газ под давлением 3000 psi первоначально выгружают в пустой транспорт, имеющий давление 0 psi, падение давления является гигантским, как и скорость газового потока. Это создает действие замерзания (резкого охлаждения), так что температура газа будет типично падать на 1 градус Фаренгейта при падении давления на каждые 15 psi. Это будет приводить к падению температуры на 200 градусов за время выгрузки. Это может вызывать замерзание регуляторов, даже если они изолированы. Газ также будет сжижаться при температуре 220 градусов ниже нуля, что также желательно предотвратить. Если газ хранят в конденсаторе, то, так как конденсатор является изолирующим, газ будет сохранять в течение времени большую часть своей теплоты от сжатия. Так что газ будет все еще находиться при повышенной температуре, когда его перемещают (загружают) в танкер. В результате, при загрузке из одного или нескольких конденсаторов в танкер с начальным низким давлением, падение температуры будет происходить от повышенной температуры, которая, например, намного выше температуры окружающего воздуха, так что действия замерзания можно избежать. Основная проблема, связанная с замерзанием, заключается в том, что газ представляет собой газ из устья скважины, который еще не прошел обработку. Газовый конденсатор находится рядом со скважиной, чтобы облегчить транспортирование газа из устья скважины для обработки. Без обработки, газ содержит влагу, которая должна быть удалена при обработке. Эта влага будет создавать проблемы, если температура газа при загрузке падает ниже 0 градусов. Геотермальное воздействие на газовый конденсатор в соответствии с настоящим изобретением снижает остроту этой проблемы, так как охлаждение газа может быть задержано или замедлено за счет изоляционной природы земли или формации, окружающей конденсатор или конденсаторы, так что не будет такого резкого падения температуры (при загрузке). Это также облегчает разгрузку за счет более теплого газа при загрузке, так что даже после длительного транспортирования, например, в течение времени от 1 до 2 часов, газ в танкере будет все еще теплее при разгрузке.

Конденсатор в месте разгрузки транспорта

После выгрузки газа из конденсатора под давлением, например, 3000 psi и погрузки в транспортный танкер, газ вновь становится очень холодным. Температура этого холодного газа может создавать проблемы замерзания ранее доставки газа на технологическую установку. Использование нескольких скважин (или подземных цилиндров) в качестве конденсаторов в месте разгрузки, например, трех скважин (или формации, неиспользуемой или заброшенной угольной шахты, или одного или нескольких подземных цилиндров), позволяет использовать геотермальное воздействие для нормализации температуры подземного окружения конденсатора, например, на уровне около 58 градусов Фаренгейта, чтобы преимущественно нагревать газ.

Кроме того, использование скважины или подземного цилиндра в сочетании с геологической формацией, такой как песчаник, в качестве газового конденсатора, позволяет загружать газ в формацию при поддержании давления в конденсаторе. Поддержание давления позволяет избежать необходимости повышения давления в месте расположения скважины за счет сжатия, что позволяет исключить компрессор в месте разгрузки. Это давление затем может быть использовано для доставки газа из газового конденсатора в установку для обработки газа или к конечному пользователю. Давлением газа можно управлять при помощи регулятора снижения давления вместо компрессора, при подаче газа из конденсатора на установку для обработки. Можно предусмотреть использование участка формации конденсатора для приема загрузки газа из нескольких танкеров, ранее отбора части газа из конденсатора. Это создает буфер в системе, который будет приводить в движение газ и/или сохранять давление при разгрузке до тех пор, пока количество газа, выгруженного, например, в течение 24-х часового периода, не станет равным количеству газа, загруженного в конденсатор в течение этого же 24-х часового периода.

Краткое описание чертежей

На фиг.1 показана упрощенная блок-схема известных способа и устройства для добычи и транспортировки газообразного метана.

На фиг.2 показана упрощенная блок-схема способа и устройства в соответствии с настоящим изобретением для добычи и транспортировки газообразного метана.

На фиг.3 показан с упрощением вид сбоку нефтяной скважины, приспособленной для использования в качестве конденсатора в соответствии с настоящим изобретением.

На всех чертежах аналогичные детали имеют одинаковые позиционные обозначения

Подробное описание изобретения

На фиг.1 показаны известные способ и устройство для добычи и транспортировки газообразного метана из источника, такого как одна или несколько газовых скважин, в сочетании с одной или несколькими лежащими ниже угольными шахтами, и для транспортировки газообразного метана конечному пользователю, такому как (но без ограничения) установка для выработки электроэнергии, трубопровод и т.п. У одной или нескольких газовых скважин 10 используют главным образом обычное, хорошо известное устройство для добычи газообразного метана из скважины, которое типично содержит компрессор 12, соединенный со скважиной 10 при помощи соответствующей сети труб (показанной пунктиром) для приема или отбора газообразного метана из скважины 10 и нагнетания газа в подходящий транспортный танкер 14. Такие танкеры 14 также имеют обычную хорошо известную конструкцию и служат для хранения газа, сжатого под давлением ориентировочно до 3000 psi. При типичной скорости, с которой газообразный метан может быть извлечен и сжат, типично требуется до 24 часов, чтобы сжать 300 met газообразного метана и подать его в танкер 14 под этим давлением, при типичной емкости танкера. У конечного пользователя, такого как энергетическая установка 16 для совместного сжигания, типичный 300 mcf танкер может быть разгружен в течение времени около 8 часов, что показано пунктирной стрелкой. В результате, для трех газовых скважин 10, обычно используют 4 танкера 14, чтобы обеспечить непрерывную поставку газообразного метана конечному пользователю, такому как энергетическая установка 16 для совместного сжигания. Это приводит к достаточно большим капитальным затратам на приобретение танкеров, таких как танкеры 14, каждый из которых может стоить несколько сот тысяч долларов.

На стороне загрузки, типичные танкеры 14 должны загружаться относительно медленно, например, в течение 24 часов, так как сжатие газа вызывает нагревание газа, которое может вызывать опасный перегрев танкера 14, если заполнение производить слишком быстро. У конечного пользователя, если разгружать газ слишком быстро, то устройство разгрузки и области танкера 14 могут подвергаться замерзанию, что является опасным или может приводить к аварии. В качестве альтернативы, известно использование расположенных выше уровня земли резервуаров для хранения газа в сочетании с одной или несколькими газовыми скважинами, такими как показанные скважины 10. Однако расположенные выше уровня земли резервуары все еще приходится заполнять медленно, а их сооружение приводит к большим капитальным затратам. Другим фактором на стороне загрузки является то, что если окружающая температура является высокой, и/или если на танкер 14 действует солнечное излучение, то способность рассеивания теплоты танкером 14 снижается, в результате чего требуется более медленная загрузка. Аналогично, на стороне разгрузки, если окружающая температура является низкой и/или если темно или облачно, то скорость разгрузки необходимо снижать, чтобы свести к минимуму замерзание танкера и устройства разгрузки. На стороне разгрузки также можно использовать расположенные выше уровня земли резервуары для хранения. Однако газ типично необходимо вводить в сжатом виде в расположенный выше уровня земли резервуар. Таким образом, при использовании этой неэкономичной альтернативы капитальные вложения и эксплуатационные расходы могут быть существенными.

Обратимся теперь к рассмотрению фиг.2, на которой показаны способ и устройство 18 в соответствии с настоящим изобретением для добычи и транспортировки газообразного метана из источника, например, из продуктивной скважины, такой как одна или несколько газовых скважин 10, конечному пользователю, такому как (но без ограничения) энергетическая установка 16 для совместного сжигания. Устройство 18 в соответствии с настоящим изобретением преимущественно содержит по меньшей мере один, а преимущественно два или три подземных конденсатора 20, расположенных в непосредственной близости от каждой газовой скважины 10, в которые может быть подан газообразный метан из продуктивной скважины 10, сжатый при помощи компрессора, такого как показанный компрессор 12, или сжатый при помощи другого подходящего устройства. Каждый конденсатор 20 может представлять собой непродуктивную нефтяную скважину, продуктивную нефтяную скважину (фиг.3) или подземный цилиндр, которые могут принимать и хранить сжатый газообразный метан под соответствующим давлением, таким как давление 3000 psi, которое типично используют в транспортных танкерах, таких как танкер 14. Было обнаружено, что некоторые нефтяные скважины могут хранить без существенной утечки газ под давлением до 4000 psi. Типичная нефтяная скважина (или подземный цилиндр), которая подходит для использования в качестве конденсатора 20, должна иметь глубину несколько сот футов, а преимущественно должна иметь глубину несколько тысяч футов. Например, глубина 3000 футов является обычной глубиной нефтяных скважин, расположенных в непосредственной близости от угольных шахт на юге штата Иллинойс и на западе штата Кентукки (США), причем метан типично имеется в добываемых количествах в этих угольных шахтах и в настоящее время добывается с использованием газовых скважин, таких как скважины 10. Подходящая нефтяная скважина (или подземный цилиндр), которую можно использовать в качестве конденсатора 20 в соответствии с настоящим изобретением, должна иметь диаметр несколько дюймов, например, от 4 до 10 дюймов, а обычно диаметр 8 дюймов, и должна иметь стальную оболочку (обсадную трубу). Подходящая нефтяная скважина (или подземный цилиндр), которую можно использовать в качестве конденсатора 20, также может иметь добычную трубу меньшего диаметра, идущую вниз. Нефтяная скважина (или подземный цилиндр) также типично заключена в оболочку из цемента или бетона. Как уже было указано здесь выше, нефтяные скважины, которые обычно имеются в непосредственной близости от содержащих газ угольных шахт, часто рассматриваются владельцами нефтяных скважин как обуза, так как требуются сотни тысяч долларов для их заглушения. Таким образом, владельцы нефтяных скважин часто желают найти альтернативное применение таким скважинам.

Было обнаружено, что нефтяная скважина (или подземный цилиндр) глубиной 3000 футов, имеющая диаметр облицовки 8 дюймов, может принимать и хранить 300 met газообразного метана под давлением 3000 psi. Таким образом, можно ожидать, что два конденсатора 20 в непосредственной близости от продуктивной газовой скважины 10 будут способны хранить 600 mcf газообразного метана, что соответствует емкости двух танкеров 14. Особое преимущество, связанное с использованием по меньшей мере одного, а преимущественно двух или больше конденсаторов 20 для приема и хранения газа, извлеченного из газовой скважины 10, заключается в том, что не требуется наличие транспортного танкера 14 или расположенного над землей резервуара для хранения, причем подача сжатого газа в один или несколько конденсаторов может происходить непрерывно или 24 часа в сутки. Было обнаружено, что может быть использован компрессор 12 меньшей мощности, по сравнению с тем, который типично используют для подачи сжатого газа в транспортный танкер 14.

Кроме того, земля, окружающая каждый из конденсаторов 20 и находящаяся в тесном контакте с ними, имеет нормализованную температуру, которая равна средней температуре в этой области, например, около 50°, что является обычным на юге штата Иллинойс и на западе штата Кентукки (США). В результате, было обнаружено, что окружающая земля будет служить в качестве отличного теплоизолятора для сохранения теплоты в сжатом газе, так что газ будет терять теплоту очень медленно и, следовательно, будет оставаться при повышенной температуре. Кроме того, так как газ не нужно подавать в сжатом виде в резервуар, не возникает опасный перегрев. Теплоотдача в окружающую землю показана волнистыми стрелками, исходящими из каждого конденсатора 20. Эта теплоотдача является замедленной за счет изолирующего действия окружающей земли.

Кроме того, в качестве особого преимущества следует отметить то, что когда танкер соединен с одним или несколькими конденсаторами 20, было обнаружено, что загрузка может быть осуществлена быстро, так как требуется малое сжатие газа или вообще не требуется сжатие газа, отбираемого из конденсатора или конденсаторов 20, так как газ в конденсаторе или конденсаторах 20 уже сжат до желательного давления 3000 psi или близко к этому.

Было также обнаружено, что 2 конденсатора 20, такие как описанные здесь выше, содержащие 600 mcf газообразного метана, могут быть загружены относительно быстро, например, в течение получаса или меньше. Одной из причин этого является то, что падение температуры, которое происходит в результате загрузки танкера, имеющего первоначально более низкое давление среды, теперь будет происходить от повышенной температуры конденсатора, а не от температуры окружающего воздуха, так что окончательная температура не будет находиться так близко, как раньше, к температуре замерзания газа.

Один или несколько конденсаторов 20 в соответствии с настоящим изобретением также преимущественно могут быть использованы у конечного пользователя или в другом месте разгрузки. Такие конденсаторы 20 могут иметь одну или несколько любых подходящих конфигураций. Например, конденсатором 20 может быть уже существующая скважина, такая как продуктивная или непродуктивная нефтяная скважина, как уже было указано здесь выше. Конденсатор 20 также может содержать заброшенную или неиспользуемую угольную шахту 22, или подземную формацию 24, такую как песчаник, и т.п. Кроме того, конденсатором 20 может быть подземный цилиндр, который сооружен поблизости от продуктивной скважины 10, единственно для приема и хранения газа, как уже было указано здесь выше. Ранее соединения загруженного танкера, такого как танкер 14, с конденсатором или конденсаторами 20 в месте разгрузки или у конечного пользователя, конденсатор или конденсаторы 20 могут быть предварительно загружены сжатым газом. Это может создавать различные преимущества, в том числе (но без ограничения) возможность разгрузки в среду под уже повышенным давлением, так что разгружаемый газ не будет охлаждаться так сильно, как это происходило бы в случае разгрузки в среду с намного меньшим давлением. Газовая емкость конденсаторов 20, в особенности большой формации песчаника и т.п., или угольной шахты, может быть достаточно большой, например, больше емкости одного танкера. В результате, когда газ извлекают из конденсаторов 20, остающийся в конденсаторах 20 сжатый газ может создавать соответствующее давление для разгрузки газа. Таким образом, газ в формации может действовать в качестве буфера в системе хранения газа, который облегчает поглощение газа системой, и затем позволяет выводить разгружаемый газ из системы. Кроме того, при разгрузке газа из танкера в конденсатор или конденсаторы 20 с уже сжатым газом, происходит меньшее снижение давления, что приводит к меньшему снижению температуры в газе. После поступления газа в конденсатор или конденсаторы 20, теплота от окружающей формации может поглощаться сжатым газом, содержащимся в конденсаторе или конденсаторах 20, как это показано волнистыми стрелками, чтобы повышать его температуру, так что будет снижена вероятность замерзания регуляторов и других устройств при выводе газа из конденсаторов. В случае такого конденсатора, как нефтяная скважина (или подземный цилиндр), преимущественно следует использовать нефтяную скважину (или подземный цилиндр), имеющую диаметр внутренней оболочки, составляющий несколько дюймов, например, 8 дюймов, и глубину по меньшей мере несколько сот футов, а преимущественно несколько тысяч футов. Например, неиспользуемые нефтяные скважины на юге штата Иллинойс и на западе штата Кентукки (США) обычно имеют глубину 3000 футов.

Кроме того, на стороне разгрузки, когда сжатый газ из танкера 14 выгружают в конденсатор 20 с уже повышенным давлением, теряется небольшая или несущественная часть исходного повышенного давления процесса загрузки, а когда газ отбирают из конденсатора 20, обычно желательно, чтобы он имел существенно более низкое давление, например, менее 100 psi, так что компрессор не требуется в этом месте. Кроме того, исключаются расходы на дополнительное сжатие газа в этом месте. Если на месте разгрузки желательно или необходимо дополнительное сжатие газа, введенного в конденсатор или конденсаторы 20, и когда используют компрессор, в результате чего газ нагревается, то в этом случае окружающая формация вновь может служить в качестве теплоотвода для рассеивания избыточной теплоты, как уже было указано здесь выше.

На фиг.3 показана продуктивная нефтяная скважина 10, которую используют в качестве конденсатора 20 в соответствии с настоящим изобретением. Скважина 10 имеет обсадная трубу (оболочку) 26, которая может иметь диаметр несколько дюймов, например 8 дюймов, что является обычным для скважин для областей на юге штата Иллинойс и на западе штата Кентукки (США). Скважина 10 может иметь глубину несколько тысяч футов, например, 3000 футов, что также является обычным для указанных областей. Скважина 10 также часто содержит трубу 28 намного меньшего диаметра, например, около 2 дюймов, которая идет от устья 32 скважины в нижележащую газовую или нефтяную формацию 32 для добычи газа или нефти из нее, как это показано стрелками, например, с использованием давления формации и/или откачки насосом. Для облегчения использования нефтяной скважины 10 в качестве конденсатора 20, пробка 34 может быть введена в нее на желательной глубине, над продуктивной формацией 30, чтобы изолировать кольцевое пространство 36, окружающее трубу 28 выше формации 30, от формации 30, так что пространство 36 может быть использовано в качестве конденсатора для приема и хранения сжатого газа, введенного в пространство 36 через канал 38, как это показано стрелкой. Канал 38 также может быть использован для разгрузки конденсатора 20, описанным здесь выше образом. В результате, совершенно очевидно, что любая продуктивная или непродуктивная скважина может быть использована в качестве конденсатора 20 в соответствии с настоящим изобретением. Было обнаружено, что такие скважины могут иметь давление 4000 psi, что делает их подходящими для использования в качестве конденсатора с желательным давлением 3000 psi.

Нефтяные поля, такие как в областях на юге штата Иллинойс и на западе штата Кентукки (США), обычно содержат скважины, пробуренные в определенной сетке размещения скважин, например, с промежутками от 330 футов до 660 футов между центрами скважин. Такие расстояния являются относительно малыми, так что два или несколько устьев скважин могут быть рентабельно соединены вместе при помощи трубы высокого давления. Это является верным как для места загрузки, так и для места разгрузки, такого как место нахождения конечного пользователя и т.п.

Таким образом, были показаны и описаны способ и устройство для добычи и транспортировки газообразного метана, которые позволяют решить многие указанные здесь выше проблемы. Совершенно ясно, что в настоящее изобретение специалистами в данной области могут быть внесены изменения и дополнения, которые не выходят за рамки формулы изобретения.

Предложенная группа изобретений относится к области добычи газообразного метана из угольной шахты или природного газа. Техническим результатом является снижение вредного воздействия на окружающую среду добываемого газа при перевозке его к потребителю. Способ добычи и транспортировки газа включает в себя следующие операции: (a) перекачивание газа из продуктивной скважины в один или более подземный конденсатор и хранение газа в указанном конденсаторе; (b) перекачивание газа из подземного конденсатора в танкер, способный вмещать, по меньшей мере, 300 mcf газообразного метана под давлением, по меньшей мере, 3000 psi, в течение получаса или менее; и (c) транспортировку газа танкером во второй подземный конденсатор, в трубопровод, конечному пользователю, на установку для переработки газа или на энергетическую установку. Раскрыта также система для добычи и транспортировки газа, содержащая первый подземный конденсатор для хранения газа, средства перемещения газа из продуктивной скважины в первый подземный конденсатор и танкер для перемещения газа во второй подземный конденсатор и конечному пользователю. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 3 ил.

1. Способ добычи и транспортировки газа, который включает в себя следующие операции: (a) перекачивание газа из продуктивной скважины в один или более подземный конденсатор и хранение газа в указанном конденсаторе; (b) перекачивание газа из подземного конденсатора в танкер, способный вмещать, по меньшей мере, 300 mcf газообразного метана под давлением, по меньшей мере, 3000 psi, в течение получаса или менее; и (с) транспортировку газа танкером во второй подземный конденсатор, в трубопровод, конечному пользователю, на установку для переработки газа или на энергетическую установку.

2. Способ по п.1, в котором подземные конденсаторы образованы формацией, выбранной из группы, в которую входят нефтяная скважина, угольная шахта, подземная скальная горная порода и подземный цилиндр.

3. Способ по п.2, в котором газ выбран из группы, в которую входят газообразный метан, природный газ, их комбинации и их составные части.

4. Способ по п.3, в котором подземный конденсатор представляет собой подземный цилиндр.

5. Способ по п.4, в котором подземный цилиндр установлен для хранения в нем газа.

6. Способ по п.5, в котором подземный цилиндр имеет диаметр в диапазоне от 10 до 25 см.

7. Способ по п.5, в котором подземный цилиндр имеет, по меньшей мере, 100 м в длину.

8. Способ по п.5, в котором подземный цилиндр имеет, по меньшей мере, 1000 м в длину.

9. Способ по п.5, в котором подземный цилиндр способен вмещать, по меньшей мере, 300 mcf газообразного метана под давлением, по меньшей мере, 3000 psi.

10. Способ по п.5, в котором газ перемещают из продуктивной скважины в первый подземный конденсатор (i) при помощи танкера, (ii) трубопровода или (iii) их комбинации.

11. Способ по п.10, в котором энергетическая установка представляет собой энергетическую установку для совместного сжигания.

12. Способ добычи и транспортировки газа, который включает в себя следующие операции: (а) перекачивание газообразного метана, природного газа или их комбинации из продуктивной скважины в первый подземный конденсатор и хранение газа в указанном конденсаторе; и
(b) перемещение газа из первого подземного конденсатора при помощи танкера во второй подземный конденсатор, трубопровод, конечному пользователю, на установку для переработки газа или на энергетическую установку, причем первый подземный конденсатор представляет собой подземный цилиндр, который способен вмещать, по меньшей мере, 300 mcf газообразного метана под давлением, по меньшей мере, 3000 psi.

13. Система для добычи и транспортировки газа, которая содержит: (a) первый подземный конденсатор, который способен принимать, хранить и выпускать газ, причем первый подземный конденсатор выбран из группы, в которую входят нефтяная скважина, угольная шахта, подземная скальная горная порода или подземный цилиндр; (b) средства перемещения газа из продуктивной скважины в первый подземный конденсатор, причем указанные средства перемещения выбраны из группы, в которую входят танкер и трубопровод; и (c) танкер для перемещения газа из первого подземного конденсатора во второй подземный конденсатор, трубопровод, конечному пользователю, на установку для переработки газа или на энергетическую установку.

14. Система по п.13, в которой первый подземный конденсатор представляет собой подземный цилиндр.

15. Система по п.14, в которой подземный цилиндр установлен для хранения в нем газа.

16. Система по п.15, в которой подземный цилиндр имеет диаметр в диапазоне от 10 до 25 см.

17. Система по п.16, в которой подземный цилиндр имеет, по меньшей мере, 100 м в длину.

18. Система по п.16, в которой подземный цилиндр имеет, по меньшей мере, 1000 м в длину.

19. Система по п.16, в которой подземный цилиндр способен вмещать, по меньшей мере, 300 mcf газообразного метана под давлением, по меньшей мере, 3000 psi.

20. Система по п.13, в которой первый подземный конденсатор соединен со вторым подземным конденсатором при помощи трубы высокого давления.