SKLADIŠTENJE I POTROŠNJA ENERGENATA. Skladištenje prirodnog plina i nafte

Transcription

1 SKLADIŠTENJE I POTROŠNJA ENERGENATA Skladištenje prirodnog plina i nafte Prof. dr. sc. Katarina Simon Zagreb, 2010.

2 SADRŽAJ 1. UVOD SKLADIŠTENJE PRIRODNOG PLINA PODZEMNA SKLADIŠTA PLINA Oblici podzemnih skladišta Skladišta prirodnog plina u djelomično iscrpljenim ležištima Skladištenje u plinska ležišta Skladištenje plina u naftna ležišta Skladištenje u akvifere Skladištenje u solne kaverne Ostali oblici podzemnih skladišta plina Praćenje stanja u podzemnim skladištima plina Podzemno skladište plina Okoli SKLADIŠTENJE UKAPLJENOG PRIRODNOG PLINA Primjeri postojećih spremnika za ukapljeni plin Darwin (Australija) Jadranski UPP terminal (Italija) SKLADIŠTENJE NAFTE TIPOVI SPREMNIKA Podjela prema materijalu i načinu izrade spremnika Čelični spremnici spajani zakovicama Zavareni čelični spremnici Nemetalni spremnici Podjela spremnika prema tipu krova Spremnici bez krova Spremnici s fiksnim krovom Spremnici s plutajućim krovom Efektivni radni kapacitet spremnika s plutajućim krovom Kontrola para proizvoda u spremnicima s plutajućim krovom Pripadajuća oprema spremnika DISANJE SPREMNIKA KONTROLA PROPUŠTANJA I ZAŠTITA SPREMNIKA Sekundarno sprječavanje istjecanja/ detekcija propuštanja Zaštita spremnika od korozije RAZMATRANJE MJESTA ZA SMJEŠTAJ SPREMNIKA Spajanje spremnika ZAKONSKA REGULATIVA HRVATSKOG ENERGETSKOG SEKTORA Zakon o energiji Zakon o regulaciji energetskih djelatnosti Zakon o tržištu plina Zakon o tržištu nafte i naftnih derivata LITERATURA

3 Popis slika Slika 1-1. Dokazane rezerve prirodnog plina u svijetu (BP Statistical Review, 2010)... 5 Slika 1-2. Potrošnja prirodnog plina u svijetu (BP Statistical Review, 2010)... 6 Slika 1-3. Udjeli energenata u proizvodnji primarne energije u Republici Hrvatskoj (Ministarstvo gospodarstva, rada i poduzetništva, 2009)... 6 Slika 2-1. Dijagram potražnje plina po mjesecima (Plaat, 2009) Slika 2-2. Podzemna skladišta plina u SAD (EIA, 2004) Slika 2-3. Podzemna skladišta plina u Europi ( 2009) Slika 2-4. Podzemna skladišta konstruirana u formacijama soli (lijevo), napuštenim rudnicima (sredina) i ležišnim stijenama (desno) (Bary et al., 2002) Slika 2-5. Izgled jezgara soli. Na dvjema prednjim jezgrama vide se plastične deformacije. Na dvije jezgre u sredini vidljive su pukotine (Bary et al., 2002) Slika 2-6. Postupak izrade kaverne (Plaat, 2009) Slika 2-7. Direktno otapanje soli i otapanje obrnutim optokom (Bary et al., 2002) Slika 2-8. Karta utisno crpnih bušotina s drenažnim zonama PSP Okoli (INA-Naftaplin).. 28 Slika 2-9. Dehidracija plina na PSP-Okoli (INA-Naftaplin) Slika Tehnološka shema podzemnog skladišta plina Okoli (INA-Naftaplin) Slika Svjetska proizvodnja UPP-a i njegov udio u ukupnoj svjetskoj proizvodnji prirodnog plina (Kavalov et al. 2009) Slika Spremnik s jednostrukom zaštitom Slika Spremnik s dvostrukom zaštitom Slika Spremnik s potpunom zaštitom Slika Spremnik za UPP u Darwin-u pri kraju izgradnje Slika Spremnici za ukapljeni plin na Jadranskom terminalu Slika 3-1. Čelični spremnici zakovicama ( 2010) Slika 3-2. Razvoj atmosferskih spremnika (Lake, Arnold, 2007) Slika 3-3. Spremnici s fiksnim krovom (Lake, Arnold, 2007) Slika 3-4. Spremnik s vanjskim plutajućim krovom ( 2009) Slika 3-5. Spremnik s unutarnjim plutajućim krovom (Lake, Arnold, 2007) Slika 3-6. Spremnik s unutarnjim plutajućim krovom i moguće izvedbe brtvljena izmeñu oplate i krova spremnika ( 2009) Slika 3-7. Zatvoreni spremnik s ureñajem za skupljanje pare (Lake, Arnold, 2007) Slika 3-8. Radni kapacitet spremnika (Lake, Arnold, 2007) Slika 3-9. Moguća oprema spremnika s plutajućim krovom (Lake, Arnold, 2007) Slika Dišni ventil (Lake, Arnold, 2007.) Slika Hvatač plamena (Lake, Arnold, 2007.) Slika Detalj sustava nove konstrukcije spremnika na zidu betonskog prstena za detekciju propuštanja (Lake, Arnold, 2007) Slika Dodavanje dna na postojeći spremnik metodom izgradnje oklopa s prorezima (Lake, Arnold, 2007) Slika Mogućnosti smještaja i spajanja spremnika (Lake, Arnold, 2007.)

4 Popis tablica Tablica 2-1. Sastav ležišnog fluida iz plinskih i plinsko-kondenzatnih polja u Hrvatskoj... 9 Tablica 2-2. Svojstva metana Tablica 2-3. Pregled tipova skladišta u svijetu u siječnju godine (Plaat, 2009) Tablica 2-4. Dosadašnja povećanja radnog volumena PSP Okoli (ðura, 2005) Tablica 2-5. Zemlje izvoznice UPP-a, njihovi udjeli u svjetskoj proizvodnji, udjeli njihovog ukupnog izvoza UPP-a za Europsku uniju te pripadnost regijama i organizacijama (Kavalov et al., 2009) Tablica 2-6. Usporedba spremnika za UPP (Huang et al. 2007) Tablica 3-1. API specifikacija 12 F za zavarene tvornički izrañene spremnike Tablica 3-2. Kapacitet zavarenih spremnika

5 1. UVOD Odgovarajuća opskrba enegijom od vitalnog je značaja za razvoj ekonomije svake zemlje. Ugljen je bio glavni energent u 19. i početkom 20. stoljeća, ali ga je nakon Drugog Svjetskog rata potisnula nafta. Od 1970-ih godina prošlog stoljeća počinje umjereno, ali stalno povećanje zastupljenosti prirodnog plina u ukupnoj proizvodnji primarne energije. U godini od ukupnih svjetskih potreba za enegijom, 23,8% potreba podmireno je prirodnim plinom, a 34,8% naftom. To znači da je udio plina u proizvodnji primarne energije ostao na razini godine dok se udio nafte smanjio za oko 2% (BP, 2010). Postojeći podaci pokazuju da pridobive rezerve prirodnog plina u svijetu iznose 187,49 x m 3 (slika 1-1). Stalno povećanje potrošnje rezultiralo je velikim ulaganjima u infrastrukturu. Nekoliko zemalja, velikih proizvoñača prirodnog plina, upustilo se u vrlo ambiciozne planove za povećanje izvoznih količina plina. Izgrañena su nova postrojenja za ukapljivanje prirodnog plina, a novim je tehnologijama pretvorbe prirodnog plina dana veća pažnja. Meñutim, troškovi razvoja i primjene tih tehnologija, kao i recesija koja je pogodila svijet, zaustavili su neke projekte, a godine zabilježeno je smanjenje potrošnje plina od 2,1% u odnosu na godinu (slika 1-2). Bez obzira na trenutno stanje na svjetskom tržištu, plin ostaje najčišći izvor energije u smislu onečišćenja okoliša pa će sigurno i u budućnosti biti jedan od glavnih energenata ,4x10 12 m 3 148,55x10 12 m 3 187,49x10 12 m 3 Slika 1-1. Dokazane rezerve prirodnog plina u svijetu (BP Statistical Review, 2010) 5

6 10 9 m 3 Slika 1-2. Potrošnja prirodnog plina u svijetu (BP Statistical Review, 2010) U Republici Hrvatskoj je godine udio nafte u proizvodnji primarne energije iznosio 18%, a plina 47,6% (slika 1-3). Iako se u budućnosti očekuje smanjenje udjela fosilnih goriva u proizvodnji primarne energije, sasvim je izvjesno da će nafta i plin ostati meñu najvažnijim enegentima. Slika 1-3. Udjeli energenata u proizvodnji primarne energije u Republici Hrvatskoj (Ministarstvo gospodarstva, rada i poduzetništva, 2009) Tehnike skladištenja nafte i plina razlikuju se zbog njihovih različitih svojstava. Zbog činjenice da kod skladištenja plina povećanje tlaka ne smije uzrokovati propuštanje 6

7 skladišnog prostora, plin je zahtjevniji u smislu skladištenja od nafte. Nafta se za razliku od plina skladišti u atmosferskim spremnicima različite konstrukcije. Najčešći način skladištenja velikih količina prirodnog plina je njegovo skladištenje u podzemna skladišta, a skladištenje prirodnog plina u spremnicima pri atmosferskom tlaku i temperaturi ključanja javlja se kod njegovog skladištenja na postrojenjima za ukapljivanje i uplinjavanje. 7

8 2. SKLADIŠTENJE PRIRODNOG PLINA Prirodni plin je smjesa različitih ugljikovodika od kojih je najveći udio metana (CH 4 ). U manjim količinama mogu biti prisutni ostali ugljikovodici - etan, propan, butan i dr. Često se u sastavu prirodnog plina u većem ili manjem udjelu nalaze i ugljični dioksid (CO 2 ), sumporovodik i dušik, a u tragovima mogu biti prisutni helij, argon, vodik, živine i druge pare. Porijeklo, vrsta i udio primjesa u prirodnom plinu ovise o vrsti matičnih stijena, utjecaju magmatskih, odnosno hidrotermičkih procesa u litosferi i procesima migracije prirodnog plina. Sastav prirodnog plina stoga se mijenja ovisno o tipu ležišta iz kojih se crpi (tablica 2-1), a odreñuje se standardiziranim metodama (plinska kromatografija). U literaturi se susreću različite podjele prirodnog plina, pa tako Mokhatab i suradnici (2006) primijenjuju podjelu na slobodni i vezani plin iz konvencionalnih ležišta i plin iz nekonvencionalnih ležišta. Pritom slobodnim plinom smatraju plin iz plinskih ležišta koji se sastoji od skoro čistog metana uz vrlo mali udio ugljikovodika veće molekularne mase i ostalih primjesa kao što su dušik, sumporovodik i ugljični dioksid. Vezanim plinom smatraju plin koji se proizvede tijekom proizvodnje nafte. Taj plin može biti otopljen u sirovoj nafti ili u kontaktu s njom. Nakon pojave proizvedenog fluida na površini on se u separatoru razdvaja na struju nafte ili plinskog kondenzata, vode i plina. Odvojeni plin je bogat ugljikovodicima težim od metana (etan, propan, butan, pentan i dr.). U slučaju kada je sadržaj tekućih ugljikovodika veći od 0,668 m 3 /m 3 (5 gal/cf) plin se smatra mokrim (engl. rich gas), a kada je taj sadržaj manji od 0,136 m 3 /m 3 naziva se suhi plin (engl. lean gas) (Mokhatab et al., 2006). Izrazi mokri i suhi plin nisu precizni indikatori kvalitete plina već samo naznaka količine kapljivih ugljikovodika u struji plina. Plin iz plinsko-kondenzatnih ležišta takoñer spada u mokri plin iz kojeg prije korištenja treba izdvojiti teže ugljikovodike i štetne primjese. Plin koji izlazi iz separatora obrañuje se s ciljem izdvajanja težih ugljikovodika prvo propana i butana (mješavina tih dviju frakcija predstavlja ukapljeni naftni plin (engl. Liquefied Petroleum Gas LPG), a zatim i ostalih težih ugljikovodika koji čine kondenzat koji se može miješati sa sirovom naftom ili transportirati kao zaseban proizvod (Mokhatab et al., 2006.; Sečen, 2002). 8

9 Tablica 2-1. Sastav ležišnog fluida iz plinskih i plinsko-kondenzatnih polja u Hrvatskoj Plinsko ili plinsko-kondenzatno ležište Sastojak Kalinovac Gola duboka Katarina Marica Vesna Metan 69,97 41,04 98,95 99,46 99,46 Etan 6,76 1,76 0,03 0,02 Propan 2,35 0,66 0,1 Izo-butan 0,63 0,17 n-butan 0,75 0,18 izo-pentan 0,39 0,05 n-pentan 0,34 0,08 Heksan i viši 5,26 0,02 ugljikovodici Dušik 1,3 2,38 0,99 0,2 0,54 Ugljični dioksid 12,17 53,64 0,03 zanemarivo Sumporovodik 100 ppm 900 ppm zanemarivo Živa 1000 do 1500 µg/m do 1500 µg/m 3 Merkaptan 20 do 30 mg/m 3 20 do 30 mg/m 3 Prirodni plin je lakši od zraka, nije otrovan, ali svojom koncentracijom smanjuje količinu kisika u slučaju propuštanja u zatvorenom prostoru. Bez boje je i mirisa. Potpuno izgara bez štetnih proizvoda izgaranja; čañi, ugljičnog monoksida, sumpornog dioksida i pepela. Lako se miješa sa zrakom što omogućuje njegovo dobro i potpuno izgaranje. Granice eksplozivnosti metana su 5,0 vol % (donja granica) i 15 vol % (gornja granica). Izvan ovih granica, mješavina metan-zrak nije zapaljiva. U slučaju skladištenja ukapljenog metana, u zatvorenom spremniku je skoro 100% metana (uglavnom tekućina s malo para). Bilo kakvo propuštanje para iz spremnika u dobro ventilirano područje, pogoduje brzom miješanju i rasipanju metana do koncentracije manje od 5% u zraku. Zbog brzog miješanja, samo mali dio prostora oko mjesta propuštanja sadrži potrebnu koncentraciju koja bi omogućila zapaljenje. Temperatura samozapaljenja je najniža temperatura pri kojoj će doći do spontanog zapaljenja plina ili para u mješavini sa zrakom, bez prisustva stranog izvora paljenja. Ta temperatura ovisi mješavini plina i zraka i tlaku. U mješavini plina i zraka, s 10% metana u zraku, temperatura samozapaljenja je oko 540 C. Temperature više od temperature samozapaljenja će uzrokovati zapaljenje nakon kraćag vremena izlaganju višoj temperaturi. Svojstva metana prikazana su u tablici

10 Tablica 2-2. Svojstva metana Molekulska težina Kritična točka Kritična temperatura (metan se ne može ukapljiti bez obzira na tlak) Kritični tlak (metan se ne može ukapljiti bez obzira na temperaturu) 16,043 g/mol -82,7 C Trojna točka (metan istovremeno postoji kao plin, tekućina i krutina) Temperatura samozapaljenja 595 C Svojstva metana u kapljevitom stanju Svojstva metana u plinovitom stanju Gustoća (pri 1,013x10 5 Pa i temperaturi vrelišta) Vrelište (pri 1,013x10 5 Pa) Odnos volumena tekućeg i plinovitog metana (pri 1,013 x 10 5 Pa i 15 C) Entalpija isparavanja (pri 1,013x10 5 Pa i temperaturi vrelišta) Gustoća (pri 1,013 x 10 5 Pa i 15 C) Faktor stlačivosti (pri 1,013 x 10 5 Pa i 15 C) Relativna gustoća (pri 1,013 x 10 5 Pa i 21 C) Viskoznost (pri 1,013 x 10 5 Pa i 0 C) Toplinska vodljivost (pri 1,013 x 10 5 Pa i 0 C) 45,96 x 10 5 Pa -182,5 C i 0,0117 x 10 5 Pa 422,62 kg/m 3-161,6 C 1: kj/kg 0,68 kg/m 3 0,998 0,55 (zrak=1) 0, Pa s 32,81 mw/mk Specifikacije kvalitete plina koju proizvoñači ili prodavatelji plina moraju zadovoljiti pri isporuci plina u Republici Hrvatskoj su sljedeće ( A) kemijski sastav (volumni udio, %): - metan (CH 4 ) - minimalno 85% - etan (C 2 H 6 ) - maksimalno 7% - propan (C 3 H 8 ) i viši ugljikovodici (C 4+ ) - maksimalno 6% - dušik (N 2 ), ugljični dioksid (CO2) i drugi inertni plinovi - maksimalno 7% B) sadržaj sumpora: - sumporovodik (H 2 S) - maksimalno 7,0 mg/m 3 - sumpor ukupni (S 2 ) - maksimalno 100,0 mg/m 3 C) gornja ogrjevna vrijednost: - minimalno kj/m 3 - maksimalno kj/m 3 D) donja ogrjevna vrijednost: - minimalno kj/m 3 10

11 - maksimalno kj/m 3 E) gornji Wobbe indeks: - minimalno kj/m 3 - maksimalno kj/m 3 F) donji Wobbe indeks: - minimalno kj/m 3 - maksimalno kj/m 3 Sve vrijednosti odnose se na obujam plina od 1 m 3 pri standardnim uvjetima (apsolutni tlak Pa (1,01325 bar) i temperatura 288,15 K (15 C)). Gornja ogrjevna vrijednost je ona količina topline koja se oslobaña izgaranjem jednog prostornog metra suhog plina, pri čemu su dimni plinovi svedeni na standardno stanje, a vodena para se u njima kondenzira. Donja ogrjevna vrijednost je ona količina topline koja nastaje potpunim izgaranjem jednog prostornog metra suhog plina, pri čemu su dimni plinovi svedeni na standardno stanje, a vodena para u njima ne kondenzira. Predviña se da će oko godine, proizvodnja plina premašiti godišnju proizvodnju nafte. Plin se, ovisno o njegovom agregatnom stanju, može uskladištiti na nekoliko načina pa se razlikuju:. 1.) tehnologija skladištenja prirodnog plina u plinovitom stanju; 2.) tehnologija skladištenja ukapljenog prirodnog plina. Prirodni plin se primarno koristi za proizvodnju električne energije i grijanje prostora. U mnogim dijelovima svijeta potražnja ima sezonski karakter. Najčešće, više se plina troši tijekom hladnih mjeseci nego tijekom toplih. Meñutim, potražnja za električnom energijom se ljeti povećava i zbog sve veće upotrebe klimatizacijskih ureñaja. Osim toga, lokalna potražnja za električnom energijom varira tijekom jednog dana najčešće je povećana tijekom dana, a smanjena tijekom noći. Periodi vršne potrošnje mogu trajati samo pola sata, no distributeri električne energije moraju u svakom trenutku biti spremni u slučaju potrebe dostaviti dodatne količine energije. Proizvoñači električne energije koji kao pogonsko gorivo koriste plin, taj plin moraju kupiti. Dugoročni ugovori s dobavljačima osiguravaju bazičnu proizvodnju električne enrgije, no sezonska potražnja koja varira, uzrok je dodatnih ulaganja odnosno kupovine dodatnih količina plina. Kada je potražnja manja, te se količine prodaju na tržištu ili se skladište. Dobavljači plina često potpisuju takozvane ''uzmi ili plati'' ugovore s izvoznicima plina, naftnim ili plinskim kompanijama ili s vlasnicima plinovoda. Tim dugoročnim 11

12 ugovorima, kupac se obvezuje platiti dogovorene količine plina iako je potražnja na tržištu mala. U vrijeme velike potražnje, dobavljači isto kupuju plin, no ukoliko se ona smanji, često se odlučuju na skladištenje, kako bi prodali plin po većoj cijeni. Podzemno skladištenje plina važan je način kontroliranja cijene tog energenta na tržištu. Skladištenje kao takvo, važan je dio lanca koji se proteže od eksploatacije i proizvodnje do distribucije, te na kraju do potrošača. Postoji mnogo kompanija koje se bave samo skladištenjem i trgovinom plina. Njihova skladišta su najčešće povezana plinovodom s više dobavljača i distributera. Iako se čini iznenañujuće da se prirodni plin utiskuje natrag u ležište nakon što je uloženo toliko puno vremena, truda i novca za njegovu proizvodnju, podzemna skladišta plina imaju važnu ulogu u opskrbi prirodnim plinom. Uspješno se upotrebljavaju već stotinjak godina kako bi se uspostavila ravnoteža izmeñu potražnje i opskrbe plinom. Broj plinskih skladišta u svijetu se stalno povećava, a naročito nakon nestabilnosti koje se periodički javljaju na tržištu nafte i plina. Transportni sustav prirodnog plina podložan je velikim dnevnim, mjesečnim i godišnjim promjenama u odnosu izmeñu opskrbe i potražnje. S druge strane proizvoñači i distributeri žele da opskrba plinom bude konstantna u svako doba. Potrošačima je plin potreban samo u odreñenim trenucima (za vrijeme kuhanja, grijanja). Podzemna skladišta plina omogućuju zadovoljavanje potražnje potrošača u slučajevima kad je potražnja veća od količine plina koja se nalazi u distributivnoj mreži. Na slici 2-1 prikazan je primjer godišnjeg kretanja potrebe za plinom na mjesečnoj bazi u područjima koje karakteriziraju klimatski uvjeti slični onima u Republici Hrvatskoj. Slika 2-1. Dijagram potražnje plina po mjesecima (Plaat, 2009) 12

13 Iz dijagrama je vidljivo u kojem je vremenskom razdoblju potražnja manja od količine plina koja se nalazi u distributivnoj mreži, te kada se višak plina utiskuje u skladište. Ovakav primjer potrošnje tipičan je za sezonsko skladištenje plina, kada se podzemno skladište plina puni za vrijeme ljetnih mjeseci, a prazni za vrijeme zimskih. Skladišta plina opisane namjene nazivaju se sezonska skladišta. U nekim zemljama dnevne promjene mogu biti većih razmjera nego godišnje. Zbog toga je potrebno dnevno skladištenje plina, s tim da se plin utiskuje u skladište tijekom noći, a koristi se ujutro i predvečer, pa se takva skladišta često nazivaju dnevna skladišta plina. U iznimnim situacijama vršne potrošnje, koriste se posebna skladišta plina gdje se velike količine plina distribuiraju u kratkom periodu (nekoliko dana). Ovakva skladišta se koriste u najhladnijim zimskim danima, s tim da se nadopunjavaju u ljetnim mjesecima, a nazivaju se skladišta za pokrivanje vršne potrošnje. Prekidi opskrbe su uglavnom uzrokovani tehničkim problemima (otkazivanje kompresorskih stanica ili problemi s plinovodom), a u slučaju meñunarodnog transporta i distribucije prekid opskrbe mogu uzrokovati politički razlozi (npr. slučaj izmeñu Ukrajine i ruske tvrtke Gazprom u zimi ). Da bi se u takvim situacijama osigurale dovoljne količine plina, koriste se tzv. strateška skladišta plina. Plin iz takvih skladišta ne mora se upotrebljavati nekoliko godina, osim u izvanrednim situacijama. Zamišljeni scenarij ovakvih skladišta se temelji na pretpostavci da bi prekid opskrbe mogao potrajati od 2 do 6 tjedana. Punjenje ovakvog tipa skladišta nije vremenski uvjetovano. Kako bi se osigurale potrebne količine plina, skladišta se često nalaze blizu plinskih polja. Takavi oblici skladišta se nazivaju proizvodna skladišta, a svrha im je sigurna dobava plina u distributivnu mrežu (plinovod). U takvim slučajevima, proizvodnja plina uglavnom nije konstantna, nego je povezana s proizvodnjom nafte, te često zna biti prekinuta zbog različitih čimbenika (npr. u Meksičkom zaljevu zbog uragana). Svi navedeni oblici skladišta upotrebljavaju se u svim zemljama svijeta i na svim tržištima plina. U prošlosti je cijela opskrba plina bila pod kontrolom integriranih kompanija, koje su mogle uspostaviti ravnotežu izmeñu potražnje i opskrbe. Nakon razdvajanje kompanija, plinsko gospodarstvo se podijelilo na veliki broj nezavisnih tvrtki (tvrtke zadužene za proizvodnju, transport, trgovinu, distribuciju plina i upravljanje skladištima). Svaka od ovih tvrtki je odgovorna za svoj dio posla, a naročito za uspostavljanja ravnoteže izmeñu vlastite potražnje i opskrbe. 13

14 2.1. PODZEMNA SKLADIŠTA PLINA Potreba za podzemnim skladištima plina je sve veća zbog promjenjive potrebe za tim energentom. Tehnike i tehnologije koje se koriste kod projektiranja, izgradnje te nadgledanja podzemnih skladišta plina većinom potječu iz naftne industrije. Prvo podzemno skladište otvoreno je godine u Ontariu, Kanada godine polje Zoar, blizu Buffala, New York, postalo je prvo podzemno skladište plina u SAD-u koje je i danas aktivno. Plin se u skladište utiskivao tijekom ljeta, a eksploatirao se tijekom zime. U isto vrijeme, godine, tvrtka Deutsche Erdoel AG patentirala je izradu bušotina u solnim kavernama u svrhu utiskivanja odnosno skladištenja sirove nafte i destilata. Tijekom sljedećih desetljeća, nije bilo velikog napretka u tehnologijama skladištenja, no godine u Americi je došlo do novih aktivnosti. Te je godine, kondenzat po prvi put uskladišten u kemijski obrañenu solnu kavernu na polju Keystone, Texas, USA godine kaverna u naslagama soli u Marysville, Michiganu, USA, postala je prvo skladište za prirodni plin tog tipa. Ovi projekti skladištenja pokrenuti su u svrhu dobave plina rastućim centrima populacije (gradovima) i to kada je potražnja počela premašivati kapacitete postojećih plinovoda i naftovoda. Prva kaverna dobivena otapanjem soli u solnoj domi postala je skladište prirodnog plina tijekom 1970-tih godina i to u svrhu dobave plina tijekom raznih uragana kada proizvodnja iz Meksičkog zaljeva nije bila moguća. Slična skladišta su izgrañena u svrhu skladištenja strateških rezervi viñenih kao pitanje nacionalne sigurnosti. Trenutačno diljem svijeta postoji 628 različitih podzemnih skladišta plina. Otprilike dvije trećine nalazi ih se u Sjedinjenim Američkim Državama, a većina ostalih smještena je u Europi (Plaat, 2009). Skladišta se najčešće nalaze u iscrpljenim ležištima nafte i plina ili u akviferima, dok su ostali tipovi skladišta mnogo rjeñi. U SAD se nalazi stotine podzemnih skladišta plina. Tako je godine u Ministarstvu za energetiku (US Department of Energy) bilo registrirano 415 podzemnih skladišta plina. Tih 415 skladišta smješteno je u 30 različitih država (slika 2-2). Prema Tobin & Thomsonu (2001) u 83,9% slučajeva riječ je o podzemnim skladištima plina u iscrpljenim plinskim i naftnim ležištima, preostalih 16,1% otpada na skladištenje u kaverne i akvifere. I to na način da na kaverne otpada 6,5%, a na akvifere 9,6%. 14

15 Slika 2-2. Podzemna skladišta plina u SAD (EIA, 2004) U Europi su godine registrirana 133 podzemna skladišta plina ukupnog kapaciteta skladištenja 80 milijardi m 3 plina (slika 2-3) ( 2009). Slika 2-3. Podzemna skladišta plina u Europi ( 2009) 15

16 U tablici 2-3 prikazani su tipovi podzemnih skladišta u svijetu. Podaci vrijede za zaključno siječanj godine (Platt, 2009). Tablica 2-3. Pregled tipova skladišta u svijetu u siječnju godine (Plaat, 2009) Područje Naftna i plinska ležišta Broj podzemnih skladišta Akviferi Kaverne Ostalo Ukupno Radni obujam (10 9 m 3 ) Dobava (10 6 m 3 /dan) Europa Države bivšeg Sov. Sav. SAD Kanada Južna 2 2 0,2 2 Amerika Azija 5 5 1,6 11 Australija Ukupno Podzemno skladište plina (PSP) je karakterizirano radnim volumenom plina, potisnim plinom (plinskim jastukom), dobavom i vremenom potrebnim za utiskivanje/crpljenje plina u/iz PSP. Radni volumen plina ili radni plin (engl. working gas capacity) je maksimalni volumen plina koji se može iscrpiti iz punog skladišta. Ta količina plina može se utisnuti u skladište i iz njega crpiti više puta godišnje. Korisna će količina plina biti to veća što je veći maksimalno dopušteni tlak u ležištu. Maksimalni tlak u skladištu odreñen je čvrstoćom pokrovne stijene, odnosno tlakom proboja. Maksimalno dopušteni tlak za iscrpljena ili djelomično iscrpljena plinska ležišta jednak je početnom ležišnom tlaku, tj. onome koji je u ležištu vladao na početku eksploatacije, uvećan za tlak proboja. Tlak proboja odreñuje se laboratorijski, na uzorcima stijene dobivene jezgrovanjem tijekom izrade bušotina. Plinski jastuk (engl. cushion gas, base gas) je plin koji ostaje u PSP-u i ne može se povući iz ležišta. On održava minimalni tlak u ležištu koji je potreban kako bi crpljenje plina bilo moguće. Kad se kao podzemno skladište upotrijebi iscrpljeno plinsko ili naftno ležište, plinski jastuk tek treba formirati utiskivanjem potrebne količine plina da bi se postigao potreban tlak u skladištu. Često se umjesto potrebne količine plina utiskuju ugljik dioksid, dušik te plinovi čija se upotreba sve više napušta (rafinerijski, grotleni i sl.) i plinovi izgaranja, ako su takvi plinovi raspoloživi u dovoljnoj količini. Kad se za skladište plina predviña upotreba 16

17 djelomično iscrpljenog plinskog ležišta, eksploatacija plinskog ležišta se obustavlja kad se ležišni tlak smanji do razine koja odgovara potrebama skladišta. Tada preostali plin u ležištu čini plinski jastuk pa volumen plinskog jastuka ne treba dopunjavati. Prirodni plin u plinskom jastuku je zarobljen sve do likvidacije skladišta. Potisni plin je u vlasništvu operatera skladišta. Suma potisnog plina i upotrebljivog plina se često naziva inventar skladišta. Obrok (dobava) crpljenja je količina plina koja se može povući iz skladišta u odreñenom vremenu. Uglavnom je konstantna tijekom crpljenja kada se u skladištu nalazi velika količina plina, a smanjuje se kada uslijed crpljenja doñe do smanjenja tlaka u ležištu ili kaverni. Obrok (dobava) utiskivanja plina je suprotna dobavi plina iz skladišta te se izražava kao količina plina koja se može utisnuti u skladište u odreñenom vremenu. Smanjuje se s popunjavanjem skladišta. Vrijeme rada skladišta je odnos izmeñu radnog volumena i obroka crpljenja ili radnog volumena i obroka utiskivanja, a posredno pokazuje učinkovitost postrojenja. Vrijeme rada odreñenih skladišta je poprilično dugo (60 do 120 dana), a za vrijeme vršne potrošnje je relativno kratko (1 do 20 dana), i može biti tek nekoliko sati Oblici podzemnih skladišta Podzemna skladišta mogu biti izrañena u naslagama soli, iscrpljenim naftnim i plinskim ležištima, te napuštenim rudnicima (slika 2-4). Slika 2-4. Podzemna skladišta konstruirana u formacijama soli (lijevo), napuštenim rudnicima (sredina) i ležišnim stijenama (desno) (Bary et al., 2002) 17

18 Za svaki projekt izrade skladišta potrebna je petrofizička i mehanička karakterizacija promatranog ležišta. Kod naslaga soli bitno je ispitati njihovu čvrstoću i volumen. Kod ležišta koja se nalaze u poroznim stijenama bitno je vidjeti da li su zatvorena, te da li imaju odgovarajuću poroznost odnosno propusnost budući se tijekom perioda skladištenja odnosno eksploatacije očekuje veliki protok plina. Dva vrlo važna parametra za svaki tip skladišta su radni volumen plina, odnosno ukupna količina plina koju je moguće proizvesti (crpiti) iz ležišta, te maksimalna dobava koju je moguće ostvariti tijekom definiranog vremenskog perioda. Maksimalna dobava plina ograničena je otporima protjecanju, a ovisi o otporima koji se javljaju uslijed protjecanja u bušotini i pornom prostoru. Konstrukcija bušotina kroz koje se utiskuje/crpi plin iz podzemnih skladišta mora biti takva da bušotina izdrži velike tlakove utiskivanja, velike dobave, te brze i česte promjene toka (od utiskivanja do proizvodnje). Podzemna skladišta plina, za razliku od konvencionalnih ležišta nafte i plina imaju dugotrajan radni vijek od čak 80 godina pa i dulje (Bary et al., 2002) Skladišta prirodnog plina u djelomično iscrpljenim ležištima Skladištenje u plinska ležišta Većina postojećih podzemnih skladišta nalazi se u iscrpljenim plinskim ležištima. Prednost ovakvog tipa skladišta predstavljaju dobro poznate karakteristike ležišta u koje se utiskuje plin. To ne znači da je bilo koje iskorišteno plinsko ležište povoljno za skladištenje. Osnovne značajke koje odreñuju da li je neko ležište prikladno da bude skladište plina su: 1) Nepropusnost ležišta - iako plinska ležišta imaju sposobnost zadržavanja plina, nakon odreñenog vremena može doći do promjena u geološkim formacijama koje mogu rezultirati gubitkom plina iz ležišta. Razlozi gubitka plina iz ležišta mogu biti frakturiranje stijena zbog prevelikog tlaka, prodor plina u susjedne formacije ili loša veza izmeñu cementnog kamena i kolone zaštitnih cijevi. 2) Veličina ležišta geološki je ograničena, s tim da bi ležište trebalo biti dovoljno veliko za smještaj radnog volumena plina i potrebnog plinskog jastuka. Veličina ležišta ne bi trebala biti prevelika jer će onda biti potrebna prevelika količina potisnog plina (plinskog jastuka) te će projekt biti ekonomski neisplativ. 18

19 3) Svojstva ležišta - šupljikavost, propusnost i debljina ležišta nisu samo svojstva koja utječu na ponašanje bušotine već i na kretanje plina prema bušotini i od nje dublje u ležište. Brzine kretanja plina u PSP u ležištima su često nekoliko puta veće od brzina koje su karakteristične za proizvodni vijek ležišta. Volumen plina koji se proizvede u razdoblju od 10 do 20 godina, može se utisnuti i isprazniti iz PSP-a u razdoblju od svega 3 do 6 mjeseci (Plaat, 2009). 4) Snaga akvifera - mnoga PSP-a ne sadrže vodu te se ponašaju kao rezervoar čiji je tlak proporcionalan količini plina u ležištu. Meñutim, u ležištima u kojima se ispod sloja plina nalazi voda (akvifer), voda će se proširiti unutar sloja plina. U nekim slučajevima podizanje (širenje) sloja vode je toliko snažno da se voda u slučaju smanjenja volumena plina u ležištu kroz plinski jastuk probije do proizvodnih bušotina. Plinske bušotine mogu izdržati odreñenu količinu vode, ali bi prevelike količine izazvale gušenje bušotine. U nekoliko slučajeva se pokazalo da se u slučaju kada voda iz akvifera dosegne proizvodne bušotine dobava plina smanjuje zbog nakupljanja taloga u bušotini. S druge strane podizanje razine akvifera će doprinijeti održavanju potrebnog tlaka, te će se time smanjiti potrebna količina plina u plinskom jastuku. 5) Prisustvo kondenzata u ležišnom plinu. U slučaju kada se radi o ležištu mokrog plina, sa smanjenjem ležišnog tlaka dolazi do izdvajanja kondenzata koji ostaje u ležištu. Kod crpljenja utisnutog plina iz skladišta, dio kondenzata će isplinjavati i s plinom iz skladišta doći na površinu. U plinu koji se crpi iz skladišta može se nalaziti i odreñena količina vode. Vodu i kondenzat potrebno je na površini izdvojiti iz plina. Ukoliko je potrebno izdvojiti samo vodu problem se lako rješava primjenom metode apsorpcije na temelju koje se u postrojenju voda uklanja pomoću trietilenglikola. Postupak je jeftin, a potrebno smanjenje tlaka izlaznog plina iznosi samo nekoliko bara. Meñutim, ukoliko iz plina treba ukloniti teže ugljikovodike potrebno je za primjenu sustava na principu Joule-Thompsonovog učinka ostvariti pad tlaka izmeñu 20 i 40 bara, što rezultira manjom proizvodnošću bušotina. Zato se na novijim skladištima za uklanjanje vode i težih ugljikovodika primjenjuju adsorpcijski sustavi sa silikagelom kao adsorbentom. Nedostatak sustava je velika cijena. 6) Udaljenost skladišta od tržišta. Udaljenost skladišta od sustava opskrbnih cjevovoda vrlo je važno razmotriti prilikom odabira ležišta pogodnog za skladištenje prirodnog plina. 19

20 Skladištenje plina u naftna ležišta Kada se plin skladišti u naftnim ležištima, uglavnom se skladišti u plinsku kapu koja je već prisutna u ležištu (to može biti primarna plinska kapa i sekundarna plinska kapa formirana tijekom proizvodnje nafte). Ponašanje ovakvih ležišta je vrlo slično ponašanju plinskih ležišta. Prednost skladištenja plina u plinsku kapu može biti i povećanje proizvodnje nafte u odnosu na period prije utiskivanja. U trenutku skladištenja, tlak se može održavati sve dok bušotine proizvode s velikom vrijednošću odnosa plina i kapljevine (GOR). Taj dobiveni plin se odmah može utisnuti natrag u ležište, u suprotnom će vrijednost GOR-a biti velika samo u slučaju pražnjena skladišta. Naftna ležišta bez plinske kape se takoñer koriste kao skladišta plina. Priprema ležišta u tim slučajevima može trajati nekoliko godina jer je potrebno naftu u ležištu zamijeniti plinom, što znači da se ta nafta mora prvo proizvesti. U takvim ležištima skladištenje plina zahtijeva posebnu pažnju, jer ako ta ležišta sadrže naftu to ne znači da pri istom tlaku mogu sadržavati i plin. Iako su stare bušotine u plinskim poljima projektirane tako da osiguraju da nema prodora plina izmeñu ležišta, za naftna polja to često nije slučaj. Zbog toga skladištenje plina u stara naftna ležišta predstavlja veliki rizik Skladištenje u akvifere Akvifer tj. ležište vode može se pretvoriti u skladište plina iako je to ekonomski nepovoljniji način skladištenja plina u odnosu na skladištenje u djelomično iscrpljena ležišta. Naime, kod ovog tipa skladišta potrebno je precizno utvrditi izolatorske sposobnosti pokrovnih stijena. Osim velikog broja analiza pokrovnih stijena, potrebno je provesti i test utiskivanja plina u ležište jer maksimalni tlak u akviferu mora biti veći od početnog ležišnog tlaka kako bi se plin mogao utiskivati u akvifer. Veliki tlak utiskivanja postavlja dodatne zahtjeve na konstrukciju i cementaciju bušotina. Osim toga, volumen plinskog jastuka može iznositi i do 50% radnog volumena skladišta. Svi ovi podaci upućuju na to da je, za razliku od ostalih oblika skladištenja, za skladištenje plina u akvifere potrebno više vremena i financijskih sredstava Skladištenje u solne kaverne Sol ima nekoliko svojstava koja je čine idealnom za skladištenje plina. Srednje je čvrstoće i teče plastično, što omogućava zatvaranje pukotina koje bi inače mogle biti mjesta gubljenja plina. Njezina šupljikavost i propusnost za plinove i tekuće ugljikovodike je skoro 20

21 jednaka nuli, tako da uskladišten plin ne može ''pobjeći'' iz ležišta. Kaverne soli odlikuju se velikom dobavom, jer nema pada tlaka koji se inače javlja kod protjecanja plina kroz pore. Uz to skladišta u kavernama nisu osjetljiva na trenutnu operaciju utiskivanje - proizvodnja i obrnuto. Promjena izmeñu utiskivanja i proizvodnje, kod solnih kaverni je moguća unutar samo nekoliko minuta i to pri visokim dobavama, zbog čega je ovaj tip ležišta najzanimljiviji trgovcima plinom. Najčešće se za skladištenje plina izrañuju kaverne na dubinama izmeñu 1000 i m (Plaat, 2009). Stabilnost kaverne će ovisiti o njezinom obliku, visini i o maksimalnom i minimalnom dopuštenom radnom tlaku. Maksimalni tlak mora biti manji od slojnog tlaka i od tlaka frakturiranja soli dok minimalni tlak iznosi 20 do 35% od ukupne vrijednosti maksimalnog tlaka (Plaat, 2009). U podzemlju se mogu naći i strukture u kojima se slojevi soli (evaporita) izmjenjuju s drugim tipovima stijena, no takve akumulacije najčešće sadrže anhidrite i vapnence te dolomite koji nisu topivi. Zbog toga je najpoželjnije da je ležište u obliku solne dome. Solne dome homogenije su od navedenih ležišta i poželjnije za skladištenje jer se lakše otapaju te mogu sadržavati veće kaverne. Kod istraživanja naslaga soli primijenjuju se elektromagnetska, seizmička i gravimetrijska mjerenja i to zato jer se vodljivost, brzina širenja valova kroz sol i njezina gustoća bitno razlikuju od karakteristika stijena koje ju okružuju. Jezgrovanje je potrebno u svrhu otkrivanja strukture i sastava same soli. Mehanička svojstva ležišta su vrlo važan faktor pri dizajniranju podzemnih skladišta plina. Teoretskim proračunima moguće je odrediti da li će odreñeno ležište moći sadržavati kaverne za skladištenje. Uz to je bitno znati strukturu i čvrstoću ležišta, te oblik i poziciju ležišta. Isto tako, potrebno je znati koje i kakve se formacije nalaze izmeñu kaverni, te maksimalne radne tlakove koje sama kaverna i stijene oko nje mogu izdržati. Sol se plastično deformira u relativno malom vremenu, što objašnjava njenu odličnu sposobnost zatvaranja pukotina odnosno hermetičnost. To fizikalno svojstvo osigurava da se pri visokim tlakovima moguće frakture same od sebe brzo zatvore, no meñutim, zbog toga svojstva volumen kaverni će se s vremenom smanjivati. Testiranjem i analizom jezgara uzetih iz ležišta soli može se utvrditi čvrstoća stijena i karakteristike deformacija (slika 2-5). 21

22 Slika 2-5. Izgled jezgara soli. Na dvjema prednjim jezgrama vide se plastične deformacije. Na dvije jezgre u sredini vidljive su pukotine (Bary et al., 2002) Jezgre se ispituju da bi se ustanovila optimalna metoda kojom bi se kemijskim putem (otapanjem) stvorile kaverne u ležištu soli. Solne kaverne nastaju otapanjem (ispiranjem) soli vodom uz primjenu rudarskih tehnika. Postupak izrade kaverne prikazan je na slici 2-6. Slika 2-6. Postupak izrade kaverne (Plaat, 2009) 22

23 Kroz odgovarajuću naslagu soli izradi se bušotina definirane konstrukcije. Nakon cementacije posljednje kolone zaštitnih cijevi u bušotinu se spuštaju dva niza za ispiranje - vanjski i unutarnji. Dio stupca u prstenastom prostoru izmeñu vanjskog niza za ispiranje i kolone zaštitnih cijevi ispuni se dizelom ili dušikom da se spriječi otapanje soli oko i na dnu pete zaštitnih cijevi. U tipičnu konstrukciju bušotine pri bušenju ležišta soli spada uvodna kolona promjera (28"), ukoliko je potrebno, prva tehnička kolona promjera (24" ili 20 ), druga tehnička kolona promjera (18 ½" ili 16 ), i konačno treća tehnička kolona promjera (13 3/8 ili 11") koja je zacementirana ispod vrha naslage soli (slika 2-7). Proizvodna i utisna kolona ovješene su o zadnju tehničku kolonu. Prije nego se započne s utiskivanjem vode u ležište, treba ispitati hermetičnost bušotine. Tijekom procesa proizvodnje i utiskivanja odnosno skladištenja plina najveći se diferencijalni tlakovi javljaju u peti posljednje kolone tako da je to mjesto na kojemu je za vrijeme ispitivanja potrebno postići najveće tlakove. Pri izradi skladišta, u bušotinu se utiskuje čista (slatka) voda, dok se istovremeno iz nje proizvodi slana, odnosno otpadna voda. U postupku izrade kaverne, slatka voda se utiskuje u bušotinu kroz jedan od nizova dok se slana voda proizvodi kroz drugi niz. Oblik kaverne kontrolira se promjenom dubine spuštanja nizova za ispiranje, dubinom izolacijskog stupca u prstenastom prostoru, te dobavom i smjerom protoka vode. Izrada kaverne može trajati od nekoliko mjeseci do nekoliko godina. Istom bušotinom će se odvijati proces skladištenja i proizvodnje prirodnog plina. Prilikom bušenja kroz ležišta soli i isplaka mora biti zasićena solju da ne bi došlo do prijevremenog otapanja, odnosno stvaranja manjih kaverni unutar ležišta, a prije postizanja željene dubine. Slana voda proizvedena tijekom procesa utiskivanja i oblikovanja samog skladišta najčešće se koristi u kemijskoj industriji za proizvodnju soli ili se odlaže u more ako je to dozvoljeno. Ako nije, utiskuje se u druge formacije. U nekim slučajevima, otpadna slana voda odlaže se u napuštene rudnike soli. Netopivi ostaci iz kamene soli zasićeni su vodom i nalaze se na dnu kaverne. Nakon što se kaverna ispuni suhim plinom, voda s dna kaverne isparava, miješa se s plinom i zajedno s njim proizvodi. Smanjenjem tlaka pri proizvodnji, iz sada mokrog plina, izdvojiti će se hidrati, zbog kojih može doći do začepljenja tubinga. Da se to ne bi dogodilo, potrebno je pratiti vrijednosti tlaka u kaverni, temperaturu te vlažnost plina. Injektiranje inhibitora prije same proizvodnje postao je normalan postupak u svrhu dehidracije plina. 23

24 Slika 2-7. Direktno otapanje soli i otapanje obrnutim optokom (Bary et al., 2002) Vrijeme potrebno za formiranje kaverne ovisi o topivosti same soli te volumenu kaverne koji se želi postići. Ukoliko se skladište izrañuje u naslagama soli (halita), često se izmeñi njih nalaze proslojci od netopivog materijala kao što je pješčenjak, lapor ili dolomit. Zbog toga će volumen takvih kaverni biti manji od volumena kaverni izrañenih u solnim domama. Kaverne u solnim domama mogu biti visoke nekoliko stotina metara s promjerom izmeñu 50 i 80 m, pa njihov volumen može biti izmeñu i m 3. Za razliku od njih, volumen kaverni izrañenih u slojevima soli je izmeñu i m 3. Primjer podzemnog skladišta plina ovog tipa nalazi se u u Nuttermooru, u Njemačkoj. Ovo ležište imalo je idealne uvjete za gradnju podzemnog skladišta: sol visoke kvalitete, pozicionirano je blizu distributivnog plinskog sustava, dostupnost besplatne svježe vode i mogućnost ispuštanja slane vode u estuarij rijeke Ems. Kaverne u tom skladištu visoke su 400, a široke 75 metara. Ukupno ih je 18, a volumen im je oko 8,5 x 10 6 m 3, te se u njih može uskladištiti oko 1,3 x 10 9 m 3 prirodnog plina od čega 80% otpada na radni volumen, a 20% na plinski jastuk. Minimalni radni tlak je oko 30 bar, a maksimalni oko 150 bar. Ovo skladište je strateški bitno za Njemačku jer osigurava velik udio plina u potrošnji zemlje. 24

25 Ostali oblici podzemnih skladišta plina To mogu biti napušteni rudnici. Prvi takav objekt je bio rudnik u blizini Lourenceburga u Indiani, SAD-u (1952.) godine rudnik soli u blizini Burggraf-Bensdorfa u Njemačkoj je pretvoren u skladište plina. Skladištenje plina u rudnike ugljena je takoñer bilo isprobano u Denveru ( ) i u dvama rudnicima u Belgijskim Ardenima izmeñu i godine. Glavni problem ovakvog oblika skladištenja je bila ne mogućnost zadržavanja plina u skladištu pa ova skladišta nisu više u uporabi. Dva skladišta plina izgrañena su u kavernama iskopanim u čvrstim stijenama. Blizu Haje u Republici Češkoj, u granitu je na dubini od 1000 m napravljen niz tunela ukupne duljine 45 km koristeći za pristup okno obližnjeg napuštenog rudnika urana. Nakon zatvaranja rudnika u tunel se od godine skladišti oko 54 x 10 6 m 3 plina (radni volumen). U Švedskoj se od godine plin skladišti u kavernu izrañenu u granitu. Kaverna volumena m 3 proteže se na dubini izmeñu 100 i 200 m i obložena je čeličnom oblogom da se spriječi migracija plina. Njezin radni volumen je 8,5 x 10 6 m 3 plina, a dobava m 3 /dan (Plaat, 2009). U novije se vrijeme razmatra izrada kaverni u vapnenačkim formacijama pomoću otapanja kiselinom. Postupak izrade je još u istražnoj fazi Praćenje stanja u podzemnim skladištima plina Sva podzemna skladišta plina zahtijevaju neku vrstu kontrole, odnosno nadzora. Praćenje stanja u ležištu potrebno je da bi se osigurala stalna dobava. Velike dobave tijekom proizvodnje mogu uzrokovati oštećenje naslaga stijena oko proizvodnog niza. Slično tome, do oštećenja može doći i prilikom utiskivanja te čestim izmjenama ciklusa utiskivanje/proizvodnja. Mjerenja zbog praćenja stanja u ležištu obično se obavljaju svake dvije godine i to pomoću testa smanjenja tlaka. Test se sastoji od zatvaranja bušotine na nekoliko sati dok se tlak ne stabilizira, te naizmjeničnim otvaranjem bušotine sljedećih 4 do 8 sati. Tijekom testa kontrolira se dobava uz bilježenje vrijednosti povećanja odnosno smanjenja tlaka. Podaci dobiveni ovim testom mogu dati saznanja o sadašnjoj i budućoj dobavi odnosno prizvodnosti bušotine. Ponavljanjem testa svake dvije godine, mogu se otkriti eventualna oštećenja u bušotinskom nizu ili ležištu. Ukoliko se test ne provodi redovito, eventualna oštećenja neće biti otkrivena na vrijeme, te će zbog toga doći do nepovratnog smanjenja proizvodnosti. Uz to, neredovito testiranje otežava otkrivanje tipa oštećenja. Budući je test smanjenja tlaka skup postupak, prečesto testiranje se ne isplati. Postoje i novije 25

26 metode praćenja stanja u ležištu gdje se pomoću podataka dobivenih površinskim testovima mogu odrediti oštećenja nastala u bušotini tijekom vremena. Jedan od načina kojim se kontinuirano prati stanje u bušotini je mjerenje električnog toka (engl. Electric flow measurements - EFM). Pomoću te metode mjere se dobava i tlakovi na bušotinskoj glavi, a izmjereni podaci se elektroničkim putem šalju operatera. Bušotine su povezane kompjuterskom mrežom, te se svakih sat vremena bilježe podaci o tlaku i protoku, nakon čega se šalju do operatora. Ovakva česta mjerenja pomažu pri otkrivanju problema odnosno oštećenja u bušotinama ili pri npr. zakazivanju jednog od sigurnosnih ventila. Osim mjerenja tlaka, ekperimentira se i sa seizmičkim mjerenjima u svrhu nadgledanja podzemnih skladišta plina. Oštećenja stijena koja se najčešće javljaju u podzemnim skladištima plina su: 1) oštećenje uslijed djelovanja bakterija, 2) oštećenje uslijed prisustva anorganskih čestica (spojevi željeza, soli, kalcijev karbonat, barijev sulfat), 3) oštećenje uslijed prisustva ugljikovodika, organskih ostataka i ostataka sredstava korištenih tijekom eksploatacije, 4) prisustvo raznih čvrstih čestica. Svi ovi mehanizmi trebaju se sanirati na različite načine ukoliko se želi povećati proizvodnost skladišta. Postoje modeli koji služe za identificiranje tipa oštećenja te za odabir metode sanacije. Model koji služi primarno za podzemna skladišta plina sadrži baze podataka prikupljenih tijekom godina, te posebne proračune i logiku. Ovisno o ulaznim podacima koje korisnik unese, program dijagnosticira najvjerovatniji tip oštećenja te predlaže način stimulacije bušotine i fluide koji bi se trebali koristiti tijekom radova Podzemno skladište plina Okoli U Hrvatskoj u ovom trenutku postoji samo jedno podzemno skladište plina Okoli. Uvjetovano potrebama tržišta, podzemnom skladištu plina Okoli nekoliko se puta povećavao radni volumen i kapacitet crpljenja-isporučivost (tablica 2-4): 26

27 Tablica 2-4. Dosadašnja povećanja radnog volumena PSP Okoli (ðura, 2005) Godina Radni volumen, Dobava 10 6 m 3 crpljenja, 10 3 m 3 /h Dobava utiskivanja, 10 3 m 3 /h Napomena Izgradnja PSP-a Dogradnja PSP-a Dogradnja PSP-a Podzemno skladište prirodnog plina je rudarski objekt posebne namjene koji se ne razlikuje bitno od objekta za eksploataciju ležišta prirodnog plina. Osnovna je razlika u tome što se u ljetnom periodu ležište puni plinom koji se oduzima iz plinskog sustava, pa su pojedini elementi postrojenja prilagoñeni takvom pogonu. U fazi crpljenja plina nema razlike izmeñu proizvodnog plinskog polja i podzemnog skladišta prirodnog plina, osim što su protočni kapaciteti bušotina i nekoliko desetaka puta veći. Za pogon podzemnih skladišta izvode se dvije vrste bušotina: utisno-crpne i kontrolne bušotine (slika 2-8). Prva vrsta bušotina naziva se i radnim bušotinama koje su razmještene tako da optimalno zadovoljavaju geološke uvjete ležišta. One su opremljene kao standardne proizvodne bušotine, a njihova konstrukcija ovisi o fizikalno-geološkim karakteristikama ležišta. Kontrolne bušotine služe za praćenje kretanja rubne vode i za mjerenje tlaka i temperature u ležištu. Često se, radi štednje prostora i pojednostavljenja instalacija više bušotina smješta na zajedničkom prostoru. Iz tog prostora se prema željenim pozicijama u ležištu izrañuju koso usmjerene bušotine. Tada su platforme opremljene jednim mjernim i jednim zajedničkim separatorom za odvajanje slobodne kapljevine pa se plin naizmjenično usmjerava preko mjernog separatora dok sve ostale bušotine rade preko zajedničkog separatora. Takav se postupak primjenjuje i prilikom utiskivanja da bi se prikupili podaci karakteristični za svaku bušotinu. U nekim skladištima plina svaka bušotina ima svoj separator pa je moguća stalna kontrola svih mjerenih veličina. 27

28 a 1 bušotine izrañene kroz proizvodni sloj a 1 a 1 + a 2 - bušotine koje dreniraju slojeve a 1 i a 2 a 1 + a 2 + a 3 bušotine koje dreniraju proizvodne slojeve a 1, a 2 i a 3 Slika 2-8. Karta utisno crpnih bušotina s drenažnim zonama PSP Okoli (INA- Naftaplin) Svaka je bušotina, bilo pojedinačno, bilo zajednički povezana priključnim cjevovodom s plinskom stanicom. Centralna stanica podzemnog skladišta sastoji se od dva funkcionalno odvojena dijela. Tako je izvedeno i podzemno skladište plina Okoli. Jedan dio služi za utiskivanje u skladište, a drugi za crpljenje iz skladišta. Nadzemna oprema koja služi za utiskivanje plina u skladište sastoji se od ulaznog separatora ili baterije separatora priključenih na magistralni plinovod, ulaznog mjernog sustava i kompresora za utiskivanje plina. Dio koji služi za crpljenje plina iz skladišta sastoji se od stanice za smanjenje tlaka (od bušotinskog tlaka na tlak u magistralnom plinovodu) s ureñajem za grijanje plina, od sustava za dehidraciju pomoću trietilenglikola (slika 2-9), sa separacijom kapljevine i regeneracijom sredstva za dehidraciju, te od sustava za mjerenje količine plina koja iz skladišta odlazi u magistralni plinovod. 28

29 Slika 2-9. Dehidracija plina na PSP-Okoli (INA-Naftaplin) Neki od elemenata centralne stanice mogu biti tako izvedeni da služe i u periodu utiskivanja i u periodu crpljenja. To se odnosi na separatore i mjerne ureñaje. Kompresorska stanica najsloženiji je dio postrojenja podzemnog skladišta. Snaga kompresora iznosi katkada i više desetaka tisuća kilovata. Uz kompresore, postoje hladnjaci vode, ulja i plina, separatori plina te kontrolni i sigurnosni ureñaji. Karakteristike načina rada postrojenja PSP odreñene su komponentama koje čine postrojenje. Plin kroz plinovod koji transportira plin iz glavnog transportnog sustava dolazi do postrojenja PSP. Prvo prolazi kroz kompresore koji povećavaju tlak na odreñenu vrijednost, potrebnu za utiskivanje plina u skladište. Iz kompresorskih stanica plin se kroz bušotine utiskuje u ležište. U poroznim skladištima (plinska ležišta, akviferi) plin putuje od bušotina prema krajevima ležišta odnosno ulazi u porni prostor u stijenama. Za vrijeme tog procesa tlak u ležištu se povećava proporcionalno s količinom utisnutog plina. Za vrijeme izvlačenja plina iz skladišta plin prvo prolazi kroz ležište/kavernu do bušotina, izlazi iz ležišta/kaverne i prolazi kroz ureñaje za obradu plina. Prije puštanja plina natrag u glavni transportni sustav, ponekad se koriste i kompresori kako bi se tlak podesio na tlak u plinovodu. Zbog otpora uslijed trenja koje se javlja pri protjecanju plina dolazi do smanjenja tlaka. Trenje je glavni razlog pada tlaka u postrojenjima PSP. Iako uslijed malih brzina protjecanja trenja može biti malo, povećanje rasta brzine postaje važni parametar na koji treba obratiti pažnju. Kad se plin izvlači iz PSP, smanjuje se tlak u 29

30 ležištu/kaverni. U većini slučajeva smanjenje tlaka je linearno s ostatkom plina u skladištu. To uzrokuje pad tlaka na ušću bušotine (bušotinska glava). U centralnoj stanici postoji kontrolna ploča s mjernim i regulacijskim instrumentima, računalo za voñenje i kontrolu pogona, alarmni sistem i sistem za blokiranje. Uz centralnu stanicu podzemnog skladišta poštoje kotlovnica za grijanje medija za zagrijavanje plina prilikom sniženja tlaka, transformatorska stanica, radionica i skladište rezervnih dijelova. S obzirom da je ležišni tlak u izravnoj vezi s količinom radnog volumena plina, ponašanje skladišta može se prikazati kao profil izvlačenja plina. Dokle god je ukupni izvučeni volumen plina iz skladišta manji od kritičnog radnog volumena plina, dobava PSP će biti maksimalna. Skoro stotinu godina PSP dokazuju svoju vrijednost u uspostavljanju ravnoteže izmeñu potražnje i ograničene proizvodnje i transporta plina. PSP su postala neophodna za gotovo sva tržišta plina u svijetu. Kako liberalizacija tržišta raste, potreba za različitim oblicima PSP se povećava. Dizajn postrojenja PSP je uglavnom kompromis izmeñu geoloških i tehnoloških mogućnosti. Na slici 2-10 prikazana je tehnološka shema podzemnog plinskog skladišta Okoli. 30

31 Slika Tehnološka shema podzemnog skladišta plina Okoli (INA-Naftaplin)

32 2.2. SKLADIŠTENJE UKAPLJENOG PRIRODNOG PLINA Europa je jedan od najvećih svjetskih potrošača energije, no potražnja za energijom je mnogo veća od proizvodnje pa većina europskih zemalja, uključujući i Hrvatsku, ovisi o uvozu energenata. U današnje vrijeme, gospodarstva svih svjetskih zemalja direktno ovise o njihovoj energetskoj stabilnosti te je od iznimne važnosti razviti distribucijske sustave koji bi omogućili širi spektar dobavljača, odnosno, u što većoj mjeri diverzificirati dobavne pravce energenata, kako bi se u slučaju prekida jednog od tih pravaca, uspjelo zadržati energetski integritet i izbjegle moguće nestašice i redukcije. U posljednje vrijeme značaj plina kao energenta raste iz više razloga. U prvom redu zbog njegove manje cijene u odnosu na naftu i činjenice da cijena plina na tržištu nije podložna velikim oscilacijama kao što je slučaj s naftom. Drugo, plin je poželjan energent zbog svoje ''čistoće'', jer pri izgaranju znatno manje zagañuje okoliš u usporedbi s ostalim fosilnim gorivima. Usto, vrijednost plina nalazi se i u njegovoj praktičnosti pri transportu i uporabi. Ukapljeni prirodni plin (u daljnjem tekstu: UPP) je očišćeni prirodni plin ohlañen na temperaturu od 112 K (-161 C) i na taj način privremeno preveden u tekuće agregatno stanje. UPP tehnologija transporta prirodnog plina postala je vrlo popularna tijekom protekla tri desetljeća. Potrošnja UPP-a je naglo rasla (oko 3,5 puta brže od ukupne potrošnje plina), te danas iznosi gotovo 8% od svjetske proizvodnje plina (slika 2-11). Proizvodnja UPP-a je koncentrirana u malom broju zemalja. Tijekom godine osnovan je Forum zemalja izvoznica plina (engl. Gas Exporting Countries Forum, GECF), koji se ponekad naziva i "plinski OPEC" te predstavlja skup vodećih svjetskih proizvoñača plina s ciljem predstavljanja i promicanja njihovih zajedničkih interesa. Zemlje članice foruma su: Alžir, Bolivija, Egipat, Ekvatorijalna Gvineja, Iran, Libija, Nigerija, Katar, Rusija, Trinidad i Tobago, Venecuela, te Kazahstan i Norveška kao promatrači ( Forum ima dominantan utjecaj u svjetskoj trgovini UPP-om, a osigurava oko 85% svjetske proizvodnje UPP-a. Europska unija (EU) posjeduje manje od 2% svjetskih rezervi plina, a na plin otpada oko 25% njezine domaće potrošnje energije. Uz to, domaća proizvodnja plina u EU stagnira i očekuje se njezino buduće opadanje, dok je potrošnja plina u stalnom porastu. Sve veća razlika izmeñu domaće proizvodnje i potrošnje plina u Europskoj uniji pokriva se uvozom iz malog broja zemalja, pri čemu je najveći pojedinačni dobavljač Rusija. Oko 85% uvezenog plina doprema se plinovodima, od čega 40 % otpada na ruski plin (Kavalov et al. 2009). Zbog 29

33 malog broja dobavnih pravaca, Europska unija je osobito osjetljiva na tržišne nestabilnosti i oscilacije cijena plina, pa prekid jednog dobavnog pravca često znači nestašicu plina i redukcije. Nedavno naglo povećanje cijene energenata i privremeni prekidi opskrbe prirodnim plinom iz Rusije pojačali su zabrinutost zemalja članica Europske unije o dostupnosti, raznolikosti dobavnih pravaca te sigurnosti i pouzdanosti opskrbe prirodnim plinom. Slika Svjetska proizvodnja UPP-a i njegov udio u ukupnoj svjetskoj proizvodnji prirodnog plina (Kavalov et al. 2009) Do sada se UPP pokazao kao obećavajuća tehnologija u osiguranju i diverzifikaciji europske opskrbe prirodnim plinom. Doprinos UPP-a ukupnom uvozu plina u Europi još uvijek je skroman, te iznosi oko 47 milijardi m 3 uplinjenog prirodnog plina godišnje, ili 15% ukupnog uvoza plina. Trenutno su glavni uvoznici UPP-a u Europskoj uniji Španjolska, s više od pola ukupnog uvoza UPP-a i Francuska, s više od četvrtine ukupnog uvoza UPP-a. Europska unija trenutno gotovo sav UPP uvozi iz zemalja članica GECF-a (tablica 2-5) (Kavalov et al., 2009). Rusija trenutno većinu svog izvoznog plina transportira putem plinovoda. Ona sigurno neće olako prepustiti svoj dio europskog tržišta izvoznicima UPP-a, te se očekuje njezin agresivan ulazak na tržište UPP-a, kako bi zaštitila svoju poziciju glavnog opskrbljivača plina za Europsku uniju. U prilog tome govori i puštanje u pogon postrojenja za ukapljivanje Shakalin II kapaciteta 9,6 milijuna tona UPP-a godišnje ( 30

34 Trenutno, svjetska industrija UPP-a godišnje proizvodi više od 177 milijuna tona UPP-a u postrojenjima za ukapljivanje koncentriranim u nekoliko regija (True, 2008): - Azija Pacifik (Indonezija, Australija, Malezija, Brunej, Rusija), - Bliski istok (Katar, Oman, Ujedinjeni Arapski Emirati), - Zapadna i Sjeverna Afrika (Alžir, Egipat, Libija, Nigerija, Ekvatorska Gvineja), te - izoliranim postrojenjima za ukapljivanje na Karibima (Trinidad i Tobago) i u Arktičkom krugu (Aljaska i Norveška). Prve komercijalne količine UPP-a proizvedene su godine u Alžiru. Danas je Katar najveći svjetski proizvoñač UPP-a s godišnjom proizvodnjom od 53 milijuna tona ( U budućnosti se predviña povećanje postojećih kapaciteta ukapljivanja i izgradnja novih postrojenja za ukapljivanje. Većina novih kapaciteta u izgradnji nalazi se na Bliskom istoku, u Kataru i Jemenu. Novi terminali za ukapljivanje grade se i u Indoneziji, Australiji, Papui Novoj Gvineji, Nigeriji i Angoli (True, 2008). Tablica 2-5. Zemlje izvoznice UPP-a, njihovi udjeli u svjetskoj proizvodnji, udjeli njihovog ukupnog izvoza UPP-a za Europsku uniju te pripadnost regijama i organizacijama (Kavalov et al., 2009) Terminal za uplinjavanje ukapljenog prirodnog plina samo je dio transportnog lanca koji obuhvaća niz usklañenih objekata i postrojenja. Glavni cilj je, kao i kod klasičnog transporta prirodnog plina plinovodima, dopremiti plin s plinskog polja do potrošača. Ako 31

35 plinsko polje i mjesto potrošnje nije moguće spojiti plinovodom, ili ako takav način povezivanja nije isplativ, kao rješenje se javlja koncept UPP-a. Pritom se plin prevozi brodovima, a zbog ograničenog skladišnog prostora broda on se prethodno prevede u tekuće agregatno stanje, čime mu se volumen smanji za oko 600 puta u odnosu na standardne uvjete. Proporcionalno smanjenju volumena, smanjuju se troškovi skladištenja i trasporta. Tehnologija UPP-a je konkurentna transportu plina cjevovodima, samo pri transportnim udaljenostima većim od 2500 km. Meñutim, mnogo je fleksibilnija jer, za razliku od klasičnog uvoza plina cjevovodima, gdje su kupci najčešće ovisni o samo jednom proizvoñaču, vlasnicima uvoznih terminala omogućuje poslovanje i kupovinu plina od niza proizvoñača. Glavne komponente transportnog lanca UPP-a su sljedeće: 1. proizvodni sustav prirodnog plina na plinskom polju, 2. transport plina plinovodom od polja do postrojenja za ukapljivanje, 3. pročišćavanje plina, njegovo ukapljivanje hlañenjem na temperaturu od -161ºC u postrojenju za ukapljivanje, te skladištenje u spremnike ukapljenog plina, 4. prijevoz UPP-a brodovima od postrojenja za ukapljivanje do terminala za uplinjavanje, 5. pretakanje UPP-a iz brodova u spremnike terminala u kojima se on privremeno skladišti, uplinjavanje UPP-a i otprema u mrežu plinovoda, te 6. transport plina plinovodom do krajnjih potrošača. Ukapljeni prirodni plin skladišti se u spremnicima na terminalu za ukapljivanje i uplinjavanje, ali i tijekom transporta brodovima s tim da su to spremnici manjeg volumena od spremnika na kopnu. U nastavku će se razmatrati skladištenje ukapljenog prirodnog plina na kopnu. Izbor konstrukcije spremnika je specifičan za svaki projekt. Razmatranja trebaju uključiti (Huang et al., 2007): - primjenjive norme, pravila i zakone, - uvjete lokacije, - zahtjeve konstrukcije (dozvoljeni tlak, prodor topline), - vanjska opterećenja (vjetar, potresi, snijeg), - sigurnosna pitanja (propuštanje spremnika, izljev UPP-a, zaštita od požara), - temelje (karakteristike zemljišta, iskopne radove) i - dodatnu opremu (pumpe u spremnicima, mogućnost pristupa spremniku). 32

36 Spremnici za UPP se prema načinu izvedbe dijele na nadzemne i podzemne. Nadzemni spremnici se najčešće koriste jer su, u odnosu na podzemne spremnike, jeftiniji, lakše se održavaju i brže grade. Prije njihove izgradnje nije potrebno obavljati iskope, niti osigurati sustav za opsežno dreniranje zemljišta. Svi spremnici za UPP u Europi su nadzemne izvedbe ( 2008). Terminali s podzemnim spremnicima su češći na lokacijama koje se nalaze na seizmički aktivnim područjima, kao što su Japan, Južna Koreja i Tajvan. Na tim lokacijama se uglavnom teško osigurava velik prostor za izgradnju terminala, pa se podzemni spremnici bolje uklapaju, jer mogu biti rasporeñeni na vrlo malim meñusobnim udaljenostima. Takoñer, ne narušavaju izgled krajolika, jer mogu biti potpuno nevidljivi javnosti. Nadzemni spremnici za UPP se, prema konstrukcijskim osobinama, dijele na (Huang et al. 2007): - spremnike s jednostrukom zaštitom (slika 2-12), - spremnike s dvostrukom zaštitom (slika 2-13) i - spremnike s potpunom zaštitom (slika 2-14). Spremnici s jednostrukom zaštitom su trenutno najpopularniji izbor ukoliko na lokaciji ima dovoljno prostora za izgradnju zemljanih nasipa, koji služe za sekundarno zadržavanje UPP-a. Primarno zadržavanje obavlja unutrašnja stijenka spremnika, koja se nalazi unutar prostora ograñenog nasipom. U slučaju propuštanja unutrašnje stijenke, nasip sprječava nekontrolirano razlijevanje UPP-a po lokaciji terminala, s tim da ne može zadržati pare UPPa. U takvim situacijama, zbog širokog raspršenja zapaljivih para UPP-a, te velikog toplinskog isijavanja u slučaju požara, može doći ugrožavanja ljudi i opreme na terminalu. Zbog toga spremnici s jednostrukom zaštitom iziskuju više otvorenog prostora oko sebe i veće meñusobne razmake od ostali tipova spremnika. Izgradnja spremnika s jednostrukom zaštitom je jeftinija, no zbog zahtjeva za velikom količinom slobodnog zemljišta, ti su spremnici praktični samo na rijetko naseljenim i nenaseljenim lokacijama, gdje slobodnog prostora ima u izobilju. 33

37 Slika Spremnik s jednostrukom zaštitom Spremnici s dvostrukom zaštitom i spremnici s potpunom zaštitom sekundarno zadržavanje UPP-a u slučaju propuštanja ostvaruju vanjskim stjenkama od prenapregnutog betona izgrañenim oko unutrašnje stijenke, a razlika je u načinu rukovanja parama UPP-a. U slučaju napuknuća unutrašnje stijenke i izlijevanja UPP-a, spremnici s dvostrukom zaštitom pružaju nepropusnost samo za kapljevinu. Vanjska stijenka ne zadržava pare, ali bitno umanjuje njihovo raspršivanje, te visinu vatre i toplinsko isijavanje u slučaju požara. Slika Spremnik s dvostrukom zaštitom 34

38 Kod spremnika s potpunom zaštitom, u slučaju propuštanja unutarnje stijenke, vanjska stijenka zadržava i UPP i njegove pare. Dio para bi se mogao ispustiti kroz odušne ventile. Spremnici s potpunom zaštitom su najsigurniji u pogledu neočekivanog istjecanja UPP-a te mogu biti smješteni gotovo svugdje, no imaju najviše troškove izgradnje. Spremnici s dvostrukom zaštitom su nešto jeftiniji, ali još uvijek zahtijevaju značajnu količinu prostora za izgradnju. Stoga je pri odabiru tipa spremnika najprije potrebno provesti pažljivu analizu troškova zemljišta i troškova spremnika, kako bi se u okviru lokalnih propisa moglo odabrati najisplativije rješenje (tablica 2-6). U nekim zemljama vlasti diktiraju korištenje spremnika s dvostrukom zaštitom kao sigurnosni minimum, tako da je u tim zemljama odluka o tipu spremnika za investitora već donesena (Kaplan et al., 2003). Slika Spremnik s potpunom zaštitom Kod sva tri tipa spremnika se kao unutrašnja stijenka koristi čelik s 9%-tnim udjelom nikla. Sekundarno zadržavanje osiguravaju zemljani nasipi ili vanjske betonske stijenke. Svi spremnici su opremljeni slojem izolacije, koji sprječava prodor okolne topline u unutrašnjost spremnika i nepoželjno prijevremeno isparavanje UPP-a. Postoje i dva novija tipa spremnika, membranski i PC/PC spremnici s dvije stijenke od prednapregnuog betona (engl. prestressed concrete, PC). Membranski spremnici koriste membrane za primarno zadržavanje i prateće zidove izrañene od betona ili drugog izolacijskog materijala za sekundarno zadržavanje. PC/PC spremnici koriste dva sloja prednapregnutog betona za zadržavanje UPP-a. 35

39 Za izgradnju spremnika potrebno je prosječno 36 mjeseci, ako se isključi vrijeme potrebno za pripremu zemljišta i puštanje spremnika u pogon. Zbog njihove jednostavne konstrukcije, najmanje je vremena potrebno za izgradnju spremnika s jednostrukom zaštitom. Najčešće se na terminalima za uplinjavanje grade dva ili više spremnika, iako postoje terminali sa samo jednim spremnikom. Ako je terminal opremljen samo jednim spremnikom, tada će se pretakanje i otprema UPP-a na uplinjavanje obavljati u istom spremniku, no to ne uzrokuje nikakve operativne poteškoće. Radi smanjenja troškova, projektanti pokušavaju broj spremnika svesti na minimum, povećavajući skladišni volumen spremnika. Zbog toga se maksimalni volumen pojedinačnogspremnika za UPP povećavao tijekom vremena, te se danas grade spremnici volumena m 3 (Huang et al. 2007). Tablica 2-6. Usporedba spremnika za UPP (Huang et al. 2007) Spremnici s jednostrukom zaštitom Spremnici s dvostrukom zaštitom Spremnici s potpunom zaštitom PC/PC spremnici Nadzemni membranski spremnici Podzemni membranski spremnici Potreban slobodni prostor 2,5 x promjer spremnika 1,6 x promjer spremnika 1,5 x promjer spremnika 1,5 x promjer spremnika 1,5 x promjer spremnika 1,5 x promjer spremnika Faktor troškova izgradnje Vrijeme izgradnje (mjeseci) Udio na tržištu 1 22 do % 1,5 25 do % 1,7 31 do 37 1,6 33 do 36 1 % 1,5/1,7 30 do 36 6 % 3 42 do % Pri razmatranju ukupnog skladišnog kapaciteta spremnika treba primjetiti da terminali za uplinjavanje često posluju s nekoliko proizvoñača UPP-a, s različitim rasporedom isporuka i različitim kapacitetima brodova za transport UPP-a. Povrh toga, od terminala se očekuje i 36

40 prihvat sporadičnih dostava UPP-a sa slobodnog tržišta. Planirani skladišni kapacitet terminala bi trebao omogućiti amortizaciju tih nesigurnosti. On treba biti dovoljno velik da omogući održavanje neprekidne dostave plina u distribucijski sustav pri ugovorenim količinama. Takoñer mora osigurati i strateške rezerve UPP-a, za slučajeve kada je terminal prozvan da trenutno zamijeni neki drugi veliki izvor plina. Potreban skladišni volumen spremnika računa se na temelju podataka o veličini primljenih pošiljaka UPP-a, učestalosti pošiljaka i pričuvnom kapacitetu potrebnom za očuvanje kontinuiteta procesa u slučajevima kašnjenja brodova ili prekida isporuke UPP-a na odreñen broj dana, zbog nevremena ili havarija. Zbog potrebe za sniženjem kapitalnih i operativnih troškova terminala, postojeći skladišni kapaciteti se moraju iskorištavati u najvećoj mogućoj mjeri, dok se novi, planirani, skladišni kapaciteti moraju optimizirati. Odluka o korištenju spremnika s jednostrukom, dvostrukom ili potpunom zaštitom, temelji se na važećim propisima, troškovima izgradnje spremnika, dostupnosti zemljišta, a ponekad i zaštiti od vanjskih dogañaja, kao što su eksplozije oblaka isparenog UPP-a, projektili i mali zrakoplovi Primjeri postojećih spremnika za ukapljeni plin Darwin (Australija) Japan troši više od polovice svjetske proizvodnje UPP, a očekuje se da postrojenje za ukapljivanje prirodnog plina u Darwinu opskrbljuje Japan prilikom sljedećih 17 godina. Izgradnja terminala za ukapljivanje vrijednog 1,5 milijardi dolara započela je godine, a terminal je završen godine. Na terminalu je za skladištenje ukapljenog plina izgrañen spremnik s potpunom zaštitom (slika 2-15) kapaciteta m 3. Visina spremnika je oko 47 m, promjer 94 m, a debljina vanjskog betonskog zida je 550 mm. 37

41 Slika Spremnik za UPP u Darwin-u pri kraju izgradnje Jadranski UPP terminal (Italija) Jadranski terminal za UPP (engl. Adriatic Liquefied Natural Gas - ALNG) prvi je odobalni svjetski terminal za uplinjavanje izveden na principu gravitacijske konstrukcije. Smješten je na sjeveru Jadranskog mora, oko sedamnaest kilometara istočno od Porto Levantea i predstavlja projekt talijanske tvrtke Terminale GNL Adriatico Srl u vlasništvu Qatar Petroleuma, ExxonMobilea i Edisona. Gradnja terminala započela je u listopadu 2003., a završila u kolovozu godine. Prva isporuka UPP-a je ostvarena 11. kolovoza godine. Osnovu ALNG terminala sačinjava betonska (gravitacijska) struktura, koja je projektirana tako da podupire i sadržava dva spremnika za UPP, ali isto tako da podupire gornju etažu s pripadajućim postrojenjem. Duga je 180 metara, široka 88 metara i visoka 47 metara (Wesselink, 2008). To je masivna grañevina koja se vlastitom težinom učvršćuje na morsko dno na dubini od oko 29 metara. Na ALNG prihvatnom terminalu koriste se dva modulna skladišna spremnika za UPP (slika 2-16). Spremnici su u potpunosti izgrañeni od čelika s 9%-tnim udjelom nikla, prizmatičnog su oblika i konstruirani su s unutarnjim rebrastim pojačanjima. Dva spremnika, svaki radnog obujma od m 3, ugrañena su unutar betonske strukture. Spremnici su široki 33 metra, visoki 28 metara i dugački 155 metara. Svaki spremnik teži otprilike tona, a cijela konstrukcija terminala tona. 38

42 Slika Spremnici za ukapljeni plin na Jadranskom terminalu 39

43 3. SKLADIŠTENJE NAFTE Transport nafte od mjesta proizvodnje ili prikupljanja do krajnjeg korisnika nije kontinuiran postupak već zahtijeva skladištenje nafte. Za skladištenje se koriste spremnici različitih oblika i veličina koji mogu biti nadzemni ili podzemni. Postoji više podjela spremnika no najčešće su one prema obliku, tipu krova, načinu izrade i materijalu od kojeg su izrañeni. Prema obliku spremnici se dijele na cilindrične (koji mogu biti uspravni; najčešće korišteni, i vodoravni), sferične i prizmatične. Prema tipu krova razlikuju se spremnici s fiksnim i plutajućim krovom, a prema načinu izrade spremnici spajani zakovicama i zavareni. Prema materijalu izrade spremnici mogu biti čelični i spremnici od nemetala, s tim da se spremnici koji se ovdje obrañuju izrañuju isključivo od čelika. Prvi spremnici korišteni u naftnoj industriji bili su izrañeni od drveta. Nakon toga počinju se primijenjivati čelični spremnici spajani zakovicama, a nakon njih se javljaju zavareni spremnici koji se danas najčešće u praksi koriste za skladištenje nafte. Na odabir spremnika mogu utjecati radni uvjeti, kapacitet skladištenja i dizajn spremnika. Postoje tri svojstva koje treba uzeti u obzir pri dizajniranju odnosno izradi spremnika za sirovu naftu i naftne prerañevine, a to su: tlak para tvari koja se skladišti, tlak i temperatura skladištenja i toksičnost proizvoda. Da bi se zadovoljila ograničenja o zagañenju zraka, spriječile opasnosti od požara i izbjeglo gubljenje vrijednih sastojaka uskladištenog proizvoda, preporučljivo je: korištenje spremnika s plutajućim krovom za skladištenje nafte i naftnih derivata s tlakom para od 7700 do Pa (pri temperaturi skladištenja) ili korištenje spremnika s fiksnim krovom opremljenim ureñajem za skupljanje para. U spremnicima se skuplja nafta proizvedena s bušotine prije otpremanja u naftovode pa oni moraju biti konstruirani tako da omoguće mjerenje količine fluida u njima i uzimanje uzoraka. 40

44 3.1. TIPOVI SPREMNIKA Podjela prema materijalu i načinu izrade spremnika Spremnici mogu biti različitih veličina i oblika. Kao smjernice za procjenu volumena skladištenja za postrojenje koje proizvodi naftu, te za odabir broja spremnika sirove nafte treba voditi računa o sljedećem (Lake, 2007.): 1. za odreñivanje kapaciteta: (a) za jednu bušotinu, volumen jednog spremnika trebao bi biti dovoljan za skladištenje količine nafte proizvedene tijekom 2 do 3 dana proizvodnje, (b) za cijelo polje, ukupni kapacitet spremnika trebao bi omogućiti skladištenje količine nafte proizvedene tijekom 3 do 4 dana; 2. za odreñivanje broja spremnika: - broj i dobava proizvodnih bušotina. Posebne potrebe mogu zahtijevati prizmatične spremnike, vodoravne cilindrične spremnike ili čak spremnike oblika kugle. Vodoravni cilindrični spremnici općenito se koriste za skladištenje ugljikovodika i kemikalija pod većim tlakom. Najčešći oblik koji se koristi u praksi je uspravni cilindrični spremnik. Kapacitet jednog spremnika može varirati od 16 do m 3. Spremnik odgovarajućeg obujma ima promjer u rasponu od 3 m do 125 m za neke od najvećih spremnika s plutajućim krovom. Način izgradnje spremnika ovisi o veličini spremnika, proizvodu koji se skladišti, vremenu i o specifičnim uvjetima ovisno o mjestu na kojem se spremnik nalazi, te lokalnim sigurnosnim zakonima ili zakonima vezanim uz zaštitu okoliša Čelični spremnici spajani zakovicama Datiraju još iz 1900-tih kada su zamijenili drvene spremnike i još se koriste za skladištenje kapljevine. Njihov volumen može biti 6000 m 3 i veći. Spremnici za skladištenje nafte obuhvaćeni su API specifikacijom 12B koja definira karakteristike spremnika obujma od 15,9 do 159 m 3 (100 do bbl). To su atmosferski spremnici koji se proizvode se od ugljičnog čelika. Prednost im je mogućnost transporta te jednostavan način gradnje i održavanja. Ako se ne galvaniziraju ili prevuku slojem za zaštitu od korozije, očekivani radni vijek im je kraći od 41

45 onog koji imaju zavareni čelični spremnici. Povećani troškovi održavanja i pooštreni ekološki i sigurnosni zahtjevi diktiraju zamjenu starih spremnika sa zakovicama novim modernim spremnicima. Na slici 3-1. prikazan je spremnik spajan zakovicama. Slika 3-1. Čelični spremnici zakovicama ( 2010) Zavareni čelični spremnici Alternativa izvedbi spremnika spajanih zakovicama je čelični zavareni spremnik. Ovaj tip spremnika se najčešće koristi za skladištenje nafte. Veličina i kapacitet skladištenja ovog tipa spremnika limitirani su primarno načinom transporta koji se koristi za prijevoz tvornički zavarenog spremnika na željeno mjesto postavljanja. Zato se tvornički izrañuju gotovi spremici malog obujma (od 14 do 80 m 3 ) dok se spremnici većeg obujma izrañuju na terenu. Tvornički zavarene spremnike karakterizira potrebna sigurnost uz razumnu cijenu skladištenja sirove nafte i drugih tekućina kojima se obično rukuje u proizvodnom segmentu industrije. Tvornički izrañen spremnik testira se na propuštanje u tvornici, pa je odmah spreman za upotrebu. Karakteristike ovog tipa spremnika obuhvaćene su API specifikacijom 12F. U tablici 3-1. prikazani su podaci iz API specifikacije 12 F za zavarene tvornički izrañene spremnike (Lake, 2007). 42

46 Tablica 3-1. API specifikacija 12 F za zavarene tvornički izrañene spremnike Radni Tlak, Pa obujam, m 3 Pretlak Potlak Prosječni radni obujam, m 3 Vanjski promjer spremnika, m Visina, m 14, ,4 2,1 3 15, ,5 2,7 2,4 23, ,5 2,7 3,6 31, ,4 3, , ,8 3 4,6 39, ,6 3,3 4,6 44, ,3 3,6 4,6 63, ,2 3,6 6,1 79, ,1 3,6 4,9 Spremnici izrañeni na terenu zadovoljavaju potrebe industrije za povećanim skladišnim prostorom bilo na udaljenom proizvodnom polju, u rafineriji ili na terminalu. Njihove su karakteristike obuhvaćene API specifikacijom 12D, a spremnici obujma većeg od 1600 m 3 grade se u skladu sa standardom API 650. Taj standard definira materijal, konstrukciju, tvorničku izradu dijelova spremnika, izgradnju i kontrolu spremnika. Tablica 3-2 prikazuje kapacitet zavarenih skladišnih spremnika kao funkciju promjera i visine (Lake, Arnold, 2007). Tablica 3-2. Kapacitet zavarenih spremnika Visina spremnika, m Promjer, m 6,1 9,1 12,1 15,2 18,3 Nominalni obujam, m 3 6, , , , , , , , , , , , , , , , , ,

47 Nemetalni spremnici Nemetalni spremnici mogu biti sastavljeni u tvornici ili na terenu i obično su izrañeni od plastičnih materijala. Njihova prednost je u tome što ne korodiraju, izdržljivi su, jeftini i male težine. Za izradu plastičnih spremnika najčešće se koriste polivinil klorid, polietilen, polipropilen i poliesteri s ojačanjima od staklenih vlakana. Najčešće korišteni tip spremnika je plastični spremnik s ojačanjima od staklenih vlakana (engl. Fiber Reinforced Plastic-FRP). Ovaj tip spremnika pogodan je i za vanjsku i za unutarnju primjenu. Temperaturna granica za plastične spremnike je od do K. Zbog zaštite od ultraljubičastog zračenja spremnici se s vanjske strane premazuju bojom. Neophodna je i zaštita od mehaničkih udaraca. Budući se plastični spremnici raspadaju brže od metalnih kada su izloženi vatri, neki operateri zabranjuju upotrebu plastičnih spremnika za skladištenje ugljikovodika Podjela spremnika prema tipu krova Prema tipu krova atmosferski spremnici se dijele na: - spremnike bez krova (engl. Open Top Tank - OTT), - spremnike s fiksnim krovom (engl. Fixed Roof Tank - FRT), - spremnike s plutajućim krovom o spremnici s vanjskim plutajućim krovom (engl. External Floating Roof Tank- EFRT), o spremnici s unutarnjim plutajućim krovom koji podrazumijeva fiksni (zatvoreni) krov iznad plutajućeg (engl. Closed Floating Roof Tank- CFRT). Na slici 3-2. prikazan je razvoj atmosferskih spremnika. 44

48 Slika 3-2. Razvoj atmosferskih spremnika (Lake, Arnold, 2007) Na proizvodnim postrojenjima najčešće se primjenjuju spremnici s fiksnim krovom, koje karakterizira atmosferski tlak Spremnici bez krova Ovaj tip spremnika je bio jedan od prvih spremnika korištenih za skladištenje naftnih proizvoda. Direktna izloženost površine tekućine atmosferi rezultira velikim gubicima uslijed isparavanja, širenjem često neugodnog mirisa i povećanom opasnošću od požara. Spremnik bez krova ima ograničenu primjenu, primarno za skupljanje zauljene vode bilo da se radi o vodi za ispiranje ili vodi iz procesa Spremnici s fiksnim krovom Spremnik s fiksnim krovom omogućuje zadržavanje para i smanjuje mogućnost požara. Zbog izloženosti velike površine tekućine javljaju se značajni gubici zbog isparavanja i povećava se mogućnost stvaranja eksplozivne atmosfere. Zbog toga su spremnici s fiksnim krovom česti u proizvodnim pogonima za skladištenje ugljikovodika koje karakterizira tlak para blizu atmosferskog tlaka. Na terminalima sirove nafte i otpremnim stanicama, u spremnik s fiksnim krovom može se dodati unutarnji plutajući krov, da bi se smanjili gubici uslijed isparavanja. Spremnici s fiksnim krovom prikazani su na slici 3-3. Najčešća konstrukcija fiksnog krova podrazumijeva plitki konusni krov poduprt centralnim stupom i internim (ili eksternim) okvirom za podupiranje krovnih ploča. Kod izgradnje spremnika promjera većeg od 36,6 m koristi se više pravilno rasporeñenih stupova podupirača. Dizajn može uključivati i krovni zglob za dodatnu zaštitu u slučajevima naglog porasta unutarnjeg tlaka. Ostale izvedbe fiksnog krova kao što su krov sa samopridržavajućom kupolom ili krov u obliku kišobrana mogu se koristiti ako tlakovi u 45

49 spremniku premašuju mogućnosti krova s konusnom izvedbom. Spremnici s fiksnim krovom bi trebali imati brzo otvarajući mjerni otvor na krovu, koji omogućuje operateru pristup spremniku zbog odreñivanja da li je u spremniku prisutna voda, mjerenja visine razdjelnice nafta/voda i za uzimanja uzoraka sirove nafte. Slika 3-3. Spremnici s fiksnim krovom (Lake, Arnold, 2007) Ovisno o promjeru spremnika, konstrukcija spremnika ukoliko je unutrašnji tlak do Pa definirana je API standardom 650, dodatak F. Za radni tlak veći od Pa (do 1,0342 x 10 5 Pa) pri konstrukciji spremnika treba slijediti pravila definirana u API standardu Spremnici s plutajućim krovom Iako se normalno ne koriste u proizvodnim operacijama, spremnici s plutajućim krovom se često koriste za skladištenje nafte na terminalima gdje je sirova nafta stabilizirana na tlak para manji od Pa. Kada je tlak para proizvoda veći od 3500 Pa (u nekim državama i veći), ali manji od Pa, američka Agencija za zaštitu okoliša dozvoljava korištenje plutajućeg krova kao primarnog sredstva za kontrolu para iz skladišnog spremnika. Spremnici s plutajućim krovom nisu namijenjeni skladištenju svih proizvoda. Općenito, nisu primjereni za skladištenje proizvoda koji nisu stabilizirani (isključena pojava pare pri skladištenju). Svrha primjene spremnika s plutajućim krovom je omogućiti sigurno, učinkovito skladištenje hlapivih proizvoda s minimalnim utjecajem para na okoliš. Konstrukcijski su parametri za ovj tip spremnika obuhvaćeni dodatkom C API standarda 650. Vanjski plutajući krov pluta na površini kapljevine te se podiže ili spušta s ulijevanjem odnosno ispuštanjem kapljevine (slika 3-4). 46

50 Slika 3-4. Spremnik s vanjskim plutajućim krovom ( 2009) Spremnik s unutarnjim plutajućim krovom je razvijen sredinom 1950-tih godinazbog zaštite plutajućeg krova od štetnih vanjskih utjecaja, uključujući i udare munje. Područje za skupljanje pare smješteno iznad plutajućeg krova, a ispod fiksnog krova, uključuje otvore za cirkulaciju koji omogućuju prirodnu ventilaciju prostora smanjujući time akumuliranje para i mogućnost formiranja zapaljive smjese. Slike 3-5 i 3-6 prikazuju spremnik s unutarnjim plutajućim krovom. Slika 3-5. Spremnik s unutarnjim plutajućim krovom (Lake, Arnold, 2007) 47

51 Slika 3-6. Spremnik s unutarnjim plutajućim krovom i moguće izvedbe brtvljena izmeñu oplate i krova spremnika ( 2009) 48

52 Zatvoreni spremnik s unutarnjim plutajućim krovom sličan je prije opisanom spremniku s unutrašnjim plutajućim krovom, ali eliminira prirodnu ventilaciju područja za paru. Umjesto toga, on je opremljen dišnim ventilom, a može uključivati i zatvoreni sustav identičan onome koji se koristi u spremnicima s fiksnim krovom (slika 3-7). Slika 3-7. Zatvoreni spremnik s ureñajem za skupljanje pare (Lake, Arnold, 2007) Efektivni radni kapacitet spremnika s plutajućim krovom Pri odreñivanju veličine spremnika potrebno je uzeti u obzir nekoliko faktora. Visina stijenke spremnika s unutarnjim ili vanjskim plutajućim krovom mora odgovarati prostoru potrebnom za kretanje plutajućeg krova kao što je prikazano na slici 3-8. Visina pete Radna visina Visina gaza Visina stijenke Slika 3-8. Radni kapacitet spremnika (Lake, Arnold, 2007) 49

53 Radni prostor spremnika s plutajućim krovom odreñen je prostorom izmeñu maksimalne mjerene i preporučene minimalne visine do koje se smije spustiti plutajući krov. Plutajući krov mora se spustiti do dna spremnika samo ako spremnik treba podvrgnuti pregledu ili tekućem održavanju. Spuštanje plutajućeg krova na dno spremnika tijekom normalnih operacija spremnika treba izbjegavati. Gubici proizvoda se povećavaju svaki puta kada krov nije u potpunom dodiru s površinom kapljevine. Općenito se spremnici s plutajućim krovom koriste samo na terminalima ili u rafinerijama gdje su potrebni veći skladišni kapaciteti. Povećani naglasak na kontrolu emisija uslijed isparavanja iz spremnika u budućnosti će promijeniti ulogu spremnika s plutajućim krovom u smislu povećane primjene u spremnicima manjeg obujma Kontrola para proizvoda u spremnicima s plutajućim krovom Općenito, plutajući krov pokriva cijelu površinu tekućine osim uskog prstenastog prostora uz stijenku spremnika. U normalnim uvjetima krov pluta ravnomjerno i centriran je unutar okvira spremnika pa ispod čeličnog plutajućeg krova ne bi smjelo biti prostora za izdvajanje pare, a količina pare koja može ostati zarobljena ispod plutajućeg krova trebala bi biti zanemariva. Meñutim ako su ispod krova zarobljene velike količine trenutno otplinjene pare to može bitno utjecati na stabilnost plutanja krova, pa bi takve uvjete trebalo izbjegavati. Američki naftni institut proveo je sveobuhvatna istraživanja s ciljem odreñivanja, kontrole i sprječavanja emisija iz spremnika. U travnju godine dvije prethodne publikacije (br i 2519) objedinjene su i objavljene u poglavlju 19.2 API priručnika standardnih mjerenja u naftnoj industriji, a odnose se na odreñivanje emisija za spremnike s plutajućim krovom. Iz proračuna proizlazi da se u slučaju skladištenja istog proizvoda pri istim uvjetima, emisije iz spremnika s fiksnim krovom mogu smanjiti i do 98% ako se umjesto njega koristi odgovarajuće konstruiran i održavan spremnik s plutajućim krovom. Emisije uslijed isparavanja, iako jako smanjene, ne mogu se u potpunosti eliminirati. Praksa podrazumijeva korištenje spremnika s plutajućim krovom samo za skladištenje proizvoda koji se smatraju stabilnima tako da velike količine pare neće doći ispod plutajućeg krova. U slučajevima naglog isparavanja proizvoda koji ulazi u spremnik, proizvedene pare bit će uhvaćene ispod plutajućeg krova. Isparavanje i slični gubici proizvoda još uvijek se dogañaju u rubnom prostoru, standardnoj krovnoj instalacijskoj armaturi, proizvodu koji ostane na oklopu spremnika i tijekom operacija koje zahtijevaju da se spremnik isprazni, a plutajući krov spusti na svoje potpornje. 50

54 Pripadajuća oprema spremnika Spremnici, ovisno o vrsti skladištenog proizvoda, potrebama vlasnika i primjenjivim zakonima mogu uključivati raznovrsnu pripadajuću opremu. Uz cijevi za punjenje i pražnjenje, otvore za spuštanje različitih instrumenata i ulazak ljudi, spremnik može uključivati unutarnje grijače, platforme, ljestve i dišne ventile. Spremnici s plutajućim krovom zahtijevaju specijalnu pažnju jer navedeni dijelovi mogu utjecati na siguran rad plutajućeg krova. Na spremnicima s vanjskim plutajućim krovom, treba osigurati dobro brtvljenje ruba krova sa stijenkom spremnika, a krovni odvodi dizajnirani tako da svedu na minimum bilo kakav teret na strukturi plutajućeg krova. Svaki plutajući krov trebao bi uključivati jedan ureñaj protiv zakretanja (rotacije) krova tijekom njegovog kretanja unutar spremnika. Neki ureñaji su neophodni za siguran rad plutajućeg krova dok drugi mogu biti prepušteni izboru temeljenom na specifičnim potrebama skladištenja. Mnogi od tih ureñaja utječu na radnu razinu plutajućeg krova. Slika 3-9 prikazuje moguću opremu spremnika s plutajućim krovom koju treba uzeti u obzir pri izradi spremnika. Plutajuća usisna cijev Grijač Izlaz nafte Ulaz smjese Raspršivač Slika 3-9. Moguća oprema spremnika s plutajućim krovom (Lake, Arnold, 2007) 51

55 3.2. DISANJE SPREMNIKA Kada se hlapiva tvar nalazi u ventiliranom spremniku s fiksnim krovom, koncentracija para u prostoru iznad kapljevine može varirati ovisno o radnim uvjetima u spremniku. Tijekom perioda mirovanja prostor za paru dolazi u ravnotežno stanje s obzirom na temperaturu proizvoda i tlak para. Kod dizajniranja sustava ispuhivanja moraju se uzeti u obzir moguće izvedbe i radni uvjeti. Veći otvori mogu biti potrebni na spremnicima koji skladište grijane proizvode. Pad tlaka uslijed djelovanja hvatača plamena ili nekih drugih ograničenja ispuha mora se uzeti u obzir da osigura da pod djelovanjem navedenih uvjeta tlak u spremniku ostane manji od nazivnog tlaka spremnika. Normalni radni uvjeti uključuju: pojavu podtlaka zbog maksimalnog istjecanja proizvoda iz spremnika, pojavu podtlaka zbog stlačivanja para uzrokovanog maksimalnim smanjenjem temperature zraka, pojavu povećanog tlaka uslijed naglog pritjecanja ugljikovodika iz izvora s višim tlakom u spremnik. U procesu proizvodnje to može biti najveći izvor ispušnih para. povećanje tlaka zbog maksimalnog pritjecanja proizvoda u spremnik, nagle pojave ugljikovodičnih para, i maksimalno isparavanje proizvoda uzrokovano pritjacanjem, povećanje tlaka zbog ekspanzije i isparavanja uzrokovane maksimalnim porastom vanjske temperature zraka, te povećanje tlaka zbog izlaganja zagrijavanju. Razvoj para ovisi o fizičkim karakteristikama proizvoda, o radnom tlaku opreme, uvjetima u spremniku i operacijama u spremniku. Fluid koji ulazi u spremnik često dolazi iz izvora pod većim tlakom (iz separatora ili tritera). Kako fluid ulazi u spremnik, dio fluida će ispariti odnosno prijeći u plinovito stanje. Ovisno o vrsti spremnika, izdvojeni plin se može usmjeriti kroz tlačne ventile direktno na otvor ili na baklju. Alternativno, može se instalirati kompresor u koji se usmjerava plin koji se tlači i šalje u plinski transportni sustav. U sustavu dišnog 52

56 ventila je i vakuum ventil potreban da bi se spriječila pojava vakuuma uslijed disanja i pražnjenja spremnika (slika 3-10). Ako se ostvari vakuum, može se urušiti krov spremnika. Procesi punjenja i pražnjenja spremnika takoñer utječu na prostor za izvojeni plin u spremniku s fiksnim krovom. Kada se tekućina ispumpava iz spremnika, zrak se povlači u prostor plina. Tijekom perioda mirovanja, prije sljedeće operacije punjenja spremnika, povećaju se gubitci uslijed disanja zbog povećanog volumena prostora koji ispunjavaju pare. Kada se spremnik puni, povećanje volumena tekućine istiskuje mješavinu zraka i pare kroz otvore na spremniku rezultirajući značajnim emisijama. Slika Dišni ventil (Lake, Arnold, 2007.) Dok god je tlak para nizak (manji od Pa), smatra se da je dovoljno sigurno na krovu koristiti ventilirajući otvor. Za spremnike u kojima tlak para tekućine koja ulazi u spremnik premašuje atmosferski tlak pri temperaturi okoline, za održavanje pozitivnog tlaka u spremniku i svoñenja na minimum mogućnosti uvlačenja zraka potreban je dišni sustav. Tijekom perioda bez pritoka, proces disanja spremnika može uzrokovati pritjecanje zraka u spremnik kroz dišni ventil i formiranje eksplozivne smjese. Taj sustav uključuje upuštanje odgovarajuće količine prirodnog plina i regulator tlaka koji održava unaprijed definirani tlak u spremniku. Tijekom dana i povećanja temperature okoline, tlak u spremniku se povećava, a regulator se zatvara. Ako tlak nastavi rasti, ventil se otvara i unutrašnji tlak u spremniku se 53

57 smanjuje bilo da se pare ispuštaju u atmosferu ili postoji sustav za hvatanje para. Gubljenje para formiranih iznad uskladištene sirove nafte ili njezinih derivata, može se svesti na minimum korištenjem ureñaja za skupljanje para. Tri glavne funkcije sustava za skupljanje pare su: 1. skupljanje para iz skladišnih objekata 2. vraćanje pare u kapljevito stanje (kondenzacija) 3. vraćanje kapljevitih ugljikovodika u spremnik Sigurnost treba biti prva briga kod odabira ispušnog sustava spremnika. U proizvodnim operacijama, to obično znači da rukovanje parama mora biti uklopljeno u sustav, a zrak ne smije ulaziti u spremnik i miješati se s ugljikovodicima u prostoru pare. Spremnici s fiksnim krovom trebali bi biti konstruirani tako da imaju odgovarajući sustav utiskivanja plina u spremnik radi održavana tlaka u spremniku u svim operativnim uvjetima. Spremnici trebaju biti opskrbljeni sa specijalno izvedenim dišnim (tlak-vakuum) ventilima za zaštitu spremnika od pretlaka ili potlaka. Iznad otvora spremnika i ventila na krovu spremnika trebaju se nalaziti hvatač plamena (slika 3-11), koji štite spremnik od zapaljenja ispušnih plinova uslijed udara groma ili oslobañanja statičkog elektriciteta na mjestu ispuha. Redovno održavanje dišnog ventila i hvatača plamena ključno je za siguran rad bilo kojeg spremnika s fiksnim krovom. Na naftnim se poljima, hvatači plamena mogu začepiti. U sklopu sigurnosnog sustava nalazi se i sigurnosni ventil baždaren na više vrijednosti tlaka i vakuuma od primarnog. Slika Hvatač plamena (Lake, Arnold, 2007.) 54