Capitolul II – Stadiul actual privind înmagazinările subterane de gaze 2.1) Scurtă prezentare a proceselor de înmagazinare subterană a gazelor… [310186]

[anonimizat]

2.1) Scurtă prezentare a proceselor de înmagazinare subterană a gazelor naturale din România și din lume

Încă din anii ’60 în România s-[anonimizat] s-au evidențiat orașele: București, Cluj, Sibiu.

Primele cercetări cu privire la procesele de înmagazinare subterană a gazelor naturale din România, s-au efectuat la inițiativa a doi specialiști de excepție: ing. Muș Orest și dr. ing. Svoronos Periclis din cadrul Intreprinderii de Extracție a Gazului Metan Mediaș.

În anul 1959 pe structura Boldești (având vârsta geologică Pliocen superior) s-a realizat primul experiment destinat alimentării cu gaze naturale a [anonimizat]. Probele de receptivitate ale stratelor au funcționat intermitent datorită construcției inadecvate a [anonimizat].

[anonimizat] s-a admis utilizarea unui zăcământ de gaze semiepuizat [58] ([anonimizat]). Cercetările au fost întinse pe o perioadă de circa 4 ani (1961 – 1964) astfel:

– cicluri de injecție (circa 200 zile/an), începând cu luna aprilie până în luna octombrie;

– realizarea programului de supraveghere și măsurare ale sondelor;

– cicluri de extracție (circa 150 zile/an) a [anonimizat];

Rezultatul cercetărilor a [anonimizat] (județul Sibiu) poate servi în continuare pe termen lung la asigurarea unor cantități importante de gaze naturale pentru zona deficitară a Sibiului. Astfel, pe parcursul a circa 24 de ani (1962 – 1986) s-au înmagazinat în acest depozit circa 1,95 miliarde Nmc și au fost extrase circa 1,60 [anonimizat] a județului Sibiu.

Primul depozit subteran de gaze naturale din lume s-a realizat în anul 1915 și a [anonimizat] – [anonimizat] s-au depozitat gazele naturale vara și s-au extras iarna următoare.

[anonimizat] s-a realizat în anul 1979 [anonimizat] a capitalei.

Cel mai mare depozit subteran de gaze naturale din România ce intra în operare în anul 1983, era depozitul de gaze naturale de la Bilciurești. Din punct de vedere al rezervorului acesta prezenta următoarele caracteristici tehnice:

orizont de înmagazinare: presiune de operare:

– nisip; – presiune maximă – 168 bar;

– adâncime – 2000 m; – presiune minimă – 55 bar;

– grosime – 15 m;

– permeabilitate – 400 mD; volum de lucru:

– porozitate – 18 %; – 1.250 mil. mc/ciclu.

Concomitent cu evidențierea declinului de producție cât și a [anonimizat] a gazelor naturale la nivelul țării a [anonimizat] (fig.2.1).

Fig. 2.1 – Evoluția capacităților de gaze înmagazinate în depozitele subterane din România

dezvoltată în perioada 1980 – 2006 [37]

Înmagazinarea gazelor naturale în rezervoare (supra/subterane) este folosită ca o soluție eficientă, fiind utilă pentru asigurarea vârfurilor diurne de consum (mai ales a celor sezoniere). Pentru acoperirea vârfurilor diurne de consum (fig.2.2) se utilizează una dintre următoarele metode:

– înmagazinarea gazelor naturale în conductele magistrale – acest proces se realizează noaptea atunci când consumul de gaze este redus;

– înmagazinarea gazelor naturale în rezervoare metalice supraterane, în stare naturală (gazometre) sau în stare lichidă, rezervoare aflate în apropierea marilor consumatori;

– înmagazinarea gazelor naturale în distribuitoare inelare de înaltă presiune;

– interconectarea sistemelor de transport;

– folosirea stațiilor de comprimare a gazelor naturale intermediare.

Pentru acoperirea vârfurilor sezoniere privind consumul de gaze naturale se pot utiliza unul dintre cazurile:

– înmagazinarea subterană a gazelor naturale în zăcăminte depletate;

– înmagazinarea subterană a gazelor naturale în acvifere;

– înmagazinarea gazelor naturale lichefiate (GNL) sau a gazelor petroliere lichefiate (GPL) în depozite saline (sâmburi salini) sau în alte depozite etanșe (mine, caverne în roci dure).

Fig.2.2 – Variația anuală reprezentată de cererea de gaze naturale [17]

Pe timpul verii atunci când capacitatea de transport a conductelor depășește cu mult cererea de consum, gazele naturale sunt depozitate, urmând a fi extrase cel mai adesea în perioada de iarnă atunci când, consumul de gaze crește foarte mult, sau în funcție de considerentele economice din perioada respectivă.

În prezent în România există numai depozite amenajate în zăcăminte depletate cu o capacitate totală de înmagazinare (inclusiv perna/”zestrea” de gaze) de circa 4∙109 m3 ce asigură un grad de siguranță de circa 17 % pentru consumatori, comparativ cu media Uniunii Europene ce deține valori de peste 25 %. Dintre aceste depozite subterane de gaze naturale amintim: Urziceni construit în anul 1978, Bilciurești – 1983, Bălăceanca – 1991, Sărmășel – 1996, Ghercești – 2000, Cetatea de Baltă – 2002, Nadeș). Din punct de vedere geologic aceste depozite se găsesc în:

– Bazinul Transilvaniei: Sărmășel, Cetatea de Baltă, Nadeș;

– Platforma Moesică: Bilciurești, Ghercești, Urziceni și Bălăceanca;

Cele șase capacități de depozitare ale gazelor naturale au presiuni de operare cuprinse între 10 și 150 bari. În funcție de capacitatea lor [14] activă la înmagazinare principalele depozite se clasifică astfel: – Bilciurești, capacitatea activă: 1,31 mld.Stmc/ciclu;

– Urziceni, capacitatea activă: 0,36 mld.Stmc/ciclu;

– Bălăceanca, capacitatea activă: 0,05 mld.Stmc/ciclu;

– Sărmășel, capacitatea activă: 0,8 mld.Stmc/ciclu;

– Ghercești, capacitatea activă: 0,15 mld.Stmc/ciclu;

– Cetatea de Baltă, capacitatea activă: 0,1 mld.Stmc/ciclu;

– Nadeș – depozit subteran de înmagazinare a gazelor desființat.

Volumul de gaze extrase din depozite echivalează cu consumul mediu zilnic anual aferent unui număr de 60 de zile. Capacitatea totală activă la înmagazinare pentru depozite este de circa 4 mld. Stmc/ciclu, restul constituie perna/”zestrea” de gaze.

Pe termen mediu și lung strategia de dezvoltare a României reflectă necesitatea înmagazinării gazelor natural în zăcăminte depletate a circa 6 ∙109 m3, volum ce echivalează cu producția anuală de gaze a țării noastre.

Pe plan internațional primele depozite s-au realizat în America de Nord, în prezent SUA ocupă primul loc în lume cu un număr de circa de 385 depozite, 38 % din consumul de gaze fiind destinat consumatorilor casnici, în timp ce în Canada consumul casnic ocupă circa 44 % din producția internă de gaze a țării. Situația actuală privind depozitele subterane de gaze naturale din lume, este prezentată în (tabelul 2.1) și (fig.2.3).

Tabel 2.1 [11]

Fig.2.3 – Distribuția depozitelor subterane (a) respectiv a formațiunilor (b) în care se realizează înmagazinarea

subterană a gazelor naturale în lume la nivelul anului 2015 [29]

2.1.1) Terminologie aplicată procesului de înmagazinare subterană al gazelor naturale

a) Utilizarea terminologiei românești conform Codului Tehnic al gazelor naturale Potrivit terminologiei românești [35] se definesc următoarele:

Depozit subteran de înmagazinare al gazelor naturale – reprezintă spațiul din scoarța terestră ce prezintă calități naturale și/sau dobândite ca urmare a unor operațiuni petroliere/activități miniere ulterioare proprii, pentru injectarea, înmagazinarea și respectiv extragerea unor volume de gaze naturale, aflate în proprietatea statului român;

Înmagazinarea gazelor naturale – reprezintă un proces complex ce cuprinde ansamblul de activități și operațiuni desfășurate de titularul/operatorul licenței de înmagazinare, pentru/în legătură cu rezervarea capacității de înmagazinare în depozitele subterane și pentru injecția, depozitarea și extracția din aceste capacități a unor volume determinate de gaze naturale;

Autorizație/licență – reprezintă actul administrativ individual emis de către A.N.R.E. (Agenția Națională de Reglementare în Domeniul Energiei), acordat unei persoane fizice/juridice, în vederea exercitării dreptului și obligațiilor prevăzute în documentul oficial;

Acces la sistemul de înmagazinare – reprezintă dreptul unui operator economic din sectorul gazelor naturale sau al unui client de a utiliza sistemul de înmagazinare subterană;

Operatorul licenței de înmagazinare – este reprezentat printr-o persoană juridică, titulară a licenței de înmagazinare;

Capacitate – reprezintă fluxul maxim, exprimat în unitate de volum pe unitate de timp/în unitate de energie pe unitate de timp, la care utilizatorul rețelei are dreptul în conformitate cu prevederile contractuale;

Capacitate de înmagazinare efectivă – reprezintă volumul de gaze naturale, exprimat în metri cubi în condiții standard, ce poate fi înmagazinat într-un depozit subteran în condiții de siguranță, funcție de parametrii dinamici și statici ai zăcământului precum și de facilitățile de suprafață existente la momentul respectiv (în momentul inițierii ciclului de injecție);

Manevre de sistem – reprezintă totalitatea operațiunilor efectuate de operatorul de înmagazinare, pentru desfășurarea proceselor de injecție și/sau extracție asupra infrastructurii de suprafață și/sau subtarane, în limitele programate prin regimurile tehnologice aferente acestor infrastructuri;

Stoc de gaze natural activ – reprezintă volumul de gaze naturale injectat și extras dintr-un depozit subteran, într-un ciclu complet de înmagazinare. Cantitatea de gaze (stocul activ) este direct proporțională cu capacitatea totală de înmagazinare;

Stoc de gaze inactiv (perna de gaze) – reprezintă volumul de gaze naturale existent/ realizat la nivelul depozitului (rezervă existentă/constituită), fizic recuperabil, care asigură condițiile optime pentru menținerea caracteristicilor de curgere tehnico – economice ale acestuia;

gaze curente – reprezintă volumulul total de gaze injectat într-un depozit de înmagazinare (rezervor) peste volumul total de gaze tampon (“perna”). Acestea exercită în rezervor o presiune manometrică superioară presiunii la care a început înmagazinarea și determină volumul maxim disponibil pentru livrare în timpul unui ciclu complet de injecție – extracție;

Capacitate de livrare – reprezintă debitul de gaze al unui depozit subteran exprimat în Nm³/zi, la un volum total de gaze cunoscut, înmagazinat în zăcământ la o presiune de rezervor cunoscută (de fund) și la o presiune de refulare la gura sondei dată;

Total înmagazinat – reprezintă volumul de gaze străine injectat în rezervorul de înmagazinare în timpul unei perioade date;

Total extras – volumul de gaze extras dintr-un rezervor într-o perioadă dată de timp.

b) Terminologie utilizată pe plan internațional – conform terminologiei internaționale se definesc următoarele [11]:

Depozit subteran de gaze în operare – facilitate de depozitare capabilă să înmagazineze și să extragă gaze;

Capacitate de depozitare – reprezintă abilitatea totală a unei facilități de depozitare pentru livrarea unui volumul de gaz de lucru, debitului de injecție și extracție;

Inventariere – reprezintă totalul volumelor de gaze de lucru și a celor din pernele de gaze înmagazinate în depozitele subterane de gaze;

Volumul gazelor din pernă (CGV)/gazele de bază – reprezintă volumul de gaze dintr-un depozit necesar pentru scopurile managementului zăcământului și pentru menținerea unei presiuni de înmagazinare minime adecvate pentru furnizarea de gaz de lucru la nivelurile de extracție cerute. De exemplu în caverne, volumul de gaze din pernă este necesar din motive de stabilitate. Volumul de gaze din pernă poate consta din volume de gaze recuperabile și nerecuperabile și volume de gaz injectat;

Volumul de gaz de lucru (WGV) – este volumul de gaze dintr-un depozit peste nivelul proiectat al volumului de gaze din pernă, care poate fi injectat/extras cu ajutorul facilităților de suprafață existente (sonde, linii de curgere, stații de comprimare, etc.) supuse limitelor legale și tehnice (presiuni, viteze, etc.). Volumul de gaz de lucru poate fi utilizat ciclic;

Debitul de extragere – reprezintă debitul de curgere la care gazele se pot extrase din depozite, cu ajutorul facilităților de suprafață și subterane;

Profilul de extracție – determină dependența dintre debitul de extracție și volumul extras de gaze de lucru. Timpul necesar (ore) cât și profilul de extracție necesar extragerii, sunt indicatori necesari pentru amplasarea unei facilități de depozitare subterană a gazelor. În general profilul de extracție constă dintr-o perioadă de debit constant, urmată de o perioadă de declin al debitelor;

Profilul de injecție – determină dependența dintre debitul de injecție și volumul de gaz de lucru extras. Profilul de injecție și timpul necesar injecției sunt indicatori pentru amplasarea unei facilități de depozitare subtarană a gazelor. În general profilul de injecție are o perioadă de declin al debitului la apropierea de presiunea maximă de depozitare;

Apogeul (punctul maxim) al debitului de extracție – este debitul maxim de curgere ce poate fi furnizat pe baza facilităților instalate în subteran/la suprafață și al limitărilor tehnice. În general acest debit de curgere este atins atunci când în depozite se ajunge la volumul maxim de gaz de lucru, (presiunea maximă de depozitare admisibilă);

Debitul nominal de extracție – debitul de extracție reprezintă capacitatea de furnizare a facilităților de suprafață și subterane, valabile pentru o perioadă extinsă a extracției. Acest debit corespunde perioadei constante al profilului de extracție.

Debitul final de extracție – este debitul de extracție care poate fi realizat pe baza facilităților subterane și de suprafață instalate pe baza limitărilor tehnice atunci când zăcământul de depozitare/caverna este închis față de volumul pernei de gaz;

Debitul de injecție – este debitul de curgere la care gazul poate fi injectat într-un depozit, pe baza facilităților de suprafață și subterane funcție de limitările tehnice;

Capacitatea anuală de ciclare – reprezintă numărul de cicluri în care volumul de gaz de lucru poate fi injectat/extras pe an;

Capacități de stocare nerealizate – sunt capacitățile adiționale de înmagazinare ce pot fi extinse într-un depozit de gaze subteran existent prin: creșterea pernei de gaze, creșterea presiunii maxime de depozitare, scăderea presiunii minime de depozitare, facilități adiționale (sonde, stații de comprimare, etc.);

Capacitatea de reținere – abilitatea zăcământului/cavernei de depozitare de a rezista scurgerii/migrării fluidelor conținute în interior. Această capacitate este cunoscută ca integritatea unei facilități de înmagazinare.

Sondă de înmagazinare – sondă completată pentru injecție/extracție de gaze;

Sondă de observație (piezometrică) – sondă destinată monitorizării complexelor de depozitare subterane în ceea ce privesc presiunile, temperaturile, saturațiile, nivelul de fluid, etc.;

Sondă auxiliară – sondă destinată altor scopuri pentru care a fost proiectată (sonde de evacuare a apei);

Presiune inițială de zăcământ – condițiile de presiune inițială înregistrate într-o formațiune poroasă înaintea fiecărei modificări datorate operării asupra zăcământului (începerea producției/a injecției);

Presiune maximă admisibilă de depozitate – reprezintă presiunea maximă a unui complex/cavernă de depozitare, normală la o inventariere maximă a gazului în depozit. Această presiune trebuie să fie administrată în scopul asigurării integrității câmpului de înmagazinare. Presiunea maximă admisibilă este raportată la un nivel de referință pentru adâncime;

Presiune minimă de stocare – este presiunea minimă a complexului/cavernei de depozitare, atinsă în general la sfârșitul fazei de declin al profilului extracției;

Adâncimea maximă a nivelului acoperișului structurii/cavernei – reprezintă adâncimea minimă pe verticală de la suprafață în jos până la partea superioară a acoperișului formațiunii/cavernei de depozitare;

Acoperișul unui depozit poros – formațiune de etanșare destinată excesului de gaze din complexul poros utilizat la înmagazinare. Acoperișul previne migrarea țițeiului și gazelor în afara complexului de depozitare.

2.2) Condițiile realizării depozitelor de înmagazinare subterană a gazelor naturale

Principala funcție a unui depozit subteran de gaze este aceea de a regulariza livrare de gaze naturale în funcție de vârfurile consumului precum și de cererea sezonieră. Pe lângă aceasta, facilitățile de înmagazinare (de suprafață și de adâncime) pot asigura livrarea gazelor din rezervele de siguranță în cazul sistării în alimentarea normală, conducând la conservarea energiei utilizând gaze asociate care de altfel ar fi fost direcționate către faclă. Pentru aceasta, gazele naturale sunt înmagazinate/injectate în rezervoare subterane de țiței/gaze atunci când cererea pieții scade sub producția surselor de alimentare, gazele naturale fiind extrase din depozit pentru suplimentarea necesarului solicitat.

Din punct de vedere al rezervoarelor, sunt preferate ca depozite subterane de gaze naturale zăcămintele de țiței/gaze depletate [75], având în vedere volumul mare de informații privind proprietățile și comportarea rezervorului din faza de explorare din perioada de producție. Însă, este necesar analizarea zăcămintelor și din punct de vedere al factorilor de hazard natural.

În cazul zăcămintelor depletate, la construirea unui depozit subteran se folosesc sondele existente stabilind o legătură controlată între rezervor și suprafață. Sondele folosite pentru înmagazinarea/injecția respectiv extracția gazelor poartă denumirea de sonde de exploatare. În afară de aceste sonde mai sunt folosite și sonde de observație (piezometrice) special selectate. Sondele de exploatare sunt utilizate pentru injecția gazelor în porii rezervorului subteran, care initial a fost saturat cu hidrocarburi, permițând astfel formarea unei incinte ce cuprinde gaze naturale comprimate. Comprimarea este necesară în cazul proceselor de injecție și extracție.

Depozitele subterane de gaze pot fi exploatate ciclic, între presiunile maxime și minime de lucru corespunzătoare cu cantitatea de gaze recuperabilă [72]. Sub această presiune minimă de lucru este inevitabil ca un volum apreciabil de gaze (gaze tampon) va rămâne în rezervor. În urma analizării tuturor informațiilor se stabilește dacă zăcământul respectiv (de țiței/gaze) corespunde din punct de vedere tehnic pentru a fi transformat în depozit subteran de gaze.

Orice zăcământ care acceptă gaze sub presiune la volum constant, gaze care apoi pot fi cedate în perioada consumului ridicat, poate fi transformat în depozit subteran de gaze naturale.

Vor fi prezentate în continuare principalele condiții necesare realizării unui depozit subteran de gaze naturale.

2.2.1) Caracterizarea zăcământului din punct de vedere geologic

Analizarea unui zăcământ atât din punct de vedere geologic cât și din punct de vedere al facilităților de suprafață și de adâncime se face deținând toate informațiile și datele necesare. La transformarea unui zăcământ de hidrocarburi depletat se are în vedere următoarele aspecte (prezentate în ordinea importanței lor):

– identificarea și evaluarea integrității tuturor sondelor existente și abandonate;

– determinarea proprietăților de etanșare ale formațiunilor ce limitează zăcământul;

– identificarea tipului de falie (daca există);

– evaluarea capacității de etanșare a faliilor de la limita zăcământului;

– determinarea litologiei rezervorului;

– identificarea tipului de capcană;

– evaluarea tipului structural al rezervorului și a limitelor structurale;

– schițarea limitelor stratului/complexului de înmagazinare respectiv;

– evaluarea distribuției orizontale și verticale a porozităților, permeabilităților, saturațiilor

– determinarea contactelor gaze/apă, gaze/țiței, țiței/apă;

– determinarea resursei inițiale (rezerva geologică inițială);

– determinarea mecanismului de drenare (tip și capacitate);

– determinarea debitelor potențiale;

Analiza zăcământului trebuie să țină cont în primul rând de modelul geologic (reprezentat prin diagrafii geofizice de sondă, hărți structurale, hărți de resurse, secțiuni geologice transversale și longitudinale, distribuția inițială a fluidelor, reprezentarea izobatică a probelor de producție), menit să pună în evidență aranjamentul stratigrafic și structural al zăcământului: partea superioară (acoperiș) respectiv partea inferioară (culcuș) a rezervorului. De asemenea se determină grosimea stratului de înmagazinare, faliile ce traversează structura în cauză (dacă există). Apoi se stabilesc contactele dintre fluide și nu în ultimul rând corelațiile stratigrafice. Urmează apoi analiza depozitului ales din punct de vedere al modelului fizic.

Recomandare!

Un punct esențial în proiectarea unui depozit subteran de înmagazinare a gaze naturale îl reprezintă identificarea oricărei situații de pierderi (prin scurgeri) provocate de neetanșeitatea sondelor (complexe/pachete geologice, coloane, cimentări slabe etc.) ducând la migrarea gazelor. Acesta este și motivul pentru care multe zăcăminte depletate convertite în depozite subterane de înmagazinare a gazelor naturale sunt abandonate.

De asemenea operatorul licenței de înmagazinare trebuie să analizeze proprietățile fizice și chimice inițiale ale hidrocarburilor și al oricărui tip de gaz înmagazinat (compoziție, masă moleculară, vâscozitate, comportare PVT). Pentru depozitele subterane de gaze naturale trebuie calculat volumul de pori disponibil în rocă utilizat la înmagazinare.

Un depozit subteran este astfel construit încât furnizează gaze atunci când consumurile nu mai pot fi acoperite de gazele extrase din zăcămintele aflate în exploatare. Unele depozite sunt proiectate în scopul furnizării de gaze unei piețe constante, altele răspund numai cerințelor de acoperire a unor vârfuri de consum. Acestea din urma au în general capacități utile reduse, dar pot asigura debite zilnice mari. În general depozitele mature de înmagazinare depășesc vârsta de 20 – 30 de ani. Evaluarea performanțelor unui depozit, implică identificarea celor patru atribute de performanță [47]:

– capacitatea de înmagazinare a depozitului, este alcătuită din:

– stocul inactiv/perna de gaze (base gas);

– stocul activ/capacitatea utilă (top gas);

– identificarea tipului de capcană;

– capacitatea de livrare a depozitului exprimată prin debitul mediu pe ciclu;

– controlul fenomenelor de migrare a gazelor.

Din punct de vedere fizic și economic stocul inactiv este nerecuperabil, având ca scop menținerea presiunii zăcământului pentru extracția stocului activ.

Stocul activ este extras în scopul vânzării pe piață în timpul iernii, apoi este recompletat prin injecție, în timpul verii. În funcție de necesitățile de consum capacitatea utilă (stocul activ), variază de la sezon la sezon. Această capacitate se determină pe baza înregistrărilor permanente ale parametrilor de funcționare ai depozitului (presiuni, debite, etc).

Stocul inactiv/perna de gaze are două componente: recuperabilă respectiv nerecuperabilă.

Există două motive pentru care perna de gaze rămâne nerecuperabilă, astfel:

– orice depozit subteran este construit astfel încât va furniza un debit minim, acest lucru necesită ca în ultimele zile ale ciclului de extracție să existe o presiune minimă necesară pentru furnizarea acestui debit. În cazul în care procesul de extracție se prelungește, presiunea va descrește sub nivelul minim admis și pot apare probleme la facilitățile de suprafață care au fost proiectate să funcționeze la anumiți parametrii;

– continuarea extracției cu echipamentul proiectat să funcționeze la anumiți parametrii, (sub nivelul minim de presiune), poate fi nerentabilă din punct de vedere economic. Însă, în cazul zăcămintelor cu împingere de apă, un volum important din perna de gaze va rămâne imobil și nerecuperat. La majoritatea zăcămintelor de gaze (aproximativ 10 % din gazele conținute) sunt considerate din punct de vedere fizic nerecuperabile la o presiune de suprafață numită presiune de abandonare. Recuperarea gazelor la o presiune mai mică decât presiunea de abandonare impune costuri majore și echipamente speciale.

Capacitate de livrare, măsurată în mil.Stm3/zi, depinde de presiunea inițială de la care se începe crearea stocului total în zăcământ și de caracteristicile rocii rezervor.

2.2.2) Utilizarea sondelor la procesul de înmagazinare

În cazul exploatării în condiții de siguranță a unui depozit subteran de înmagazinare a gazelor naturale amplasat într-un zăcământ depletat [20] sunt utilizate trei tipuri de sonde:

– sonde de exploatare, supuse injecției și extracției gazelor și în scopuri de control;

– sonde de observație (piezometrice) amplasate în orice strat deasupra rocii acoperiș;

– sonde de serviciu pentru reinjecția apei în zăcământ, (acolo unde este cazul).

Pentru asigurarea integrității sistemului se folosesc toate informațiile obținute pentru a evalua tipul capului de erupție, coloana, cimentul și schema de completare în toate condițiile de exploatare la toate sondele existente și abandonate care străpung și traversează stratul de înmagazinare sau roca acoperiș din imediata vecinătate. La fiecare sondă unde informațiile sunt insuficiente, trebuie executate carotaje geofizice precum și teste pentru verificarea capul de erupție, coloana și integritatea cimentării. Dacă starea unei sonde poate pune în pericol etanșeitatea depozitului, trebuie luate măsuri imediate de remediere (sondele în stare necorespunzătoare trebuie identificate și abandonate). Pe cât posibil sondele trebuie concentrate pe grupuri de sonde în fascicul. Alegerea amplasamentului trebuie să se ia în considerare și orice influență asupra mediului înconjurător nedepășind limitele acceptate. Distanțele de siguranță până la punctele periculoase învecinate, trebuie să se țină cont de gazele aprinse la coș în condiții normale de exploatare și în condiții de avarie. Echiparea unei sonde conține:

– un ansamblu permanent de coloane de tubaj cimentate în spațiu inelar dintre coloană și formație. Ultima coloană de tubaj interioară cimentată trebuie să fie prevăzută cu legături etanșe la gaze conform standardelor în vigoare (ISO, API);

– liner din partea cea mai de jos a sondei, fără cimentare până la suprafață;

– instalație de control a nisipului în dreptul formațiunii de înmagazinare;

– o coloană de tubing de producție cu îmbinări etanșe la gaze, introdusă în interiorul coloanei de exploatare;

– un packer de fund ancorat în coloană situat deasupra formațiunii de înmagazinare și legat de tubingul de producție pentru a izola coloana cimentată față de fluid și de presiunea din interiorul tubingului de producție, astfel încât să formeze un sistem cu dublă etanșare;

– un ansamblu etanș packer – tubing care în mod ideal trebuie ancorat sau dacă acest lucru nu este fezabil (luând în considerare alternanța de sarcină cauzată de temperatură și fluctuațiile de presiune), poate fi folosit un ansamblu de etanșare mobil la packer;

– nipluri de fixare a dispozitivelor speciale (duze de fund, dopuri recuperabile) în anumite poziții în tubingul de producție;

– un ventil de siguranță subteran, controlat de la suprafață, în coloana de țevi de extracție a sondelor de exploatare și a sondelor care traversează strate purtătoare de gaze fiind în comunicație sub presiune cu depozitul;

– un cap de erupție cu cel puțin un ventil master de izolare (principal) și robineți pe brațe echipate cu elemente de acționare automată în caz de avarie.

Elementele componente ale sondei (capul de erupție, coloana de exploatare, linerul, programul de cimentare și tubingul) trebuie să răspundă la:

– integritatea rezervorului de înmagazinare;

– etanșeitate la gaze a instalațiilor de adâncime;

– presiunile și temperaturile din sondă privind exploatările ciclice ale depozitului;

– compoziția gazului și a componenților toxici și corozivi;

– protecția anticorozivă (fluide inhibitoare în spațiul inelar dintre coloană și tubing);

– protecția formațiunilor (formațiuni cu apă și țiței) ce au fost traversate de sondă;

– durata de viață programată a sondei;

– standarde și prescripții în vigoare (ISO, API).

Se verifică dacă elementele constituiente ale sondei existente (capul de erupție, tubingul, linerul și coloana de exploatare) incluzând și sondele abandonate, îndeplinesc cerințele mai sus menționate. Perforarea și stimularea sondelor trebuie proiectate corespunzător și executate fără a influența negativ roca acoperiș, coloana de exploatare și integritatea cimentului.

2.2.3) Influența presiunii maxime de exploatare

Privitor la caracterizarea din punct de vedere geologic (litologic) a rocii acoperiș, situația structurală, capacitatea de etanșare a faliilor cât și starea tehnică a tuturor sondelor care traversează formațiunea de înmagazinare, trebuie determinată presiunea maximă de exploatare pentru a evita orice dislocare mecanică, trecerea gazelor prin roca acoperiș și împrăștieri laterale necontrolate ale gazelor [72]. În situațiile în care presiunea maximă de exploatare anticipată depășește presiunea inițială din rezervor, trebuie investigată detaliat și demonstrată existența și continuitatea unei roci acoperiș etanșe la gaze. Se necesită o atenție deosebită la recuperarea carotelor din roca acoperiș în cazul testelor de etanșeitate. Caracterizarea rocii acoperiș trebuie să specifice:

– litologia;

-caracteristicile hidraulice și petrofizice, presiunea capilară limită și permeabilitatea;

– geometria în ceea ce privește structura, grosimea, întinderea laterală;

-discontinuitățile geologice ce pot afecta etanșarea la presiuni superioare ale rezervorului;

– gradienții de fracturare.

Presiunea de exploatare a rezervorului este limitată de cea mai mică valoare a presiunii dintre: – presiunea de fracturare;

– presiunea la care gazele pot migra către suprafață, datorită integrității insuficiente;

– presiunea calculată rezultată din presiunea apei din roca acoperiș.

2.2.4) Comportarea dinamică a rezervorului

Trebuie analizate toate datele obținute de la testele de producție din sonde, presiuni și din istoricul de producție privind depozitul recomandat la transformarea în depozit de înmagazinare, pentru estimarea capacității de înmagazinare a rezervorului. Folosind proprietățile dinamice ale rezervorului se întocmește un studiu de bilanț material în care se simulează comportarea rezervorului. De asemenea trebuie evaluate comportarea presiunii și posibila migrare a hidrocarburilor, pentru aceasta din urmă se folosesc carotaje de cimentare (acustic de viteză) în care se identifică intervalele din coloana de ciment considerate neetanșe conducând la pierderea etanșeității. Ulterior descoperirii acestor intervale se vor lua măsuri urgente cu privire la izolarea acestor neetașeități și chiar abandonarea sondelor respective.

2.2.5) Sisteme de monitorizare

Proiectarea sistemului de monitorizare trebuie să țină cont în primul rând de integritatea rezervorului de înmagazinare cât și de verificarea conservării gazelor din timpul exploatării. Proiectarea implică achiziția de date a presiunilor reprezentative a rezervorului și presiunilor din spațiile inelare, a cantității și calității gazelor injectate cât și a carotajelor geofizice de saturație.

De asemenea în sistemul de monitorizare al sondelor pot fi introduse sonde de observație (piezometrice). Sistemul de monitorizare potrivit se va alege pentru fiecare proiect. Acest sistem constă în monitorizarea volumelor de gaze injectate și/sau extrase, a presiunilor de înmagazinare precum și determinarea distribuției spațiale a fazei gazoase. Pentru controlul comportării depozitului aceste presiuni pot fi transformate în presiuni de adâncime. Este recomandată execuția testelor de presiune în scopul verificărilor presiunilor de înmagazinare și al conversiei presiunilor din capul de erupție.

Recomandare!

Dispunând de datele de monitorizare este necesară verificarea rezervei depozitului cât și concepției de proiectare a acestuia (dacă este necesar se modifică modelul structural al rezervorului iar comportarea rezervorului adusă la zi). Pentru verificarea integrității sondelor, operatorul inspectează periodic presiunile din spațiul inelar al tuturor sondelor existente. Orice abatere trebuie înregistrată, evaluată și imediat remediată.

2.2.6) Operațiile de adâncime și construcția depozitului subteran

Cerințele de proiectare, construcție și monitorizare ale oricărui depozit propus pentru înmagazinare, trebuie să țină cont de totalitatea activităților din adâncime și din vecinătatea rezervorului (acvifere de apă dulce, activități miniere etc.). Operațiile la oricare depozit propus pentru înmagazinare și cele de la activitățile de adâncime din vecinătate, trebuie să fie compatibile între ele. Trebuie folosite toate informațiile existente și necesare pentru a evalua influența potențială a unei amenajări de înmagazinare asupra activităților de adâncime învecinate. Realizarea construcției unui depozit subteran de înmagazinare se face în conformitate cu parametrii de proiectare ai depozitului. Operațiile de adâncime (forajul și echiparea sondelor, inspecția, montajul și testarea întregului sistem) se realizează în conformitate cu standardele în vigoare (ISO, API). În timpul forajului trebuiesc luate toate măsurile necesare în scopul prevenirii riscului de erupție.

2.2.7) Operațiile de injecție – extracție

În timpul operației de injecție a gazelor trebuiesc respectate soluțiile de proiectare. În cadrul procesului de injecție se cuvine a minimiza eroziunea respectiv coroziunea coloanei și tubingului sondei neafectând siguranța instalațiilor de înmagazinare. Instalațiile de înmagazinare trebuie exploatate astfel încât să se țină cont de instrucțiunile scrise în procedurile de siguranță ce urmează a fi îndeplinite de personalul calificat. De asemenea, personalul lucrător trebuie instruit corespunzător pentru îndeplinirea sarcinilor în deplină siguranță.

În cadrul operațiilor de injecție – extracție a gazelor, cantitațile de gaze sunt injectate ciclic astfel că există două cicluri: un ciclu de extracție (noiembrie – aprilie) atunci când gazele sunt extrase pentru satisfacerea necesarului de energie și consum al populației din zona respectivă și un ciclu de injecție (mai – octombrie) când gazele sunt injectate în zăcământ pentru acoperirea necesarului de consum din iarna următoare. Diferențele lunare rezultate sunt necesare pentru refacerea condițiilor de depozitare.

Mențiune!

O metodă experimentală privind înmagazinarea subterană a gazelor o reprezintă injecția tip multi ciclu. Aceasta constă în faptul că depozitul funcționează pe baza unor cicluri scurte (maxim o lună pentru fiecare ciclu), funcție de numărul și capacitatea de comprimare a facilităților de suprafață (compresoare), care pentru studiul de caz (Structura ZD) capacitatea maximă de comprimare a compresoarelor se situează în jurul valorii de 1 mil.Stmc/zi.

Ex: – ciclu injecție 1 noimebrie – 30 noiembrie; ciclu extracție 1 decembrie – 31 decembrie.

Înainte de demararea operațiilor de injecție tip multi ciclu, depozitul subteran trebuie obligatoriu golit (în cazul în care există cerere de gaze), întrucât există tarife speciale utilizate la înmagazinarea gazelor. În cadrul procesului de injecție se poate înmagazinarea surplusul de producție produs de celelalte complexe geologice.

2.3) Criterii de selecție ale zăcămintelor candidat utilizate la transformarea depozitelor naturale

Ca proces, depozitarea subterană a gazelor naturale combină eficient o alimentare constantă având cerere variabilă cu un avantaj economic. În (fig.2.4) este prezentată măsura în care capacitatea constantă a conductelor de transport este modelată între cererea scăzută din lunile de vară și cererea crescută a lunilor de iarnă atunci când, un mediu de depozitare este disponibil [72]. Pe timpul verii, atunci când capacitatea de transport a conductelor depășește cu mult cererea de consum, gazele naturale sunt depozitate urmând a fi extrase cel mai adesea în perioada de iarnă când consumul de gaze crește foarte mult, sau în funcție de considerentele economice din perioada respectivă.

Fig.2.4 – Ilustrarea caracterului sezonier al consumului de gaze naturale [72]

Acoperirea vârfurilor sezoniere de consum se poate face prin înmagazinarea subterană a gazelor în depozite situate în apropierea marilor centre de consum. Depozitarea subterană a gazelor naturale se poate face în zăcăminte epuizate total/parțial, în acvifere, în rezervoare subterane criogenice sau în caverne formate în diapirele de sare. Depozitarea subterană a gazelor în rezervoare situate în jurul marilor centre de consum pare preferabilă atunci când sursele de gaze sunt amplasate la distanțe de ordinul sutelor de kilometri și atunci când condițiile tehnice ale structurilor permit realizarea unor capacități de producție la nivelul debitelor solicitate în anotimpul friguros. Pentru a putea fi utilizat ca rezervor subteran pentru înmagazinarea gazelor, zăcământul trebuie să îndeplinească două condiții de bază [20]:

– să fie puternic consolidat, deoarece în procesul de înmagazinare (injecție) – exploatare (extracție) se lucrează cu căderi de presiune mult mai mari decât în cazul exploatării unui zăcământ de gaze propriu – zis;

– să fie etanș pentru a nu avea pierderi de gaze.

Pentru acoperirea vârfurilor sezoniere de consum, gazele naturale sunt înmagazinate în:

– zăcăminte de hidrocarburi depletate (total/parțial);

– acvifere;

– caverne saline;

– rezervoare/alte depozite etanșe (cavități saline, miniere) ale gazelor naturale lichefiate.

Pentru descoperirea unor noi metode de înmagazinare a gazelor naturale în ultimii ani s-au făcut cercetări privind crearea de noi depozite, respectiv:

– construirea unor noi depozite în caverne săpate în roci etanșe;

– înmagazinarea gazelor în caverne (saline sau miniere) refrigerate (–29 °C);

– înmagazinarea gazelor naturale în rezervoare speciale sub formă de criohidrați.

Principalele caracteristici ale rezervoarelor pentru înmagazinare sunt:

– impermeabilitatea în capul stratului (capac/acoperiș) pentru oprirea pierderilor de gaze;

– porozitate și permeabilitate ridicată a formațiunilor;

– adâncime suficientă a formațiunilor pentru asigurarea unei presiuni de lucru;

– posibilitatea de control a apei;

– formațiuni puternic consolidate;

– prezența țițeiului liber (după exploatare) se folosește cu succes și se preferă formațiuni

care nu au lichid;

– întindere și volum de gaze acceptabile ce nu necesită o zestre prea mare;

– posibilitatea pretării la fisurări hidraulice.

Prin definiție un depozit subteran de înmagazinare al gazelor naturale reprezintă un mediu poros – permeabil ce nu permite migrarea fluidelor pe verticală. Un element de care trebuie să se țină cont în construirea și exploatarea uni depozit subteran, îl reprezintă apa. Aceasta se poate afla total/parțial fie sub nisipul unde se află gazele depozitate fie în lateralul acestuia. În (fig.2.5) este prezentat un zăcământ transformat în depozit subteran de înmagazinare a gazelor naturale, respectiv o secțiune geologică transversală și o hartă structurală întocmită la cap complex. Pe secțiunea geologică se regăsește proiecția sondelor de pe harta structurală cât și existența unui spill ponit în partea estică a structurii.

Fig. 2.5 – Model de zăcământ (rezervor) de depozitare subterană a gazelor [34]

a) Secțiune geologică; b) Hartă structurală la cap complex înmagazinare

Dintre toate categoriile de zăcăminte cele mai reprezentative pentru transformarea în depozite naturale de înmagazinare sunt cele depletate (epuizate). Prin calcul, pe baza datelor geologice și de producție corelate cu presiunile de zăcământ se determină mărimea zăcământului. În cazul alegerii unui astfel de zăcământ (depletat) trebuie avut în vedere faptul că volumul de gaze ce urmează a fi utilizat la procesul de înmagazinare prin transformarea sa în depozit, reprezintă între 80 până la 100 % din volumul inițial de gaze. Recuperarea acestui volum de gaze se va face în circa 120 de zile (timpul maxim de recuperare aferent unui ciclu complet de depozitare). Aceasta necesită mult mai multe sonde decât cele existente în procesul de producție și binențeles un sistem de facilități de colectare adecvat. Pentru ca un rezervor de gaze să corespundă scopului pentru care a fost ales trebuie să îndeplinească două condiții de bază:

– gazul tampon, se impune să asigure o “presiune de bază”, astfel încât întregul volum de gaze înmagazinat/total înmagazinat să fie distribuit consumatorilor în ciclul de extracție. Presiunea de bază trebuie să permită și exploatarea depozitului la sfârșitul ciclului de înmagazinare în regim optim de funcționare;

– gazul curent, se impune să asigure o “presiune maximă”, peste presiunea de bază, care să permită extracția în timp util (ciclu de extracție) a volumului de gaze injectat. Presiunea de bază se determină în funcție de: numărul de sonde care exploatează depozitul, capacitatea de comprimare, capacitatea rezervorului, capacitatea de livrare/extracția, capacitatea de injecție, eficiența economică.

Procesul de înmagazinare al gazelor naturale (în rezervoare supraterane/subterane), reprezintă un proces eficient ce combină furnizarea constantă de gaze naturale, prin intermediul facilităților de suprafață, cu cererile variabile ale pieții, care depind de vreme/considerente economice. Pe lângă funcția de acoperire a vârfurilor de consum, depozitele de gaze au și rolul strategic de a asigura furnizarea de gaze în cazuri de urgență (calamități, cutremure, etc). Pe timpul verii, atunci când capacitatea de transport a facilităților de suprafață depășește cu mult cererea de consum, gazele naturale sunt depozitate urmând a fi extrase în perioada de iarnă, când consumul de gaze crește. În (fig.2.6) sunt identificate tipurile de zăcăminte folosite la înmagazinare.

Vor fi prezentate în continuare principalele tipuri de zăcăminte folosite ca depozite subterane de înmagazinare ale gazelor naturale:

a) înmagazinarea gazelor naturale în zăcăminte depletate;

b) înmagazinarea gazelor naturale în acvifere;

c) înmagazinarea gazelor naturale în caverne saline.

Fig.2.6 – Principale tipuri de zăcăminte utilizate la înmagazinările subterane de gaze naturale [18]

a) Înmagazinarea subterană a gazelor naturale în zăcăminte depletate

Utilizarea zăcămintelor de gaze depletate (fără acvifer activ) ca depozite subterane de înmagazinare a gazelor naturale, constituie cea mai bună soluție atât din punct de vedere tehnic (model geologic, model fizic al zăcământului) cât și din punct de vedere economic deoarece cheltuielile privind cercetarea acestora nu mai sunt necesare.

Avantajul semnificativ privind folosirea unui zăcământ depletat ca depozit subteran, îl reprezintă existența sondelor (număr mare de sonde ce obțin debite zilnice mari) precum și a sistemului de facilități de suprafață. Înmagazinarea într-un zăcământ depletat de gaze nu va impune probleme suplimentare având în vedere că fluidul injectat în formațiune este asemănător structural celui existent prezentând compatibilitate deplină [50].

Față de cele menționate anterior, pentru transformarea unui zăcământ în depozit subteran de înmagazinare a gazelor, se vor parcurge în mod obligatoriu următoarele etape:

– centralizarea informațiilor privind modelul geologic și fizic al zăcământului respectiv:

– grosimea și suprafața rezervorului;

– presiunea inițială de zăcământ;

– producția raportată la presiunea de zăcământ;

– temperatura de zăcământ;

– compoziția gazelor;

– informații de la sonde (carotaje mecanice, diagrafii, starea tehnică a sondelor).

– cercetarea sondelor actuale precum și evaluarea tehnică a acestora (integritatea coloanelor, aderența inelului de ciment);

– calcularea volumului rezervorului;

– stabilirea numărului de sonde, a facilităților de suprafață (conducte, compresoare etc.).

Pentru determinarea cantitatății maxime înmagazinate în rezervor se stabilește presiunea maximă și respectiv minimă de lucru a depozitului (fig.2.7). Presiunea maximă a rezervorului se determină pe baza informațiilor furnizate de ingineria de zăcământ, corelate cu condițiile de etanșeitate ale sondelor.

Fig.2.7 – Reprezentarea grafică a raportului (p/z) în funcție de cantitatea de gaze extrase [34]

În cazul sondelor vechi se realizează un control tehnic privind starea inelul de ciment cu ajutorul măsurătorilor cu ultrasunete respectiv etanșeitatea pe de o parte iar pe de altă parte aderența acestuia. În situația în care prin măsurarea grosimii peretelui coloanelor se observă o uzură pronunțată a acestora se va introduce un liner cimentat sau un liner cu packer cu fluid necoroziv în spațiul inelar.

Reprezentarea grafică dintre presiunea de zăcământ “p” și factorul de compresibilitate “z” în funcție de cantitatea de gaze extrasă, permite calcularea rezervei inițiale și determinarea cantității de gaze ce poate fi înmagazinată la o anumită presiune dacă frontiera depozitului este impermeabilă și permite acest lucru.

În cazul înmagazinării gazelor naturale în zăcăminte de petrol problema se reduce la identificarea unei cupole de gaze, care pe de o parte ajută la mărirea factorului de recuperare al petrolului, iar pe de altă parte constituie spațiu adecvat pentru înmagazinarea gazelor. În cazul înmagazinării gazelor în zăcăminte de petrol depletate, gazele injectate în zăcământ formează un cap secundar ce conduce la creșterea factorului final de recuperare a petrolului rămas în zăcământ.

În cazul zăcămintelor de țiței, injectarea gazelor în cupola acestora/crearea unei cupole secundare de gaze va avea în mod sigur efecte favorabile și asupra recuperării țițeiului. Va trebui totuși reconsiderat proiectul de exploatare al zăcământului de țiței.

b) Înmagazinarea subterană a gazelor naturale în acvifere

Varianta înmagazinării gazelor în acvifere va trebui să evalueze mai multe caracteristici suplimentare înaintea cerințelor specifice. Aceasta se realizează folosind capacitatea naturală de receptivitate a stratului poros permeabil care inițial a fost inundat cu apă dulce/sărată. Procesul de înmagazinare subterană constă în antrenarea respectiv deplasarea apei din porțiunile superioare ale acviferului într-o zonă inferioară cu ajutorul gazelor injectate. Procesul de depozitare al gazelor naturale într-un acvifer, necesită ca presiunea de injecție să fie cu circa 1 – 2 Mpa mai mare decât presiunea inițială a acviferului, iar debitul de injecție să depindă de comportarea formațiunilor utilizate la înmagazinare. Construcția unui depozit subteran de înmagazinare într-un zăcământ acvifer implică îndeplinirea a trei condiții de bază [47]:

– formațiunile utilizate la procesul de înmagazinare se impune să aibă o porozitate și o permeabilitate suficientă pentru a permite desfășurarea proceselor de injecție în condiții optime;

– rocile din acoperiș să prezinte un grad ridicat de impermeabilitate pentru a stopa migrarea gazelor către alte formațiuni (capcane);

– structura pe care se dorește realizarea procesului de înmagazinare trebuie să aibă forma de dom, dispunând de condiții de etanșare suficiente pentru a garanta capacitatea de înmagazinare necesară.

În multe cazuri acviferul rezervorului poate fi închis sau poate produce la presiuni relativ scăzute pentru perioade lungi de timp [20]. În (fig.2.8) este prezentată diagrama presiune – volum pentru zăcămintele depletate. Injecția pernei de gaze este efectuată la o rată astfel încât presiunea din acvifer este suficientă, iar frecarea nu va permite apei să se deplaseze. Ca rezultat curba presiune – volum depășește semnificativ curba de declin a presiunii. În (fig.2.8) se prezintă un domeniu al pernei de gaze, gazele fiind injectate în timpul sezonului cald (perioada aprilie – octombrie). Volumul de gaze injectat pe ciclu poate fi guvernat de disponibilitatea gazelor. Acesta poate fi de asemenea limitat pentru a împiedica scurgerea gazelor injectate. În multe cazuri, rezervorul este închis la sfârșitul primului ciclu de injecție când presiunea scade. Ca urmare a acestui fapt, restul gazelor din pernă cât și o mică parte din gazul de lucru sunt injectate în al doilea ciclu de injecție. În timpul iernii, gazul de lucru este extras. În acest timp, ciclurile de volum – presiune se mută la dreapta diagramei, apropiindu-se de curba declinului de presiune, atunci când apa tinde să se deplaseze. După câteva cicluri operațiunea va semăna cu (fig.2.9). Aceasta din urmă prezintă ciclul de funcționare pentru un acvifer.

Fig.2.8 – Dezvoltarea unui rezervor în acvifer [20] Fig.2.9 – Ciclul de injecție – extracție pentru un acvifer

la volum constant [20]

Având transmisibilitate scăzută cât și volum mare de pori, circulația apei în depozitul subteran de înmagazinare conduce la apariția unei histereze “p/z” funcție de debit “Q” (fig.2.10).

În cazul în care rezervorul este închis hidrodinamic, din punct de vedere teoretic nu există histereză (fig.2.11). În practică există o mică histereză influențată de gradientul de presiune al rezervorului [50]. Deplasarea apei este influențată de două efecte, care se suprapun reciproc:

– schimbare presiunii în funcție de injecție respectiv producție din timpul ciclului de înmagazinare a gazelor naturale (proces de scurtă durată);

– presiunea medie de înmagazinare peste/sub presiunea inițială a acviferului (proces de lungă durată).

Fig.2.10 – Influența histerezei presiunii funcție de deplasarea apei [50]

a) volumul de pori saturați cu gaze funcție de timp; b) depozitare cu acvifer

Fig.2.11 – Identificarea rezervorului [50]

a) Depozit în acvifer; b) Depozit în rezervor depletat având acvifer

În general la procesul de înmagazinarea subterană al gazelor naturale se folosesc formațiuni sedimentare, caz în care stratul impermeabil amplasat deasupra rezervorului este format din argile/marne. Aceste rezervoare pot fi formate din:

– calcare, dolomite (rezervoare carbonatice). Rezervoarele formate din roci carbonatice sunt folosite mai puțin decât cele grezoase întrucât acestea prezintă variații laterale dificile de facies și de permeabilitate, iar dimensiunea porilor variază și atrage după sine capcane ireversibile pentru o cantitate uneori importantă de gaze;

– nisip;

– gresii, în general formațiunile rezervor de tip gresii curate sunt intercalate cu gresii murdare argiloase/calcaroase precum și de bancuri de argilă.

În rezervoarele slab consolidate din timpul extracției pot fi antrenate de gaze și transportate la suprafață granule de nisip. Pentru a preveni antrenarea nisipului se folosesc filtre speciale și împachetări cu nisip. În acest caz există un debit maxim care odată depășit apare riscul distrugerii împachetării și implicit a filtrului. Nisipul poate fi monitorizat cu ajutorul următoarelor metode:

– producția de nisip poate fi controlată prin reducerea forțelor ce acționează asupra gazelor; reducerea ratei de producție sub valoarea critică a nisipului oferind perforaturi curate, creșterea densității perforării și deschiderea lungimii secțiunii;

– metode mecanice de control ale nisipului implică în principal utilizarea de ecrane pentru reținerea nisipurilor/pietrișurilor din formațiuni, plus ecrane pentru menținerea pe loc a particulelor. Acestă tehnică este cea mai răspândită în cazul nisipurilor neconsolidate. În general cele mai frecvente metode mecanice de control ale nisipului sunt: ​​filtru împachetat în gaură liberă, filtru împachetat în interiorul coloanei. Metodele chimice (plastic/rășină de consolidare) nu sunt larg răspândite. Este recomandată revizuirea stării tehnice a sondelor utilizate la procesul de înmagazinare.

Analiza modelului geologic al acviferului contribuie la extinderea zonei de gaze aflată în curs de exploatare, iar interpretarea datelor rezultate din sonde poate conduce la cunoașterea în detaliu a imaginii structural – tectonice a structurii analizate. Rocile constituente ale acviferului se compune din particule de material solid cimentate cu ajutorul unui liant (ciment), iar prin interstiții se realizează curgerea fluidelor în zăcământ.

Pentru a caracteriza un zăcământ (rezervor) cele două proprietăți de bază ale rocilor (porozitate și permeabilitate) sunt insuficiente, motiv pentru care se cercetează proprietățile capilare dependente de: natura rocilor, natura fluidelor ce curg prin aceasta cât și locul unde s-au aflat fluidele de-a lungul timpului în rocile respective. Mecanismul dezlocuirii apei de către gaze într-un rezervor acvifer se estimează având în vedere caracteristicile rocilor: porozitate, permeabilitate și presiune capilară. Aceste informații necesare acestei caracterizări se obțin prin două metode: prima metodă (prin prelevare de carote mecanice), a doua metodă (cu ajutorul măsurătorilor geofizice). Principalele criterii în realizarea/exploatarea depozitelor subterane sunt:

– estimarea performanțelor și pozițiilor de amplasare ale zăcământului analizat;

– caracterizarea și dimensionarea echipamentului de bază;

– estimarea calculului economic;

– dimensionarea instalațiilor complementare;

– evaluarea valorilor medii a caracteristicilor hidraulice: porozitatea, permeabilitatea bazate pe testele de interferență dintre sonde;

– sesizarea variației presiunii în sondele săpate în acvifer;

– realizarea studiilor pentru stabilirea distribuției saturației și limitelor zăcământului;

În cazul în care un acvifer prezintă aceleași proprietăți ale rezervorului în toate direcțiile, prin injecția gazelor în formațiune se produce o deplasare uniformă a apei formându-se interfața gaze – apă (fig.2.12). De menționat că presiunea de injecție trebuie să se situeze în intervalul 0,7÷1,5 Mpa din presiunea inițială a acviferului.

Fig.2.12 – Schema generală a unui depozit subteran de înmagazinare într-un zăcământ acvifer [34]

a) Secțiune geologică ce traversează depozitul subteran; b) Schema de dezlocuire a apei de către gaze

Se poate considera un spațiu poros saturat cu apă în care se experimentează dezlocuirea acesteia cu ajutorul gazelor naturale, în acest caz în cadrul procesului apar fenomene precum:

– primul drenaj – reprezintă operația de dezlocuire a unui fluid (apă) care a saturat ințial roca de către un alt fluid (gaze);

– drenajul propriu – zis – constă în operația de modificare a saturației gazelor în rocă;

– inhibarea – reprezintă operația inversă de dezlocuire a gazelor de către apă.

În procesul de dezlocuire a apei cu ajutorul gazelor se pot definii următoarele [47]:

– presiunea de dezlocuire – aceasta se bazează pe surplusul de presiune util pătrunderii gazelor în roca inițial saturată cu apă. Aceasta se determină în laborator;

– presiunea de prag reprezintă presiunea care permite gazelor să traverseze un eșantion de rocă saturat cu apă;

– saturația în apă ireductibilă – reprezintă apa care nu poate fi dezlocuită de către gaze fiind cuprinsă între 10 – 20 % (pentru roci cu permeabilitate mare) și poate atinge chiar 60 % (pentru roci puțin permeabile);

– gazele pierdute – sunt definite de saturația reziduală în gaze, cuprinsă între 15 și 30 %. Gazele finale nerecuperate prezintă o deosebită importanță (circa 30 – 60 % din stoc total).

Odată cu creșterea procentului de apă dintr-o sondă productivitatea acesteia se reduce. În cazul depozitelor de înmagazinare bine construite și consolidate, apa nu este prezentă (excepție fac sondele oprite din extracție cu ajutorul cărora au fost extrase importante cantități din stoc).

Atunci când presiunea sondei (din timpul extracției) crește semnificativ, poziția limitei gaze – apă se modifică datorită formării conurilor de apă existând posibilitatea ca sonda respectivă să producă cu aport de apă.

În concluzie înmagazinarea gazelor naturale în zăcăminte acvifere reprezintă un proces complex ce implică cunoașterea în detaliu a rezervoarelor destinate transformării acestora. De asemenea utilizarea acestor zăcăminte presupune analizare minuțioasă. Pe de o parte injecția gazelor în formațiune necesită presiuni mai ridicate pentru dislocuirea apei din pori, iar pe de altă parte din cauza dizolvării gazelor în apa de zăcământ vor apărea pierderi de gaze și nu în ultimul rând la extragerea gazelor vor crește cheltuielile de uscare ale acestora. Legat de umiditatea gazelor mai poate apare și problema criohidraților. În cazul înmagazinărilor subterane de gaze în acvifere se necesită investiții suplimentare funcție de:

– determinarea caracteristicilor geologice ale zăcământului;

– evidențierea și conturarea viitorului depozit;

– săparea sondelor de operare și monitorizare (piezometrice);

– realizarea sistemului facilităților de suprafață (conducte, stații de uscare, etc.).

În acest caz volumul investiției este mult mai mare decât cel al unui zăcământ depletat.

c) Înmagazinarea subterană a gazelor naturale în caverne saline

Utilizarea cavernelor saline (sub forma unor domuri) în cadrul procesului de înmagazinare subterană a gazelor naturale realizate prin dizolvarea sării, s-au dovedit a fi utile încă din secolul trecut. Primele cavități saline au fost realizate în anul 1961 în Marysville Southeastern statul Michigan – Statele Unite ale Americii [67]. La ora actuală există în lume circa 60 de depozite saline dintre care circa 30 se află pe teritoriul Statelor Unite ale Americii. În principal cavernele saline erau utilizate, pentru înmagzinarea produselor petroliere lichide, însă folosirea acestora pentru înmagazinarea gazelor naturale este relativ recentă apărând ca urmare a avantajelor oferite de aceste depozite:

– capacitate de livrare mare a gazului înmagazinat;

– procent mic de gaze folosite în cazul pernei (neoperate la presiune constantă);

– perioadă scurtă de reumplere a depozitului;

– posibilitatea recuperării complete a pernei de gaze;

– capacitatea mare de depozitare;

– disponibilitatea formațiunilor salifere ce permit realizarea acestor tipuri de depozite.

Elementele constituente ale unei sonde utilizată la procesul de înmagazinare a gazelor naturale în caverne saline, sunt prezentate în (fig.2.13).

Fig.2.13 – Prezentarea construcției cavernelor saline utilizând sonde de înmagazinare [31]

Respectarea acestor criterii sunt privite ca o soluție alternativă înmagazinărilor subterane de gaze în zăcămintele depletate. Tehnologia realizării unei cavități saline (fig.2.14) cuprinde următoarele etape:

– se injectează prin una/mai multe sonde (injecție/extracție) apă (dulce) cu rol de dizolvare a sării fie prin circulație directă/inversă (fig.2.15);

– saramura este extrasă prin una sau mai multe sonde funcție de construcția cavernei;

– în funcție de programul de construcție al sondelor, acestea pot fi echipate cu una sau două coloane de lucru mobile pe durata realizării cavernei;

– în cavitatea astfel creată se injectează gaze la presiunea corespunzătoare.

Fig.2.14 – Etapele privind construirea unei caverne saline [64]

Fig.2.15 – Prezentarea unei caverne saline [34]

a) metoda circulației directe; b) metoda circalației inverse

Pentru ca un masiv de sare (dom) să poată fi utilizat ca depozit subteran de înmagazinare a gazelor naturale, trebuie să îndeplinească patru condiții de bază, respectiv:

– culcușul domului să fie etanș;

– grosimea rocii saline să fie de minim 100 m;

– adâncimea rocii cuprinsă între 700 – 1400 m (optim 1000 – 1200 m);

– grosimea bancurilor insolubile să fie mai mică de 5 m.

Recomandare!

Înmagazinarea gazelor naturale în caverne saline se face studiind în detaliu zăcământul salifer ce urmează a fi folosit ca depozit de înmagazinare, atât din punct de vedere al formațiunilor înconjurătoare domului salin (grosime, etanșeitate) cât și din punct de vedere a adâncimilor acestuia.

Adâncimea domului salin nu poate fi foarte mare (peste 1500 m) întrucât la un moment dat sarea fiind plastică are tendința de migrare (prin curgere/fluaj) motiv pentru care se pot identifica două situații:

– se produce fie obturarea zăcământul (situație în care acesta nu-și mai păstrează forma inițială);

– fie se creează căi de migrație (caz în care zăcământul nu mai corespunde scopului pentru care a fost proiectat).

Prin procesele de dizolvare cu ajutorul apei injectate prin sondele special forate, se pot realiza goluri însemnate (caverne) de depozitare a gazelor naturale. Însă, folosirea acestor domuri ca depozite de înmagazinare implică o serie de probleme legate de stabilitatea structurilor respective și nu în ultimul rând de hazardurile produse. Apa sărată (saramura) rezultată prin aceste procese (de dizolvare) se deversează în mări, mine abandonate, se poate utiliza în industria chimică sau poate fi injectată în acvifere fiind improprie consumului casnic/industrial. Astfel cavitățile realizate prin dizolvare au volume cuprinse între 100.000 și 400.000 m3 iar capacitatea maximă de înmagazinare va fi proporțională cu adâncimea.

Experimentele au arătat că pentru dizolvarea unui metru cub de sare sunt necesari circa 8 – 10 metri cubi de apă dulce, în timp ce pentru producerea unui metru cub de sare se utilizează circa 8 – 9 metri cubi de saramură.

În construcția unor astfel de depozite saline trebuie avut în vedere trei aspecte importante:

– asigurarea stabilității mecanice a cavității;

– amplasarea la o distanță suficientă una de alta în scopul păstrării stabilității mecanice;

– durata procesului de dizolvare să se întindă pe câțiva ani (fig.2.16).

Fig.2.16 – Schița izometrică a două sonde utilizate la înmagazinare într-o cavernă salină

(sonda 1 – existentă; sonda 2 – proiectată) [7]

Construirea unei caverne saline determină destabilizarea echilibului natural geostatic al terenului având ca efect pierderea volumului cavității în timp ca urmare a fluajului sării, rezultat din comportamentul ductil al acesteia. Acest fapt conduce la un geohazard major în exploatarea unui astfel de tip de depozit, motiv pentru care în proiectarea unui caverne saline se ține cont și de studiul mecanicii rocilor sub aspectul comportării reologice pe de o parte iar pe de altă parte de problemele specifice termodinamice (amplitudinea și viteza ridicată de curgere a gazelor conduce la variații importante de presiune și temperatură).

Fluajul sării este influențat în primul rând de distribuția stresului având ca efect pierderea de volum a cavernei saline. Modificarea vitezei pierderii de volum depinde de:

– natura sării (proprietăți fizice: mărimea cristalelor, impurtăți);

– presiunea de lucru. Viteza pierderii de volum este direct proporțională cu diferența dintre presiunea geostatică, presinea din interiorul cavității și cu adâncimea;

– dimensiunile cavernei (sferică, dublu conică, cilindrică).

În urma studiilor realizare s-a ajuns la concluzia potrivit căreia forma cilindrică implică cele mai mari pierderi de volum (fig.2.17).

Fig.2.17– Schițarea pierderii de volum funcție de formele cavității saline [24]

Amplasarea a două cavități saline este invers proporțional cu distanța dintre acestea, respectiv fluajul crește cu circa 30 % atunci când distanța dintre două sonde scade de la 600 la 300 m. Pentru reducerea vitezei de deformare a cavernelor saline în timp, se poate folosi metoda de operare la presiune constantă, principiu operării fiind prezentat în (fig.2.18).

Fig.2.18 – Schițarea unei sonde utilizată la înmagazinare pentru o cavernă salină [47]

Evaporitele/rocile saline sunt minerale rezultate prin evaporarea apei de mare. Această categorie cuprinde mai mult de treizeci de minerale formate prin asocieri naturale din elementele chimice ce se regăsesc în apă: Ca2+, Na+, Mg2+, Br-, K-, Cl-, SO42-.

Concentrația cea mai mare în rocile saline o reprezintă sarea gemă (halit). Prin procesul de sedimentare grosimea rocilor saline poate depășii uneori 1000 m demonstrând faptul că acestea prezintă extindere mare pe verticală. Sarea gemă (halitul) este asociată cu roci insolubile (argilă, marne, anhidrite) ce sunt repartizate în bancuri/regiuni. Pentru optimizarea procesului de înmagazinare în cavitățile saline, se impune utilizarea unui model matematic pentru a prevedea evoluția volumului gazului liber din cavități, a presiunii și temperaturii medii.

Pentru rezolvarea ecuației de căldură (transfer termic prin conductă și teren) este necesară o bună cunoaștere a profilului geotermic (obținut prin termometrie) ce se realizează la câteva săptămâni după ce sonda a fost forată.

Ritmul de exploatare determinat de variația presiunii datorită debitului vehiculat ridicat cât și adâncimii mari implică multe probleme tehnice. Problemele caracteristice înmagazinării gazelor se identifică printr-o pierdere rapidă de presiune și temperatură în cavitate, accentuate de pierderea de temperatură prin pereții sondei creând astfel riscul apariției criohidraților. Existența gazelor umede este susținută de prezența saramurii reziduale în sacul cavității. Experimentele efectuate au demonstrat că un conținut în apă (200 ÷ 400 mg/Nm3) măsurat în capul sondei, este inferior celui măsurat în condițiile de fund a cavității (500 ÷ 1500 mg/Nm3).

La stabilirea costului total privind înmagazinările subterane în cavitățile saline se urmăresc următoare etape:

– localizarea domului de sare prin gravimetrie și seismică;

– identificarea numărului de sonde de exploatare utilizabile;

– proiectarea instațiilor pentru curățirea cavității privind colectarea apei (bazine etc.).

De asemenea o deosebită importantă o au instalațiile pentru mărirea capacității de înmagazinare.

În realizarea cavernelor saline se mai pot folosii ca agenți dizolvanți soluții acide. Un exemplu de realizare a unei cavități saline într-un masiv de calcar cu ajutorul soluțiilor acide este redat în (fig.219). Pentru modelul cu o singură sondă, realizarea cavernei (prin dizolvare cu acizi) se asemănă cu modul de execuție al cavernelor saline (prin dizolvare cu apă), respectiv se injectează soluții acide prin coloana sondei și se extrage materialul rezultat în urma acestei dizolvări prin tubing. În cazul folosirii a două sau mai multe sonde procesul este identic ca în cazul folosirii unei singure sonde, însă datorită săpării sondelor la anumite distanțe între ele cavernele rezultate se unesc rezultând o cavernă mai mare (fig.2.20).

Fig.2.19 – Schița realizării unei cavități într-un masiv de calcar,

folosind metoda de dizolvare cu acizi [17]

Fig.2.20 – Realizarea unei caverne saline în formațiuni calcaroase prin

metoda circulației directe folosind: a) o sondă; b) două sonde [47]

O metodă modernă o reprezintă săparea a două sau mai multe sonde verticale iar între ele se sapă o sondă orizontală (una dintre sonde funcționând ca sondă de injecție iar cealaltă de extracție).

La stabilirea tipului de acid ce urmează a fi folosit la realizarea cavernei trebuie să se țină cont de următarele aspecte:

– gradul de disponibilitate al acidului;

– prețul acidului;

– produsul de reacție al acidului cu roca (gradul de solubilitate în apă);

– utilizarea acidului pe scară largă.

În prezent în România nu s-au realizat depozite de înmagazinare subterană a gazelor naturale în caverne saline, ci numai în depozite depletate.

Principalele avantaje și dezavantaje ale metodelor de înmagazinare subterană a gazelor naturale sunt prezentate în (tabelul 2.2).

Tabelul 2.2 [47]