Elemente DE Optimizare ALE Procesului DE Inmagazinare A Gazelor Naturale
ELEMENTE DE OPTIMIZARE ALE PROCESULUI DE ÎNMAGAZINARE A GAZELOR NATURALE
CUPRINS
INTRODUCERE
CAPITOLUL I:
Aspecte generale ale industriei de gaze naturale
CAPITOLUL II
Depozitul de înmagazinare gaze Urziceni
2.1. Prezentarea mediului în care este situat amplasamentul
2.2. Localizarea geografică
2.3. Condițiile meteorologice
CAPITOLUL III
Geologia structurii Urziceni
3.1. Generalități
3.2. Stratigrafie și litofaciesuri
3.3. Evoluție și tectogeneză
3.4. Stratigrafia și litologia
CAPITOLUL IV
Descrierea instalației din cadrul depozitului Urziceni
4.1. Descrierea activității
4.1.1. Stația de compresoare Urziceni
4.1.2. Modulul 1 – Urziceni
4.1.3. Stația de uscare Urziceni
4.1.4. Utilități
4.2. Descrierea procesului și modul de operare al grupurilor 1, 2 și 3
CAPITOLUL V
Aspecte privind înmagazinarea subterană a gazelor natural
5.1. Condiții specifice înmagazinării subterane a gazelor naturale
5.2. Proiectarea înmagazinării subterane a gazelor naturale
5.3. Concepte de proiectare
5.4. Caracteristicile de bază ale rezervoarelor pentru depozitare
CAPITOLUL VI
Calculul rezervelor de gaze naturale
6.1 Calculul rezervelor de gaze naturale
6.2. Calculul resursei geologice, pentru “Blocul I” de pe structura Urziceni,
prin metoda volumetrică
6.3. Metoda de estimare a investițiilor, cheltuielilor și veniturilor
6.3.1. Metoda Discount Cash Flow (D.C.F.)
6.3.2. Algoritmul metodei Discount Cash Flow
CAPITOLUL VII
Identificarea și evaluarea pericolelor majore la
depozitul de înmagazinare Urziceni
7.1. Generalități
7.2. Acțiuni și măsuri ce se întreprind pe durata situațiilor de urgență
7.3. Identificarea pericolelor în urma desfășurării proceselor tehnologice
7.4. Prezentarea analizei pericolelor și a evaluărilor de risc
7.5. Estimarea riscului
7.6. Aspecte ecologice
7.6.1. Surse de poluare
7.6.2 Poluanții și efectele lor
7.6.3. Măsuri de prevenire a poluării
Concluzii și Propuneri
Bibliografie
INTRODUCERE
Gazele naturale extrase din zăcămintele de petrol sunt folosite din ce în ce mai mult pentru a satisface necesarul de energie. Inflexibilitatea producției de gaze din aceste zăcăminte, nu corespunde cererii variabile a pieței.
Înmagazinarea subterană a gazelor naturale comprimate în rezervoare naturale de petrol și gaze, este folosită ca o tehnologie obișnuită eficientă, încă din anul 1915, în vederea reglării livrării de gaze pentru a satisface cererea.
Pentru înmagazinarea subterană gazele naturale sunt injectate în rezervoare subterane de țiței și gaze, când cererea pieții scade sub producția surselor de alimentare și sunt extrase din depozit, pentru a suplimenta livrarea la nivelul solicitat când cererea depășește acea producție.
Funcția principală a unui depozit subteran de gaze, este de a regulariza livrarea pentru variațiile de consum și cererea sezonieră. În afară de aceasta, instalațiile de înmagazinare pot asigura furnizarea de gaze de la rezervele de siguranță, în cazul unor întreruperi în alimentarea normală și pot ajuta la conservarea energiei utilizând gaze asociate care, ar trebui trimise la flaclă.
Zăcămintele de țiței și gaze sunt preferate ca depozite subterane pentru cantități însemnate de gaze, în măsura în care capacitatea de conservare a acestor rezorvoare este demonstrată de existența acumulărilor de hidrocarburi.
Pentru a construi un depozit, sunt folosite sonde care stabilesc o legătură controlată între rezervor și suprafață. Aceste sonde pentru injecția și extracția gazelor de înmagazinare sunt numite sonde de exploatare. În plus, față de sondele de exploatare se pot folosi și sonde de observație (piezometrice).
Gazele naturale sunt injectate prin sondele de injecție-exploatare în porii rezervorului subteran, care era inițial saturat cu hidrocarburi, permițând totodată formarea unei incinte conținând gaze naturale comprimate. Gazele sunt extrase folosind sondele de exploatare.
Comprimarea poate fi necesară pentru injecție și extracție.
Depozitul poate fi exploatat ciclic, între presiunile maxime și minime de lucru corespunzător cu cantitatea de gaze recuperabil (de lucru).
Pentru instalațiile specifice depozitului subteran (de exemplu: sonde, instalații de suprafață, etc.,) trebuie aplicate standardele existente în vigoare.
Instalațiile de înmagazinare trebuie proiectate astfel încât să asigure continuitatea conservării pe termen lung a produselor înmagazinate. Aceasta implică:
cunoștințe prealabile adecvate despre formațiunea geologică în care urmează să se formeze depozitul și litologia, stratigrafia și tectonica rocilor din culcuș și din acoperiș;
culegerea tuturor informațiilor de bază necesare pentru precizarea parametrilor limită de construcție și exploatare;
demostrarea capacității pentru a asigura conservarea pe termen lung a produselor înmagazinate prin intermediul integrității sale mecanice și hidraulice.
Construcția și exploatarea, trebuie făcute astfel încât să se mențină integritatea conservării.
Instalația de înmagazinare trebuie proiectată, construită și exploatată, astfel încât să preîntâmpine orice influență inacceptabilă care ar putea s-o exercite asupra mediului înconjurător subteran. Aceasta presupune că au fost identificate formațiunile înconjurătoare, că au fost determinate caracteristicile lor importante și că sunt protejate corespunzător.
Instalația de înmgazinare trebuie proiectată, construită și exploatată astfel încât să nu determine o mișcare inacceptabilă a solului la suprafață și că va preîntâmpina orice efecte create de emisiile gazoase, lichide, solide, de radiații și zgomot.
Instalația de înmagazinare trebuie proiectată, construită și exploatată, astfel încât să nu prezinte vreun risc pentru siguranța exploatării și a personalului.
Suplimentar față de prescripțiile de siguranță uzuale și cerințele aplicabile la toate instalațiile industriale compatibile, trebuie luate măsuri corespunzătoare pentru reducerea riscului și consecințele exploziei și pierderilor prin scurgeri.
Pentru a verifica dacă cerințele de mai sus sunt îndeplinite, trebuie implementate sisteme de monitorizare și proceduri specifice.
INTRODUCTION
Natural gas extracted from oil fields are used more and more to meet energy needs. Inflexibility gas production from these fields, does not meet the demand of the market variables.
Compressed natural gas underground storage tanks for petroleum and natural gas is used as an effective common technology, since 1915, in order to adjust the gas supply to meet demand.
For underground storage, natural gas is injected into underground reservoirs of oil and gas production, when market demand falls below the power supply and are removed from storage to supplement the requested delivery when demand exceeds the production.
The main function of underground gas storage is to regulate the supply and demand for seasonal variations in consumption. In addition, the storage facilities can ensure the provision of safe gas reserves in case of failure of the normal supply and can help conserve energy by using associated gas should be sent to chimney.
The oil and gas are preferred for use in underground deposits significant amounts of gas, as far as conservation of these storages ability is demonstrated by the existence of the accumulation of hydrocarbons.
To build a warehouse, are used wells to establish a link between the reservoir and the surface. These wells for injection and storage gas extraction wells are called exploitation. In addition to the production wells can be used also observation wells piezometer.
Natural gas is injected through injection wells harvesters in underground reservoir pores, which was initially saturated with hydrocarbons, while allowing the formation of an enclosure containing compressed natural gas. The gases are extracted using production wells.
The compression may be necessary for the injection and extraction.
The deposit can be operated cyclically between maximum and minimum working pressures corresponding to the amount of recoverable gas (working).
For specific underground storage facilities (eg wells, surface facilities, etc.) should be applied existing standards in force.
Storage facilities must be designed so as to ensure continuity of long-term preservation of stored products. This involves:
• Appropriate prior knowledge about the geological formation to form and deposit litho logy, stratigraphy and tectonic rocks in bed and roof ;
• gathering all the basic information necessary for the specification limit construction and operation parameters;
• proving the capacity to ensure long-term preservation of stored products through mechanical and hydraulic integrity.
The construction and operation should be such as to maintain the preservation integrity.
Storage facility must be designed, constructed and operated so as to prevent any unacceptable influence which it may exert on the environment underground. This implies that the surrounding formations were identified, that were determined important characteristics and that are adequately protected.
Storage facility must be designed, constructed and operated so as to not cause unacceptable movement of the soil surface and will prevent any effects created by gaseous emissions, liquid, solid, radiation and noise.
Storage facility must be designed, constructed and operated so as not to present any risk to safe operation and personnel.
In addition to the usual safety regulations and requirements applicable to all industrial installations compatible, appropriate measures should be taken to reduce the risk and consequences of the explosion and leak losses.
To verify that the above requirements are met, monitoring systems and procedures must be implemented.
CAPITOLUL I
Aspecte generale ale industriei de gaze naturale
Gazele naturale constituie un amestec de hidrocarburi saturate în care predomină metanul, fiind larg utilizate sub formă de combustibili (având o putere calorica ridicata, de 5.500 ÷ 13.500 kcal/m³, arderea completă, lipsită de toxicitate) și de asemenea, ca materie primă pentru industria chimică la fabricarea amoniacului, metanolului, maselor plastice, fibrelor sintetice, cauciucului, negrului de fum. Gazele naturale s-au format, ca si petrolul, din transformarea materiei organice în procesele de sedimentare proprii bazinelor marine și lacustre, iar după unele ipoteze, din metamorfismul cărbunilor bituminoși sau prin procese vulcanice. Compozitia gazelor naturale depinde în special de 3 (trei) factori, și anume:
condițiile de temperatură și presiune ale zacământului;
structura geologică a zonei de extracție;
gradul de saturație la temperatura de ieșire din zăcământ.
Gazele naturale se împart în 2(doua) categorii:
gazul metan;
gazul de sonda.
1. Gazul metan, numit și gaz natural uscat, se gasește singur în zăcământ, contine o mare proporție de metan (între 69 ÷ 99,91%) și o cantitate mică de hidrocarburi superioare metanului (etan, butan, izobutan). Zăcămintele de gaz metan pot fi situate fie în apropierea unor regiuni petroliere, fie cu totul alte regiuni (Podișul Transilvaniei din România, Podișul Stavropol și zona Saratov din C.S.I.). Exploatarea lui se face cu ajutorul sondelor și este mult mai ieftină decât a petrolului (de cca. 8ori) și cărbunelui (de 12ori) deoarece se află sub presiuni destul de mari. Gazul metan se utilizează așa cum a fost extras, fiind supus doar unor operang formations were identified, that were determined important characteristics and that are adequately protected.
Storage facility must be designed, constructed and operated so as to not cause unacceptable movement of the soil surface and will prevent any effects created by gaseous emissions, liquid, solid, radiation and noise.
Storage facility must be designed, constructed and operated so as not to present any risk to safe operation and personnel.
In addition to the usual safety regulations and requirements applicable to all industrial installations compatible, appropriate measures should be taken to reduce the risk and consequences of the explosion and leak losses.
To verify that the above requirements are met, monitoring systems and procedures must be implemented.
CAPITOLUL I
Aspecte generale ale industriei de gaze naturale
Gazele naturale constituie un amestec de hidrocarburi saturate în care predomină metanul, fiind larg utilizate sub formă de combustibili (având o putere calorica ridicata, de 5.500 ÷ 13.500 kcal/m³, arderea completă, lipsită de toxicitate) și de asemenea, ca materie primă pentru industria chimică la fabricarea amoniacului, metanolului, maselor plastice, fibrelor sintetice, cauciucului, negrului de fum. Gazele naturale s-au format, ca si petrolul, din transformarea materiei organice în procesele de sedimentare proprii bazinelor marine și lacustre, iar după unele ipoteze, din metamorfismul cărbunilor bituminoși sau prin procese vulcanice. Compozitia gazelor naturale depinde în special de 3 (trei) factori, și anume:
condițiile de temperatură și presiune ale zacământului;
structura geologică a zonei de extracție;
gradul de saturație la temperatura de ieșire din zăcământ.
Gazele naturale se împart în 2(doua) categorii:
gazul metan;
gazul de sonda.
1. Gazul metan, numit și gaz natural uscat, se gasește singur în zăcământ, contine o mare proporție de metan (între 69 ÷ 99,91%) și o cantitate mică de hidrocarburi superioare metanului (etan, butan, izobutan). Zăcămintele de gaz metan pot fi situate fie în apropierea unor regiuni petroliere, fie cu totul alte regiuni (Podișul Transilvaniei din România, Podișul Stavropol și zona Saratov din C.S.I.). Exploatarea lui se face cu ajutorul sondelor și este mult mai ieftină decât a petrolului (de cca. 8ori) și cărbunelui (de 12ori) deoarece se află sub presiuni destul de mari. Gazul metan se utilizează așa cum a fost extras, fiind supus doar unor operații curente de separare mecanică a impurităților solide și lichide și a compușilor de sulf (când îi conțin în cantități mai mari). Ele au o putere calorică ridicată (intre 9.860÷13.850kcal/m³).
2. Gazele de sondă, numite și gaze umede sau asociate, se găsesc în zăcământ împreună cu petrolul și s-au format odată și împreună cu acesta. In cadrul zăcământului de petrol, gazele de sondă pot fi dizolvate în petrol sau se pot găsi liber, formând o cupolă deasupra zăcământului, ori un strat gazeifer înclus în acesta. În primul caz alcătuiesc asa numitul cap de gaz sau gaz-cap. Prezența gazelor libere în zăcământul petrolier, sub forma cupolei determină curgerea amestecului de petrol cu gaze în sondă. Fiind un amestec de metan cu etan, propan, butan precum și de alte hidrocarburi saturate mai grele, gazele de sondă au un conținut de metan mai redus decât gazul metan. Procentul variază între 69÷95%. În schimb, dispun de un conținut mare de hidrocarburi superioare metanului, mai ales de etan, propan, butan, ceea ce le conferă o mai mare valoare comerciala. Din propan și butan se obține gazolina, din care se extrag benzene ușoare, utilizate în aviație sau în alte domenii care necesită carburanți de calitate superioară. Tot atât de valoroasă este aceasta și în industria petrochimică. Gazul de sondă, poate fi extras direct din zăcământ, fiind exploatat odată cu petrolul, dar poate proveni și din rafinarea petrolului (în urma cracării).
Utilizarea la scară industrială a gazelor naturale a început în secolul XIX, inaintea petrolului. Din anul 1885 gazele naturale încep să fie folosite la furnale. Descoperirea motorului cu ardere internă a condiționat dezvoltarea cu ritmuri mai accelerate a industriei petrolului, cu atât mai mult cu cât în statele industriale din Europa, gazele naturale sunt cunoscute și valorifiacte mai târziu in Olanda și Rusia. De aceea în anul 1929 producția de gaze naturale era de cca. 57mld.m3. Evoluția producției de gaze naturale în perioada interbelică era dominată de câțiva producători: Rusia, România. În perioada postbelică, dezvoltarea industriei gazelor naturale cunoaște un salt semnificativ, cand sunt descoperite zăcaminte importante în Rusia. În această perioadă se obțin progrese însemnate în transportul și distribuția gazelor naturale prin lichefiere, în special în construcția gazoductelor de mari dimensiuni și a vaselor maritime. Apoi, se descoperă noi folosințe ale gazelor în industria chimică. Printre marile gazoducte ale lumii, construite după al doilea război mondial, poate fi mentionată magistrala euro-siberiană, care alimentează un șir de state europene, inclusiv Germania, Franta, Italia și state din Europa Centrală și de Est cu gaze naturale din Rusia.
Prin urmare, în perioada postbelică gazele naturale, având un preț de cost mai redus decât a altor resurse energetice (petrol, carbune), a devenit un concurent serios acestora, ajungându-se la producții substanțiale. Astfel, în anul 1965 producția mondială de gaze naturale atinge cota de 705mild.m3, în 1970-1070mild.m3, iar în 1977-1394mild.m3. Între anii 1979-1989 stagnarea economică din majoritatea țărilor industiale, legată de creșterea prețurilor de desfacere, a produs o reducere a ritmurilor de dezvoltare a industriei respective. Abia în anul 1989 se produce o înviorare, cand sun extrase 1620mild.m3 de gaze naturale. În anul 1991 pentru prima dată a fost depășită cota de 2000mild.m3, iar în anul 1994 a ajuns la 2700mild.m3. Anii 80-90 reprezintă creșterea treptată a ponderii gazelor naturale exploatate în condiții submarine, în special în Marea Britanie, Norvegia și Italia.
Gazele naturale, fiind cunoscute înca din antichitate (cu 2000 de ani î.e.n.), au fost transportate prin conducte de bambus spre locurile de utilizare. Ele au fost semnalate sub forma focurilor nestinse și sub forma unor iviri aproape de suprafața. Exploatările gazelor în România și în unele țări din Europa de Vest s-au extins după 1945.
În România, gazele naturale constituie una dintre rezervele naturale ale subsolului cu o importanță deosebită, dacă se au în vedere rezervele relativ apreciabile, producția, ponderea energetică și vechimea exploatării. În țara noastră se extrag atât gazul metan de o mare puritate cu un conținut în metan de 98-99,7%, puterea calorică 42MJ/m³N, cât și gazele asociate sau gazele de sondă din structurile petroliere. Rezervele de gaze naturale au fost estimate la 543mild.m³. Producția a scăzut continuu, de la 24,8 mild.m3 în 1991 (22,1 în 1992; 21,3 în 1993; 19,5 în 1994; 19 în 1995; 18,1 în 1996) la 18,0 mild.m3 în 1997. Aceasta productie este realizata prin intermediul a cca. 3.700 de sonde (din care 3.300 sunt în Depresiunea Transilvaniei) situate pe 150 de structuri gazeifere cu adâncimi de până la 2.000-3.000m. Producția este insuficientă fiind necesare importuri ce provin, prin conducte, din Ucraina și Rusia. Peste 30.000 de conducte asigură extracția, transportul și ditribuția gazelor naturale, din care 11.000km de conducte magistrale și peste 4.000 de stații de reglare și măsurare a gazelor prin care se asigură furnizarea acestora în întreaga țară.
În Transilvania, în anul 1908, la Sărmășel este instalată prima sondă de extracție gaze, iar în 1909 au intrat în exploatare sonde la Zau de Câmpie, Șincai, Saros, Copșa Mică. Gazul de sondă a fost captat, tot în 1908 la Buștenari. În 1912-1913 s-a construit conducta pentru transportul gazului metan între Sărmășel și Turda, care a fost prima de acest fel în Europa, iar în 1918 la Turda se aprinde prima lampă cu gaz metan pentru iluminatul public.
Teritoriul României este tranzitat de 400km de conducte de gaze naturale (vezi figura 1.1). De asemenea, pentru înmagazinarea gazelor naturale sunt amenajate 6(șase) depozite subterane. În prezent, gazele naturale dețin cca. 40% din balanța energetică a tării, fiind utilizate ca materie primă în industria chimică a țării.
Figura 1.1. Harta Sistemului Național de Transport Gaze
Gazul metan, care formează cea mai mare parte a rezervelor românești, se află cantonat în structuri geomorfologice sub forma de cupolă, boltiri numite domuri în Podisul Transilvaniei. În aceasta zonă, din cele 67 câmpuri gazeifere, 54 au fost identificate după 1948. În Podișul Transilvaniei extracția se face numai în două areale. Unul este situat între Mureș și cele doua Someșuri (Someșul Mare și Someșul Mic), un ținut deluros cu altitudini în jur de 500m, numit Câmpia Transilvaniei. Al doilea areal de extracție a gazului metan se află la sud de Mureș, în zona colinară (500-600m) a podisului Târnavelor (cu centrele: Deleni, Bazna, Copsa Mică, Nou- Dumbrăvioara, Miercurea Nirajului, Sângeorgiu de Pădure, Cristuru Secuiesc).
Gazele de sondă dispun de un procent de metan cuprins între70-95% și de o putere calorică cuprinsă între 5.000-13.000kcal/m³. Gazele de sondă se exploatează în structurile petrolifere din urmatoarele regiuni: Subcarpații Getici și Podișul Getic-Boldești, Botești, Ciurești, Bărbuncești, aflate la est de râul Olt și la Drăgășani, Bustuchin, Zătreni, Țicleni, Bibești la vest de Olt; Câmpia Română în zonele Urziceni-Galați (Urziceni, Jugureanu, Padina, Liscoteanca, Oprișenești-unul dintre cele mai mari, Independența), Videle (Valea Plopilor), Craiova (Ghercești, Isalnița), la contacul Subcarpatilor cu câmpia (Gura Șutii, Aricești, Mănești și Finita). În Câmpia de Vest, (în această regiune, pe langă extracțiile de gaze de sondă sunt și unele de gaz metan), gazele de sondă se exploatează la Ortișoara, Satchinez, Biled, Calacea și Abrămuț, iar în Subcarpații Moldovei, la Secuieni, Balcani, Bere,ti-Tazlău, precum, și în Podisul Moldovei la Găiceanca și Glăvănești.
Cele 6(șase) depozite de înmagazinare gaze cu presiuni de operare între 10 și 150 bari, sunt următoarele:
Urziceni, capacitate activă: 0,25 mlrd. Smc/ciclu;
Bilciurești, capacitate activă: 1,3 mlrd. Smc/ciclu;
Bălăceanca, capacitate activă: 0,05 mlrd. Smc/ciclu;
Sărmășel, capacitate activă: 0,8 mlrd. Smc/ciclu;
Ghercești, capacitate activă: 0,15 mlrd.Smc/ciclu;
Cetatea de Baltă, capacitate activa: 0,2 mlrd. Smc/ciclu;
Înmagazinarea subterană reprezintă o parte vitală a industriei gazelor naturale (vezi figura 1.2). Posibilitatea înmagazinării gazelor oferă certitudinea furnizării în timpul perioadelor cu cerere ridicată prin suplimentarea livrărilor și reprezintă o măsură de siguranța în cazul întreruperii producției curente.
Figura 1.2.-Depozit subteran de gaze amenajat in zacaminte depletate
CAPITOLUL II
Depozitul de înmagazinare gaze Urziceni
2.1. Prezentarea mediului în care este situat amplasamentul
Structura Urziceni, este situată în județul Ialomița, la circa 50 Km NE de municipiul București și se prezintă ca un monoclin faliat, cu o cădere generală spre nord și o ridicare spre falia majoră Movilița-Gârbovi-Brăgăreasa-Jugureanu (vezi figura 2.1).
Figura 2.1 – Harta topografică-Amplasarea Structurii Urziceni din punct de vedere administrative (fragment)
Sc. 1:200.000
Zăcământul Structurii Urziceni este situat în proximitatea orașului Urziceni pe un areal aparținând de acesta din punct de vedere administrative
Situat la adâncimea 1250 m, zăcământul de gaze Meoțian IV reprezintă o unitate hidrodinamică constituită din strate de mică înclinare, care determină un contact inițial apă-gaze la 1210 m sub nivelul mării, cu roci în bună parte slab consolidate.
Zăcămintele aferente structurii Urziceni sunt zăcăminte de țiței subsaturat la Cretacic inferior, zăcăminte de țiței cu cap primar de gaze la Sarmațian și zăcămintele de gaze libere la Meoțian inferior și superior. Obiectivul geologic al prezentei lucrări îl reprezintă Meoțianul IV.
Exploatarea zăcământului de la Urziceni, în speță a Meoțianului Superior, a început încă din anul 1964 când, au fost deschise pachetele Meoțianului II și Meoțianului III.
Într-o primă etapă (1964–1978) a istoricului de exploatare a celor patru pachete Meoțione (Me I÷IV), gazele au fost extrase prin sonde care, în majoritatea cazurilor, au fost perforate simultan la toate pachetele, ce reprezintă unități hidrodinamice distincte în condiții naturale.
Recuperarea gazelor, în principal, are loc pe seama destinderii elastice, simultan cu un influx moderat de apă.
Existența în zona Bucureștiului a unor decalaje ridicate între solicitările de consum și disponibilul de gaze, în perioadele cu temperatură scăzută, a impus căutarea unor soluții pentru creșterea cantităților zilnice ce pot fi introduse în sistemul de transport și distribuție.
Pentru rezolvarea acestei situații s-au analizat prioritar posibilitătile de creștere a aportului depozitului de înmagazinare existent prin mărirea capacității de înmagazinare – extracție a acestuia.
Structura Urziceni, prin capacitatea actuală de înmagazinare, prin parametrii fizico-geologici și nu în ultimul rând prin poziția față de principalii consumatori din zonă, este unul dintre importantele depozite de stocare a gazelor din România și în condițiile asigurării în viitor, în perioada călduroasă, a unor cantități sporite de gaze pentru injecție, poate contribui la acoperirea unor vârfuri de consum superioare posibilităților actuale. Zona Urziceni a fost evidențiată prin lucrări geofizice executate între anii 1935-1956 și confirmată prin lucrări de foraj între anii 1935-1956 când s-au descoperit zăcămintele Sarmațianului bazal din blocul I și Cretacicului inferior din blocul II. Exploatarea zăcămintelor a început în anul 1959 prin sonda 202 care a pus în evidență gazele din Sarmațian – blocul I. Cea mai adâncă sondă de pe structura Urziceni este sonda 1004 care a atins adâncimea de 6000 m.
La Urziceni, zăcămintele de sub Meoțianul Superior (Meoțian Inferior, Sarmațian, Cretacic) sunt exploatate deoarece aceste formațiuni au predominat zăcămintele de petrol.
2.2. Localizarea geografică
Depozitul de stocare și/sau înmagazinare subterană a gazelor naturale Urziceni, este amplasat la o distanță de cca. 5km de orașul Urziceni, județul Ialomița.
Modul existent, în suprafață de 10.000m2, este amplasat în NV aorașului Urziceni, având ca drum de acces șoseaua E85, București – Buzău.
Modulul 1, în suprafață de 4.500m2, este situat în extravilanul orașului Urziceni, șoseaua Urziceni – Ploiești DN2A.
Stația de compresoare se află la o distanță de 3 km față de rezervorul de gaze Urziceni și la cca. 2,7km de sursa de gaze, reprezentată de cele două conducte de transport gaze Dn 500mm, Pn 40bar și Dn 800mm, Pn 40bar, conducte care asigură transportul gazelor din import prin Isaccea către București.
În tabelul 2.1. sunt prezentate și vecinătăți ale grupului de sonde respectiv ale modulului 1.
Tabelul 2.1.-Vecinătăți grup sonde și modulul 1
Drumuri principale de acces
Accesul către depozitul subteran pentru înmagazinarea gazelor naturale, cât și către stația de compresoare este următorul:
DN 1D – DN 2 – DN 2A – Centura Urziceni – str. Regiei – Urziceni ME;
DN 2 – DN 2A – DN 1D – drumuri de exploatare – Urziceni M1;
DN 2 – DN 2A – DN 1D – drumuri de exploatare – grupuri sonde;
DN 2 – DN 2A – DN 1D – drumuri de – exploatare – sonde.
2.3. Condițiile meteorologice
Clima
Clima județului Ialomița este temperat-continentală, caracterizandu-se prin veri foarte calde și ierni foarte reci.
Temperatura medie anuală: 10°C
Temperatura minimă absolută: – 23,5°C
Temperatura maximă absolută: + 33,2°C
Câteodată, verile sunt extrem de călduroase, cu temperaturi de 35 – 40°C, iar temperaturile în timpul iernii sunt uneori mai mici de – 20°C însoțite de zăpadă și furtuni de zăpadă. Influența maselor de aer din Vest și Sud sunt responsabile pentru toamnele lungi și călduroase, zilele blânde de iarna sau primaverile timpurii. Regimul temperaturii aerului este diferit în întreaga regiune.
Precipitațiile
Precipitațiile medii anuale sunt de 460 – 590mm (vezi figura 2.2).
Regiunea este afectată de schimbări climaterice continue, care vor crește temperaturile medii și vor scădea cantitățile anuale de precipitații.
Figura 2.2. – Diagrama precipitațiilor lunare
Sunt considerate “cu precipitații” toate zilele în care apa este căzută sub formă de ploaie, lapoviță, grindină, ninsoare.
Regimul Vânturilor
Un alt factor important al climei îl reprezintă determinarea mărimii și direcției vânturilor (vezi figura 2.3). În județul Ialomița, direcția vânturilor este Nord-Est și Sud-Vest.
Vântul predominant este cel din NE către SV, Crivățul, care bate intens iarna cu o viteză de 10 –30 m/s. Aceste vânturi, în special iarna, sunt însoțite de viscole puternice care determină așezarea zăpezilor în straturi neuniforme.
Figura 2.3. – Direcția predominantă a vânturilor
Frecvența și viteza vânturilor sunt influențate direct de condițiile locale. În S și în SE se întâlnesc cele mai mici frecvențe (1,0 – 4,6 %). O viteza de 3 – 4,5m/s este tipică pentru direcțiile dominante și 2,5 – 3m/s pentru celelalte direcții. În general, regimul vânturilor se încadrează în valorile medii multianuale.
Adâncimea de îngheț
Adâncimea maximă de îngheț în zonă este de 80-90cm, conform STAS 6054-77
CAPITOLUL III
Geologia structurii Urziceni
3.1. Generalități
Din punct de vedere geologic, zăcământul de înmagazinare de la Urziceni face parte din Platforma Moesică, partea de Est. Structura Urziceni este situată în partea de SE a Platformei Moesice, pe aliniamentul structural Moara Săracă – Tg. Fierbinți – Gârbovi – Brăgăreasa – Jugureanu și se prezintă sub forma unui monoclin faliat.
Cea de a doua unitate eoproterozoică, compartimentul de Est al Platformei Moesice, este cuprins între falia Palazu la Nord și falia Fierbinți (transmoesică) la Sud și cuprinde treimea sudică a Dobrogei cu prelungirea ei la Vest de Dunăre până în falia Pericarpatică (vezi figura 3.1). Deși, acoperită în mare parte de o mantie de loess, compartimentul de Est a atras geologii mai ales prin bogăția de fosile pe care o conțin anumite formațiuni geologice constituente. La cunoașterea geologică a Platformei Moesice partea de Est și-au adus contribuția Gh. Macovei, M. Chiriac, Gh. Bombiță, Bica Ionesi, L. Ionesi, Magdalena Iordan, Th. Neagu, O. Dragastan, V. Costache și mulți alții.
Figura 3.1.– Schița cu amplasarea structurii Urziceni
3.2. Stratigrafie și litofaciesuri
Cercetarea prin foraje a dus la traversarea întregii cuverturi sedimentare a Platformei Moesice partea de Est, iar în partea central-nordică s-au atins și formațiunile soclului. De asemenea, s-a realizat o serie nelimitată de secțiuni geologice, făcute să definească cât mai clar imaginea de ansamblu a Platformei Moesice (vezi figura 3.2).
Figura 3.2. – Secțiune geologică prin Platforma Moesică, partea de Est (după Institutul Geologic al României)
a) Soclul
Soclul eoproterozoic este cunoscut prin forajele efectuate în zona localităților Cocoșu (Poeni) și Palazu Mare. Acestea, la adâncimea de 930 m și respectiv 1760 m au atins formațiunile soclului care sunt reprezentate în bază prin gnaise granitice urmate de șisturi cristaline mezometamorfice. Ultimele includ concentrația de magnetit de la Palazu Mare. Determinările radiometrice efectuate pe biotitul din gnaisele granitice de la Cocoșu au indicat 1673 și 1853 m.a. ceea ce înseamnă că formațiunile constituente ale soclului, au fost metamorfozate în Eoproterozoicul timpuriu, repectiv în Karelian și mai înseamnă că acestea nu au mai suferit remobilizări ulterioare. Atât vârsta cât și prezența concentrației de magnetit constituie motivația că soclul compartimentului de est să fie asemuit formațiunii de Krivoi Rog, de asemenea eoproterozică, din Platforma Est-Europeană. Soclul cristalin de la Palazu, cunoscut și sub numele de cristalinul de Palazu, coboară spre sud încât nu a mai fost întâlnit prin foraje.
b) Cuvertura
Formațiunile cuverturii sedimentare estice, aparțin mai multor cicluri de sedimentare și sunt cunoscute prin numeroase foraje executate atât în dreapta, cât și în stânga Dunării. Însă, în timp ce la Vest de Dunăre, cuvertura este acoperită de depozite mai recente, la Est de Dunăre, formațiunile cuverturii, începând cu cele de vârstă cretacică, aflorează pe numeroase văi.
Ciclul Vendian – Carbonifer
Primul ciclu de sedimentare din Platforma Moesică partea estică, debutează printr-o formațiune care se cunoaște numai în zona Palazu Mare-Cocoșu în apropiere de Constanța. Aceasta este alcătuită din depozite vulcanogen-sedimentare care au fost denumite de O. Mirăuță drept formațiunea (seria) de Cocoșu; este constituită din depozite preponderent detritice (conglomerate, gresii, argilite) asociate cu vulcanite andezitice puternic afectate hidrotermal (vezi figura 3.3.(a) și (b)). Ca vârstă, formațiunea de Cocoșu aparține Vendian – Cambrian – Ordovicianului; are dezvoltare locală găsindu-se numai în zona Palazu Mare-Cocoșu. Spre Sud trece la o formațiune preponderent grezoasă, argiloasă, slab metamorfozată (sericitizată), alcătuind formațiunea de Cumpăna.
Peste formațiunea de Cumpăna se dispun depozite calcaro – grezoase asociate cu șisturi argiloase negre, fosilifere revenind Silurianului. Urmează depozite argiloase-grezoase care suportă la rândul lor calcare bogat fosilifere aparținând Devonianului. Ciclul paleozoic se încheie cu o secvență argiloasă în care s-a identificat o asociație protisto-palinologică ce indică apartenența acesteia la Carboniferul inferior.
Începând din Carboniferul târziu, Platforma Moesică de Est a funcționat ca arie emersă supusă eroziunii până în Jurasicul inferior inclusiv. În acest interval de timp se înscrie totuși un episod cu acumulări de tip continental reprezentate prin gresii și argile feruginoase, roșiatice întâlnite în forajul de la Topraisar și care sunt atribuite Triasicului.
Ciclul Jurasic mediu – Cretacic
După exondarea instalată spre sfârșitul Carboniferului, s-a produs o transgresiune majoră în Jurasicul mediu. Cu excepția unui episod calcaros detritic grosier care marchează începutul transgresiunii și care aparține Jurasicului mediu, în restul intervalului de timp și cu precădere în Jurasic, condițiile de sedimentare au fost favorabile formării unei platforme carbonatice. Spre sfârșitul perioadei s-a trecut la un regim lagunar când s-au format evaporite (facies purbekian). Asemenea depozite au fost întâlnite în forajele de la Vest de Dunăre și în cele de pe Valea Carasu și au fost deschise și la zi la Cernavoda cu ocazia săpăturilor la Canalul Dunărea-Marea Neagră. Depozitele jurasice nu aflorează în compartimentul estic al platformei, însă au fost interceptate prin toate forajele executate în regiune. Cele mai vechi depozite ale cuverturii care aflorează în Platforma Moesică partea estică, aparțin Neocomianului. Suita debutează prin depozite preponderent calcaroase însoțite în bază de evaporite cu argile policolore. Suita eocretacică se continuă cu calcare organogene masive care amintesc faciesul urgonian al Barremian-Apțianului deschis pe văile tributare Dunării. În Apțianul târziu, apele se retrag spre sud în timp ce în partea nordică se acumulează depozite continentale.
Neocretacicul a însemnat pentru Platforma Moesică, partea de Est, o etapă în care întreaga regiune a fost supusă unor mișcări de basculare pe verticală. Asemenea mișcări, în procesul de sedimentare s-au reflectat prin apariția unor discontinuități care, de regulă, preced fiecare etaj, încât etajele Neocretacicului corespund unor "microcicluri" de sedimentare. Fiecare din acestea debutează cu un nivel subțire de microconglomerate cu concrețiuni fosforitice, care sunt urmate de gresii frecvent glauconitice și calcare. Formațiunile cretacice aflorează de sub o placă de calcare sarmațiene, în lungul râurilor care au reușit s-o fierăstruiască și în primul rând pe Valea Carasu.
a) Coloană stratigrafică, partea de Est b) Coloană lito-stratigrafică, după Dicea – 1991
Figura 3.3. – Procesul de sedimentare din Platforma Moesică
Ciclul Paleogen, cuprinde depozitele Paleogenului, Miocenului, Pliocenului și Cuaternarului, care au colmatat bazinul dacic conturat începând cu Sarmațianul în urma mișcărilor târzii intrabadeniene. La sfarșitul Cretacicului, ca urmare a mișcărilor laramice, care au determinat cutarea și ridicarea unor structuri majore din Carpați, Platforma Moesică partea de Est a devenit o largă arie continentală presărată însă, cu ochiuri marine, unde s-au depus depozitele Paleogenului.
Paleogenul apare local în unele zone subsidente, care s-au conturat la nivelul Eocenului. Succesiunea Eocenului constă în nisipuri cuarțoase, uneori glauconitice, calcare și calcare grezoase, ce însumează grosimi de 10 – 75m.
Miocenul este reprezentat prin partea sa median – superioară, subsidența producându-se treptat dinspre avanfosa carpatică, în cazul sectorului valah, sau dinspre bazinul pontic.
Badenianul superior are caracter transgresiv fapt pentru care este distribuit discontinuu, ocupând ariile depresionare. Transgresiunea s-a extins dinspre avanfosa carpatică, astfel încât, este întâlnit în partea nordică subsidența sectorului valah. De asemenea, dinspre pontul euxinic, marea a avansat cuprinzând teritoriul estic. În partea nordică a sectorului valah, Badenianul constituie un pachet de 50 – 280m grosime, care cuprinde conglomerate cu ciment argilos și marnos, calcare grezoase, calcare dolomitizate, cuarțite. În partea de Est a platformei, Badenianul se dispune transgresiv peste depozitele Cretacicului și Eocenului cu o structura litologică relativ diferită ce începe prin argile verzi sau gălbui fără stratificație, calcare lumașelice, marnocalcare, gresii calcaroase și microconglomerate.
Sarmațianul urmează după o scurtă perioadă de întrerupere a sedimentării, după care se instalează marea transgresiune care a deschis bazinul dacic (acoperea toate unitățile de vorland). Mediu marin devine salmastru simțindu-se influența aportului de apă dulce dinspre Carpați, iar în unele cazuri depozitele au o structură deltaică. Caracterul molasic al sedimentării este dat de succesiunea relativ monotonă de argile, marne, nisipuri, gresii calcaroase, cu intercalații de calcare lumașelice și oolitice, în partea mediană, și de turbă, la partea superioară. Faciesurile recifogene sunt mai frecvente în părțile mai ridicate ale fundului marin.
Pliocenul, în această etapă bazinul dacic se extinde și la Sud de Dunăre, în timp ce suprafața sa se restrânsese la sfarșitul Miocenului prin exondarea Platformei Moldovenești și a Platformei Moesice partea de Est. La sfârșitul Pliocenului acesta se retrage și mai mult prin ridicarea Platformei Scitice și a părții vestice a sectorului valah. Pe parcursul Pliocenului mediul de sedimentare devine din ce în ce mai dulcicol, astfel încât, în Cuaternar depunerea sedimentelor are loc în condiții lacustre, în centru și fluviatil (lacustre pe marginea nordică, estică și sudică).
Meoțianul atinge grosimi maxime în partea de Est, fiind format dintr-o alternanță de marne, nisipuri, gresii calcaroase și argile. De altfel, se poate separa un orizont inferior predominant pelitic (marne și argile) și unul superior în care frecvența nisipurilor și gresiilor calcaroase crește spre partea superioară. Însă de la o zona la alta se constată o variație a raporturilor dintre fracția detritică și pelitică, ceea ce arată complexitatea condițiilor de sedimentare. Dispuse concordant și uneori discordant transgresiv peste calcarele kersoniene, depozitele meoțiene debutează cu primele marne cu congerii mici, necarenate. Ele sunt răspândite sunb forma unor fâșii înguste, dar pe suprafață mărită față de Sarmațian, în jurul structurilor anticlinale din regiune.
Pe ansamblu, sunt separate 3 subdiviziune ale Meoțianului:
Moețianul inferior, are grosimi între 120 – 220m și se prezintă sub un granofacies lutitic în jumătatea de Nord a perimetrului (marne cenușii, siltice, compacte, în strate subțiri, cu intercalații metrice de nisipuri cenușii-gălbui, cu gasteropode mici și unionide, sau de gresii calcaroase oolitice cu unionide sidefoase) și sub un granofacies arenitic în anticlinalul Tătaru – Cătunu, sau arenito-siltic în structura Năeni – Sărata Monteoru din sudul perimetrului. Granofaciesul arenitic cuprinde nisipuri cu structură oblică de curent cu congerii carenate, Theodoxus, Hydrobia vitrella, Uniosubatavus, nisipuri în strate metrice și gresii oolitice;
Moețianul mediu, are grosimi de la 15 – 40m la 160 – 200m și este de granofacies prodominant arenitic, reprezentat prin gresii calcaroase, calcare oolitice, nisipuri cenușii-gălbui, uneori cu trovanți în strate decimetrice și chiar metrice, separate de strate subțiri până la medii de marne sau lumașele cu Dosinia maeotica Andrusov, Ervilia minuta Sinzov, Congeria panticapea Andrusov;
Moețianul superior, are grosimi mai mari, de la 140 – 320m și este dominat de o alternanță de marne (cenușii, nisipoase, în strate cemtimetrice – decimetrice), nisipuri (cunușii – gălbui, micacee, fin până la mediu granulare, în strate decimentrice și metrice), gresii (calcaroase cenușii micacee, uneori oolitice, feruginoase, în strate decimetrice), având o faună de Hydrobia, Theodoxus, unionide, congerii mici (Congeria novorrosica), cu unele nivele de gresii lumașelice cu Leptanodonta rumana.
Ponțianul depășește transgresiv cu putin, spre S, spațiul depozitelor meoțiene și sunt cele mai vechi depozite care apar la zi în malul Dunării. Grosimea depozitelor ponțiene este variabilă atingând maximum de 700 – 800m pe rama nordică, unde platforma începe să se afunde spre catena carpatică și spre NE. Litologic este format predominant dintr-un complex argilos – marnos cu excepția extremității de E și de V, unde apar intercalațiile nisipoase.
Dacianul urmează în continuitate de sedimentare cu Ponțianul, însumând o grosime de 500m în care la partea inferioară predomină depozitele detritice de tipul gresiilor, microconglomeratelor și nisipurilor, cu intercalații de argile, marne și marnocalcare, iar la partea superioară predomină fracția pelitică. De semnalat sunt intercalațiile cărbunoase de pe rama nordică și care se extind spre sud până la latitudinea Bucureștiului.
Romnianul încheie sedimentarea pliocenă, așternându-se în continuitate de sedimentare peste depozitele daciene într-o succesiune ce însumeaza peste 1000m grosime. Reprezintă o alternanță de argile, marne, nisipuri, conglomerate cu intercalații de cărbune și calcare lacustre. Originea acestor depozite este diversă lacustră, fluviatilă, deluvial – proluvială și eoliană (depozite leossoide), ceea ce demonstrează influența spațiului continental înconjurator, atât de pe rama nordică, carpatică, cât și de pe cea sudică.
Cuaternarul reprezintă ultima etapă de evoluție a sedimentării din Platforma Moesică partea de est, în condițiile în care domeniul lacustru se restrânge continuu spre partea de E și NE. În Pleistocenul inferior pe partea de N, predominau condițiile fluviatil – lacustre, cu un transport masiv de aluviuni grosiere de tipul pietrișurilor, bolovanișurilor și nisipurilor în alternanțe cu argile și argile marnoase din zona carpatică, constituindu-se ceea ce fost denumit faciesul de Cândești a cărei grosime maximă de pe 150m. Orizonturile detritice sunt uneori cimentate și ușor cutate ca urmare a acțiunii ultimelor miscări valahe de la sfârșitul Pliocenului și începutul Cuaternarului. De pe rama sudică rețeaua hidrografică transportă aluvuni ceva mai mărunte, nisipuri, nisipuri grosiere și pietrișuri mici în alternanță cu argile, formând faciesul de Frătești, care este contemporan cu stratele de Cândești. Îndințarea celor două faciesuri se face în partea de subsidență maximă, care este atinsă imediat la sud de falia pericarpatică.
Sedimentarea continuă în Pleistocenul mediu în condițiile restrângerii continue spre E și NE a ariei lacustre, depunându-se aluviuni a căror origine este carpatică, iar pe rama sudică își face simțită eroziunea și sedimentarea Dunării. În același timp, are loc un transport masiv eolian prin a caror depunere au format depozite leosoide pe zonele înalte ale platformei deja exondate. Originea sedimentelor trebuie să fie tot carpatică prin denudarea depozitelor glaciare, perioada suprapunându-se, în parte interglaciarului Gunz – Mindel, la partea inferioară și Mindel – Riss, la partea superioară. În același timp, rețeaua hidrografică care se scurgea din Carpați în Dunăre, începe modelarea sistemelor de terasă, acestea fiind ecoul mișcărilor neotectonice, care s-au manifestat în Cuaternar, fără efecte de cutare și au ridicat epirogenic Carpații, în timp ce partea de NE a platformei suferea o mișcare de subsidență.
În Pleistocenul superior continuă sedimentarea în condiții lacustre, iar pe rama nordică se manifestau puternic condițiile fluviatile cu formarea marilor piemonturi de la contactul ariei cutate, carpatice, cu Platforma Moesică. Sedimentarea a fost îndeosebi grosieră, de tip torențial cu formarea de conuri de dejecție, constituite din bolovanișuri, pietrișuri și mai rar nisipuri. În alte zone cum ar fi între r.Teleajen și r. Prahova a dominat o sedimentare de material fin formând argile, argile nisipoase, nisipuri, nisipuri argiloase etc. În paralel, continuă formarea sistemelor de terasă al rețelei hidrografice și subsidența sectorului E și NE, ce are ca efect schimbarea de curs a rețelei hidrografice. De asemenea, se acumulează o stivă groasă de depozite leossoide în partea vestică, dar, mai ales, în partea estică și nord-estică, a cărei litologie este dată de argile nisipoase prăfoase roșcate, argile și silturi gălbui. Perioada corespunde interglaciarului Riss -Würm, ceea ce explică formarea unui pachet gros de leoss, care a avut ca sursa depozitele glaciare destul de extinse în catena carpatică.
Holocenul încheie evoluția în ultimii 10.000 de ani a reliefului Platformei Moesice partea de Est, după ultima glaciațiune (Würm) prin sedimentarea în lacul ce se retrăgea continuu spre NE, unde și în prezent este altitudinea cea mai joasă a platformei. Sedimentele depuse sunt fine și grosiere, nisipuri și pietrisuri, argile și maluri, care colmatează spațiu lacustru. În cadrul acestuia se pot remarca vechi cursuri de apă, grinduri și terase înecate. În acelasi timp, se formează terasele joase și luncile rețelei hidrografice ce se scurgea din Carpați.
În Paleogen s-a desfășoarat un nou ciclu de sedimentare când s-au acumulat depozite preponderent calcaroase cu numuliți revenind Eocenului și depozite bituminoase de tipul disodilelor aparținând Oligocenului. Formațiunile acestui ciclu s-au conservat pe suprafețe limitate, însă numai depozitele eocene aflorează, cele oligocene rămânând acoperite.
3.3. Evoluție și tectogeneză
Platforma Moesică partea de Est s-a individualizat spre sfârșitul Neoproterozoicului. Aici, se distinge un aranjament tectonic vechi care a afectat soclul platformei și un aranjament tectonic care afectează cuvertura sedimentară; dar și acesta din urmă este determinat, în primul rând, de aranjamentul profund caracterizat de existența unor falii crustale vechi reactivate în diverse etape ulterioare formării lor. În cadrul Platformei Moesice partea de Est, s-au executat de-a lungul anilor peste 5.000 de foraje determinând atât aranjamentul structural cât și o imagine de ansamblu a platformei (vezi figura 3.4).
Figura 3.4. – Harta tectonică a României și a zonelor adiacente (după Vasile Mutihac)
Elementele tectonice majore din prima categorie sunt faliile profunde care delimitează platforma în două sectoare și anume, falia Palazu și falia Fiebinți.
Falia Palazu delimitează platforma la nord și a fost identificată inițial prin investigații geofizice (Șt. Airinei,1955), și prin foraje în zona Constanța-Palazu Mare-Cocoșu. În lungul acestei falii, soclul eoproterozoic (cristalinul de Palazu) încalecă peste structurile cadomiene. Primul termen al cuverturii neafectat sensibil de falie este Jurasicul mediu, de unde se deduce că vârsta faliei Palazu este postcadomiană și ante-mezojurasică.
Falia Fierbinți delimitează spre Est platforma; de aceea a mai fost denumită de M. Săndulescu și falia transmoesică. Aceasta are o vârstă postcadomiană și s-a format ca urmare a tendinței de ridicare și rotire a platformei. De aici și diferența de orientare a structurilor (NV-SE în cadrul platformei și EV în Platforma Valahă învecinată), (vezi figurile 3.5. și 3.6.).
În afară de cele două falii amintite, soclul eoproterozoic a mai fost afectat de un sistem de falii paralel cu faliile majore, și un altul perpendicular pe primul. Acestea au afectat și cuvertura. În felul acesta, Platforma Moesică partea de Est a fost compartimentată în mai multe blocuri care s-au mișcat diferențiat pe verticală dând structuri de tip horst și de tip graben, mai ales la nivelul soclului cu tendința generală de afundare spre sud.
Figura 3.5. – Schița teconică simplificată a Platformei Moesice (după Tari et.al., 1996)
Figura 3.6. – Distribuția zăcămintelor de hidrocarburi ale Platformei Moesice (după Tari et.al., 1996)
3.4. Stratigrafia și litologia
Sondele săpate pe structură și în zonele învecinate au pus în evidență o coloană stratigrafică formată din depozite ce aparțin Triasicului, Jurasicului, Cretacicului, Miocenului, Pliocenului și Cuaternarului.
Unitatea majoră este alcătuită dintr-un soclu cutat cadomian și din cuvertura necutată a acestuia. Cuvertura platformei constituită dintr-o succesiune de depozite cu grosimea de până la 10000 m, reprezintă rezultatul unei subsidente, accentuate, dar inegale sugerând că soclul nu s-a comportat ca un bloc rigid și ca un suport compartimentat.
Fundamentul cristalin al platformei Moesice este eterogen, compartimentele Valah, Sud–Dobrogean și Central–Dobrogean, delimitate de falii crustale majore, corespunzând unor faciesuri litologice distincte. Fundamentul cristalin este alcătuit din șisturi cristaline, roci magmatice, roci mezometamorfice și epimetamorfice.
Cuvertura sedimentarã cuprinde depozite aparținând intervalului stratigrafic Paleozoic – Pliocen (vezi figura 3.7).
Paleozoicul este constituit din depozite argilitice negricioase și gresii calcaroase.
Triasicul cuprinde marnocalcare, anhidrite, argile, calcare și dolomite.
Jurasicul este constituit din calcare criptocristaline și calcare dolomitizate.
Cretacicul inferior este constituit dintr-un masiv criptocristalin și microcristalin diagenizat alb-gălbui, peste care se dispune calcarenitul poros gălbui cu ușoare variații ale structurii și ale elementelor de compoziție.
Cretacicul mediu și cel superior sunt constituite din marne calcaroase, calcare și calcare cu intercalații marnoase.
Sarmațianul se dezvoltă în bază sub forma unui facies grezos iar cel mediu și superior într-un facies marnos.
Meoțianul este alcătuit la partea inferioară din depozite marno-nisipoase (meoțian inferior), meoțianul mediu constituit dintr-o alternanță de nisipuri marnoase și marne nisipoase, la partea superioară (meoțian superior) din nisipuri și nisipuri marnoase, fine, friabile, cu grad scăzut de consolidare, separate în cinci pachete distincte (notate de jos în sus de la M1 – M5).
Zăcămintele de hidrocarburi ale structurii Urziceni, sunt zăcăminte de țiței subsaturat la Cretacic inferior, zăcăminte de țiței cu cap primar de gaze la Sarmațian și zăcămintele de gaze libere la Meoțian inferior și superior. Zăcămintele de gaze libere sunt localizate în capcane de tip stratiform ecranate tectonic.
Figura 3.7.- Fragment foaia Ploiești (Scara 1: 200.000)
Legenda:
– depozite aluvial proluviale;
– depozite deluvial – proluviale;
– depozite de mlaștinã;
– pietrișuri, nisipuri și depozite loessoide;
– argile roșii;
Roca Magazin
Zăcământul Meoțian, localizat la o adâncime de 1000m (vezi figura 3.8), fiind acoperit de o cuvertură sedimentară, de vârsta Paleozoic – Pliocen reprezentată prin depozite argilitice negricioase și gresii calcaroase, separate de intercalații de marne. Acumulările de gaze libere puse în evidență în zona Urziceni sunt localizate într-o capcană structurală de mari dimensiuni, constituită dintrun banc de nisip depus pe relieful preexistent, în condițiile de sedimentare specifice zonei de Platformă.
Roca colector este alcătuită din nisipuri cu bobul fin, uneori calcaroase, de tip masiv.
În capacul Meoțianului este prezent un interval marno – argilos, cu o grosime medie efectiv saturată de circa 7,8m, care a constituit principalul element de închidere a capcanei structurale, în care s-a localizat acumularea de gaze și care are caracterul de rocă protectoare a depozitului.
Figura 3.8. – Harta structurală a zăcământului Meoțian IV – Urziceni
Tectonica
Forma structurală a zonei analizate este de monoclin ușor boltit cu cădere a stratelor spre nord, delimitat în Sud de o falie longitudinală, orientată EV – falia F, care constituie principalul ecran pentru acumulările de hidrocarburi. Înclinarea stratelor este de 2÷3º.
Structura este traversată de la Nord la Sud de un sistem de falii transversale f1, f2, f3, f4 și o falie secundară f5 care compartimentează acest monoclin în patru blocuri tectonice I, II, III, IV.
În general faliile transversale sunt trasate pe criterii geometrice.
CAPITOLUL IV
Descrierea instalației din cadrul depozitului Urziceni
4.1. Descrierea activității
În faza de exploatare, gazele naturale extrase prin intermediul sondelor, sunt transportate prin conductele de aducție, până la încălzitoarele de gaz metan tip II x 210bar, unde are loc încălzirea gazelor, urmată de reducerea presiunii și separarea de impuritățile lichide, în separatoarele verticale.
Măsurarea cantității de gaze extrase se realizează cu ajutorul panourilor de măsură ultrasonice de tip INSTROMED cu posibilitate de măsură pe total grup și pe fiecare sondă.
Fluxurile de gaze din cele 3 grupuri de sonde ale depozitului Urziceni se reunesc într-o conduct colectoare pentru a fi trecute prin stația de uscare cu trietilenglicol, unde are loc deshidratarea lor (uscarea). Ca amplasament acesta se află în incinta Modulului I – Urziceni.
Prin uscare se înțelege acel proces de eliberare parțială (până la un anumit punct de rouă) sau totală a vaporilor. Prin modul existent, cu o capacitate de comprimare de 850.000 Nm3/zi, gazele sunt preluate din Sistemul Național de Transport Gaze (SNTG) pe o conductă cu diametrul Dn = 323mm, Paspirație = 26 atm și temperatura T = 10 – 15 °C. Gazele sunt trecute prin două separatoare de 1200 mm pentru reținerea impurităților lichide, apoi sunt aspirate de 4 (patru) compresoare, tip C160MU, în două trepte de comprimare, astfel:
Treapta I:
Paspirație = 15 – 20 atm ;
Prefulare = 45 atm.
Treapta II :
Paspirație = 45 atm;
Prefulare = 85 atm.
Gazele sunt introduse într-o butelie antipulsatorie. Ieșirea din compresor al gazelor comprimate se face la o temperatură T < 120 °C. Gazele sunt introduse într-un răcitor (schimbător de căldură), după care sunt introduse în colectorul comun de refulare, apoi trec prin separatoarele verticale de ulei, după care sunt dirijate printr-o conductă Dn = 219mm în câmpul de gaze.
Modulul 1 preia gazele din conducta de aspirație, pe care le dirijează în separatoarele vertical ale stației unde sunt curățate de impuritățile lichide și solide, după care sunt măsurate într-un panou de măsură și apoi le distribuie celor două compresoare C160. Aceste compresoare sunt prevăzute cu doi cilindri care lucrează într-o singură treaptă de comprimare, aspirând gazele la 80 – 85 atm, refulându-le apoi la 125 atm.
După comprimare gazele sunt răcite într-o baterie de răcitoare cu aer (câte unul pentru fiecare compresor). Răcitorul este compus din două fascicule, unul pentru gaze și unul pentru apa de racier a compresorului. Aerul de răcire este asigurat de patru ventilatoare. Apa necesară răcirii uleiului din infrastructură circulă în sistem închis și este vehiculată cu ajutorul a două pompe centrifuge tip CN 80 – 50 – 250. Temperaturile de intrare și ieșire sunt de 45°C, respectiv 40°C, pe traseul pompe răcire – compresor – răcire aer – rezervoare tampon. Depozitarea uleiului din infrastructură se face într-un rezervor orizontal prevăzut cu două compartimente și o pompa tip LD2. Uleiul uzat se colectează într-un decantor.
Uscarea gazelor, operație efectuată de stația de uscare, funcționează pe timpul extracției gazelor naturale, în perioada octombrie – martie, fiind un proces de eliberare a vaporilor de apă din gazele naturale, proces care se realizează prin absorbția în trietilenglicol. Acest procedeu are la bază proprietatea glicolilor de a absorbi ușor vaporii de apă la temperaturi scăzute pe care-i cedează apoi la temperaturi ridicate.
După răcire gazele sunt introduse pe la baza coloanei de absorbție. În absorber gazele circulă în contracurent cu TEG–ul regenerat, introdus prin partea superioară a coloanei. Gazul deshidratat uscat este evacuat prin vârful coloanei de absorbție, măsurat și distribuit printr-un colector racordat la sistemul de transport gaz.
Trietilenglicolul îmbogățit cu apă este regenerat în unitatea de regenerare și reintrodus în circuit prin sistemul de pompare. Regenerarea TEG “bogat” se realizează prin încălzirea acestuia în camera de ardere la temperaturi de 190 – 205°C.
4.1.1. Stația de compresoare Urziceni
Stația de compresoare Urziceni cuprinde următoarele:
Instalație de comprimare gaze naturale amplasată în hala de 800 mp ce are în componență 4 compresoare C160 cu două trepte;
Turn de răcire a apei cu două celule tip TR 600, cu un debit de apă vehiculat de 67m3/h și 4 schimbătoare de căldură;
Instalații de separare – 2 buc.; filtre cu plasă montate în baterie pe aspirația gazelor;
Instalații de dedurizare – 2 buc., tip SD120
Centrala termică compusă dintr-un cazan de tip ARMAX MAC funcționând pe gaz metan cu un consum de 10m3/h, având coș de fum pentru evacuarea gazelor arse cu h= 15m;
Depozit de ulei uzat – rezervor de 5m3 suprateran, montat pe fundație, acesta fiind modernizat prin construcția unei platforme ecologice și acoperiș împotriva radiațiilor solare;
Pichet PSI: rezervor de apă de 200m3 cu centura de hidranți.
Clădire grup administrative: birouri, sala de mese, magazii, platforma ecologică depozitare substanțe periculoase, închisă și acoperită, atelier mecanic și de strungărie, barăci metalice pentru pompe recirculare, clădire motoare electrice compresoare.
4.1.2. Modulul 1 – Urziceni
Modulul 1 Urziceni, cuprinde:
2 compresoare tip C160 cu o singură treaptă;
instalație răcire cu apă;
instalație de separare;
instalație de dedurizare;
depozit ulei;
centrala termică;
pichet PSI;
rezervor de apă de 200 mc cu centura de hidranți;
pompe aspirație – evacuare gaze.
4.1.3. Stația de uscare Urziceni
Stația de uscare Urziceni este compusă din:
coloana de absorbție cu trei secțiuni :
inferioară – separator bifazic cu demister;
mijlocie -coloana de contact gaz de proces – TEG;
superioară – include un demister pentru îndepărtarea picăturilor de glicol antrenate de gaz;
coloana de stripare, refierbător, schimbător de căldură, rezervor cu fleș, filtru mecanic, filtru cu cărbune activ, două pompe de recirculare TEG, conducte de proces, pompe de recirculare (completare pierderi TEG), sistem de monitorizare parametrii de proces (căsuța operator), rezervor de stocare TEG ’’sărac’’, (dimensionat să permită și depozitarea întregii zestre de TEG din instalație pe perioada reviziilor sau a altor operații de întreținere), răcitor, analizator punct de rouă, sistem de filtrare (separare ulei de compresor, montat aval de coloana de absorbție, dimensionat să rețină picăturile și ceața de ulei, fiind format dintr-un sistem coalescent, dublat de un filtru cu cartuș filtrant).
4.1.4. Utilități
Pe timpul funcționării obiectivelor din cadrul formației Urziceni (grupurile de sonde și stația de compresoare), sunt necesare următoarele utilități:
Alimentare cu apă;
Alimentare cu energie electrică;
Alimentare cu energie termică.
În cadrul formației Urziceni, categoriile de apă folosite sunt:
apă tehnologică – cuprinzând apa pentru includerea în produsul fabricat, răcirea agregatelor, producerea aburului, spălarea materiei prime și a produselor;
apă pentru nevoi igienico-sanitare – folosită la instalațiile sanitare și de băut;
apă pentru nevoi social-gospodărești – apa pentru menținerea curățeniei la locul de muncă, stropitul și spălatul spațiilor din incinta industrială, spălarea rețelei de canalizare;
apă pentru incendii – folosită pentru prevenirea și stingerea incendiilor.
4.2. Descrierea procesului și modul de operare al grupurilor 1, 2 și 3
Sondele de pe structura Urziceni, prezintă o funcționalitate dublă de înmagazinare gaze prin injecție, în stratul cu rol de depozit și de extracție a acestora.
În perioada caldă a anului (primavara, vara, toamna), gazele sunt injectate în zăcământ. Operația de injecție este procesul invers extracției și se realizează cu aceeași instalație tehnologică (sonda).
În perioada rece a anului când consumurile de gaze naturale sunt mari, gazele înmagazinate se extrag.
În cadrul grupurilor 1, 2 și 3, operațiile importante ce se efectuează sunt cele de extracție și de înmagazinare a gazelor naturale. Zilnic, operatorii ce deservesc grupurile 1, 2 și 3 fac citirea manometrelor, pentru a monitoriza presiunea, și inspectează capetele de erupție și conductele pentru a verifica dacă există sau nu defecțiuni pe traseul gazelor naturale.
În momentul înmagazinării, gazele naturale vin din stația de compresoare și sunt injectate în zăcământ. Trebuie urmărită presiunea de injecție a gazelor și etanșeitate instalațiilor.
În momentul extracției, gazele din zăcământ sunt trimise spre stația de compresoare pentru a fi uscate și pentru a fi trimise cu o anumită presiune în conducta magistrală. La fel ca la înmagazinare trebuie urmărită presiunea de ieșire gaze din zăcământ, cât și traseul acestora până la stația de compresoare.
În figura 4.1. este prezentată schema de flux tehnologic a unui depozit de înmagazinare gaze subteran.
Figura 4.1.
CAPITOLUL V
Aspecte privind înmagazinarea subterană a gazelor naturale
5.1. Condiții specifice înmagazinării subterane a gazelor naturale
Proiectarea transformării unui zăcământ de țiței sau gaze într-un depozit de înmagazinare gaze, trebuie realizată având la bază toate informațiile și datele importante obținute despre zăcământ. Controlul și analiza acestor informații trebuie să dovedească că un zăcământ de țiței și/sau de gaze este corespunzător pentru a fi transformat într-un depozit subteran de gaze.
Instalațiile de suprafață și de fund trebuie proiectate luând în calcul sistemul de înmagazinare în toate condițiile de lucru care pot fi întâlnite în șantier.
Analiza și calculele trebuie efectuate folosind metode acceptate în domeniu și toate datele importante confirmate prin acte doveditoare, privind:
a) caracterizarea zăcământului;
b) sondele;
c) presiunea maximă de exploatare;
d) comportarea dinamică a rezervorului;
e) sisteme de monitorizare;
f) operațiile de adâncime din vecinătatea rezervorului;
g) construcția;
h) operațiile de injecție și extractive.
a) Caracterizarea zăcământului
Trebuie avută în vedere o trecere în revistă a tuturor informațiilor disponibile având ca scop:
identificarea tipului de capcană;
evaluarea tipului structural al rezervorului și a limitelor structurale;
schițarea limitelor stratului de înmagazinare respectiv;
identificarea tipului de falie;
evaluarea capacității de etanșare a faliilor de la limita zăcământului;
determinarea proprietăților de etanșare a formațiunilor care limitează zăcământul;
determinarea litologiei rezervorului;
evaluarea distribuției orizontale și verticale a porozității, permeabilității, proprietăților capilare și saturației;
determinarea contactelor gaze/apă, gaze/țiței, țiței/apă;
determinarea resursei inițiale (rezerva geologică inițială);
determinarea tipului și capacității mecanismului de drenare;
determinarea debitelor potențiale;
identificarea și evaluarea integrității tuturor sondelor existente și abandonate.
Descrierea zăcământului trebuie să includă un set de hărți care să arate în în mod clar partea superioară și grosimea stratului de înmagazinare respectiv falii, contactele fluidelor și toate sondele existente precum și corelațiile stratigrafice. Dacă proiectarea depozitului va putea conduce la extinderea fazei gazoase dincolo de contactele gaz-fluid inițiale, structura și roca acoperiș trebuie definită cel puțin în jos până la cea mai mare întindere a fazei gazoase. Trebuie identificată orice situație de puncte cu pierderi prin scurgere sau cu etanșare insuficientă. Dacă informațiile de la sonde sau alte date existente nu sunt suficiente pentru a face o descriere adecvată a zăcământului și a rocii acoperiș, sau dacă această descriere este îndoielnică trebuie adunate date suplimentare (de exemplu: diagrafii geofizice, carote de toate tipurile, tester de formație, date din timpul forajului, analize de carote). Operatorul trebuie să obțină proprietățile fizice și chimice originale ale hidrocarburilor și ale oricărui tip de gaze înmagazinat (de exemplu: compoziție, masă moleculară, vâscozitate și comportarea PVT). Trebuie calculate volumul de pori disponibil în rocă pentru înmagazinare.
Depozitele de înmagazinare furnizează gaze naturale când consumurile nu mai pot fi acoperite de gazele extrase din zăcămintele aflate în exploatare și de importul de gaze din țările mari producătoare și exportatoare. 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.
Vârsta depozitelor de înmagazinare depășește în general 20-30 de ani.
Evaluarea performanțelor unui depozit, implică recunoașterea a patru elemente de bază numite și atribute de performanță. Acestea sunt:
capacitatea de înmagazinare a depozitului alcătuită din:
stocul inactiv sau perna de gaze(base gas);
stocul activ sau 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.
Stocul inactiv este din punct de vedere fizic și economic nerecuperabil, scopul acestuia fiind acela de a furniza presiunea necesară pentru extracția stocului activ.
Stocul activ care este extras în scopul vânzării pe piață în timpul iernii, este completat din nou, prin injecție, în timpul verii. Capacitatea utilă sau stocul activ, variază în funcție de necesități, de la sezon la sezon. În prima fază, capacitatea proiectată și dezvoltarea depozitului, este estimată pe baza calculelor și simulării cu ajutorul softurilor de specialitate, mai târziu, când dezvoltarea depozitului s-a realizat. Capacitatea utilă se determină mult mai exact, pe baza înregistrărilor permanente ale parametrilor de funcționare ai depozitului (presiuni, debite etc).
Perna de gaze sau stocul inactiv, are două componente:
componenta recuperabilă;
componenta nerecuperabilă.
Motivele pentru care, o parte din perna de gaze rămâne nerecuperabilă sunt:
fiecare depozit este proiectat pentru a furniza un debit minim. Acest lucru necesită ca în ultimele zile ale ciclului de extracție să existe o presiune minimă necesară pentru a furniza acest debit. Dacă, se continuă extracția, presiunea va scădea sub nivelul minim admis și pot apare probleme la instalațiile de suprafață care au fost proiectate să funcționeze la anumiți parametrii, probleme de siguranță sau incapacitatea realizării unor obligații contractuale;
continuarea extracției cu echipamentul proiectat să funcționeze la anumiți parametrii, sub nivelul minim de presiune, poate deveni neeconomică. Totuși, la zăcămintele cu împingere de apă, o cantitate importantă din perna de gaze rămâne imobilă și nu mai poate fi recuperată. 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 implică de asemenea costuri relativ mari și echipamente speciale. În depozitele de înmagazinare realizate în zăcăminte de petrol depletate rămân anumite cantități de gaze în soluție, care din punct de vedere fizic sunt nerecuperabile.
Capacitate de livrare, măsurată în milioane standard metri cubi pe zi (mil.m3/zi), depinde de presiunea inițială de la care se începe crearea stocului total în zăcământ și de caracteristicile rocii rezervor, având un domeniu mare de variație. În timpul proceselor repetate de injectie-extractie, în depozite, apar pierderi ale gazelor naturale injectate. Aceste pierderi numite și migrări necontrolate ale gazelor naturale în timpul procesului de injecție, au ca rezultat nu numai o micșorare a profitului, ci și o diminuare a capacității de producție a gazelor naturale.
b) Sondele
Pentru exploatarea unui depozit subteran de înmagazinare în rezervoare de țiței și gaze, sunt folosite trei tipuri de sonde:
sonde de exploatare, destinate injecției și extracției gazului înmagazinat și de asemenea în scopuri de control;
sonde de observație în stratul de înmagazinare și în orice strat deasupra rocii acoperiș;
sonde de service pentru reinjecția apei în rezervoare, dacă este cazul.
Pentru a asigura integritatea sistemului trebuie folosite 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 stratul de înmagazinare sau roca acoperiș din vecinătatea imediată.
La fiecare sondă unde informațiile sunt insuficiente, trebuie executate carotaje geofizice adecvate și teste, pentru a verifica capul de erupție, coloana și integritatea cimentării.
Dacă starea unei sonde poate pune în pericol etanșeitatea depozitului, trebuie luate măsuri de remediere; dacă este necesar, puțurile în stare necorespunzătoare trebuie identificate și abandonate. Evident, dacă este posibil, atunci sondele trebuie concentrate pe platforme de sonde în fascicul. Alegerea amplasamentului trebuie să ia în considerare și orice influență asupra mediului înconjurător și să nu depășească limitele acceptate. Distanțele de siguranță până la punctele periculoase învecinate, trebuie să țină seama de gazele aprinse la coș în condiții normale de explaotare și în condiții de avarie.
Echiparea sondei în mod caracteristic este alcătuită din:
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);
dacă este posibil, un liner din partea cea mai de jos a sondei fără cimentare până la suprafață;
dacă este posibil echipament 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 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 se formează 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 – pot fi folosite un ansamblu de etanșare mobil la packer sau un record telescopic în tubing;
nipluri de fixare dispozitive speciale(duze de fund, dopuri recuperabile) în anumite poziții în tubingul de producție;
un ventil de siguranță subteran, dacă este posibil, controlat de la suprafață, în coloana de țevi de extracție a sondelor de exploatare și a sondelor care traversează strate purtătoare de gaze și sunt 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.
Sonda, capul de erupție, coloana de exploatare, linerul, programul de cimentare și proiectarea tubingului trebuie să răspundă la:
integritatea rezervorului de înmagazinare;
etanșeitatea la gaze a instalațiilor de adâncime;
presiunile și temperaturile din sondă, în special din punct de vedere al exploatării ciclice a depozitului;
compoziția gazului și în componenți toxici și corozivi;
protecția anticorozivă, de exemplu fluide inhibitoare în spațiul inelar dintre coloană și tubing;
protecția formațiunilor, de exemplu strate cu apă, zăcăminte de țiței, care au fost străpunse de sondă;
durata de viață planificată a sondei;
standarde și prescripții în vigoare(ISO, API).
Trebuie verificat dacă, capul de erupție, tubingul, linerul și coloana de exploatare a sondelor existente, incluzând și sondele abandonate, îndeplinesc cerințele menționate mai sus.
Stimularea sondelor și perforarea trebuie proiectate corespunzător și executate fără a pune în pericol roca acoperiș, coloana de exploatare și integritatea cimentului.
c) Presiunea maximă de exploatare
Având la bază descrierea generală a rocii acoperiș, a copertei, situația structurală, capacitatea de etanșare a faliilor și starea tehnică a tuturor sondelor care străpung 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.
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. Trebuie manifestată atenție la recuperarea de carote din roca acoperiș pentru teste de etanșare.
Caracterizarea rocii acoperiș și a copertei, trebuie să specifice:
litologia;
caracteristicile hidraulice și petrofizice dacă este posibil, presiunea capilară limită și permeabilitatea;
geometria în ceea ce privește structura, grosimea, întinderea laterală;
discontinuități geologice sau alte particularități care pot afecta etanșarea la presiuni superioare presiunii inițiale din rezervor;
gradienți de fracturare.
Având la bază investigațiile menționate mai sus privitor la roca acoperiș, la integritatea tehnică, presiunea maximă de exploatarea rezervorului trebuie evaluată pentru cel mai slab (sensibil) punct din depozit și de asemenea pentru toate zonele îndepărtate și situații structurale care sunt în comunicare hidraulică cu depozitul, în scopul evitării:
oricărei dislocări mecanice a rocii acoperiș prin fracturare;
oricărei pătrunderi de gaze în roca acoperiș prin împingerea apei în afara rocii acoperiș, prin faliile din farmațiune sau prin defectele tehnice din sonde.
Presiunea mărită de exploatarea rezervorului este limată de cea mai mică valoare a presiunii dintre:
presiunea de fracturare;
presiunea la care gazele poate pătrunde în copertă sau la suprafață, datorită integrității insuficiente;
presiunea calculată rezultată din presiunea apei din roca acoperiș plus presiunea capilară limitată a rocii acoperiș(dacă este posibil).
d) Comportarea dinamică a rezervorului
Informațiile de la testele de sondă, presiunea și istoricul datelor de producție de la depozitul propus și formațiunile înconjurătoare, trebuie analizate pentru a estima capacitatea de înmagazinare a rezervorului, iar proprietățile sale dinamice trebuie determinate de un studiu de bilanț material, simularea comportării rezervorului sau alte mijloace.
De asemenea, trebuie evaluate comportarea presiunii și migrarea posibilă maximă a hidrocarburilor în viitor.
e) Sisteme de monitorizare
Sistemul de monitorizare trebuie să fie proiectat pentru a verifica conservarea gazului și integritatea rezervorului de înmagazinare în timpul exploatării. Proiectarea presupune achiziția de date cum ar fi: presiuni reprezentative pentru rezervor și presiuni în spațiile inelare, cantitatea și calitatea gazelor injectate și produse și dacă este posibil, carotajelor geofizice de saturație. Dacă este necesar pot fi implementate în sistemul de monitorizare sonde de observație.
Comportarea depozitului, răspândirea, fazei gazoase și identificarea oricăror pierderi, trebuie analizate, prin calcule de bilanț material sau studii similare. Pentru fiecare proiect va fi stabilit individual cel mai potrivit sistem de monitorizare.
Principala activitate constă în monitorizarea volumelor de gaz injectat și extras, presiunile de înmagazinare și determinarea distribuției spațiale a fazei gazoase, cunoașterii fazei gazoase în spațiu. Sistemul de monitorizare instalat trebuie utilizat de operator în mod regulat pentru a controla comportarea și etanșeitatea depozitului respectiv. Pentru monitorizarea depozitului sunt măsurate regulat, presiunile stabilizate din capul de erupție de la sondele de exploatare și observare. Pentru controlul comportării depozitului aceste presiuni pot fi transformate în presiuni de adâncime. În plus este recomandat să se execute teste de presiune de fluid în scopul verificării presiunilor de înmagazinare și a verificării conversiei presiunilor din capul de erupție în presiuni de fluid.
Având la bază datele de monitorizare, trebuie să fie verificată rezerva din depozit și concepția de proiectare a rezervorului. Dacă este necesar modelul de rezervor trebuie revizuit, iar estimarea comportării depozitului adusă la zi.
Pentru controlul integrității, operatorul trebuie să verifice în mod regulat presiunile din spațiul inelar de la toate sondele.
Orice abatere trebuie înregistrată, evaluată și luarea măsurilor de remediere.
f) Operațiile de adâncime din vecinătatea rezervorului
Cerințele de proiectare, construcție și monitorizare a oricărui depozit propus pentru înmagazinare, trebuie să ia în considerare toate activitățile de adâncime din vecinătate, din trecut sau prezent, cum ar fi: rezervoare de țiței și gaze, acvifere de apă dulce, activități miniere sau alte instalații de înmagazinare subterană.
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 inflența potențială a unei amenajări de înmagazinare asupra activităților de adâncime învecinate.
g) Construcția
Construcția trebuie executată în conformitate cu parametrii de proiectare ai depozitului. Forajul, echiparea, inspecția, manipularea, montajul și testarea la întreg echipamentul de adâncime și la capul de erupție, trebuie făcute în conformitate cu standardele în vigoare (ISO, API) sau prescripții echivalente.
În timpul forajului, completării și investigațiilor la sonde, trebuie luate toate măsurile cuvenite în scopul preîntâmpinării riscului de erupție. Tot echipamentul instalat și materialele folosite la construcția sondei trebuie să aibă certificate de calitate.
h) Operațiile de injecție și extracție
În timpul fazei de injecție limitele de exploatare stabilite prin proiectare, în special presiunea maximă de exploatare trebuie respectate. Operatorul trebuie să aibă grijă să minimizeze eroziunea și coroziunea coloanei și a tubingului și să nu afecteze siguranța exploatării instalațiilor de înmagazinare.
Exploatarea instalațiilor de înmagazinare trebuie să aibă la bază instrucțiuni de exploatare scrise și proceduri de siguranță care trebuie îndeplinite de personal de exploatare cu calificare și experiență. Personalul trebuie instruit corespunzător pentru a-și ăndeplini sarcinile în deplină siguranță.
5.2. Proiectarea înmagazinării subterane a gazelor naturale
Pentru a stabili bazele de proiectare și dezvoltare reală se pleacă de la elementele de bază care constituie sistemele de depozitare începând cu sursele de alimentare cu gaze, conductele de transport și depozitare, sistemul de distribuție până aproape de piață. Conceptul de proiectare, împreună cu importante consierații pentru un serviciu optim pentru consumator va fi prezentat în continuare.
5.3. Concepte de proiectare
Sisteme de depozitare subterană
Depozitarea subterană combină o alimentare constantă cu o cerere variabilă cu un avantaj economic.
În figura 5.1. este prezentată măsura în care capacitatea constantă a conductelor de transport este modelată între cererea scăzută din lunile de vară și cererea crescută din lunile de iarnă, când un mediu de depozitare este disponibil. Facilitățile de depozitare sunt în mod obișnuit clasificate ca depozite de piață sau șantier. Depozitele de piață sunt în apropierea consumatorilor majori unde, cererea variabilă ca rezultat al vremii este deservită de o combinație potrivită a gazelor din linia de conducte și gazele din depozit. În depozitele de șantier este vorba de o sursă variabilă către o magistrală care este complementată de gazele din depozit.
Figura 5.1. – Ilustrarea caracterului sezonier al consumului
În timp ce, cele mai multe depozite subterane au fost realizate în depozite de țiței sau gaze depletate, câteva depozite minore, dar substanțiale au fost realizate în nisipuri acvifere sau în caverne în domuri de sare. Rezervoarele de depozitare sunt ocazional clasificate după natura serviciului care îl asigură. Unele sunt în uz constant cu fluctuații relativ mici a debitelor reale în timpul recuperării, ele sunt numite depozite de bază. Altele sunt special proiectate să asigure o cerere înaltă a pieței pe perioade relativ scurte de timp. Acestea sunt numite depozite de tip vârf de sarcină.
În figura 5.2. sunt prezentate elementele majore ale unui proces de depozitare subterană. Acestea, include următoarele aspecte:
un strat de depozitare corespunzător, care include stratul poros permeabil și rocile impermeabile din acoperiș și culcuș;
o sondă tipică de injecție/extracție conectată la un sistem de colectare la suprafață;
o instalație de comprimare și deshidratare;
o linie de transmisie care conectează depozitul atât cu sursa de alimentare din amonte cât și cu consumatorii din aval.
Figura 5.2. – Schița caracterului sezonier al consumului
În plus, față de ceea ce este arătat în figura 5.2., instalația de depozitare mai cuprinde:
încălzitoare la fiecare sondă;
sonde de observație;
separatoare de lichid(individuale sau colective);
sisteme de îndepărtare a apei;
regulatoare și monometru de presiune;
sistem de injectare a metanolului.
Proiectarea unei instalații de depozitare include proiectarea tuturor componentelor de mai sus. Uneori instalația de depozitare include propriile conducte de transport de presiune medie sau scăzută la intrarea în localități și în instalațiile de lucru a abonaților.
Concepte și considerații de bază în proiectare
Înainte ca un proiect de depozitare subterană să treacă la faza de proiectare și dezvoltare, un studiu de piață amplu trebuie să determine și să documenteze cerințele pieții. Un astfel de studiu trebuie să includă influența climei asupra consumului de gaze și studii sezoniere asupra spațiilor ce sunt afectate de astfel de variabile cum ar fi: mișcarea zilei, norii, zăpada, soarele și alți factori. Deficiența grad – zi este definită ca deficiența între 65°F(~18,3°C) și temperatura medie pentru acea zi particulară. Odată ce deficiența grad – zi este determinată pentru o zi particulară, gradele – zi sunt însumate pentru întregul an pentru a le corela înainte de a trimite gazele către consumatori. În predicția vremii pentru a prevedea trimiterea gazelor la piață, se utilizează adesea înregistrarea temperaturilor pe 50 de ani (sau un număr specificat de ani). Acestea sunt obținute din înregistrările statice ale vremii.
Magazinele pentru obiecte casnice de obicei includ instalații de încălzire, răcire, gătit, iluminat și alte încărcături industriale. Un aspect important în predicția pieței se leagă de predicția livrărilor în ziua și la ora de vârf. Obiectul analizei pieței îl reprezintă determinarea producției vânzărilor anuale și cererile zilei de vârf. În fiecare zonă, luată în particular, factorii de consum determinant pentru clienți sunt caracterizați la piețele comerciale, industriale și casnice.
Cunoscând numărul de consumatori proiectați, utilizând factori de consum prestabiliți (factori grad – zi și de încărcare) pentru diferite piețe, sunt determinați ziua medie și ziua de vârf doi parametrii majori de proiectare.
Odată ce cerințele totale ale pieței sunt determinate pentru fiecare lună, pentru clasele de servicii (cum ar fi spațiile rezidențiale, comerciale, spațiile încălzite, industrial – continuu sau cu întrerupere) poate fi pregătit un plan pentru alimentarea conductei de depozitare.
Alegerea variantelor pentru depozitare
Odată cu necesarul pentru depozitare, respectiv planul de depozitare stabilit, urmează căutarea și alegerea diverselor variante de depozitare.
Funcție de dimensiune, poziție, acces la sursele de alimentare a magistralei de transport și alți factori ce pot fi luați în considerație, ca rezervoare de depozitare subterană a gazelor naturale pot fi utilizate următoarele:
zăcăminte de gaze depletate;
zăcăminte de gaze cu condensate depletate;
zăcăminte de țiței depletate;
acvifere;
caverne în domuri de sare.
Zăcămintele de gaze depletate, reprezintă cea mai bună soluție numai dacă sunt disponibile, deoarece sunt perfect compatibile la mediu natural pentru calitatea gazului.
Zăcămintele de gaze cu condensat sunt, de asemenea, de preferat, dar vor fi ceva probleme privitor la curgerea bifazică și comportarea retrogradă în ciclul de depozitare. Testele de pompare se fac câteva săptămâni: 20, 50, 80 de zile.
Zăcămintele de țiței depletate sunt, de asemenea satisfăcătoare dar vor fi ceva probleme referitoare la țițeiul rezidual.Varianta acviferului va trebui să evalueze mai multe caracteristici suplimentare înaintea cerințelor specifice.
În alegerea inițială, dacă cele 4 categorii menționate mai sus nu oferă o variantă bună, posibilitatea depozitării gazelor este în caverne saline.
Alegerea variantei de depozitare în acvifer
Selecția inițială pentru structurile potențiale ca alternativă pentru depozitarea în acvifer implică cercetarea datelor de la agenții federale, companii de țiței și gaze sau cercetări geologice disponibile în literatura de specialitate. Munca preliminară este în general direcționată să listeze și să compare perspectivele și apoi eliminarea cu promptitudine a acelora care nu posedă minimum de cerințe esențiale.
Condițiile minime absolute pentru un proiect de depozitare întrun acvifer sunt următoarele:
mărire suficientă pentru a asigura volumul necesar;
porozitate suficientă pentru o capacitate de depozitare necesară;
permeabilitate suficientă pentru a asigura o livrare maximă necesară;
etanșeitate pentru a nu se produce fisurări sau înnisipări.
Absolut dacă, nu există o capcană sau dacă, porozitatea și permeabilitatea sunt prea scăzute sau nu există etanșeitate, nu se va justifica evaluarea pentru un viitor proiect de depozitare. De asemenea, există proceduri specifice, teste și alte tehnici de evaluare pentru toate cele patru cerințe de bază arătate mai sus.
Trebuie, de asemenea, să se sublinieze că, chiar înainte de munca preliminară, trebuie dezvoltate câteva idei despre dimensiunea operațiilor de depozitare din considerații de piață economice, de consumare sau de depozitare de materiale. Acest studiu subteran care precede recomandarea inițială pentru munca viitoare, implică studiu gradelor – zi, factorilor de consum, căldurii, frigului și a piețelor rezidențiale sau comerciale.
Disponibilitatea gazelor, logistica conductelor de transport și resursele alternative de energie pentru viitor sunt câteva dintre considerațiile avute în vedere. Având determinat avantajul ca mărime și poziție ale depozitului, procesul de selecție începe în primul rând cu munca geologică pe subiectele de mai sus. În general rapoartele de analiză pe carote includ, în mod obișnuit, internalul de adâncime, permeabilitatea pe verticală față de apă (măsurată), permeabilitatea acoperișului și presiunea de fisurare(unde este disponibilă).
Analizele de rutină pe carote asupra formațiunilor candidate la depozitare vor raporta în mod obișnuit permeabilitatea pe orizontală și verticală și porozitatea în funcție de adâncime. Astfel de date din carote de la diverse sonde, la diferite adâncimi sunt analizate, identificate pe strate particulare și evaluate valorile medii pentru a da valori reprezentative pentru permabilitate și porozitate pentru fiecare sondă împreună cu numărul de mostre.
Permeabilitatea relativă și testele de presiune capilară sunt, de asemenea, utile în prospectarea formațiunilor pentru depozitare ca să determine saturația în apă ireductibilă, saturațiile reziduale la echilibru și curbele de permeabilitate relativă. Uneori saturația în apă ireductibilă este determinată prin utilizarea unei centrifuge. Este de dorit, adesea, să obținem curbele de presiune capilară atât de drenaj cât și de îmbibare.
Curbele de presiune capilară de drenaj pe carote din stratul impermeabil superior (acoperiș) sunt utile în determinarea presiunii de fisurare a acoperișului. Presiunea de fisurare, totuși este în mod curent măsurată direct pe carote din acoperiș prin proceduri speciale utilizând reținătoare de carotă și pompe Ruska.
Studii regionale în orizonturi acvifere
Înainte ca o anumită injecție de gaze să fie realizată pentru depozitare, trebuie să fie înregistrate nivelele piezometrice ale apei pe toate sondele disponibile în aria respectivă. Datele asupra nivelelor statice completate în unele zone pe ambele părți ale acoperișului sunt importante în stabilirea faptului că zonele nu sunt în comunicare cu zonele vecine prin acoperiș.
Nivelele de apă sunt măsurate prin înregistratoare cu plutitor sau echipament de tip sonolog. În analizarea nivelelor de apă, poziția nivelului și poziția perforaturilor și alte câteva informații dorite sunt notate să translateze distanțele nivelului de lichid de la suprafață și presiunile absolute la datele specificate.
Aspecte geologice
Prezența structurilor posibile este în primul rând căutată în hărțile regionale, înregistrări ale autorităților locale și din perioada de foraj. Un număr de sonde sunt, în mod obișnuit săpate, carotate mecanic și efectuate carotaje electrice. Din informațiile asupra geologiei regionale și înregistrările tip din sondele locale sunt determinte și comparate orizonturile posibile de depozitare. Astfel, de secțiuni complexe în zone particulare sunt corelate transversal și studiate pentru determinarea zonelor posibile de depozitare, acoperișului și zonelor colectoare. Diferite strate (posibile) de diverse vârste geologice, grosimea lor, omogenitatea, accesibilitatea lor la încărcare și relația lor la descărcare sunt examinate cu atenție. În studiul secvenței din diagrafiile geofizice, curbele de rezistivitate, timpul de forare, carotajul gamma și informațiile ulterioare utile în identificarea și corelarea diverselor strate, un geolog cu experiență este adesea esențial.
Utilizând datele din carote și citirile înclinometrului este determinată limita de închidere a structurii precum bolta și aria potențială a punctelor de pierderi. Important este prezența unor fisuri incipiente care pot fi identificate direct sau indirect din examinarea și a profilelor sesimice.
Datele din carote
Carotele recuperate prin foraj, sunt curățate, identificate și plasate în cutii. Unele carote sunt imediat înghețate cu fluidele de zăcământ inițiale și împachetate în gheață uscată. Sunt făcute fotografii color și fiecare secțiune este descrisă din punct de vedere geologic. Uneori carotele sunt împachetate în pungi de plastic pentru a preveni uscarea. Carotele trimise la laborator sunt testate pentru porozitate și permeabilitate, fie în întregime sau numai o mică parte din ele. Bucățile de carotă dau permeabilitățile pe intervale de adâncime.
Nivelele de apă observate la variațiile locale și temporale datorate posibilei curgeri continue în acvifer și variațiilor în presiunea atmosferică. Când este generat un șoc elastic în crusta terestră, ca rezultat al unui cutremur de pământ, propagarea undei elastice afectează nivelul apei, uneori pregnant.
Analizele probelor de apă
Originea apelor din acvifer are caracteristici care diferă într-un domeniu larg, variind în concentrație de la câteva sute la câteva mii de părți pe million (ppm). Probele tipice de apă produsă din diverse zone sunt date în literatura de specialitate.
Testele de pompare sunt etape foarte importante și esențiale în evaluarea structurilor acvifere selectate ca potențiale pentru depozitare. Acestea durează câteva săptămâni (20, 50, 80 de zile). Ele sunt de obicei realizate la un debit constant utilizând o pompă submersibilă (exemplu de pompă “REDA”), acționată de un generator portabil.
Motivele realizării testelor de pompare sunt următoarele:
să determine existența și/sau extinderea comunicării presiunii de-a lungul acoperișului;
să determine permeabilitatea și transmisibilitatea orizontului de depozitare;
să determine valoarea efectivă a compresibilității complexe apă-rocă.
Succesiunea pașilor în proiectarea depozitării subterane
În convertirea orizonturilor potrivite pentru depozitarea sau dezvoltarea noilor unități de stocare, obiectivele unei companii de depozitare subterană este să asigure servicii către clienții săi la un cost minim. Odată ce necesitățile pieței se raportează la necesitățile de depozitare ale companiei, obiectivul indicat mai sus primește forma specifică unei nevoi de a prevedea, a spune, “x” m³/zi pentru “y” zile calde într-un sezon.
O premisă suplimentară făcută pentru cerințele studiate mai sus, este necesitatea de a determina factorul de încărcare al regimului de depozitare în funcție de raportul zi de vârf la zi medie de livrare a gazelor.
Pentru a ajunge la obiectivele proiectate astfel stabilite, trebuiesc parcurse câteva etape esențiale. În linii mari ele sunt clasificate ca etape de corectare și documentare de: date de intrare, lucrări de proiectare și analize economice.
a) Datele de intrare
Datele utilizate începerii unui proiect implică în primul rând descrierea zăcământului. Aceste date includ toate informațiile disponibile referitoare la poziția geografică, datele geologice, succesiunea stratigrafică, hărți structurale, hărți cu izopace, diagrafii și interpretările seismice. Datele asupra performanțelor zăcământului se referă la epuizarea primară a zăcământului dacă, conversia unei facilități de producție existente la regimul de depozitare este implicată. În cazul unui câmp mare de depozitare în acvifer ce urmează a fi proiectat, atunci datele de performanță ale zăcământului sunt generate prin simulare. În continuare următoarea grupare de date esențiale și importante se poate obține din carote și fluide. Aceste date trebuie să conțină permeabilitatea (K) și porozitatea (m), precum și saturația în apă ireductibilă (Sai) din carote și din diagrafii. Masa specifică a gazelor, compoziția și vâscozitatea, precum și Cp, K, Cv și coeficienții Joule Thomson, sunt incluși în grupul de mai sus. În afara datelor din roca colectoare, fluidele de zăcământ, apă sărată, gazele indigene și gazele de depozitare, trebuie să avem date și din acoperiș.
Proprietățile capilare ale acoperișului au o importanță aparte cu privire la determinarea presiunii de fisurare. În cadrul proiectării acviferelor ca depozite subterane, în evaluarea rocilor, ambele curbe de presiune capilară de îmbibare cât și drenaj devin importante.
Ultimul set de date ce trebuie să fie organizate înaintea calculelor de proiectare, sunt datele despre sondele existente. Acestea trebuie să includă performanțele de refacere a presiunii sondelor, datele de echipare, potențialul la deschidere, curgerea bifazică și indicele de productivitate inversă.
b) Etapele majore în cadrul proiectării inginerești
Odată stabilit consumul de vârf sezonier de gaze, proiectarea se concentrează în primul rând pe cantitatea de gaze de bază sau a pernei. Această cantitate este direct asociată cu presiunea maximă a ciclului de depozitare.
Atunci când, vârful sezonier de gaze este în mod obișnuit estimat, stabilirea pernei de gaze fixează atât presiunea maximă cât și cea minimă a ciclului de depozitare la orizontul de stocare.
Atunci când, presiunile ciclului de depozitare sunt determinate la condițiile de la talpa sondei, calculele asupra livrării gazelor trebuie să fie efectuate ca număr de sonde necesar.
Odată ce presiunile la gura sondei sunt determinate, atunci se poate proiecta sistemul de colectare precum și accesoriile sale cum ar fi: încălzitoare, separatoare, aparate de măsură, regulatoare de presiune, instalația de deshidratare și injecție de metanol.
Sitemul de colectare poate fi unul din cele 3(trei) tipuri prezentate în figura 5.3. (a),(b),(c).
Figura 5.3. – Tipuri de sisteme de colectare
În dependență de mulți factori (topografia locului, numărul de sonde, natura regimului de depozitare, presiune și debite), se poate alege o rețea tip buclă (a), stea (b) sau tufa (c). Pe măsură ce proiectul avansează de la perna de gaze, locația sondelor și densitatea sondelor, apoi urmează alegerea diametrelor precum și configurațiile particulare.
După ce sunt parcurse etapele privitoare la numărul de sonde, este esențială determinarea presiunii de intrare în stația de comprimare, aceasta include aranjamentul specific al tipurilor de echipament de comprimare ce va fi utilizat, încălzitoarele precum și motoarele de acționare.
În funcție de, cantitatea de gaze din pernă, proiectarea instalațiilor se poate avansa prin trei direcții paralele, fiecare în concordanță cu mărimea pernei de gaze, numărul de sonde și puterea de comprimare.
c) analize economice
Odată ce proiectul este finalizat pe fiecare din cele trei direcții paralele, este necesară o analiză economică pentru a determina aspectele comparabile asupra costului, profitului și a ratei de revenire.
Numai după ce sunt făcute analizele economice comparative finale, se face recomandarea de alegere a variantei optime a proiectului.
5.4. Caracteristicile de bază ale rezervoarelor pentru depozitare
Un depozit de gaze trebuie să fie capabil să livreze atât debitul zilnic, cât și cantitatea totală pe timp friguros fără a avea o presiune de comprimare prea mare sau o zestre de gaze mare folosită ca tampon. Deci, “zestrea” reprezintă volumul total de gaze tampon al depozitului și, evident, este esențială la realizarea depozitelor subterane.
Caracteristici principale ale rezervoarelor, sunt următoarele:
impermeabilitatea în cadrul stratului (capac sau acoperiș) pentru a împiedica scurgerile de presiune;
corozivitate și permeabilitate ridicată a formațiunii;
adâncime suficientă a formațiunii pentru a asigura presiunea de lucru;
absența apei sau posibilitatea de control a acesteia;
o formațiune puternic consolidată pe verticală;
prezența țițeiului liber (după exploatare);
întindere acceptabilă și un volum de gaze acceptabil care nu necesită o zestre prea mare pentru creșterea presiunii;
posibilitatea de a se preta la fisuri hidraulice.
În figura 5.4. se reprezintă o secțiune geologică (a) și o hartă structurală (b) a unui zăcământ tipic echipat pentru depozitarea gazelor care asigură într-un ciclu injecția și recuperarea (extracția) gazelor. Depozitul este un mediu poros – permeabil solid cu un capac format din roci impermeabile, care nu permit migrarea pe verticală.
Sondele de injecție – extracție (1) sunt echipate corespunzător în zona de depozitare a gazelor. Astfel, dacă sondele sunt vechi, atunci ele pot fi echipate cu filtre corespunzătoare în dreptul stratului prin izolare cu packere sau dacă sunt noi se pot executa filtre în gaură netubată pentru creșterea afluxului de gaze în sondă.
Sondele de observație (2) și (6) sunt echipate corespunzător pentru a transmite informații cu privire la modoficările care au loc în timpul procesului de injecție – extracție (variații de presiune, temperatură, prezența gazelor).
Zăcămintele de gaze epuizate (depletate) sunt primele candidate pentru transformarea în depozite. Mărimea zăcământului este determinată prin calcul pe baza datelor geologice sau prin datele de producție corelate cu presiunile de zăcământ.
Pentru a lua în considerare un câmp de gaze epuizat, trebuie să avem în vedere că volumul de gaze ce urmează a fi vehiculat, prin transformarea sa în depozit, reprezintă cca, 80 ÷ 100 % din volumul inițial de gaze. Acest volum de gaze trebuie recuperat în aproximativ 120 de zile, ceea ce reprezintă un timp maxim de recuperare aferent unui ciclu de depozitare. Aceasta presupune existența mai multor sonde decât cele folosite în procesul de producție și un sistem de colectare adecvat mult mai mare decât în faza de exploatare.
Acest sistem de depozitare subterană a gazelor naturale, compus din instalațiile de suprafață (capacități de comprimare, conducte de transport gaze, instalații de exploatare aferente sondelor și sondele de injecție – extracție), trebuie să aibă o flexibilitate mare care să acopere fluctuația consumului de gaze în timpul iernii, datorată exclusiv variațiilor de temperatură.
Dacă, în timpul verii se depozitează surplusul de gaze din sistem, atunci, eficiența depozitului este mare.
secțiune geologică
b) hartă structurală
Figura 5.4 – Rezervor de depozitare subterană a gazelor
Pentru ca un rezervor de gaze să corespundă scopului pentru care a fost ales, trebuie să îndeplinească următoarele condiții:
gazul tampon, trebuie să asigure o “presiune de bază”, astfel încât, întreaga cantitate de gaze înmagazinată să poată fi livrată consumatorilor în timpul prevăzut pentru ciclul de extracție. Această presiune de bază trebuie să permită și exploatarea depozitului la sfârșitul ciclului de înmagazinare în regim optim de funcționare;
gazul current, trebuie să asigure o presiune maximă, care trebuie să fie peste presiunea de bază, care să permită extracția în timp util (ciclul de extracție) a vulumului de gaze injectate.
În figura 5.5. se observă o diagramă a mărimilor hidraulice, ale coloanelor de apă și apă sărată cu diferite concentrații. Presiunile de operare în depozite sunt notate zilnic (orar) ca o siguranță de exploatare a rezervorului, prin observațiile de la sondele piezometrice.
Figura 5.5. – Gradienții de presiune ai fluidelor în rezervorul de gaze
Presiunea de bază este determinată în funcție de:
numărul de sonde care echipează depozitul;
capacitatea de comprimare;
capacitatea de livrare(ciclul de extracție);
capacitatea de injeție;
eficiența economică.
Dacă un rezervor este folosit în ciclul de injecție – extracție la o presiune maximă, mai mare decât presiunea inițială de zăcământ, eficiența economică a depozitului crește.
În țara noastră, nu se exploatează depozitele de gaze la o presiune mai mare decât presiunea inițială de zăcământ.
În alte țări, acolo unde depozitele se exploatează la o presiune de exploatare mai mare decât presiunea inițială de zăcământ, practica a demonstrat că beneficiile sunt mai mari. Frecvent, depozitele de gaze cu împingere elastică de apă, cât și cele din acvifere sunt exploatate la o presiune „Pex > Piz”.
Curbele de presiune aferente ciclurilor de depozitare sunt relativ apropiate și închise, după cum este arătat în figura 5.6. La rezervoarele a căror permeabilitate este mai scăzută, curbele de presiune au depărtare mai mare (un histerezis mai pronunțat).
Figura 5.6 – Ciclurile de presiune pentru un rezervor subteran etanș
În figura 5.7. este reprezentată diagrama presiune-volum aferentă depozitului Urziceni, constituit într-un zăcământ cu împingere de apă.
Figura 5.7. – Diagrama presiune-volum aferentă depozitului Urziceni
Pentru clasificarea unor aspecte legate de vehicularea gazelor în vederea depozitării se fac următoarele precizări:
Gaze curente – volumul total de gaze extras injectat într-un zăcământ de depozitare (rezervor) peste volumul total de gaze tampon (zestre). Acesta este volumul maxim disponibil pentru livrare în timpul unui ciclu injecție – extracție;
Gaze tampon (zestre) – volumul total de gaze nerecuperabil (gaze economic recuperabile nativ sau gaze străine) care exercită o anumită presiune în roca rezervor, pentru menținerea unui debit minim necesar de livrare a gazelor în timpul unui ciclu complet;
Capacitate de livrare – debitul de gaze al unui depozit exprimat ca o mărime în Nm³/zi, la un volum total de gaze, cunoscut, depozitat în zăcământ la o presiune de rezervor cunoscută(de fund) și la o presiune de refulare la gura sondei dată;
Gaze străine – volumul de gaze extern, injectat într-un rezervor de înmagazinare care exercită în rezervor o presiune manometrică superioară presiunii manometrice la care a început înmagazinarea;
Cantitatea de injecție – debitul de gaze exprimat în milioane metrii cubi pe zi, injectat în rezervor la o presiune corespunzătoare a gazului în rezervorși o presiune de injecție la capul de erupție al sondei;
Total înmagazinat – volumul de gaze străine injectat în rezervor de înmagazinare în timpul unei perioade date;
Volumul maxim de gaze depozitat – bilanțul maxim volumetric dintre volumul de gaze total înmagazinat și volumul total de gaze livrat din depozit;
Gaze native – volumul de gaze indigene aflat în structura de înmagazinare. Acesta trebuie să includă volumul total de gaze recuperabil și nerecuperabil, care exercită o presiune de la 0 la o presiune manometrică corespunzătoare începutului ciclului de înmagazinare;
Total extras – volumul de gaze extras dintr-un rezervor într-o anumită perioadă de timp dată;
Presiune maximă în rezervor – presiunea manometrică maximă(kPa sau bar) fie la gura sondei sau la talpa sondei cum este specificat, exercitată de volumul de gaze la capacitatea maximă a rezervorului.
Rezervor de înmagazinare – reprezintă acea parte a unei structuri(gazeifere sau petroliere), care poate fi folosităîn mod eficient pentru a reține gazele la o presiune maximă(determinată) în rezervor;
Capacitatea maximă a rezervorului – volumul total de gaze din rezervor care exercită o presiune manometrică de la 0 până la o presiune manometrică maximă din rezervor. Aceasta trebuie să includă gazele native(recuperabile și nerecuperabile), gazele tampon și gazele curente.
CAPITOLUL VI
Calculul rezervelor de gaze naturale
6.1 Calculul rezervelor de gaze naturale
Rezervele de gaze naturale se calculeaza de obicei prin două metode:
metoda volumetrică;
metoda bilanțului material.
Utilizarea metodei vulumetrice necesită cunoașterea geometriei zăcământului și a unor parametrii fizici privind roca-magazin, țițeiul și gazele naturale.
Prin metoda bilanțului material se verifică rezervele calculate volumetric și este posibilă numai în cazul când se cunoaște:
regimul de zăcământ;
evoluția datelor de producție (cumulativele de gaze)
variația presiunii.
Având nevoie de date de producție, se înțelege că, prin această metodă, calculul rezervelor devine posibil după o anumită perioada de exploatare.
6.2. Calculul resursei geologice, pentru “Blocul I” de pe structura Urziceni, prin metoda volumetrică
În general pentru calculul resursei de hidrocarburi se folosește metoda volumetrică. Utilizarea metodei volumetrice, necesită cunoașterea geometriei zăcământului, a unor parametrii fizici privind mediul poros permeabil precum și a factorului de volum al gazelor.
Relația de calcul specifică acestei metode este:
unde:
G este resursa geologică;
Ap – aria productivă (suprafața) a zăcământului, m2 sau km2
h – grosimea efectivă a stratului productiv, m;
m – porozitatea mediului, %;
Sai – saturația în apă interstițială, %;
bgi – factorul de volum al gazelor în condiții inițiale de zăcământ.
Factorul de volum al gazelor, bgi, face legatura între condițiile din zăcământ (în faza inițială) și cele de suprafață și este exprimat prin relația:
unde:
Vgi – volumul fazei gazoase în condiții de zăcământ;
Vgo – volumul unui metru cub al aceleiași faze gazoase în condiții de suprafață.
În cadrul structurii Urziceni, am calculat ca exercițiu de proiect, resursa geologică pentru “Blocul I” prin metoda volumetrică. Astfel, am folosit următorii parametrii de calcul:
suprafața: S = 4,2 104 m²;
grosimea medie: h = 5,61 m;
porozitatea m = 20 %;
saturația ireductibilă în gaze: Sag = 65 %;
presiunea initial: Pi = 185 bar;
temperatura de referință: Tref = 350 K;
temperatura de zăcământ: Tz =288 K;
factorul de abatere al gazelor: Z = 0,8.
Aplicând valorile parametrilor de mai sus în relația următoare:
și în urma planimetrării suprafeței “Blocului I”, am obținut datele prezentate în tabelul 6.1.
Tabelul 6.1.- Valorile Blocului I
În continuare, am calculat resursa geologică pe tot “Blocul I”, iar în urma calculelor efectuate a rezultat o resursă geologică pe întreg “Blocul I” de pe Strucutra Urziceni de 4mil.Stm³.
6.3. Metoda de estimare a investițiilor, cheltuielilor și veniturilor
6.3.1. Metoda Discount Cash Flow (D.C.F.)
Metoda modernă folosită pe plan mondial este cunoscută sub numele de Discount Cash Flow (D.C.F.) și își propune să reflecte correct toate mișcările, respective intrările și ieșirile din sistemul economico-financiar, asfel încât diferența dintre acestea să pună în evidență câștigul sau pierderea.
Modelul Discount Cash Flow (DCF) reprezintă un mecanism economic financiar de calcul a profitabilității prin luarea în considerare a factorului timp, a impactului pe care îl are comportarea în timp a veniturilor și cheltuielilor.
Caracteristicile acestui model sunt:
Timpul 0 – considerat inputul la care se vor raporta toate veniturile – timp ce reprezintă momentul (ziua) când s-a făcut prima cheltuială importantă de investiție. Timpul 0 este punctul de referință la care se vor raporta toate profiturile.
Veniturile, sunt înregistrate atunci când banii (cash) sunt primiți.
Profitul – cunoscut cu numele de net cash flow (NCF) se calculează prin relația:
unde:
VNDT – venit net după taxare;
I – investiția;
VB – venituri brute;
CO – costuri operaționale.
Spre deosebire de modelul financiar contabil, modelul DCF nu face apel la calculul amortizării, investiția fiind luată în considerație ca atare în momentul în care a fost efectuată dar tinandu-de cont de urmatoarele aspecte:
Eșalonarea veniturilor, investițiilor, costurilor operaționale, taxelor și cheltuielilor financiare și a profitului în timp;
Actualizarea net cash flowului;
Criteriile luate în considerare – un sistem de indicatori prin care se încearcă evaluarea riscului investițional și punerea în evidență a profitabilității proiectului precum și impactul acestuia asupra trezoreriei companiei (organizației) respective.
6.3.2. Algoritmul metodei Discount Cash Flow
Eficiența investițiilor presupune luarea în considerare a unui mecanism economic care să reflecte particularitățile sistemului la care se raportează și să răspundă cerințelor unei metodologii economico-financiare care să reflecte eficiență sistemului.
Metoda modernă folosită pe plan mondial este cunoscută sub numele Discount Cash Flow (DCF), și își propune să reflecte corect toate mișcările, respectiv intrările și ieșirile din sistemul economico-financiar, astfel încât, diferența dintre acestea să pună în evidență câștigul sau pierderea.
Metoda DCF are drept caracteristică esențială eșalonarea în timp a investițiilor, cheltuielilor și veniturilor și folosirea actualizării.
Algoritmul de calcul al metodei Discount Cash Flow (DCF) este următorul:
a) Calculul venitului brut (VB), este dat de relația:
unde:
Qg – reprezintă producția de gaze;
pvg – prețul de tansport al gazului.
b) Calculul venitului net înainte de taxare (VNIT), este dat de relația:
unde:
Chcash – reprezintă cheltuieli cash; taxe + cheltuieli.
Taxe:
Redevența [R], este o cotă din venitul brut care se plătește proprietarului subsolului.
Taxa ad-valorem [Tadv], este o cotă din venitul brut ce se plătește către proprietarul terenului.
Taxa pe producție [Tpp], în industria de petrol și gaze această taxă variază de la un stat la altul; se aplicǎ procentual la venitul brut, și anume:
Cheltuieli:
Există urmatoarele cheltuieli:
Cheltuieli over head [Choh], sunt reprezentate prin cheltuieli fǎcute cu personalul de conducere (staff-ul) și cu aparatul funcțional;
Cheltuieli operaționale [Chop] reprezintǎ cheltuielile curente directe cu materiale, energie, salarii.
Aceste cheltuieli se calculeazǎ cu relația:
în care:
Cex este costul unitar al extracției, lei/t;
Qex – producția extrasă, m3.
c) Calculul venitului net taxabil (VNT), este dat de relația:
unde:
DDA – reprezintă depletare + amortizare = cheltuieli non-cash.
d) Calculul venitului net după taxare (VNDT), este dat de relația:
unde:
Tprofit reprezintă taxa pe profit
e) Calculul profitului – Net Cash Flow (NCF)
unde:
I – reprezintă investiția
CAPITOLUL VII
Identificarea și evaluarea pericolelor majore la depozitul de înmagazinare Urziceni
7.1. Generalități
Existența mai multor metode de identificare și evaluare a riscului, demonstrează că fiecare are limite, dar că aceste limite nu trebuie să fie privite ca diminuări ale valorii metodei respective, care să restricționeze utilizarea. Nici o metodă nu este o rețetă pentru estimare, fără a se cunoaște noțiunile de bază ale teoriei riscului. Nici o metodă nu este absolută, iar rezultatele obținute trebuie analizate în contextul în care a fost făcut studiul.
Conform criteriului de clasificare a unităților administrativ-teritoriale, instituțiilor publice și operatorilor economici din punct de vedere al protecției civile, în funcție de tipurile de riscuri specific, aprobat prin HG 642 din 29.06.2005, art. 1 alin (1), riscurile care se iau în considerație pentru clasificarea unităților administrativ-teritoriale, instituțiilor publice și operatorilor economici din punct de vedere al protecției civile sunt:
a) riscuri naturale:
1. cutremure;
2. alunecări și prăbușiri de teren;
3. inundații;
4. fenomene meteorologice periculoase;
5. avalanșe;
6. incendii de pădure.
b) riscuri tehnologice:
1. accidente chimice;
2. accidente nucleare;
3. incendii în masă;
4. accidente grave pe căi de transport;
5. eșecul utilităților publice.
c) riscuri biologice:
1. epidemii;
2. epizootii/zoonoze.
Elementele expuse riscurilor specifice care se au în vedere, conform art. 1 alin (2) din HG 642 din 29.06.2005, sunt:
1. populația;
2. animalele;
3. proprietatea;
4. activitățile social – economice;
5. mediul înconjurător.
Riscurile naturale se referă la evenimente în cadrul cărora parametrii de stare se pot manifesta în limite variabile de la normal către pericol, cauzate de fenomene meteo periculoase, în cauză ploi și ninsori abundente, variații de temperatură – îngheț, secetă, caniculă – furtuni și fenomene distructive de origine geologică, respectiv cutremure, alunecări și prăbușiri de teren. În acest context, activitatea de prevenire a situațiilor de urgență generate de riscurile naturale a fost și rămâne o necesitate, concretizându-se în inițiative conjugate de reducere a vulnerabilității societății la nivel mondial (International Strategy for Disaster Reduction – ISDR), european (Directiva privind inundațiile), regional (acorduri bilaterale, Pactul de Stabilitate pentru Europa de Sud-Est, etc.) și național (strategia privind inundațiile, programul de reducere al riscului seismic etc).
Riscurile tehnologice cuprind totalitatea evenimentelor negative care au drept cauză depășirea măsurilor de siguranță impuse prin reglementări, ca urmare a unor acțiuni umane voluntare sau involuntare, defecțiunilor componentelor sistemelor tehnice, eșecului sistemelor de protecție, etc.
Riscul de incendiu este cel mai frecvent risc care se manifestă pe teritoriul național, producerea lui reprezentând o situație de urgență de tip special, fenomen care afectează domenii importante ale activității vieții economice și sociale, precum construcții, instalații, amenajări, păduri, mijloace de transport, culturi agricole, etc. Ca urmare, securitatea la incendiu a constituit și va constitui o preocupare majoră pentru fiecare comunitate.
Astfel, putem clasifica factorii de risc specifici depozitului de înmagazinare Urziceni în felul următor:
1. Naturali
Fenomene meteo periculoase: inundații, temperaturi extreme, furtuni puternice;
Fenomene distructive de origine geologică: cutremure, alunecări și prăbușiri de teren;
Fenomene cosmice: asteroizi, comete, etc.
2. Tehnologici
Coroziuni
Erori de producție la fabricarea componentelor instalațiilor
Erori umane
Sabotaj etc.
3. De securitate fizică
Furt
Incendiere
Explozii
Atac terorist etc.
Identificarea stării de pericol este esențială în evaluarea siguranței unei instalații. Această analiză necesită stabilirea a două componente:
stabilirea situațiilor periculoase care pot exista într-un proces tehnologic;
condițiile în care pot surveni aceste situații.
Aceste componente presupun luarea în considerare a tuturor situațiilor în care poate exista o potențială stare primejdioasă, în vederea identificării situațiilor care sunt cu adevărat periculoase, urmărind printr-o analiză sistematică a secvenței evenimentelor, pe aceea care poate transforma situația potențială într-un accident.
Principalele obiective ale identificării stării de pericol, într-un stadiu primar al procesului de evaluare, sunt:
asigurarea bazei pentru proiectarea și operarea unor mecanisme de siguranță adecvate din punct de vedere operațional și organizatoric;
Mijloacele de siguranță trebuie să fie specifice fiecărui tip de stare de pericol.
cuantificarea și evaluarea riscului;
anticiparea modului în care pot apare incidentele/accidentele și implicit modul de prevenire a producerii acestora;
stabilirea ordinii apariției stăriilor de pericol care pot duce la stabilirea strategiilor de preîntâmpinare și punerea sub control a pericolelor;
În general procedurile pentru identificarea situațiilor de pericol se pot clasifica în trei categorii care folosesc: metode comparative, fundamentale și cu diagrame logice.
Procedurile și tehnicile de identificare variază în ceea ce privește multitudinea și nivelul detaliilor și pot fi aplicate la diferite faze de proiectare și implementare.
Principalele tipuri de incidente/accidente care pot să apară în procesele tehnologice sunt datorate subtanțelor periculoase și sunt:
scăpări de gaz metan;
producerea de fumuri toxice ca urmare a incendierii materialelor cu produse de combustie toxice;
incendiile propriu zise;
jet de foc;
explozia unui nor de vapori;
explozia vaporilor proveniți de la lichidele în fierbere – sfera de foc;
explozia pulberilor;
alte tipuri de explozie inclusiv exploziile limitate în spațiu și detonările.
Sistemul poate elibera accidental emisii de gaz metan, în cazul unor neetanșeități necontrolate (necontrolabile): rupere, fisurare, fracturare de material, distrugerea unei garnituri de etanșare, cedări ale unor componente (deschidere prematură a unei supape de siguranță și uzură a supapei). Sistemul analizat prezintă pericolul specific activităților industriale în care se folosesc hidrocarburi în stare gazoasă, la presiuni mari, când se pot manifesta surse potențiale pe fondul unor neetanșeități accidentale.
Pericolele majore specifice obiectivului și activității desfășurate pe amplasament sunt incendiile și exploziile, provocate de:
flacăra de la chibrit sau brichetă;
flacăra aparatelor de tăiere, lipire și sudură oxiacetilenică, datorită nivelului termic foarte ridicat; frecvența operațiilor de sudare, respectiv a flăcării, ca sursă termică este de 10-5 h-1;
radiația termică, ce se face prin suprafață, depinzând de natura și temperatura acesteia, frecvența radiației termice ca sursă de aprindere este de 10-5 h-1;
brocurile de sudură și particulele incandescente rezultate în urma operațiilor de lipire, tăiere sau sudare;
defecțiuni electrice de tip arc electric sau scurtcircuit, apărute în exploatarea echipamentelor și aparatelor, ca urmare a uzurii, proiectării, execuției sau mentenanței necorespunzătoare;
electricitatea statică produsă în urma frecării corpurilor; discontinuitatea scurgerii sarcinilor electrostatice apare datorită unor contacte imperfecte sau unor ruperi de legături, cu o frecvență de 10-7 h-1, iar absența legăturii cu priza de pământ are aceeași frecvență;
scânteile mecanice, care sunt particule de metal rezultate din șocul atingerii și se încălzesc până la incandescență; frecvența fenomenului este de 10-5 h-1;
trăsnetele, a căror frecvență este de 5,71×10-3 h-1.
Incendiile, pentru substanțele/materialele inflamabile există posibilitatea ca materialul să se aprindă sau autoaprindă și să ardă având drept rezultat creșterea nivelului de radiații termice și uneori producerea de substanțe toxice, rezultate în urma arderii.
Principalele tipuri de incendii sunt:
datorate aprinderii unui nor de gaz inflamabil amestecat cu aer;
datorate aprinderii gazului metan la scăparea printr-o deschidere relativ mică (conductă, supapă de presiune etc.).
Exploziile, se pot produce la concentrații de 5–14 % metan în aer, în prezența unor surse de aprindere.
7.2. Acțiuni și măsuri ce se întreprind pe durata situațiilor de urgență:
Acțiunile și măsurile ce se întreprind pe durata situațiilor de urgență sunt următoarele:
a) avertizarea populației, instituțiilor și agenților economici din zonele de pericol;
b) declararea stării de alertă în cazul iminenței amenințării sau producerii situației de urgență;
c) punerea în aplicare a măsurilor de prevenire și de protecție specifice tipurilor de risc și, după caz, hotărârea evacuării din zona afectată sau parțial afectată;
d) intervenția operativă cu forțe și mijloace special constituite, în funcție de situație, pentru limitarea și înlăturarea efectelor negative;
e) acordarea de ajutoare de urgență;
f) instituirea regimului stării de urgență, în condițiile prevăzute de art. 93 din Constituția României, republicată;
g) solicitarea sau acordarea de asistență internațională;
h) acordarea de despăgubiri persoanelor juridice și fizice;
i) alte măsuri prevăzute de lege.
Pe timpul stării de alertă se pot dispune orice măsuri care sunt necesare pentru înlăturarea stării de forță majoră. Acestea trebuie să fie proporționale cu situațiile care le-au determinat și se aplică cu respectarea condițiilor și limitelor prevăzute de lege. În totalitatea lor, acțiunile și măsurile prevăzute se stabilesc în regulamente, planuri, programe sau în documente operative aprobate prin decizii, ordine ori dispoziții emise conform reglementărilor în vigoare.
În conformitate cu prevederile legii nr. 481 din 08 noiembrie 2004, conducătorii depozitului de înmagazinare Urziceni, au următoarele obligații principale:
a) asigură identificarea, monitorizarea și evaluarea factorilor de risc specifici, generatori de evenimente periculoase;
b) stabilesc și urmăresc îndeplinirea măsurilor și a acțiunilor de prevenire și de pregătire a intervenției, în funcție de încadrarea în clasificarea de protecție civilă;
c) organizează și dotează, pe baza criteriilor de performanță elaborate de Inspectoratul General pentru Situații de Urgență (IGSU), servicii sau formațiuni proprii de urgență și stabilesc regulamentul de organizare și funcționare a acestora;
d) participă la exerciții și aplicații de protecție civilă și conduc nemijlocit acțiunile de alarmare, evacuare, intervenție, limitare și înlăturare a urmărilor situațiilor de urgență desfășurate de unitățile proprii;
e) asigură gratuit forțelor de intervenție chemate în sprijin în situații de urgență echipamentele, substanțele, mijloacele și antidoturile adecvate riscurilor specifice;
f) organizează instruirea și pregătirea personalului încadrat în muncă privind protecția civilă;
g) asigură alarmarea populației din zona de risc creată ca urmare a activităților proprii
desfășurate;
h) prevăd, anual, în bugetul propriu, fonduri pentru cheltuieli necesare desfășurării activităților de protecție civilă;
i) înștiințează persoanele și organismele competente asupra factorilor de risc și le semnalează, de îndată, cu privire la iminența producerii sau producerea unei situații de urgență civilă la nivelul instituției sau agentului economic;
j) stabilesc și transmit către transportatorii, distribuitorii și utilizatorii produselor regulile și măsurile de protecție specifice, corelate cu riscurile previzibile la utilizare, manipulare, transport și depozitare;
k) încheie contracte, convenții sau protocoale de cooperare cu alte servicii de urgență profesioniste sau voluntare;
l) mențin în stare de funcționare mijloacele de transmisiuni-alarmare, spațiile de adăpostire și mijloacele tehnice proprii, destinate adăpostirii sau intervenției, țin evidența acestora și le verifică periodic;
m) îndeplinesc alte obligații și măsuri stabilite, potrivit legii, de către organismele și organele abilitate.
7.3. Identificarea pericolelor în urma desfășurării proceselor tehnologice
Procedura de identificare a pericolelor, alături de cuantificarea riscului, determinarea acceptabilității riscului și reducerea riscurilor inacceptabile face parte din managementul riscului.
În general pentru identificarea pericolelor se folosesc o serie de tehnici specifice:
tehnici de analiză prin sortare Screening Analysis;
liste de verificare Checklists;
analiza preliminară a pericolelor;
analiza scenariilor What if…? (ce se întâmplă dacă…..);
analiza modalităților și efectelor defectării FMEA (Failure Modes and Effects Analysis);
studii de funcționalitate fără pericol HAZOP (Hazard and Operability Studies);
auditul în funcționare etc.
Pentru a reduce riscul, calea ideală este de a elimina sursa pericolului. Întrucât aceasta este adesea imposibil, în practică se aplică o gamă extrem de variată de protecții pasive și/sau active.
Aceste măsuri țintesc de fapt reducerea riscului prin reducerea unuia sau ambilor factori ai produsului care definesc riscul (frecvența evenimentelor și severitatea consecințelor).
Printre măsurile pasive putem enumera:
concepția și amplasarea istalației în așa fel încât concentrațiile substanțelor periculoase sunt separate între ele și de zonele populate. Distanțele de siguranță, amplasarea obiectelor din cadrul instalațiilor cu păstrarea distanțelor minime acceptate prevăzute în normativele în vigoare, atât între obiectele componente cât și între acestea și obiectele învecinate ale altor instalații din platformă. Această materializare se reflectă în „Proiectul de zonare din punct de vedere Ex”, care trebuie să fie actualizat permanent.
alegerea unor materiale de construcție adecvate, proiectarea structurilor, fundațiilor și utilajelor în așa fel încât să reziste la cele mai grele condiții de solicitare și în caz de calamități naturale.
Protecția antifoc va asigura o rezistență la foc de minim 2 ore;
manipularea automatizată a substanțelor și operațiunilor periculoase;
conducerea proceselor tehnologice prin intermediul calculatoarelor;
protejarea contra coroziunii și focului a utilajelor și echipamentelor;
utilizarea echipamentelor ANTIEX;
toate echipamentele tehnologice, motoarele electrice, conductele și construcțiile metalice vor fi legate la conductorul principal de legare la pământ. Alimentarea motoarelor electrice se va realiza prin utilizarea cablurilor electrice armate, izolate cu PVC, rezistente la produse petroliere și cu întârziere la propagarea flăcării. Plecările din tabloul de distribuție vor fi prevăzute cu protecție la scurtcircuit pentru toți consumatorii. Pentru motoare va fi prevăzută protecție la suprasarcină;
asigurarea echipamentelor individuale și colective pentru securitatea muncii și a dotărilor PSI, conform legislației în vigoare;
proiectarea și implementarea instalațiilor de refulare a apei (hidranții interiori și exteriori) și spumei care au drept scop: stingerea unui incendiu la unul din utilajele/echipamentele și protecția contra încălzirii excesive a diverselor utilaje și echipamente din cadrul instalației, încălzire provenită de la un eventual incendiu apropiat;
asigurarea rezervei de apă PSI, intangibile;
formarea echipelor de intervenție/salvatori;
asigurarea unei formațiuni de pompieri, dotări și pichete PSI;
întreținerea preventivă a tuturor utilajelor și echipamentelor;
verificarea siguranței tuturor modificărilor propuse a fi aduse proceselor tehnologice, utilajelor și echipamentelor, reactualizarea permanentă a procedurilor de desfășurare a proceselor tehnologice;
școlarizarea și instruirea personalului pentru utilizarea procedurilor, omologate drept corecte și sigure, de operare și întreținere;
implementarea măsurilor de securitate a incintei împotriva actelor de vandalism, terorism,sabotaj, incendiere deliberată etc.;
întocmirea și actualizarea permanentă a planurilor pentru situațiile de urgență;
examinarea medicală sistematică a personalului.
Ca măsuri active se menționează:
sisteme de detectare și alarmare pentru cazul scurgerilor de substanțe periculoase, abateri
anormale ale parametrilor de lucru (temperatură, presiune etc.), incendii, intrări neautorizate în incintă sau în locuri cu acces supravegheat;
sisteme automate/manuale de combatere a incendiilor;
organizarea răspunsului formațiilor de combatere a incendiilor (a formațiilor de pompieri militari din cadrul administrației locale);
organizarea răspunsului formațiilor special instruite și echipate pentru situațiile în care au loc scăpări de substanțe periculoase;
oprirea automată a proceselor tehnologice cheie în caz de alarmare;
dispozitive de depresurizare (supape de siguranță, robinete de deschidere automată etc.), la depășirea presiunii de funcționare sigură.
În general, toate instalațiile și în mod deosebit cele catalogate ca surse de mare risctrebuie să funcționeze numai dacă s-a elaborat și implementat un program de management al riscului. Un astfel de program cuprinde:
identificarea/descrierea pericolelor;
analiza/prezentarea consecințelor;
răspunsul: stăpânirea sau tratarea pericolului;
proceduri standard pentru:
a) exploatare/funcționare incluzând pornirile/opririle în situații de funcționare normală, precum și în situații de avarie;
b) întreținerea preventivă;
c) probe și inspecții;
d) controlul modificărilor propuse;
instruirea personalului;
planificarea pentru situațiile de urgență;
investigarea și analiza incidentelor/accidentelor;
auditul măsurilor de siguranță.
Cele mai multe dintre elementele unui astfel de program sunt, în general, cunoscute și aplicate.
7.4. Prezentarea analizei pericolelor și a evaluărilor de risc
Consecințele unor accidente în instalațiile care utilizează, produc sau vehiculează substanțe periculoase au mai multe aspecte:
efecte fizice constituite de eliberări de materiale periculoase, evaporări, explozii, incendii;
efecte asupra sănătății oamenilor și asupra calității factorilor de mediu.
Evaluarea efectelor agenților nocivi asupra oamenilor și instalațiilor se exprimă prin niveluri de gravitate.
NIVEL 0: fără consecințe: apariția unei mici neetanșeități, la: presetupe; ștuțuri filetate; etanșări.
NIVEL 1: cu consecințe minore: apariția unei mici neetanșeități, de exemplu la: îmbinare demontabilă cu DN mai mic de 50 mm; traductor AMC; apariția unui por pe o conductă într-o porțiune care se poate izola ușor.
NIVEL 2: cu consecințe medii: apariția unei neetanșeități sub formă de scurgere la: îmbinare pe trasee spre coloane sau rezervoarele de materii prime și produse finite; îmbinare cu DN mai mare de 50 mm; defectarea unei etanșări; un por sau fisură cu diametru mai mare de 1 mm; neetanșeitate la: bucle (de forma U sau DU), colectoare, pompe (de tip PG); descărcarea gudroanelor acide în bataluri.
NIVEL 3: cu consecințe grave, apariția de neetanșeități sub formă de jet sau scurgeri la: îmbinare pe traseele de gaz spre coloane sau rezervoarele de materii prime și produse finite; îmbinare cu DN mai mare de 80 mm; defectarea unei etanșări; un por sau fisură cu diametru mai mare de 2 mm pe un utilaj sau conductă; apariția de incendiu; exfiltrații din bataluri.
NIVEL 4: consecințe foarte grave, apariția de neetanșeități sub formă de jet la ruperea unei conducte: apariția unui por sau a unei fisuri cu diametru mai mare de 10 mm.
NIVEL 5: consecințe catastrofale: apariția de neetanșeități sub formă de jet; producerea unei catastrofe: cutremur, lovitură aeriană.
Prin evaluarea datelor empirice, se observă că riscul de producere a unei avarii se poate exprima printr-o relație de forma:
R = f(p,G)
unde:
p este probabilitatea de apariție;
G – nivelul de gravitate.
Într-un sistem de coordonate G – p, grafic obținem un număr de zone care pot fi grupate în două domenii: riscuri acceptabile și riscuri inacceptabile (vezi figura 7.1.).
Gravitatea
FP R FR I
Probabilitatea (Evenimente)
Figura 7.1.- Dependența dintre gravitate și probabilitate
(FP=foarte probabil; R=rar; FR=foarte rar; I=improbabil)
7.5. Estimarea riscului
Noțiunea de risc include două componente:
gravitatea consecințelor;
probabilitatea de producere a evenimentelor.
Dacă atribuim unui nivel de risc produsul dintre gravitate și probabilitate (vezi figura 7.2.), vom obține același nivel de risc pentru difertite cupluri : gravitate (y) – probabilitate (x).
Cuantificarea probabilității de apariție a unei avarii se face prin valorificarea datelor empirice, prin metode statistice. Probabilitatea se exprimă în număr de evenimente produse în unitatea de timp (an).
Y
5
4
3
2
1
1 2 3 4 5 6 X
Figura 7.2. – Curbele riscului [gravitate (y) – probabilitate (x)]
Probabilitatea de producere a unui eveniment și cosecințele acestuia sunt prezentate în tabelul 2.1. și se face printr-o estimare calitativă, astfel:
Improbabile
Extrem de rare
Rare
Probabile, dar nu frecvente
Frecvente.
Tabelul 7.1. – Clasele de probabilitate și consecințele riscului
Procesul de realizare a evaluării cantitative a riscului presupune următoarele etape:
Identificarea pericolelor;
Estimarea frecvențelor de accident;
Estimarea consecințelor sau efectelor acestora;
Estimarea riscului;
Evaluarea riscului.
În figura 7.3. este reprezentată “Schema generală a procesului de evaluare cantitativă a riscului”
Figura 7.3. – Schema generală a procesului de evaluare cantitativă a riscului
De menționat este faptul că identificarea pericolelor reprezintă etapa în care sunt identificate acele pericole, al căror risc urmează să fie evaluat. Scopul acestei etape este acela de a identifica într-un mod sistematic acele situații/evenimente și scenarii care pot conduce la riscul de accidente.
7.6. Aspecte ecologice
Exploatarea zăcământului Urziceni se realizeată prin intermediul sondelor de gaze. În prezent, pe structura analizată, există următoarele categorii de sonde:
sonde abandonate din foraj fără detubarea colonei;
sonde abandonate din probe fără detubarea coloanei;
sonde abandonate din probe cu detubarea coloanei;
sonde în producție;
sonde ce așteaptă reparații capitale;
sonde casabile;
sonde casate cu conservarea coloanei:
sonde casate cu detubarea coloanei;
sonde ce urmează a fi detubate;
sonde piezometrice.
Sistemul de exploatare adoptat zăcământului Urziceni este prin erupție naturală.
În cadrul prezentei lucrări s-au determinat și analizat posibilitățile precum și metodele de creștere a capacității de înmagazinare a depozitului.
7.6.1. Surse de poluare
a) Surse de poluare specifice factorilor de mediu apă și sol
În cadrul Structurii Urziceni, poluarea potențială a solului/apei subterane și a apei de suprafață are ca surse posibile:
conductele de transport gaze și apă de zăcământ de la sonde prin fisurări sau spargeri accidentale;
instalațiile de separate a impurităților solide și lichide conținute de gazele extrase;
instalațiile de depozitare a apei de zăcământ(habe, rezervoare, etc.);
operațiile de foraj ale sondelor, prin manipulare și depozitare inadecvată a diferitelor substanțe chimice, ciment, fluide de foraj și diverși combustibili.
b) Surse de poluare specifice factorului de mediu aer
conductele prin fusurări sau spargeri accidentale;
instalațiile de intervenție la sonde, prin arderea combustibililor fosili, eliberează în atmosferă gaze de ardere;
mijloace de transport, care utilitează combustibili fosili(benzină și motorină) reprezintă surse mobile importante de emisii de CO2, Sox, Nox, pulberi în aerul atmosferic. Eliminarea oxizilor de sulf și oxizilor de azot în aer determină apariția ploilor acide cu impact semnificativ asupra mediului înconjurător.
7.6.2 Poluanții și efectele lor
Principalii poluanți posibili pentru factorii de mediu. Aer și sol sunt:
a) Apa de zăcământ: prin conținutul său bogat în săruri (clorură de sodiu în concentrații chiar de 250g/l, cloruri de calciu, cloruri de magneziu, etc.), alături de oxigen sau oxigenul dizolvat, amplifică corozitatea asupra echipamentelor de adâncime sau de suprafață. Remedierea terenurilor poluate este extrem de costisitoare și de lungă durată;
b) Emisii de gaze, provenite din:
procesele de ardere a combustibililor cu degajare de dioxid de caron, oxid de carbon, dioxid de sulf, dioxid de azot, pulberi sedimentare;
fusurări sau spargeri accidentale ale conductelor (degajare de amestecuri C1 – C4, H2S, CH4, etc.);
c) Deșeurile generate din operațiile de foraj:
noroaie de foraj și alte deșeuri de la forare (detritus, fluid de foraj rezidual);
deșeuri metalice;
deșeuri de ambalaje, pentru ambalaje și materiale plastice;
deșeuri din material de construcții;
deșeuri menajere, hârtie, carton și sticlă.
7.6.3. Măsuri de prevenire a poluării
Măsurile de prevenire a poluării se impun la: sonde; grupuri de sonde și conducte.
a) Măsuri de prevenire a poluării la sonde
instruirea personalului asupra riscurilor privind sănătatea și securitatea în muncă, conform Instrucțiunilor proprii și prevederile legislative–Legii nr.319/14.07.2006;
respectarea măsurilor interne de apărare împotriva incendiilor;
utilizarea de echipamente cu motoare termice verificate și care să se încadreze în limitele de emisii de noxe impuse de legislație;
manipularea și depozitarea controlată a meterialelor utilizate pe perioada de foraj a sondelor;
utilizarea unui sistem închis și sigur (fără posibilități de infiltrare, sau deversări) – protejat împotriva accidentelor pentru circuitul de suprafață al fluidului de foraj, pentru apele reziduale și detritus;
gestionarea corespunzătoare a deșeurilor rezultate.
b) Măsuri de prevenire a poluării la grupuri de sonde
inspecția periodică a utilajelor și instalațiilor industriale din cadrul grupului;
instruirea personalului privind riscurile de sănătate și securitatea în muncă, măsurile de apărare împotriva incendiilor;
dimensionarea conductelor de evacuare a apei de zăcământ și a rezervoarelor de colectare pentru debitele și cantitățile maxime de apă de zăcământ;
menținerea sistemolor de protecție anticorozivă(vopsitorii, izolații, instalații de protecție catodică) în stare de funcționare și verificarea periodică a funcționării acestora;
evitarea scăpărilor accidentale de apă de zăcământ la operațiunile de încărcare a autovidanjelor și descărcarea acestora;
atenție la operațiile de manipulare a produselor periculoase;
deșeurile rezultate în urma lucrărilor vor fi colectate și stocate temporar într-un spațiu destinat acestui scop în interiorul amplasamentului și apoi se vor transporta la depozite special amenajate; monitorizarea gestiunii deșeurilor.
c) Măsuri de prevenire a poluării la conducte
proiectarea, execuția și repararea conductelor de transport gaze trebuie efectuată în conformitate cu „Normele tehnice pentru proiectarea și execuția conductelor alimentate din amonte și de transport gaze naturale”;
monitorizarea funcționării conductelor de gaze;
inspecția periodică a traversărilor conductelor de gaze, în special în cazul apelor curgătoare și văi, etc., pentru a se observa din timp modificări ale morfologiei terenului.
CONCLUZII ȘI PROPUNERI
Înmagazinarea subterană a gazelor naturale, reprezintă o parte vitală a industriei gazelor naturale. Posibilitatea înmagazinării gazelor oferă certitudinea furnizării în timpul perioadelor cu cerere ridicată prin suplimentarea livrărilor și reprezintă o măsură de siguranță în cazul întreruperii producției curente.
Variațiile cererii de gaze sunt determinate în special de modificarea consumului la încălzirea spațiului de locuit, administrative și comerciale de la vară la iarnă, de la o zi de iarnă normală la zile de iarnă cu temperaturi deosebit de scăzute, de la ore de vârf la ore cu consum minim, etc.. Toate aceste variații pot fi redate prin așa numitele curbe de sarcină care pun în evidența vârfuri de consum sezoniere, diurne sau orare, diferite ca aspect de la consumator la consumator, de la un sector economic la altul, de la localitate la localitate, de la oră la oră în cazul aceluiași consumator sau grup de consumatori.
Echilibrarea permanentă a cererii de gaze cu sursele disponibile este avută în vederea și din perspectiva modificărilor ce apar la sursele disponibile. Unele reduceri ale producției interne sau ale importurilor pot fi determinate de motive foarte variate: tehnice, financiare, politice ș.a.. Este sarcina gazelor naturale stocate de a prelua impactul acestor variații și modificări de consum, de a compensa efectele diminuării temporare ale producției sau ale importurilor precum și consecințele unor incertitudini ce au existat atunci când s-a prevăzut pe termen scurt mărimea reală a consumului.
În general companiile furnizoare de gaze naturale trebuie să mențină un sistem eficient, coordonat și economic de aprovizionare cu gaze naturale în zona geografică sau segmentul de piață în care acționează.
Gazele naturale sunt cumpărate, transportate și vândute la consumatorii casnici, industriali sau comerciali. Într-o anumită măsură compania de gaze poate influența nivelul cererii consumatorilor prin politica adoptată și comportarea comercială.
Necesitatea planificării pe termen scurt, mediu și lung conduce la elaborarea unor scenarii privind cererea și resursele. De aici, rezultă modul în care gazele naturale pot pune de acord cele două componente ale balanței cererii și resurselor în diferite perioade de timp, zone geografice și segmente de piață.
Pentru acoperirea vârfurilor diurne de consum se folosește una sau mai multe din următoarele metode:
înmagazinarea gazelor naturale în conducte magistrale (acest proces are loc noaptea când consumul este mai mic);
depozitarea gazelor în rezervoare metalice supraterane, în stare naturală (gazometre) sau în stare lichidă, situate în apropierea marilor consumatori;
depozitarea gazelor în distribuitoare inelare de presiune înaltă;
interconectarea sistemelor de transport;
folosirea stațiilor de comprimare intermediară;
Pentru acoperirea vârfurilor sezoniere de consum se poate apela la următoarele soluții:
înmagazinarea gazelor în stare naturală în zăcăminte de petrol sau de gaze depletate, parțial sau total epuizate (76,8 %) din total;
înmagazinarea gazelor în stare naturală în acvifere (14,8 %);
înmagazinarea gazelor în stare naturală în cavități executate în sâmburi de sare (7,9%);
înmagazinarea gazelor naturale lichefiate (GNL) sau a gazelor petroliere lichefiate (GPL) în depozite saline sau în alte depozite etanșe cum ar fi minele (0,5%);
Depozitarea subterană a gazelor naturale este o practică economică destinată echilibrării cererii de gaze a consumatorilor cu posibilitătil economice de livrare ale furnizorilor în condițiile în care se are în vedere sistemul complex constituit din:
producția internă;
importurile;
capacitățiile de transport existente;
cererile variabile (sezoniere, zilnice, orare) determinate de modul în care se desfășoară activitatea economică și socială sub influența factorilor climatici și meteorologici.
O bună parte din volumele de gaze consumate depind de condițiile de temperatură ambientală. La dimensionarea sistemului de transport gaze se are în vedere satisfacerea într-un anumit grad a situațiilor celor mai severe de consum. De asemenea, se are în vedere și un anumit nivel de risc asumat atât de investitori cât și de operatori. La baza stabilirii nivelelor maxime de consum ce se anticipează, stau analizele statistice ale temperaturii medii zilnice aferente de consum precum și o serie de calcule economice.
Sistemele de alimentare cu gaze naturale în unele țări (de exemplu: Marea Britanie) se proiectează pentru a putea face față cererilor maxime ce au probabilitatea să apară întrun singur an din 20 de ani consecutivi. La dimensionarea depozitelor de înmagazinare acest raport este de 1:50. Un sistem de aprovizionare cu gaze naturale funcționând în condiții de înaltă siguranță și făcând față unor situații excepționale de cauze tehnice, economice, politice, etc., trebuie să dispună de capacități de rezervă și în același timp să fie eficient din punct de vedere economic.
Gazele naturale se găsesc în zăcăminte sub formă de gaze libere sau gaze asociate petrolului (gaze din capul de gaze dizolvate). Acestea sunt constituite din componenți mai volatili ai seriei parafinelor care conțin de la 1 la 4 atomi de carbon în moleculă (C1-C4), la care se adaugă în mai mică măsură componenții mai grei (C5-C8) prezenți în condiții normale sub formă de vapori.
Gazele asociate sunt gazele din zăcămintele de petrol și acestea pot proveni, în funcție de condițiile de presiune și temperatura din zăcământ, din capul natural (primar) de gaze care se formează în zăcămintele de petrol saturate, sau pot exista dizolvate în petrol în condițiile inițiale de zăcământ (în zăcămintele de petrol nesaturate de gaze). Dintre hidrocarburi, metanul este componentul principal, participarea acestuia în compoziția gazelor naturale depinzând de natura gazelor: libere (CH4>90%) sau associate (CH4<70%). Pe lângă hidrocarburi, în compoziția gazelor naturale mai pot fi găsiți componenți ca: dioxidul de carbon, azotul, hidrogenul sulfurat și apa sub formă de vapori. Dintre acești componenți, hidrogenul sulfurat și vaporii de apă pot conduce la complicații în exploatarea zăcămintelor și transportul gazelor. Hidrogenul sulfurat este toxic și are o acțiune corozivă în prezența apei, iar vaporii de apă pot trece în anumite condiții în stare lichidă și chiar solidă, formând dopuri care pot bloca conductele prin care circulă gazele naturale.
În funcție de compoziția acestora, gazele se pot clasifica în gaze sărace și gaze bogate. Gazele sărace (fără conținut de condensat) sunt alcătuite preponderent din metan și au un conținut redus de hidrocarburi mai grele (cu temperatura de fierbere mai ridicată). Gazele bogate (în amestec cu condensat în condiții de zăcământ, la care rația gaz-condensat depășește 27.000mSt3/m3) au un conținut de metan de pâna la 70% și au un conținut relativ mic de hidrocarburi mai grele (C5-C8), prezente în stare de vapori. Gazele cu condensate (gazele în amestec cu condensat în condiții de zăcământ, la care rația gaz-condensat este cuprinsă între 540-27.000mSt3/m3) constituie un caz particular al gazelor bogate care sunt compuse din alcani cu până la 12 atomi de carbon în moleculă, metan în proporție de 50-90 %, componenți intermediari C3-C5 și compuși mai grei C5-C7 în proporție mult mai mică.
Pentru acoperirea necesităților de vârf din timpul anotimpului friguros al anului, se recurge din ce în ce mai mult la soluția amenajării unor depozite de înmagazinare subterană a gazelor naturale situate în apropierea marilor centre de consum.
Înmagazinarea subterană a gazelor naturale reprezintă unicul proces eficient care combină furnizarea constantă de gaze naturale, prin intermediul conductelor de mare lungime, cu cererile variabile ale pieței, care depind de variații sezoniere de consum.
În concluzie, depozitul subteran de înmagazinare al gazelor reprezintă un zăcământ în care se poate injecta un volum de gaze sub presiune, pentru ca apoi în perioada consumului de vârf, această cantitate de gaze să poată fi exploatată.
Totodată, depozitele subterane de înmagazinare a gazelor naturale sunt destinate asigurării unui surplus de gaze naturale pentru consum în perioadele de vârf, când cererea pieței depășește capacitatea de producție a zăcămintelor aflate în exploatare.
Bibliografie
Avram, L. – Elements of drilling management, Editura Universității din Ploiești, 2011;
Coroian Stoicescu, C. – Management. Teorii și tehnici, Editura Elapis, Ploiești, 1998;
Mălureanu, I. – Cercetări privind posibilitățile de transformare a unor zăcăminte depletate în depozite de înmagazinare subterană a gazelor, Editura Universității de Petrol – Gaze, Ploiești, 2001.
Mutihac, V., Stratulat, M.I., Fechet, M.R., – Geologia României, Editura Didactică și Pedagogică, București, 2007.
Mutihac, V., Ionesi L. – Geologia României, Editura Tehnică, București, 1974.
Neil, P.A. – Industrial compresor theory and equipment, Ed.1996.
Oroveanu, T., Stan, A., David, V., Trifan, C. – Colectarea, Transportul, Depozitarea și Distribuția Produselor Petroliere și Gazelor, Editura Didactică și Pedagogică București, 1985;
Paraschiv, D. – Platforma Moesică și zăcămintele ei de hidrocarburi, Editura Academiei Române, București, 1979.
Popescu, C., Coloja, M.P – Extracția Țițeiului și Gazelor Asociate, Editura Tehnică, București, Vol. I + II, 1993;
Roth, E.E. – Underground storage of natural gas, Ed.1975.
***Studiu privind posibilitățile creșterii capacității de înmagazinare în depozitul Urziceni Me4, Geopetrol S.A., Ploiești, 2012.
Soare, Al. – Transportul și depozitarea fluidelor, Editura Universității Petrol-Gaze Ploiești, 2002;
Ștefănescu, D.P. – Înmagazinarea și comercializarea gazelor naturale, Universitatea „Lucian Blaga”, Sibiu, 2007;
Tek, M.R. – Underground storage of natural gas. Gulf Publishing Company, Houston, London, Paris, Tokyo, 1987.
Tocan, I. – Extracția petrolului – pregătirea sondelor pentru exploatare și punerea în producție, Editura Tehnică, București, 1998.
Trifan, C., Albulescu, M.- Hidraulica, Transportul și Depozitarea Produselor Petroliere și Gazelor, Editura Tehnică București, 1999;
Ungureanu,O., Drug, V. – Transportul Gazelor Naturale, Editura Tehnică București, 1971;
Bibliografie
Avram, L. – Elements of drilling management, Editura Universității din Ploiești, 2011;
Coroian Stoicescu, C. – Management. Teorii și tehnici, Editura Elapis, Ploiești, 1998;
Mălureanu, I. – Cercetări privind posibilitățile de transformare a unor zăcăminte depletate în depozite de înmagazinare subterană a gazelor, Editura Universității de Petrol – Gaze, Ploiești, 2001.
Mutihac, V., Stratulat, M.I., Fechet, M.R., – Geologia României, Editura Didactică și Pedagogică, București, 2007.
Mutihac, V., Ionesi L. – Geologia României, Editura Tehnică, București, 1974.
Neil, P.A. – Industrial compresor theory and equipment, Ed.1996.
Oroveanu, T., Stan, A., David, V., Trifan, C. – Colectarea, Transportul, Depozitarea și Distribuția Produselor Petroliere și Gazelor, Editura Didactică și Pedagogică București, 1985;
Paraschiv, D. – Platforma Moesică și zăcămintele ei de hidrocarburi, Editura Academiei Române, București, 1979.
Popescu, C., Coloja, M.P – Extracția Țițeiului și Gazelor Asociate, Editura Tehnică, București, Vol. I + II, 1993;
Roth, E.E. – Underground storage of natural gas, Ed.1975.
***Studiu privind posibilitățile creșterii capacității de înmagazinare în depozitul Urziceni Me4, Geopetrol S.A., Ploiești, 2012.
Soare, Al. – Transportul și depozitarea fluidelor, Editura Universității Petrol-Gaze Ploiești, 2002;
Ștefănescu, D.P. – Înmagazinarea și comercializarea gazelor naturale, Universitatea „Lucian Blaga”, Sibiu, 2007;
Tek, M.R. – Underground storage of natural gas. Gulf Publishing Company, Houston, London, Paris, Tokyo, 1987.
Tocan, I. – Extracția petrolului – pregătirea sondelor pentru exploatare și punerea în producție, Editura Tehnică, București, 1998.
Trifan, C., Albulescu, M.- Hidraulica, Transportul și Depozitarea Produselor Petroliere și Gazelor, Editura Tehnică București, 1999;
Ungureanu,O., Drug, V. – Transportul Gazelor Naturale, Editura Tehnică București, 1971;
Copyright Notice
© Licențiada.org respectă drepturile de proprietate intelectuală și așteaptă ca toți utilizatorii să facă același lucru. Dacă consideri că un conținut de pe site încalcă drepturile tale de autor, te rugăm să trimiți o notificare DMCA.
Acest articol: Elemente DE Optimizare ALE Procesului DE Inmagazinare A Gazelor Naturale (ID: 162423)
Dacă considerați că acest conținut vă încalcă drepturile de autor, vă rugăm să depuneți o cerere pe pagina noastră Copyright Takedown.