Gazele naturale extrase din câmpurile de petrol ș i gaze sunt folosite din ce în ce [630614]
1
INTRODUCERE
Gazele naturale extrase din câmpurile de petrol ș i gaze sunt folosite din ce în ce
mai mult pentru a satisface necesarul de energie. Inflexibilitatea producției de gaze din
aceste câmpuri nu corespunde cererii variabile a pieții. Înmagazinarea subterană a
gazelor naturale comprimate în câmpuri de petrol și gaze este folosită ca o tehnologie
obișnuită eficientă încă din 1915, în vederea reglării livrării de gaze pentru a satisface
cererea.
Înmagazinarea gazelor naturale (în rezervoare subterane sau supraterane),
reprezintă un proces eficient care combină furnizarea constantă de gaz natural, prin
intermediul conductelor de transport, cu cererile variabile ale pieții, care depind de
vreme sau de considerente economice. Pe lângă funcția de acoperire a vârfurilor de
consum, depozitele de gaze au și rolul strat egic de a asigura furnizarea de gaze în cazuri
de urgență (calamități, cutremure, etc).
Pe timpul verii, când capacitatea de transport a conductelor depășește cu mult
cererea de consum, gazul natural este depozitat urmând a fi extras cel mai adesea î n
perioada de iarnă, când consumul de gaze crește foarte mult, sau în funcție de
considerentele economice din perioada respectivă.
Acoperirea vârfurilor sezoniere de consum se poate face prin înmagazinare
subterană a gazelor în depozite situate în apropier ea marilor centre de consum.
Depozitarea subterană a gazelor se poate face în zăcăminte epuizate total sau parțial, în
acvifere sau în rezervoare subterane criogenice sau în caverne formate din sâmburi de
sare.
Depozitarea subterană a gazelor în rezervoare situate în jurul marilor centre de
consum apare preferabilă atunci c ând sursele de gaze sunt amplasate la distanțe de
ordinul sutelor de kilometri și atunci c ând condițiile tehnice ale structurilor permit
realizarea unor capacități de producție la nivelul debitelor solicitate în anotimpul friguros.
Pentru acoperirea vârfurilor sezoniere de consum, gaz ele natural e sunt
înmagazinat e, în prezent în lume , în:
zăcăminte de hidrocarburi depletate (parțial sau total depletate);
acvifere;
cavități saline;
înmagazinarea gazelor naturale lichefiate în rezervoare sau alte depozite etanșe
(cavități saline, cavități miniere, etc).
În ultimii ani s -au făcut cercetări pentru descoperirea unor noi metode de
înmagazinare și crearea de noi depozite cum ar fi:
crear ea de depozite în caverne sapate în roci care apoi sunt etanșate;
înmagazinarea gazelor în caverne (saline sau miniere) refrigerate ( –29 °C);
depozitarea gazelor naturale în rezervoare speciale sub formă de criohidrați.
În România, depozitarea gazelor naturale se face doar în zăcăminte de
hidrocarburi depletate.
1. ÎNMAGAZINAREA SUPRATERANĂ A GAZELOR NATURALE
1. 1 Considera ții generale
Debitul necesar unei r ețele de distrib uție are urm ătoarele componente:
a) debitul necesar aparatelor industriale de utilizare care au un consum relativ
constant și debitele variabile;
b) obiective industriale care folosesc gazele naturale drept combustibili sau materie
primă ca și consumul casnic, social, cultural și administrativ.
Datorit ă acestei structuri, în transportul și distribu ția gazelor naturale se înregistreaz ă
variații orare, diurne și sezoniere de consum , în funcție de natura abon aților. Pentru
2
acoperirea v ârfurilor orare de consum se folose ște una sau mai multe din următoarele
metode:
– înmagazinarea gazelor î n conducte magistrale de transport (noaptea);
– depozitarea gazelor în rezervoare metalice supraterane situate în apropierea
punctelor de consum;
– depozitarea gazelor î n distribuitoare inelare de presiune înaltă;
– folosirea simultan ă a combustibilului gazos cu cel lichid.
Pentru satisfacerea v ârfurilor diurne și sezoniere de consum se pot folosi separat sau
combinat urm ătoarele solu ții:
• înmagazinarea subteran ă a gazelor î n zăcăminte depletate sau în acvifere;
• crearea de depozite de gaze lichefiate (GNL, GPL);
• dotarea conductelor magistrale cu sta ții intermediare de recomprimare a gazelor;
• interconectare a sistemelor de transport gaze;
• aplatizarea curbei de consum.
1.2. Înmagazinarea gazelor în conducte magistrale
Cea mai simpl ă metod ă folosit ă pentru preluarea v ârfurilor orare de consum o
constituie folosirea capacit ății de înmagazinare a conductelor magistrale. Ea se
realizeaz ă între perioada de consum maxim (c ând datorit ă faptului c ă debitul nominal al
conductei este mai mare dec ât debitul consumat, iar presiunea în punctul final ajunge la
valoarea maxim ă) și perioada de consum minim (c ând necesarul de gaze este mai mare
decât debitul nominal al conductei iar presiunea în punctul final atinge valoarea minimă).
Capacitatea de înmagazinare a unei conducte este cu at ât mai mare cu c ât
presiunea la intrarea în conducta este mai mare și cu c ât volumul acesteia este mai mare
(eficien ța maximă o prezint ă sistemele de transport interconectate). În intervalul în care se
face î nmagazinarea, capacitatea de transport a conductei se diminuează pe măsură ce
presiunea la cap ătul final al conductei cre ște.
1.3. Rezervoare metalice supraterane
Rezervoarele metalice folosite pentru înmag azinarea gazelor în stare natural ă sunt
de joas ă presiune (0,05 bar sau 500 mm HaO presiune relativ ă); ele se numesc umede sau
cu etanșare hidraulică (figura 1.1) și rezervoare cu etan șare uscat ă (fig. 1.2). Domeniul de
funcționare al rezervoarelor de înaltă presiune este de la 5 la 7 bar .
Rezervoarele uscate au urm ătoarele avantaje:
la volume mai mari de 10000 3
Nm, consumul de metal este mai mic dec ât la
rezervoarele umede (la rezervoare de 200000 3
Nm consumul de metal se reduce la
jumătate);
presiunea specific ă pe sol este mai mic ă decât la rezervoarele umede;
cheltuielile de exploatare sunt mai reduse;
folosirea rezervoarelor uscate nu cre ște umiditatea gazelor și deci nu înghea ță iarna;
reglajul presiunii la o valoare constant ă se realizează mai ușor; singura cauz ă
de varia ție a presiunii o constituie frecarea pistonului la perete; la constru cții îngrijite
aceast ă variație nu dep ășește 1,5.10-3 bar.
La rezervoarele uscate pereț ii interiori ai cilindrului trebuie să fie de bună calitate,
astfel încât etanșarea care se realizează cu inele de cauciuc sau cu benzi de piele să nu
permită pătrunderea gazelor deasupra pistonului (pericol de explozie – la gaz metan, pentru
explozie este necesar un amestec de doar 5…. 15% volum aer).
Gazele trebuie să fie bine uscate pentru ca iarna să nu se formeze gheață care
ar periclita etan șeitatea sistemului.
Rezervoarele de înaltă presiune sunt instalații simple, fără părți mobile,
exploatarea acestora fiind deci, u șor de automatizat. Au formă cilindrică și pot fi montate,
3
atât vertical, cât și orizontal.
Fig. 1.1. Rezervor u med Fig. 1.2. Rezervor uscat
Capacitatea necesar ă a rezervoarelor se calculează pe baza graficului de consum
zilnic. Volumul de gaze care poate fi livrat din rezervoare se nume ște capacitatea de
lucru a acestora. Dac ă V este volumul rezervoarelor, pi – presiunea maxim ă de lucru și p
– presiunea la intrare în rețea, capacitatea de lucru este
0pppVi . Atunci c ând
presiunea în rezervoare scade p ână la valoarea presiunii de intrare în rețea,
capacitatea de lucru este utilizat ă integral. Dacă presiun ea din rezervoare scade numai
până la valoarea pf > p, volumul extras din rezervoare va fi
0pppVf i .
Raportul dintre acest volum și capacitatea de lucru a rezervoarelor :
ppppK
if i
u (1.1)
se numește coeficient de utilizare a capacit ății de lucru.
1.4. Depozitarea ga zelor în distribuitoare inelare
Parcurile de rezervoare reprezint ă o investi ție considerabil ă din cauza consumului
de metal necesar pentru construirea lor; înseamn ă că înmagazinarea gazelor în
rezervoare de înaltă presiune este neeconomic ă. Cea mai bun ă exemplificare o
reprezint ă determinarea presiunii de înmagazinare corespunză toare unui volum optim.
Din ecuația generală a gazelor :
0 0 00 RTZ Vp (1.2)
RTZ Vp
rezultă:
00 01
pp
TT
Z VV
4
sau:
Zfpp
TT
ZVV1 10
00 (1.3)
Reprezentarea grafic ă a func ției (1.3), redat ă în figura 1 .3. arat ă că volumul
de gaze ce poate fi înmagazinat î n rezervoare este la 160 bar, ceea ce conduce la un
consum imens de material și folosirea compresoarelor speciale pentru încărcarea
acestor rezervoare foarte puternice.
Fig. 1.3. Variația volumului de gaze î nmagazinate în recipienți de înaltă presiune
În loc de utilizarea parcurilor de rezervoare se poate folosi un sistem redat în figura
1.4.
Mai multe conducte magis trale, venind din zone diferite sunt interconectate la
sosire printr -o conduct ă inelar ă, cu diametral mare, amplasată în afara perimetrului de
consum. În acest fel se asigur ă o continuitate a livră rilor de gaze, se utilizeaz ă mai eficient
capacit ățile de transport ale conductelor și se măre ște substan țial cantitatea de gaze care
poate fi înmagazinată în conducte în timpul nopții pentru a satisface vârfurile de
consum de a doua zi. Un astfel de sistem constituie cel mai eficient regulator de debit atunci
când vârful orar de consum este pronunțat.
1.5. Interconectarea sistemelor de transport gaze naturale
Dacă debitul de gaze necesar pentru acoperirea vârfurilor de consum este mai
mare decât debitul maxim al unei conducte magistrale, se recomandă folosirea
conductelor interconectate.
Interconectarea sistemelor de transport gaze prezintă mai multe avantaje în
procesul tehnologic de alimentare cu gaze a consumatorilor situa ți în diferite zone;
dintre acestea reamintim următoarele:
– mărirea siguranței în exploatare; în cazul apariției un ei defecțiuni pe un tronson,
alimentarea totală sau par țială a consumatorilor se face prin celelalte tronsoane aflate în
funcțiune;
5
Fig. 1.4. Interconectarea conductelor magistrale de transport gaze naturale
– mărirea suple ței funcționării sistemului de alimentare cu gaze prin crearea
posibilităților de a se efectua schimbarea sensului mișcării gazelor prin conductele
interconectate (prin schimbarea nivelului producției surselor de gaze) și a regimurilor
tehnologice pe conducte, ceea ce permite utilizarea optimă a capacită ților de extrac ție și
de transport;
– utilizarea maximă a capacită ților de extrac ție și de transport al conductelor prin
menținerea unei presiuni maxi me la exploatări și a unei presiuni minime la sosire; deficitul
temporar de debit pe o conductă poate fi compensat dintr -o altă conductă în care există
un excedent de debit.
În perioadele de vârf orar și diurn din perioada de iarnă , interconectarea sistemelor
de transport poate realiza debite suplimentare de 15 – 20%.
1.6. Aplatizarea curbei de consum a gazelor
Pentru îmbunătă țirea indicilor de eficien ță economică ai alimentărilor cu gaze se
caută să se aplatizeze, pe cât posibil, vârfurile de consum. În acest sens trebuie ca în
apropierea extremită ților sistemelor de transport instala țiile de utilizare să fie astfel
concepute încât să poată trece oricând de la combustibili gazo și la cei lichizi sau solizi.
Astfel de consumatori pot utiliza gazele naturale numai 6 – 8 luni pe an, trecând apoi la
folosirea altor combustibili în sezonul rece; se recomandă, de asemenea, folosirea
permanentă a gazelor în procesele te hnologice de bază, ceilalți combustibili fiind folosi ți
numai pentru încălzit.
Aplicarea sistemului de consum mixt de combustibil, respectiv în suplimentarea
deficitului de gaze în perioadele de vârf prin alți combustibili solizi sau lichizi este
determinată de disponibili tățile care există în zonă.
6
2. ÎNMAGAZINAREA SUBTERANĂ ÎN ZĂCĂMINTELE DE PETROL ȘI GAZE
2.1. Necesitatea înmagazinării gazelor
Funcția principală a unui depozit subteran de gaze este de a regulariza livrarea
pentru vârfurile de consum ș i cererea sezonieră. În afară de aceasta, instalațiile de
înmagazinare pot asigura furnizarea de gaze de la rezervele de siguranță (în așteptare),
în cazul întreruperii în alimentarea normală și pot ajuta la conservarea energiei utilizând
gaze asociate car e, altfel, ar trebui trimise la faclă.
Pentru înmagazinarea subterană, gazele naturale sunt injectate în rezervoarele
subterane de țiței și gaze când cererea pieții scade sub producția surselor de alimentare
și este extras din depozit, pentru a suplimenta livrarea la nivelului solicitat când cererea
depășește acea producție.
Zăcămintele de țiței și gaze sunt preferate ca depozite subterane pentru cantități
însemnate de gaze, în măsura în care capacitatea de conservare a acestor rezervoare
este demonstrată d e existența acumulărilor de hidrocarburi. Mai mult decât atât, sunt
disponibile informații despre proprietăți și comportarea rezervorului din faza de explorare
și din perioada de producție a zăcământului de țiței și gaze.
Totuși trebuie investigat individu al dacă rezervoarele de țiței/gaze sunt convenabile
pentru înmagazinarea gazelor, în scopul exploatării întregului sistem în mod eficient, în
deplină siguranță și compatibil din punct de vedere al condițiilor de mediu.
Primul depozit într -un zăcământ deple tat a fost realizat în anul 1915 în Weland
County, Ontario, Canada , iar primul depozit în acvifer s -a construit în 1946 în Kentucky. În
prezent, pe întreg globul, sunt amplasate 425 de depozite în zăcăminte depletate și 82
depozite în acvifere. Capacitatea totală de înmagazinare se ridică la valoarea de
243·109 m3 și un volum total de 502·109 m3.
În sezonul cald (mai -octombrie), consumul se reduce și producția de gaze crește.
Pe de altă parte, magistralele de transport -depozitare au o capacitate limitată , astfel că s –
ar putea ca la un moment dat producția de gaze să depășească posibilitățile de transport
ale magistralei. Evident că nu se va reduce producția de gaze ci, surplusul de gaze va fi
depozitat în rezervoare subterane situate în vecinătatea marilo r consumatori. De
asemenea, având în vedere declinul producției de gaze din România se impune formarea
unor rezerve suplimentare de gaze din import, în special în sezonul cald . când și prețul
acestora este mai scăzut .
Ca rezervor subteran de înmagazinare a l gazelor poate fi utilizat orice zăcământ
care poate primi gaze sub presiune, Ia volumul reclamat, gaze ce pot fi apoi cedate cu
ușurință în perioada de consum ridicat.
7
Depozitarea subterană a gaz elor combină eficient o alimentare constantă cu o
cerere variabilă, cu un avantaj economic. Figura 2.1 ilustrează 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 spațiu de depozitare este
disponibil.
Fig. 2.1 Ilustrarea caracterului sezonier al consumului
În România, consumul de gaze are caracter sezonier. Astfel, există o perioadă
rece (noiembrie -aprilie) când consumul de gaze este foarte ridicat. În același timp, frigul
provoacă o serie de dificultăți în șantiere, astfel că de multe ori producția de gaze scade
în acest sezon.
2.2. Criterii de selecție a rezervoarelor subterane
Pentru realizarea unui depozit de înmagazinare se aleg zăcă minte alcătuite
din colectoare puternic consolidate, deoarece căderile de presiune în timpul
proceselor repetate de injecție -extracție sunt foarte mari comparativ cu cele din
perioada de exploatare. Având în vedere că procesul de înmagazinare -extracție se
repetă periodic, fiind prin excelență nestaționar, în proiectarea lui se folosesc modele de
calcul numeric.
De obicei, se preferă ca înmagazinarea să se realizeze într -un singur strat,
cu o grosime suficientă pentru realizarea capacității dorite, dar exist ă și depozite în
care gazul este înmagazinat în mai multe straturi, care sunt separate în culcuș și
acoperiș de frontiere impermeabile. Problema stabilității straturilor și a formării
conurilor de apă în exploatare este urmărită cu atenție, pentru că gradu l de
consolidare determină un anumit ritm de exploatare, iar prezența apelor determină
apariția criohidraților. Presiunea maximă de lucru a depozitelor nu va depăși presiunea
inițială de zăcământ, iar presiunea minimă este impusă de dimensionarea instalaț iilor de
8
suprafață.
Condițiile care stau la baza alegerii zăcămintelor depletate, pentru a deveni
candidate la convertirea în depozite, sunt de două categorii: geologice și geografice.
Ca așezare geografică a zăcământului, acesta trebuie să satisfacă următ oarele
condiții:
zăcământul trebuie să fie apropiat de zonele de consum;
zăcământul trebuie să fie apropiat de infrastructura de transport și distribuție.
Din punct de vedere geologic, condițiile minime necesare pentru realizarea
depozitelor î n acvifere și în zăcăminte depletate sunt:
existența unei formațiuni cu o deschidere suficient de mare pentru realizarea
capacității necesare;
stratul colector trebuie să aibă porozitate și permeabilitate suficient de mare
pentru realizarea depozitului, deoarece porozitatea zăcământului ne arată cantitatea de
gaz ce poate fi înmagazinată în respectivul rezervor, iar permeabilitatea determină rata
de injecție – extracție a gazului din rezervor;
existența unui ansamblu de straturi impermeabi le în acoperișul și culcușul
structurii, care să împiedice migrarea gazului.
Formațiunile favorabile pentru înmagazinare sunt localizate în bazinele
sedimentare.
Din punct de vedere petrografic, formațiunea rezervor este alcătuită din:
roci impermeabile în culcuș și acoperiș – argile sau marne;
nisipuri, gresii bine consolidate, silice cuarțoasă în care cimentul leagă granulele
dar nu umple interstițiile;
gresiile potrivite sunt destul de rare, î n general gresiile bune sunt intercalate cu
gresii „sărate“ argiloase sau calcaroase și cu bancuri de argile;
calcare dolomitice (zăcămintele carbonatice) sunt mai puțin cercetate decât
zăcămintele grezoase și prezintă variații de facies dificil de prev ăzut, variații de
permeabilitate, dimensiuni variabile ale porilor, determinând un blocaj ireversibil (cantități
de gaz nerecuperabile).
Din punct de vedere tectonic, cvasitotalitatea structurilor cercetate pentru
înmagazinare subterană sunt anticlinale.
Ca rezervor subteran de înmagazinare al gazelor poate fi utilizat orice zăcământ
care poate primi gaze sub presiune, Ia volumul reclamat, gaze ce pot fi apoi cedate cu
ușurință în perioada de consum ridicat. Ca rezervoare subterane de înmagazinare a
gazelo r pot fi utilizate,
– zăcămintele de gaze depletate;
– cupolele zăcămintelor de țiței;
– zăcămintele de apă;
– domurile de sare.
Pentru a putea fi utilizat ca rezervor subteran pentru înmagazinarea gazelor,
zăcământul trebuie să îndeplinească două condiții de bază:
– să fie puternic consolidat, deoarece în procesul de înmagazinare -exploatare se
lucrează cu căderi de presiune cu mult mai mari decât în cazul exploatării unui zăcământ
de gaze propriu -zis;
– să fie etanș pentru a nu avea pierderi de gaze.
Înmag azinarea gazelor în zăcăminte epuizate energetic, preferabil depozitării în
acvifere, fără ape active marginale sau talpă, reprezintă una din variantele care s -au
impus din punct de vedere economic cu condiția că fondul de sonde existent să poată fi
folosi t, iar rezervorul să fie perfect etanș pentru a asigura conservarea volumului de gaz
injectat; porozitatea și permeabilitatea trebuie să fie cât mai mari, iar adâncimea să fie
relativ redusă, astfel încât presiunea de injecție să fie cât mai mică.
Se recom andă să se evite înmagazinarea gazelor în zăcăminte epuizate care au
9
produs în regim mixt (destindere elastică a gazelor și rocii și avansarea apei de
zăcământ) deoarece presiunea de injecție poate depăși posibilitățile de comprimare sau
presiunea de fisur are a rocii.
2.3. Caracteristicile de bază ale zăcământului de 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 drept tampon. Zestrea este esențială la realizarea
depozitelor subterane.
Caracteristicile principale ale rezervorului pentru înmagazinare sunt:
1. impermeabilitatea în capul st ratului (capac sau acoperiș) pentru a împiedica
pierderile de gaze;
2. porozitate și permeabilitate ridicată a formațiunii;
3. adâncime suficientă a formațiunii pentru a asigura presiunea de lucru;
4. absența apei sau posibilitatea de control a acesteia;
5. prezența țițeiului liber (după expl oatare) se folosește cu succes și se preferă
unei formațiuni care nu are lichid;
6. o formațiune puternic consolidată pe verticală;
7. întindere acceptabilă și un volum de gaze acceptabil care nu necesită o zestre
prea mare pentru creșterea presiunii;
8. posibilitatea de a se preta la fisuri hidraulice;
9. volumul necesar înmagazinării unei cantități de gaze impuse;
10. absența oricărei faze lichide (apă sau țiței).
Depozitul este un mediu poros – permeabil solid cu un capac format din roci
imperm eabile, care nu permit migrarea fluidelor pe verticală. Apa din zona de depozitare
se poat e afla total sau parțial dedesub tul nisipului unde se află gazul depozitat, sau în
lateral.
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 s ă avem în vedere
că volumul de gaze ce urmează a fi vehiculat, prin transformarea sa în depozit, reprezintă
80 până la 100 % din volumul inițial de gaze. Acest volum de gaze trebuie recuperat în
120 de zile ceea ce reprezintă un timp maxim de recuperare af erent unui ciclu de
depozitare. Aceasta presupune mai multe sonde decât cele folosite în procesul de
producție și un sistem de colectare adecvat mult mai mare decât în faza de exploatare.
Pentru ca un rezervor de gaze să corespundă scopului pentru care a f ost ales
trebuie să îndeplinească următoarele condiții:
a) gazul tampon trebuie să asigure o "presiune de bază”, astfel încât întreaga
cantitate de gaze înmagazinată (total înmagazinat) să poată fi livrată consumatorilor în
timpul prevăzut pentru ciclului de extracție. Această presiune de bază trebuie să permită
și exploatarea depozitului la sfârșitul ciclului de înmagazinare în regim optim de
funcționare.
b) gazul curent trebuie să asigure o presiune maximă, peste presiunea de bază,
care să permită extracț ia în timp util (ciclu de extracție) a volumului de gaze injectate.
Presiunea de bază este determinată în funcție de:
– numărul de sonde care echipează depozitul;
– capacitatea de comprimare;
– capacitatea rezervorului;
– capacitatea de livrare (extracție );
– capacitatea de injecție;
– eficiența economică.
10
Pentru clarificarea unor aspecte legate de vehicularea gazelor în vederea
depozitării se fac următoarele precizări:
Gaz curent – volumul total de gaze extras – injectat într -un zăcământ de depozitare
rezervor peste volumul total de gaz tampon (zestre). Acesta este volumul maxim
disponibil pentru livrare în timpul unul ciclu (injecție – extracție).
Gaz tampon (zestre) – volumul total de gaze nerecuperabil (gaz economic
recuperabil nativ sa u gaz străin) care exercită o presiune în roca rezervor pentru
menținerea unui debit minim necesar de livrare a gazelor în timpul unul ciclu.
Capacitate de livrare – debitul de gaze al unul 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.
Gaz străin – volumul de gaz extern, injectat într -un rezervor de înmagazinare care
exercită în rezervor o presiune manometrică superioară presiunii manometrice la care a
început înmagazinarea.
Capacitatea de injecție – debitul de gaze exprimat în milioane metri cubi, injectat în
rezervor (pompat) la o presiune corespunzătoare a gazului în rezervor și o presiune de
injecție la capu l de erupție al sondei.
Total înmagazinat – volumul de gaze străin injectat în rezervorul de înmagazinare
în timpul unei perioade date.
Volumul maxim de gaze depozitat – bilanțul, maxim volumetric dintre volumul de
gaze total înmagazinat și volumul de gaze total livrat din depozit.
Gaz nativ – volumul de gaz indigen aflat în structura de înmagazinare. Acesta
trebuie să includă volumul total de gaz recuperabil și nerecuperabil, care exercită o
presiune manometrică de la "0" la o presiune manometrică corespun zătoare începutului
ciclului de înmagazinare.
Total extras – volumul de gaze extras dintr -un rezervor într -o perioadă dată de
timp.
Presiune maximă în rezervor – presiunea manometrică maximă, fie la gura sondei
sau la talpa sondei după cum este specificat, exercitată de volumul de gaze la
capacitatea maximă a rezervorului.
Rezervor de înmagazinare – acea parte a unei structuri (gazeifere sau petroliere)
sau acea zona cu limita de porozitate definită, care poate fi folosită în mod eficient pentru
a reține ga zele 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 presiunea manometrică maximă din
rezervor. Acesta trebuie să includă gazul na tiv (recuperabil și nerecuperabil) gazul
tampon și gazul curent.
Înmagazinarea gazelor într -un zăcământ depletat de gaze, nu va ridica probleme
deosebite având în vedere că fluidul injectat în strat este foarte apropiat structural de cel
existent și deci, va exista compatibilitate aproape deplină.
În cazul zăcămintelor de țiței, injectarea gazelor în cupola acestora sau crearea
unei cupole secundare de gaze va avea, în mod sigur, efecte favorabile și asupra
recuperării țițeiului. Va trebui totuși, reconside rat proiectul de exploatare al zăcământului
de țiței.
Utilizarea zăcămintelor de apă ca rezervoare subterane pentru gaze ridică unele
probleme destul de dificile. În primul rând, injectarea gazelor în strat necesită presiuni
mai ridicate pentru a dezlocui apa din pori. În al doilea rând, din cauza dizolvării gazelor
în apa de zăcământ vor apărea pierderi substanțiale de gaze.
În al treilea rând, la extragerea gazelor, vor crește cheltuielile cu uscarea acestora.
Mai apare, de asemenea, problema criohidra ților, legată de umiditatea gazelor.
De altfel, aceste aspecte apar și în cazul rezervoarelor din zăcămintelor de țiței și
gaze, mai cu seamă dacă există un acvifer activ. În cazul domurilor de sare, cu ajutorul
11
unor sonde săpate în acestea se creează caverne prin dizolvarea sării, unde pot fi
depozitate gazele. Utilizarea acestor domuri de sare ridică însă, o serie de probleme
legate de stabilitatea structurilor respective, siguranța mediului etc.
Rezultă deci, că cele mai adecvate pentru constituirea de reze rvoare subterane de
înmagazinare a gazelor sunt zăcămintele de gaze depletate. Totuși, condițiile locale sunt
cele care, în final vor duce la selectarea acestora.
2.4. Transformarea zăcămintelor depletate în depozite de înmagazinare a
gazelor
Zăcă mintele de gaze depletate sau parțial epuizate se pretează cel mai bine la
transformare în rezervoare subterane pentru depozitarea gazelor.
Pentru a se transforma un zăcăm int depletat în depozit subteran pentru
înmagazinarea gazelor naturale trebuie să se parcurgă următoarele etape de proiectare :
– Colectarea informațiilor primare geologice și de inginerie de zăcământ, din faza
de exploatare primară și care să cuprindă suprafața rezervorului, grosimea formațiunii ,
presiunea inițială de zăcământ , temperatura zăcământului , compoziția gazelor și
producția în raport cu presiunea de zăcământ .
– Verificarea sondelor existente și evaluarea stării tehnice a acestora din punct de
vedere mecanic (aderența inelului de ciment, integritatea coloanelor) , intervenț iile suferite
pe parcursul exploatării primare și alte aspecte .
– Determinarea volumului rezervorului ce poate fi folosit pentru exploatarea
depozitului.
– Determinarea sondelor ce vor asigura injecția și extracția gazelor într -un ciclu
de depozitare.
– Determinarea capacitații de comprimare necesare, evaluarea rețelei de
colectoare și conducte și condițiile ce trebuie să le îndeplinească gazul depozitat.
Pentru a se determina cantitatea maximă înmagazinată în reze rvor se stabilește
presiunea maximă și presiunea minimă de lucru a depozitului. Presiunea maximă a
rezervorului se calculează pe baza informațiilor furnizate de ingineria de zăcământ,
corelate cu condițiile de etanșeitate a sondelor.
Fig. 2.1. Graficul raportului (p/z) în funcție de cantitatea de gaze extrase
12
La sondele vechi se face o verificare a stării inelului de ciment prin măsurători cu
ultrasunete pentru a se verifica etanșeit atea și aderența acestuia. În cazul în care prin
măsurarea grosimii de perete a coloanelor se constată o uzură avansată a acestora se
va introduce un liner cimentat sau un liner cu packer cu fluid necoroziv in spațiul inelar.
Graficul raportului dintre pre siunea de zăcământ p și factorul de compresibilitate z
in funcție de cantitatea de gaze extrase (fig. 2.1.) permite calcularea rezervei inițiale și
determinarea cantității de gaze ce se poate înmagazina la o anumită presiune, dacă
frontiera depozitului este impermeabilă.
Înmagazinarea subterană a gazelor în zăcăminte acvifere se realizează utilizând
capacitatea naturală de receptivitate a stratului poros și permeabil, care inițial este
inundat cu apă dulce sau sărată. Procesul de î nmagazinare subterană constă în
deplasarea apei din porțiunile superioare ale acviferului într -o zonă inferioară cu ajutorul
gazelor injectate. Pentru a putea depozita gazele naturale într -un acvifer, presiunea de
injecție trebuie să fie cu 1 -2 MPa mai mar e decât presiunea inițială a acviferului, iar
debitul de injecție depinde de comportarea stratului.
Pentru a realiza procesul de înmagazinare într -un zăcământ acvifer trebuie
îndeplinite simultan următoarele condiții geologice:
– stratul în care se realize ază înmagazinarea trebuie s ã aib ă o porozitate și o
permeabilitate suficient de mare pentru a permite desfășurarea în bune condiții a
proceselor de injecție a gazelor în strat;
– stratul din acoperiș să aibă un grad ridicat de impermeabilitate pentru a împ iedica
migrarea gazelor către alte formațiuni (capcane);
– structura pe care se dorește realizarea procesului de înmagazinare trebuie să
aibă forma de dom, dispunând de condiții de etanșare suficiente pentru a gara nta
capacitatea de înmagazinare necesară,
Fig. 2.5. Schema de principiu a unui depozit de înmagazinarea gazelor
în zăcăminte acvifere
13
Formațiunile în care se realizează înmagazinarea e de dorit să fie localizate în
șisturi sedimentare, iar stratul impermeabil situat deasupra rezervorului trebuie să fie
format din argilă sau marnă. Stratul rezervor poate fi format din:
– Calcare, dolomite, cretă (rezervoare carbonatice). Formațiunile carbonatice sunt
mai puțin căutate decât rezervoarele de gresie deoarece prezintă variații laterale
importante și dificile de facies și de permeabilitate, iar dimensiunea porilor variază și
atrage după sine capcane ireversibile pentru o cantitate uneori importantă de gaze;
– Nisip;
– Gresi e. În general formațiunile rezervor de tip gresii curate sunt intercalate cu
gresii murdare argiloase sau calcaroase precum și de bancuri de argilă.
Studiul geologic al acviferului poate ajuta la extinderea zonei de gaze afectată în
curs de exploatare, iar interpretarea datelor obținute din sonde forate pentru exploatare
pot conduce la cunoașterea mai în detaliu a imaginii geologice a structurii studiate. Rocile
care formează acviferul sunt constituite din particule de material solid care sunt cimentate
cu ajutorul unui liant, în timp ce prin spațiile rămase goale se realizează curgerea fluidelor
în zăcământ. Cele două proprietăți (porozitate și permeabilitate) sunt insuficiente pentru a
caracteriza un rezervor și de aceea trebuie cunoscute proprietățile cap ilare care sunt
dependente de natura rocii, de natura fluidelor care curg prin aceasta cât și de locul unde
sau aflat fluidele de -a lungul timpului în rocă. Pentru a prevedea mecanismul dezlocuirii
apei de către gaze într -un zăcământ acvifer este necesar s ă se cunoască caracteristicile
rocii: porozitatea, permeabilitatea și presiunea capilară. Datele necesare pentru a
caracteriza o rocă se obțin atât prin prelevarea de carote cât și cu ajutorul măsurătorilor
geofizice.
Studiile realizate în exploatarea depo zitelor de gaze din acvifere vor conține
următoarele elemente de bază:
– evaluarea performanțelor și a pozițiilor de amplasare a zăcământului,
– definirea și dimensionarea echipamentului de bază;
– studii de evaluare economică;
– dimensionarea echipamentul ui complementar;
– evaluarea valorilor medii locale ale caracteristicilor hidraulice: porozitatea,
permeabilitatea pe bază de teste de interferență între sonde etc.;
Fig. 2.6. Schema de dezlocuire a apei de către gaze
14
– observarea variației presiunii în sondele din acvifer;
– întocmirea de studii pentru cunoașterea distribuției saturației și a limitelor
zăcământului considerat.
Dacă un acvifer are proprietă ți uniforme în toate direcțiile prin injecția gazelor în
strat se va produce o deplasare uniformă a apei și se formează o interfață gaze -apă (fig.
2.6). Trebuie avut în vedere că presiunea de injecție să nu depășească 0,7÷1,5 MPa,
presiunea iniț ial a acviferului.
Dacă se admite că acviferul este foarte mare, în comparație cu z presiunea de
gaze din zăcământ, în perioada de injecție va evolua conform relatiei:
daa
i pkhpp5,18 (2.1.)
unde: p este presiunea inițială de zăcământ [0,1 MPa],
qa – debitul constant cu care apa este deplasatã [ m3/zi] ,
k – permeabilitatea rocii [ D],
a- vâscozitatea apei [ mPa s ],
h – grosimea acviferului [ m],
pd – presiunea adimensională.
Funcția pd se determină din figura 2,7 cu ajuto rul timpului adimensional td definit
astfel:
aa adrmktt310*6,8
(2.2.)
unde:
t este timpul , zile,
m – porozitatea rocii,
a – compresibilitatea apei din rocă [10/ MPa],
ra — raza acumulării [ m],
Cumulativul de apă dislocuită We se calculează cu relația:
d i ea e Qpprm w 28,6 (2.3.)
unde:
We este cantitatea de apă ;
p – presiunea gazelor [0,1 MPa],
pi – presiunea iniț ială a acviferului [0,1 MPa],
Qd – debit adimensional, care se determină din figura 2.8 cu ajutorul timpului
adimensional.
15
Fig.2.7 Fig.2.8
Dacă se consideră un spațiu poros saturat cu apă în care se încearcă dez locuirea
acesteia cu gaze naturale în timpul procesului respectiv apar următoarele fenomene:
– primul drenaj, care reprezintă operația de dez locuire de c ătre un fluid (gaze) a
altui fluid care a saturat in ițial roca;
– drenajul propriu -zis, care constă în o perația de modificare a saturației gazelor în
rocă;
– inhibarea, care reprezintă operația inversă de dez locuire a gazelor de către apă;
– presiunea de dez locuire, care are la bază surplusul de presiune necesar
pătrunderii gazelor în roca inițial saturată cu apă, ea se determină în laborator;
– presiunea de prag, definit ca presiunea care permite gazelor să traverseze un
eșantion de rocă saturat cu apă;
– saturația în apă ireductibilă, ce reprezintă apa care nu poate fi dislocuită de
către gaze și care ia valori de 10÷20% în roci cu permeabilitate mare și poate atinge 60%
în roci puțin permeabile;
– gazele pierdute, definite de saturația în gaze reziduale, care este de ordinul 15÷ 30%.
Gazul final nerecuperat constituie o parte foarte important 30÷60% din stoc.
16
Fig. 2.9 Evoluția relației presiune capilară -saturație pentru procesul
de înmagazinarea gazelor într -un acvifer
2.5. Proiectarea proceselor de injecție – extracție î n depozitele subterane de
gaze naturale
Proiectarea transformării unui zăcământ de țiței sau gaze într -un depozit de
înmagazinare a gazelor trebuie realizată având la bază toate informațiile și datele
importante ob ținute despre zăcământ.
Controlul și anali za 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 instalații.
Analiza și calculele trebuie efectuate folosind metode acceptate în domeniu și
toate datele importante confirmate prin acte doveditoare.
Elementele majore ale proiect ării vor fi introducere a gazelor în gaura de sondă ,
gradien ții de curgere și de presiune în gaura de sond ă, gradien ții din sistem ul de
colectare, instala ția de comprimare ș i în final din sistemul de transport al gazelor.
2.5.1. Concepte și considerații de bază în proiect area depozitelor subterane
Înainte ca un proces de depozitare subterană a gazelor naturale să treacă la faza
de proiectare și dezvoltare, trebuie făcut un studiu de piață amplu care să documenteze
și să determine cât mai exact 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: mărirea sau micșorarea zile/nopți, existența
norilor, a zăpezii, a soarelui și alți factori.
În pr edicția vremii, pentru a fundamenta trimiterea gazelor la piață, se utilizează
adesea înregistrarea temperaturilor pe o perioadă de 50 ani (sau un număr specificat de
ani). Acestea sunt obținute din înregistrările statice ale vremii.
Se determină, de aseme nea, factorii grad -zi și de încărcare. Factorul grad -zi (sau
deficiența grad -zi) este calculat ca diferența între temperatura de
18,3 oC și
temperatura medie pentru o anumită zi. Gradele – zi sunt însumate pentru întregul an
pentru a le corela înainte de a trimite gazele la consumator.
Un aspect important în predicția cererii pieții se leagă de predicți a livrărilor în ziua
și la ora de vârf.
În fiecare zonă, luată în particular, determinant pentru clienți sunt factorii de
consum raportați la piețele comerciale, industriale și casnice. Cunoscând numărul de
consumatori proiectați, utilizâ nd factorii de consum prestabiliți (factorii grad – zi și de
încărcare) pentru diferite piețe, se determină “ziua medie” și “ziua de vârf”, doi parametrii
majori de proiectare.
Odată ce cerințele totale ale pieții sunt determinante pentru fiecare lună, pe ntru
clasele de servici (cum ar fi spațiile rezidențiale, comerciale, spațiile încălzite, industrial –
continuu sau cu întrerupere) poate fi pregătit un plan pentru alimentarea conductei și
necesitățile de depozitare.
Proiectarea unui proces de înmagazinar e a gazelor presupune rezolvarea
următoarelor aspecte:
– delimitarea cât mai exactă a volumului zăcământului, în vederea stabilirii
capacității de înmagazinare;
– determinarea presiunii maxime de lucru (aceasta nu trebuie să depășească
17
presiunea inițială a zăcământului pentru a evita fisurarea colectorului);
– determinarea volumului de lucru al rezervorului;
– stabilirea rețelei de sonde de injecție -extracție;
– fixarea sondelor piezometrice necesare pentru urmărirea procesului de injecție –
extracț ie a gazelor;
– alegerea stației de comprimare a gazelor.
2.5.2. Proceduri de proiectare a depozitelor în zăcăminte depletate și acvifere
Așa cum s -a văzut și din prezentarea de mai sus, ponderea cea mai mare în
cadrul depozitelor o are depozitarea în zăc ăminte depletate de gaze. Utilizarea unui
rezervor depletat permite folosirea instalațiilor de extracție și distribuție rămase din
timpul când câmpul era productiv, fapt ce conduce la scăderea costurilor de convertire
a respectivului rezervor.
Zăcămintele depletate mai oferă și avantajul că structura lor internă este foarte
bine cunoscută.
Elementele principale în proiectarea unui depozit sunt: capacitatea totală,
debitele de injecție și extracție, căderile de presiune în strat, în sondă și în conductele
de suprafață.
În figura 3.4 sunt prezentate principalele elemente ale unui depozit într -un
zăcământ depletat.
Pentru a stabili bazele de proiectare și dezvoltare real ă se pleac ă de la elementele
de baz ă ce cons tituie sistemele de depozitare, î ncep ând cu surse le de alimentare cu
gaze, conducte le de transport și depozitare, sisteme le de distribu ție, până aproape de
piața de consum.
2.2.2.2. Alegerea variantelor de depozitare
Odat ă ce planul de depozitare este stabilit , urmeaz ă căutarea și alegerea
variantelor de depozitare. În funcție de dimensiune, poziție, acces la surse de alimentare
a magistralei de transport , ca rezervoare de depozitare subteran ă a gazelo r naturale pot
fi utilizate urmă toarele:
1. Zăcăminte de gaze depletate ;
2. Zăcăminte de gaze cu condensat depletate ;
3. Zăcăminte de țiței depletate ;
4. Acvifere ;
5. Caverne în domuri de sare .
Zăcă minte le de gaze depletate reprezint ă cea mai buna solu ție, deoarece sunt
perfect compatibile pentru calitatea gazului.
Zăcămintele de gaze cu condensate sunt de preferat , dar ap ar probleme la
curgerea bifazică .
Zăcăminte le de țiței depletate sunt satisfă cătoare , dar apar probleme referitoare la
țițeiul rezidual.
Varianta acviferului va ev alua mai multe caracteristici suplimentare , înaintea
cerin țelor specifice.
Dacă cele patru categor ii nu ofer ă o varianta bun ă se vor folosi pentru depozitare
cavernele saline.
2.2.2.3. Succesiunea pa șilor în proiectarea înmagaz inării subterane
Pentru depozitarea sau dezvoltarea noilor unit ăți de înmagazin are, obiectivele unei
companii sunt de a asigura servicii c ătre clien ții săi, la un cost minim posibil. Se specific ă
nevoia de a prevedea x metri cubi pe zi , pentru y zile calde într-un sezon, se determin ă
factorul de încărcare al regimului de depozitare în funcție de raportul "zi de v ârf" la "zi
medie" , de livrare a gazelor. Pentru a ajunge la obiective proiectate trebuie parcurse mai
18
multe etape .
Date de intrare
Se începe prin descrierea ză cământului: pozi ția geogra fică, date le geologice,
succesiunea stratigrafic ă, hărți structurale, h ărți cu izopace, diagrafii. Urmeaz ă apoi
datele de carote și fluide , care includ permeabilitatea și porozitatea, satura ția în ap ă
ireductibilă (din carote si diagrafii ), masa specific ă a gazelor, compozi ția și vâscozitatea .
Avem , de asemenea , nevoie de date din acoperi ș. Foarte importante sunt curbele de
presiune capilar ă de îmbibare și de drenaj. Ultimul set de date sunt cele despre sonde le
existente, datele inclu zând performanț a de re facere a presiunii sondelor, date de
echipare, poten țial de deschidere, curgere bifazic ă, indice de productivitate invers ă.
Etape de proiectare inginereasc ă
Proiectarea se focalizeaz ă pe perna de gaze , care este direct asociat ă cu
presiunea maxim ă a ciclului de depozitare. Stabilirea pernei de gaze fixeaz ă presiunea
minim ă și maxim ă a ciclului de depozitare la orizontul de stocare. Se det ermina apoi
presiunile la diverse puncte a instala țiilor de suprafa ță. Se proiecteaz ă sistemul de
colectare și accesoriile sale: separatoare, încălzitoare, regulatoare. Sistemul de colectare
poate fi de tip bucl ă, stea, tuf ă, în funcție de topografia locului, num ărul de sonde,
presiune, debit. Se fac analize economice pentru a determina aspecte le comparabile
asupra costului, profitului, ratei de revenire. Numai dup ă ce sunt fă cute analize le
economice comparative finale se face recomandarea de alegere a variantei optime a
proiectului.
Depozitul este un mediu poros -permeabil solid cu un capac format din roci
imperme abile, care nu permite migrarea fluidelor pe verticală. Apa din zona de depozitare
se poate afla total sau parțial dedesubtul nisipului unde se află gazele depozitate, sau în
lateral. Sondele de injecție – extracție sunt echipate corespunzător în zona de d epozitare
a gazelor. În acest sens dacă sondele sunt vechi, atunci ele pot fi echipate cu filtre
corespunzătoare în dreptul stratului prin izolare cu packere sau dacă sunt sonde noi se
pot executa filtre în gaură netubată pentru creșterea afluxului de gaz e în sondă.
Alegerea presiunii maxime în rezervor
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.
La noi în țară nu se exploateaz ă depozitele de gaze la o presiune mai mare decât
presiunea inițială de zăcământ. În alte țări unde depozitele se exploatează la o presiune
pexpI> piz, 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.
La depozitele de gaze aflate în exploatare în S.U.A. gradientul de presiune în
rezervor poate fi până la 15,33 kPa /m (0,1583 bar/m).
Având la bază descrierea generală a rocii acope riș, 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 ga zelor 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 existen ța și
continuitatea une i 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;
19
– caracteristicele hidraulice și petrofizice, da că este aplicabil presiunea capilară
limită și permeabilitatea;
– geometria în cea ce privește structura, grosimea, întinderea laterală;
– discontinuități geologice sau alte particularități care pot afecta etanșarea la
presiuni superioare presiunii inițial e în rezervor;
– gradienții de fracturare.
Având la bază investigațiile menționate mai sus privitor la roca acoperiș, la
integritatea tehnică, presiunea maximă de exploatare a rezervorului trebuie evaluată
pentru cel mai slab (sensibil) punct din depozit ș i 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;
-orică rei pătrunderi de gaze în roca acoperiș prin împingerea apei în afara rocii
Fig. 8.3 Gradienții de presiune ai fluidelor în rezervorul de gaze
20
acoperiș, prin faliile din formațiune sau prin defectele tehnice din sonde;
Presiunea mărită de exploatare a rezervorului este limitată de cea mai mică
valoare a presiunii dintre:
– presiunea de fracturare;
– presiunea la care gazul poate pătrunde în copertă sau la suprafață datorită
integrității insuficiente;
– presiunea calculat ă rezultată din presiunea apei din roca acoperiș plus presiunea
capilară limită a rocii acoperiș (dacă este aplicabil).
Limita superioară a presiunii de injecție este presiunea necesară pentru
fisurarea rocii din stratul superior, de obicei presiunea litos tatică sau presiunea
exercitată de roca protectoare.
Multe zăcăminte de gaze sunt puse în exploatarea până la o presiune
corespunzătoare coloanei de apă sau coloanei de apă sărată (determinată de adâncimea
sondei la obiectivul respectiv).
Uzual, gradientu l de presiune este de 9,73 + 11,76 kPa/m sau 0,0973 + 0,1176
bar/m .
În figura 3 se redă o diagramă a mărimilor hidraulice, ale coloanelor de apă și apă
sărată de diferite concentrații.
Proiectele pentru câmp (zăcământ) sunt potrivite cu variaț iile de consum de la
sfârșitul perioadei reci. De exemplu, când 70 % din gazul curent a fost extras, presiunea
scăzută din rezervor este prevăzută și folosită cu curbele de performanță ale sondei
pentru a obține debitul sondei. Apoi numărul de sonde necesa r poate fi stabilit împreună
cu puterea de comprimare instalată astfel încât procesul de extracție al gazului curent să
se desfășoare în concordanță cu acoperirea vârfului de consum. De asemenea, se are în
vedere și încadrarea în timpul aferent ciclului de extracție.
În mod frecvent, presiunea de extracție este astfel stabilită încât scurgerea gazelor
din sonde să se facă liber.
Experimentele au confirmat că dacă la presiunea inițială de zăcământ se adaugă o
diferență de presiune p = p – piz, rezultatele concretizate în randamentul unui ciclu de
înmagazinare sunt foarte bune. Transpus în gradien ți de presiune, experien ța arată c ă
adăugând la gradientul de presiune corespunzător lui piz, 14,70 kPa/m capacul se
comportă normal. Deja pentru capace consolidate, întărite (acoperișuri) s -au folosit cu
succes valori de 15,86 kPa/m peste gradientul inițial.
Folosirea rezervorului (zăcământului) la un nivel de presiune maxim, va conduce în
mod normal Ia o capacitate maximă de d epozitare și la cea mai ridicată capacitate de
producție pentru sonde (debite), deci atingerea scopului.
Dacă capacul (acoperișul) zăcământului este slab consolidat, pentru sigura nță se
poate folosi ca presiune maximă de exploatare, presiunea inițială de z ăcământ. Pentru
depozitele aflate în exploatare în România avem următoarea situație:
Nr. crt. Depozitul Presiunea de bază Presiunea inițială
de zăcământ Presiune maximă
de exploatare
UM – bar Bar bar
1. Bilciurești 45 233 81
2. Urziceni 60 135 75
3. Bălăceana 59
4. Sărmășel
5. Tg. Mureș
Presiunea de bază este presiunea minimă care asigură extracția gazului curent
21
într-un ciclu de extracție. Aceasta presiune de bază este dictată ș i de considerentele
economice. Exemplu: la depozitul de gaze Bilciure ști, are valoarea pb = 45 și asigură
astfel:
– transportul gazelor către consumatori în punctul Butimanu unde se face legătura
cu rețeaua de transport;
– extracția gazului curent înmagazi nat.
Fig. 8.4 Ciclurile de presiune pentru un rezervor subteran etanș
Presiunea de bază, variază în limite mici funcție de variația presiunii din sistemul
de transport precum și funcție de debitul zilnic extras într-o anumită perioadă de timp.
Presiunea de bază pentru unele depozite poate fi și presiunea de aspirație pentru
stația de compresoare în timpul extracției. Acest caz este valabil pentru acele depozite de
gaze a căror presiune de bază nu poate asigura p resiunea necesară transportului gazelor
sau nu poate asigura extrac ția gazului curent.
Presiunea de bază este de asemenea egală cu presiunea de refulare a stației de
comprimare în procesul de început de injecție. Aceasta înseamnă că p b trebuie corelată
cu instalația de comprimare a gazelor în vederea injectării lor în rezervor.
Presiunile de operare în depozite sunt notate zilnic (orar) ca o siguranță de
exploatare a rezervorului, prin observațiile de la sondele piezometrice.
22
Curbele de presiune aferente ci clurilor de depozitare sunt relativ apropiate și
închise, așa cum se vede în figura 4.
La rezervoarele a căror permeabilitate este mai scăzută, curbele de presiune au
depărtare mai mare (un histerezis mai pronunțat).
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. Trebuie evaluate comportarea presiunii și migrarea posibilă maximă a
hidrocarburilor în viitor.
Operațiile de adâncime din vecinătatea rezervorului
Cerinț ele 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 exist ente și necesare pentru a evalua influența
potențială a unei amenajări de înmagazinare asupra activităților de adâncime învecinate.
Capacitatea depozitului
Pentru a determina capacitatea depozitului (volumul rezervorului) este necesar să
se cunoască plaja presiunilor de lucru (presiunea minimă de exploatare, presiunea de
bază, presiunea maximă).
Exploatarea zăcămintelor de gaze poate să aducă foarte multe informații despre
procesul de extracție și mai precis se poate stabili relația producție – presiune.
O diagramă a presiunii zăcământului raportată la factorul de compresibilitate (p/Z)
în funcție de cantitatea de gaze extrasă ( G) este redată în figura 5, permite calcului
resursei inițiale de gaze și de asemenea volumul porilor pentru depozitarea gazelor.
Dacă avem împingere de ap ă, relația p/Z = f(G) poate să conducă la valori mai mari față
de realitate. Pentru un zăcământ epuizat de joasă presiune, cantitatea de gaze extrasă
raportată la căderea de presiune unitară și poate să ofere informaț ii mult mai precise (fig .
5.). Evoluția presiunii de zăcământ funcție de cumulativul de gaze extras pentru perioada
1962 -1983 referitor la zăcământul Bilciurești este redată în figura 6 .
Cumulativul de gaze injectat func ție de presiunea de injecție în reze rvor este redat
în figura 7 .
Metodologia de proiectare a înmagazinării subterane
Metodologia de proiectare a înmagazinării subterane este următoarea:
Reevaluarea imaginii geologice a unităților hidrodinamice:
Stratigrafia, în cazul î n care au mai fost săpate sonde după ultimul studiu de
exploatare avizat.
Tectonica și caracterul de etanșeitate al faliilor prin interpretarea investigațiilor
hidrodinamice efectuate prin sonde.
Trasarea harț ilor cu izobate, izopachite, izoperme, izocore, izosaturații, izo -apă
interstițială, secțiuni geologice pentru fiecare bloc tectonic, etc.
Evaluarea parametrilor fizico -hidrodinamici ai zăcămintelor:
Presiunea statică și temperatura de zăcământ.
23
Întocmirea buletinului de analiză a gazelor ce urmează a fi înmagazinate și
folosirea sa împreună cu diagrama PVT pentru evaluarea presiunii și temperaturii
pseudoreduse; aceste valori ne permit estimarea unor proprietăți ale gazelor (Z -factorul
de abatere de la legea gazelor perfecte, – vâscozitatea dinamică, – factorul de
compresibilitate, etc.).
Evaluarea porozității, permeabilității efective pentru gaze și a satur ației în apă din
analizele pe carote, investiga ții geofizice și/sau hidrodinamice.
Determinarea grosimii efective a stratului din diagrafii geofizice.
Alegerea ciclului injecție -extracție (mai -octombrie, noiembrie -aprilie).
Stabilirea sondelor de injecție și a celor de extracție.
Calculul re surselor și rezervelor :
Prin metoda vol umetrică:
Resursa inițială a unui zăcământ de gaze care produce în regim elastic va avea
expresia:
giai b ibS mVG11 (1.9)
iar la presiunea statică p,
gaibS mVG11 (1.9)
În aceste relații V este volumul brut al zăcământului , m – porozitatea, Sai – saturația
în apă ireductib ilă, iar bg este factorul de volum al gazelor.
Cumulativul de gaze extras (rezerva) din intervalul de presiune ( pi – p) va fi egal
cu:
g giaib bS mVG1 11 (1.9)
iar factorul de recuperare, în orice moment va fi:
g i b GG 11 (1.9)
deoarece:
pfTT
ppZ bg1
00 (1.9)
Așa cum rezultă din diagrama pVT, cu cât presiunea statică este mai mare cu atât
factorul de volum este mai mic și deci și factorul de recuperare al gazelor injecta te în
zăcământ va fi mai mic.
Prin metoda bilanț ului material (din datele de comportare):
15,2881T
ZpS mhA G
ii
ai p i (1.9)
1.6.1. Proiectarea înmagazinării gazelor în zăcăminte care au produs în regim
elastic
Istoricul de producție (figura 1.5)
Reprezentarea grafică a datelor de producție va conduce la dreapta
ij
i j GG
Zp
Zp 1 (1.10)
24
în care jG, reprezintă cumulativul produs până ce presiunea statică atinge valoarea jp, iar
iG reprezintă resursa inițială de gaze. Aceasta se obține prin extrapolarea dreptei până la
valoarea p/Z = 0.
Fig. 1.5. Istoricul de producție pentru zăcăminte care au produs în regim elastic
Dacă datele de producție sunt corect înregistrate, resursa geologică inițială
determinată din grafic va corespunde valorii ei determinată folosind metoda volumetrică.
De asemenea, dacă se impune presiunea de abandonare, din același grafic se obține
rezerva recuperabilității și odată cu aceasta factorul final de recuperare, i rGG/.
Determinarea presiunii medii la sfârșitul primei perioade de injecție
i i I GI G
Zp
Zp1
11 (1.11)
în care Geste cumulativul extras până la începutul injecției iar 1I reprezintă
cumulativul de gaze injectat în prim a perioadă de injecție.
Determinarea presiunii statice medii la sfârșitul primului ciclu de producție
(extracție):
i i E GI G G
Zp
Zp1 1
11 (1.12)
Determinarea presiunii medii la sfârșitul ciclului "n" de injecție, respectiv
producție
in
jjn
jj
i nI GI G G
Zp
Zp 11
11 (1.13)
in
jjn
jj
i nE GI G G
Zp
Zp 11
11 (1.14)
25
Fig. 1.6. Variația presiunii intr -un proces de înmagazinare -extracție
În situația î n care volumul de înmagazinare a gazelor este mai mare decât cel de
extracție, variația presiunii statice a zăcământului în funcție de timp, din momentul zero
(începerea procesului de înmagazinare) până în momentul atingerii presiunii maxime de
comprimare (pcmax) este redată în figura 1.6.
1.6.2. Proiectarea înmagazinării gazelor în zăcăminte care au produs în
regim mixt
lstoricul de producție:
Curba reală a variației funcției ( p/Z) =f(G) obținută din datele de producție este
redată î n figura 1.7 (curba 2) observându -se că scăderea presiunii este mai mică decât la
zăcămintele care au produs în regim elastic (dreapta 1); reiese încă o dată că presiunea
de abandonare este mai mare, ceea ce conduce la un factor de recuperare mai mic.
Diferența valorilor parametrului ( p/Z) corespunzând curbei 2 și dreptei 1 permite
determinarea influxului de apă ( W) care pătrunde din acvifer în zona saturată cu gaze.
Variația presiunii în timp, prin cumulativul G este dată de ecuația:
i gii
ii j
GbWGG
Zp
Zp
11
(1.15)
în care factorul de volum are forma:
io
ogj
Zpp
TTb
(1.16)
Acum din expresia (1.15) se deduce imediat :
26
gi i
ij bGGG
ZpZp
W
1 1
21 (1.17)
De asemenea se poate determina, în orice moment, volumul de pori saturat cu
gaze:
j o jp W V V ) ( (1.18)
sau reducerea procentuala a acestuia:
0 0) (
VW V
VVj o jp (1.19)
în care V0 este volumul de pori inițial saturat cu gaze, iar jWeste influxul total de apă în
momentul j.
În cazul în care nu există puncte care să definească curba 2 se va folosi modelul
redat mai jos.
Debitul cu care produce sau i njectează o sondă va avea valorile:
2 2
d s p ppIP Q (1.20)
respectiv:
2 2
s inj inj p pIP Q (1.21)
în care:
srrpTZThkaIP
sc
43ln00
(1.22)
27
Fig. 1.7. Istoricul de producție pentru zăcăminte care au produs î n regim mixt
unde: a este lungimea contactului apă -gaze, radiani; k – permeabilitatea efectivă față de
gaze; h – grosimea efectivă a stratului; Z – factorul de neidealitate; rc – raza echivalentă a
zăcământului de arie A, egală cu 5,0/A ; s – factorul total de sondă (imperfecțiunea
după modul de deschidere, după gradul de deschidere etc.); ps – presiunea statică a
zăcământului; pd – presiunea dinamică a sondei; pinj – presiunea de injecție.
Determinarea presiunii medii la sfârșitul ciclului n de injecție, respectiv producție se
va face cu relațiile:
gi in
jjin
jjn
jj
nI
bGWGI G G
Zp
Zp
111
1
11
(1.23)
gi in
jjin
jjn
jj
i nE
bGWGI G G
Zp
Zp
111
1
11
(1.24)
28
Proiectarea înmagazină rii subterane a gazelor folosind metodele num erice
S-a arătat anterior că proiectarea exploatării zăcămintelor de hidrocarburi ca și a
proceselor de înmagazinare subterană a gazelor naturale în zăcăminte depletate s -a
folosit un model matematic analitic bazat pe ecuația difuziei (ecuație ce derivate parțiale
de ordinul doi de tip parabolic și soluțiile acesteia, pentru condițiile limită și ini țiale impuse
de către modelul fizic al unității hidrodinamice studiate).
În anumite situații în evaluarea parame trilor proceselor de producție și/sau de
injecție se pot folosi metode numerice, care însă conduc la soluții aproximative.
Aceste metode numerice folosesc forme simplificate ale ecuațiilor fundamentale de
curgerea gazelor naturale prin medii poroase, care se obțin prin convertirea acestora în
sisteme de ecuații algebrice.
Modelarea numerică apelează la una din proceduri:
Folosirea diferențialelor finite,
Folosirea elementului finit,
Folosirea sistemelor de inteligență artificială.
Cea mai folosită m etodă de aproximare a derivatelor parțiale ce intervin în ecuațiile
generale de curgere este metoda bazată pe diferențele finite. Aceste diferențe pot fi
regresive, progresive și centrale.
Domeniul în care are loc curgerea fluidului se discreditează intr -o rețea uniformă
pentru a facilita transformarea ecuațiilor cu derivate parțiale, valabile pentru un întreg
zăcământ, în ecuații algebrice ușor de rezolvat dar valabile numai în punctele rețelei de
discretizare.
Metodele explicite sunt acelea care evalueaz ă valorile parametrilor necunoscuți cu
date de producție cunoscute (din istoricul de producție sau injecție). Cele mai cunoscute
dintre acestea sunt:
Metoda explicită fundamentală
Metoda explicită a direcțiilor alternative
Metoda Du fort – Frenkel
Metoda Larkin – Baracat – Clark
Metoda Euler modificată
Metoda Runge – Kutta.
Metodele implicite sunt acelea în care calculul valorilor parametrilor necunoscuți la
noul pas de timp necesită rezolvarea întregului sistem de ecuații algebrice. Cele mai
utilizate sunt următoarele:
Metoda implicită fundamentală
Metoda Crank – Nicholson
Rezolvarea sistemelor de ecuații algebrice se poate face prin metode directe sau
iterative.
Dintre metodele directe cea mai folosită este metoda Thomas care se aplică în
cazul matricei sistemului de ecuații trigonal.
Metode iterative cele mai folosite:
Metoda Jacobi
Metoda Gauss – Seidel
Metoda supralaxării succesive.
Metodele iterative sunt cele mai folosite deoarece pentru păstrarea valorilor
matricei, spațiu pentru memorie este mai redus.
Rețelele neuronale, încadrate în sistemul de inteligență artificială, permite
rezolvarea unor probleme complexe pentru care nu există un algoritm dar posedă unele
exemple de soluții.
Sistemele de inteligență sunt realizate prin a similarea structurii și funcționării
sistemului nervos uman. Rețelele neuronale artificiale sunt alcătuite dintr -un număr mare
29
de noduri în care sunt amplasate elemente de procesare ce poartă numele de neuroni.
Rețelele neuronale au avantajul că dispun de un anumit set de date care se pot
generaliza și sintetiza caracteristicile relevante.
3.4. Monitorizare a
Pentru a verifica dacă cerințele de mai sus sunt îndeplinite, trebuie implementate
sisteme de monitorizare și proceduri specifice.
Principala activitate constă în monitorizarea volumelor de gaze injectate și extrase,
presiunile de înmagazinare și determinarea distribuției spațiale a fazei gazoase
(împrăștierii fazei gazoase în spațiu).
Sistemul de monitorizare instalat trebuie utiliza t de operator în mod regulat pentru
a controla comportarea și etanșeitatea depozitului.
Pentru monitorizarea depozitului sunt măsurate regulat presiunile stabilizate din
capul de erupție de la sondele de exploatare și observare. Pentru controlul comportări i
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 pr esiuni 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 adus la zi.
Pentru controlul integrității, operatorul trebuie să verifice în mod regulat presiunile
din spațiul inelar de la toate sondele.
Orice abatere trebuie înregistrată și evaluată pentru a stabili dacă este nevoie de a
se lua măsuri de remediere.
3.4.1. Sistemul de m onitorizare
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 rezerv or și presiuni
în spațiile inelare, cantitatea și calitatea gazelor injectate și produse și, dacă este
aplicabil, rezultatele carotajelor geofizice de saturație.
Dacă este necesar, pot fi implementate în sistemul de monitorizare sonde de
observație.
Compor tarea depozitului, întinderea fazei gazoase și identificarea oricăror pierderi
trebuie analizate, de ex. prin calcule de bilanț material sau studii de simulare.
Pentru fiecare proiect va fi stabilit individual cel mai potrivit sistem de monitorizare.
3.4.2. Monitorizarea stocurilor de gaze depozitate în rezervoare subterane
Gazele naturale reprezintă acel potențial energetic care poate fi stocat în cantități
mari în depozite subterane, în aceeași stare în care este utilizat la consumatorul final,
fără a fi supus transformărilor și întreruperilor. Siguranța în exploatare a depozitelor
precum și volumul foarte mare al gazelor naturale, impun urmărirea foarte strictă a
procesului tehnologic de înmagazinare și livrare. Monitorizarea stocurilor de gaze
depo zitate este necesară pentru depistarea la timp a eventualelor pierderi sau a erorilor
de măsurare ce pot apărea în timpul procesului de stocare și livrare.
Gazul tampon (perna de gaze) reprezintă volumul total de gaze nerecuperabil care
exercită o contrap resiune în roca rezervor pentru menținerea unui debit minim, necesar la
livrarea gazelor în timpul unui ciclu.
Gazul de lucru (curent) reprezintă volumul total de gaze ce se poate livra în timpul
unui ciclu. Gazul tampon și gazul curent, împreună au costu rile cele mai ridicate pe
ansamblul procesului de înmagazinare. În aceste condiții este normal să se dorească
găsirea unor metode de evaluare a cantității de gaze din depozitul subteran. Gazele sunt
30
măsurate la introducerea și apoi la extragerea din depozi t. Diferența între aceste valori,
plus gazul tampon (zestrea) reprezintă cantitatea de gaze care ar trebui să fie în depozit.
Există trei factori care pot conduce la înregistrarea acestor diferențe:
a.existența unor erori de calcul al cantității inițiale de gaze rămase în depozit la
începutul procesului de injecție (deși aceasta nu reprezintă în mod normal o problemă,
trebuie reținută atunci când apar diferențe);
b.prezența unor erori de mă surare a debitului de gaze fie la introducere, fie la
extragerea din depozit;
c.existența unor scurgeri (pierderi) de gaze din depozit.
Pierderea de gaze este una din principalele probleme în managementul
depozitelor subterane. Unul din elementele de sigu ranță în folosirea unui zăcământ
depletat ca depozit de înmagazinare, este faptul că gazele au fost cantonate în zăcământ
o perioadă lungă de timp, acest lucru conferă siguranță în utilizarea lui ca depozit. Acest
element de siguranță poate genera însă er ori. Una dintre cele mai întâlnite probleme este
avansarea frontului de apă în spațiul ocupat inițial de gaze. În unele cazuri apa poate
inunda (umple) complet zăcământul, cu excepția unui mic cap de gaze care rămâne la
sfârșitul exploatării. În această si tuație avem de a face cu un zăcământ „complet” inundat.
În cazul zăcămintelor neuniforme care produc în regim mixt, dezlocuirea gazelor
de către apă se face sub formă de „degete”, apa fiind închisă (sechestrată) în masa de
gaze. Astfel se formează pachete (zone) separate (izolate) de gaze. Aceste pachete de
gaze pot rămâne în rezervor și acestea există din punct de vedere tehnic în stoc. Însă,
ele se pierd și nu pot fi extrase fără antrenarea unei mari cantități de apă.
2.1.1. Tipuri de pierderi
Modalități le prin care gazele pot fi pierdute pot fi sintetizate astfel:
d.pierderi în spatele coloanei sondei către alte formațiuni (strate);
e.pierderi prin spatele coloana sondei către suprafață;
f. pierderi prin acoperișul rezervorului;
g.pierderi către alt z ăcământ care nu face parte din depozitul de înmagazinare
datorită unei cimentări nereușite ;
h.pierderi prin accidente tectonice care s -au produs ca urmare a scăderii presiunii
din zăcământ;
i. pierderi prin echipamentul de suprafață și conducte.
Pierderi le prin acoperișul rezervorului nu reprezintă ceva obișnuit. O ipoteză mai
probabilă de pierderi o reprezintă sondele existente în câmpul de înmagazinare care au
fost folosite la exploatarea primară. Mai toate depozitele de înmagazinare subterană a
gazelor folosesc fostele sonde de producție, fie pentru procesul de înmagazinare, fie ca
sonde de observație. Dacă aceste sonde sunt vechi este posibil să fi fost forate într -o
perioadă în care tehnologia de echipare sau de cimentare nu era la fel de dezvoltată c a
astăzi. În plus, dacă aceste sonde sunt vechi, cimentul din spațiul inelar și coloanele pot fi
deteriorate. Aceste situații poate duce la migrarea gazelor către alte formațiuni.
31
3.4.2.2 . Istoricul relației presiune – volum
Fig. 1 Diagrama presiune – volum a unui rezervor, pentru un caz ideal de operare
Scurgerea gazelor din depozit poate fi observată î n cazul studierii istoricului
variației cuplului presiune – volum al rezervorului. Pentru aceasta trebuie înțeles tipul
ciclului. Injecția și extracția gazelor din zăcământ cauzează modificarea presiunii în
rezervor. Când ciclurile de injecție și extracție sunt identice de la an la an și nu apar
pierderi, istoricul presiune – volum trebuie să fie identic în fiecare an. Ciclurile de injecție
– extracție nu sunt niciodată identice doi ani la rând, dar pot exista puncte de comparație
pe parcursul ciclului. Dac ă pe abscisă se consideră cantitatea totală de gaze rămasă în
zăcământ și pe ordonată presiunea corespunzătoare rezultă o curbă presiune – volum a
rezervorului (fig. 1). Linia punctată din figură reprezintă curba de declin a presiunii care a
fost modificat ă. Noua diagramă este de forma: presiune de zăcământ în funcție de
cantitatea de gaze rămasă în rezervor. Dacă acest rezervor ar fi utilizat ca depozit, gazul
curent ar fi reprezentat prin linia continuă. Ciclul de injecție este reprezentat de porțiunea
AB și se realizează în lunile de vară. În acest timp rezervorul trebuie să fie umplut la
capacitate.
Ciclul de extracție este reprezentat de porțiunea BA. Aceasta ar reprezenta cazul
ideal de operare. Acest tip de înmagazinare se poate realiza numai în caz ul unei
permeabilități ridicate.
3.4.2.2. Noțiunea de rezervor volumetric
Ciclul real de stocare pentru un zăcământ de înmagazinare la care permeabilitatea
are valori normale este arătat în figura 2. Linia punctată reprezintă curba de declin a
presiunii rezervorului. Perioada de injecție este de la A la B. În punctul B rezervorul este
plin și presiunea este deasupra curbei de declin a presiunii. Presiunea nu s -a egalizat în
zăcământ și presiunea unor sonde este mai ridicată decât în restul zăcământ ului. La
sfârșitul ciclului de injecție, în mod normal câmpul este închis o perioadă de timp.
Aceasta variază de la un depozit la altul, dar în mod normal este de 15 – 30 zile. Cantitatea totală de gaze (mil m3) Presiunea (106 N/m2)
32
Scopul acestei perioade de închidere este să permită egalizarea presiu nii în depozit.
Această perioadă de închidere este reprezentată în figura 2 prin porțiunea BC. Se poate
observa o cădere de presiune în această perioadă de închidere. La sfârșitul acestei
perioade presiunea este reprezentată prin punctul C. Acest punct se situează încă
deasupra curbei de declin a presiunii indicând faptul că presiunea nu a fost complet
egalizată în zăcământ. Perioada de extracție este reprezentată în figura 2 prin porțiunea
CD. În perioada de extracție a gazelor, valoarea presiunii se va si tua sub curba de declin
a presiunii. Această scădere va continua până în punctul D. Acesta indică valoarea
presiunii din sonde la sfârșitul ciclului de extracție. Această presiune este mult sub curba
de declin indicând că presiunea nu este egalizată în zăc ământ. În mod normal trebuie să
existe o altă perioadă de închidere la sfârșitul ciclului de extracție. Această perioadă este
reprezentată de porțiunea DA. În această perioadă de închidere presiunea va crește,
această creștere fiind reprezentată prin porți unea DA. Deși ea reprezintă o creștere
semnificativă a presiunii în zăcământ, presiunea din punctul A este încă sub valoarea
curbei de declin a presiunii. Aceasta demonstrează că presiunea în rezervor nu este
complet egalizată.
Fig. 2 Diagrama presiune – volum pentru un ciclu real de stocare la
rezervorul volumetric Bilciurești
În figura 3 se redă un ciclu real de stocare în depozitul de gaze din Bilciureș ti.
Datele care au stat la baza întocmirii graficului sunt redate în tabelul nr. 1 și au fost
determinate cu ajutorul calculelor și parametrilor indicați la aparatele instalațiilor de
suprafață.
După cum se observă, curba ciclului de injecție aferentă anu lui 2000 nu se închide
cu ciclul de extracție aferent anului 2001. Aceasta demonstrează că o cantitate de gaze a
rămas depozitată în rezervor.
Pentru a trage unele concluzii cu privire la pierderile de gaze și natura lor este
necesar să se studieze poziți a celorlalte curbe, aferente ciclurilor anterioare. Aceste
curbe pot fi trasate în condițiile în care se fac măsurători la sondele de observație sau în
sondele de exploatare. În figura 4 sunt redate variațiile anuale ale presiunii de zăcământ Cantitatea totală de gaze (mil m3) Presiunea (106 N/m2)
33
în funcție de stocul de gaze (gazul tampon și gazul curent). Poziția apropiată a acestor
linii indică faptul că în zăcământul de depozitare Bilciurești nu sunt pierderi.
Fig. 3 Diagrama presiune –volum pentru un ciclu de stocare calculată la depozitul Bilciurești
Fig. 4 Presiunea de zăcământ funcție de stocul de gaze la depozitul Bilciurești
Fig. 5 Diagrama presiune – volum; ciclul de operare caracteristic unui rezervor
34
cu împingere de apă
3.4.2.4. Comportarea unui zăcământ care produce în regim mixt
Figura 2 ilustrează comportarea unui rezervor volumetric (cu destindere elastică) î n
timpul unui ciclu de injecție – extracție; aceasta este complexă datorită modificărilor
condițiilor din rezervor. Comportarea unui rezervor cu apă activă în timpul depozitării este
chiar mai comp lexă. Figura 1 ne -a arătat curba de declin a presiunii pent ru un rezervor
volumetric. Un acvifer sau un rezervor cu o puternică împingere de apă are un alt tip de
curbă a declinului de presiune. Aceasta este ilustrată de figura 5.
Într-un rezervor volumetric, atunci când tot volumul de gaze a fost extras,
presiu nea poate să scadă la o presiune de abandonare. Această scădere a presiunii
diferă la un rezervor cu împingere de apă. Aici există o presiune corespunzătoare
acviferului.
Această presiune este dependentă de adâncimea rezervorului și poate fi exprimată
în metri coloană de apă sărată. Originea O din figura 5 ne arată acest punct.
Când un zăcământ cu apă activă produce, apa invadează acest rezervor până
când îl umple. Când zăcământul este transformat în depozit și gazele sunt injectate,
această injecție a ga zelor impinge apa; astfel se creează un volum mai mare de pori
disponibil pentru gaz. Această împingere a apei este îndeplinită de două mecanisme.
În figura 5, linia OA reprezintă un rezervor cu împingere de apă care are un volum
infinit. Dacă gazul este injectat în rezervor nu este percepută o schimbare a presiunii.
Acest caz nu poate fi întâlnit în practică, dar poate fi considerat ca fiind un caz limită.
Linia OB din figura 5 ilustrează o curbă tipică a declinului de presiune pentru un rezervor
cu împin gere de apă. Trebuie subliniat faptul că toate liniile reprezintă condiții de
presiune egală în rezervor.
Figura 6 ne arată ciclul de operare pentru un tip caracteristic de rezervor cu
împingere de apă. Această diagramă arată la fel cu cea a unui ciclu de operare pentru un
rezervor volumetric, prezentat în figura 2. Totuși aici sunt câteva diferențe importante. În
ambele cazuri linia întreruptă reprezintă curba de declin a presiunii pentru rezervor. În
cazul rezervorului volumetric această linie trece prin originea graficului. În cazul
rezervorului cu împingere de apă această linie nu trece prin originea graficului. Cantitatea totală de gaze (mil m3) Presiunea (106 N/m2)
35
În figura 6 perioada de injecție este reprezentată de linia AB. Prima porțiune a
acestei linii poate fi ceva mai abruptă decât aceeași linie din figura 2, aceasta deoarece
Fig. 6 Diagrama presiune – volum; ciclul real de operare pentru un
rezervor cu împingere de apă
apa a ocupat spațiul lăsat liber de ga z (în timpul perioadei de extracție, când
presiunea este scăzută) și gazele au fost injectate într -un volum mic de pori. Acest efect
nu poate fi perceput, decât dacă rezervorul a avut o permeabilitate mare.
Presiunea în punctul B este mai mare deoarece ga zele nu au împins apa în
întregime. Linia BC arată perioada de închidere după perioada de injecție. În timpul
acestei perioade presiunea scade considerabil.
În punctul C, după perioada de injecție, presiunea este încă mai mare decât în
cazul rezervorului volumetric. Aceasta se întâmplă deoarece presiunea nu este egalizată
în partea de gaze a rezervorului. Argumentul ar fi acela că gazul nu a împins în întregime
apa până la echilibru. Linia CD arată ciclul de extracție.
La sfârșitul acestei perioade punctul D are o presiune mai mică decât în cazul
rezervorului volumetric datorită faptului că apa nu a reușit să umple spațiul porilor lăsat
liber de gaze. Din această cauză volumul rămas pentru depozitarea gazelor, va fi mai
mare. Linia DA reprezintă per ioada de închidere după ciclul de extracție. În timpul acestei
perioade de închidere presiunea în sondă crește până în punctual A. Presiunea în acest
punct este considerabil mai joasă decât linia de declin a presiunii datorită condițiilor
tranzitorii de pr esiune în rezervor și datorită faptului că afluxul de apă nu este complet..
Depozitul de gaze Urziceni constituie un exemplu de rezervor cu împingere de
apă. Figura 7 arată că exploatarea depozitului de gaze Urziceni se face în regim mixt, cu
împingere d e apă. Analiza ciclurilor de exploatare (istoricul presiune – volum de gaze
injectate și extrase pentru depozitul Urziceni) reprezentate graphic în figura 7 în perioada
1978 – 2002 arată că depozitul Urziceni nu a avut pierderi de gaze. Figurile 2 și 6
reprezintă rezervoare care au fost transformate în unități de depozitare, au atins cicluri de
operare stabile repetabile și sunt etanșe.
Cantitatea totală de gaze (mil m3) Presiunea (106 N/m2)
36
Fig. 7 Diagrama presiune – volum; ciclul real de operare pentru depozitul Urzicen i
3.4.2.5 . Dezvoltarea zăcământului de depozitare
În timpul dezvoltării (umplerii rezervorului cu gaze) se întâlnesc cicluri de tranziție.
Pentru un rezervor volumetric dezvoltarea istoricului presiune – volum poate arăta ca în
figura 8.
După ce perna de gaze a fost injectată, (gazul tampon) numai o parte din gazul
curent (gaz de lucru), este injectat în primul an. După ciclul de injecție o mică parte din
gazul curent care a fost injectat este extras. Acest model poate fi urmat timp de doi sau
mai mulți ani până ce întreg volumul curent de gaze a fost injectat. Acest program este
de obicei guvernat de disponibilitatea gazului de a fi injectat în zăcământ. Ciclurile de
presiune – volum din timpul perioadei de dezvoltare sunt aflate, în jurul cur bei de declin a
presiunii. Când toate gazele au fost injectate, zăcământul se va comporta ca în figura 2.
4. CONSERVAREA MEDIULUI ÎNCONJURATOR
Construcția și exploatarea trebuie făcută în asemenea manieră încât să se
mențină integritatea conservă rii. Nici o altă activitate sau instalație nu trebuie să afecteze
integritatea reținerii. Depozitul poate fi exploatat ciclic între presiunile maxime și minime
de lucru corespunzător cu cantitatea de gaze recuperabilă (de lucru). Sub presiunea
minimă de lu cru este inevitabil ca o mare cantitate de gaze, cunoscută sub numele de
gaze tampon, să rămână în rezervor.
Instalațiile de înmagazinare trebuie proiectate astfel încât să asigure continuitatea
conservării pe termen lung a produselor înmagazinate. Aceasta implică cunoștințe
37
prealabile adecvate despre formațiunea geologică în care urmează să se formeze
depozitul și geologia rocilor înconjurătoare.
– culegerea tuturor informațiilor de bază necesare pentru precizarea parametrilor
limită de construcție și expl oatare;
– demonstrarea capacității de a asigura conservarea pe termen lung a produselor
înmagazinate prin intermediul integrității sale mecanice și hidraulice.
Construcția și exploatarea trebuie făcută în asemenea manieră încât să se mențină
integritatea c onservării. Nici o altă activitate sau instalație nu trebuie să afecteze
integritatea reținerii.
3.1. Mediul înconjurător subteran
Instalația de înmagazinare trebuie proiectată , construită și exploatată în asemenea
maniera încât să preîn tâmpine orice influență inacceptabilă care ar putea s -o exercite
asupra mediului înconjurător subteran.
Aceasta presupune că au fost identificate formațiunile înconjurătoare, determinate
caracteristicile lor importante și că sunt protejate corespunzător.
3.2. Mediul înconjurător de la suprafață
Instalația de înmagazinare trebuie proiectată, construită și exploatată în asemenea
manieră încât să nu determine vreo mișcare inacceptabilă a solului la suprafață și că va
preîntâmpina orice efecte create de emisiile g azoase, lichide, solide, de radiații și
zgomot.
3.3. Siguranța
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 niște măsuri corespunzătoare pentru a
reduce riscul și consecințele exploziei și pierderilor prin scurgeri.
5. CONSTRUCȚIA
Construcț ia 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 vig oare (ISO, API) sau prescripții echivalente.
În timpul forajului, completării și intervențiilor 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.
6.3. Întreținerea
Dacă există probe că funcționarea sondei nu mai este sigură sau că integritatea
sondei este pusă în pericol trebuie luate măsuri de remediere cât mai curând posibil.
8.2. Sisteme de depozit are subterană a gazelor
Depozitarea subterană combină o alimentare constantă cu o cerere variabil, cu un
avantaj economic. E ilustrată 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.
Rezervoarele de depozitare sunt ocazional clasificate după natura serviciului pe
38
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 foarte înaltă a pieței pe perioade
relativ scurte de timp. Acestea sunt numite depozite de tip vârf de sarcină. Depozitele de
piață sunt în apropierea consumatorilor majori unde cererea variabil ă e deservită de o
combina ție potrivită a gazelor din linia de conducte și cele din depozit. În depozitele de
șantier avem o sursă variabilă către o magistrală completată de gazele din depozit.
Cele mai multe depozite au fost realizate în zăcăminte de țiței sau gaze depletate,
în nisipuri acvifere sau în domuri de sare.
Figura 1.2 prezintă elementele majore ale unui proces de depozitare subterană.
Acestea includ:
– un strat de depozitare corespunzător, care include stratul poros permeabil și
rocile imper mebile din acoperiș și culcuș;
– o sondă sau un sistem de sonde conectate la un sistem de colectare – injecție la
suprafață;
– o instalație de comprimare și deshidratare;
– o linie de transport ce conectează depozitul cu sursa de alimentare din amonte și
cu consumatorii din aval.
În plus, față de ce este arătat în figura 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 manometre de presiune;
– sisteme de injectare a metanolului.
– conducte de transport de presiune medie la intrarea în localită ți.
Proiectarea unei instalații de depozitare include proiectarea tuturor componentelor
de m ai sus. Uneori, instalația de depozitare include propriile conducte de transport de
presiune medie sau scăzută la intrarea în localități și în instalațiile de lucru ale abonaților.
39
Fig. 8.2 Depozit subteran în acvifer
8.4. Alegerea variantelor pentru depozitare
Ca re zervoare subterane de înmagazinare a gazelor pot fi utilizate.
– zăcămintele de gaze depletate:
– cupolele zăcămintelor de țiței;
– zăcămintele de apă;
– domurile de sare.
Proiectarea unui proces de înmagazinare a gazelor presupune rezolvarea
urmă toarelor aspecte:
1. delimitarea exactă a rezervorului, cu accent pe etanșeitatea acestuia;
2. stabilirea rețelei de sonde de injecție – extracție (poziția și numărul acestora);
3. amplasarea sondelor piezometrice (care urmăresc evoluția procesului);
4. determinarea volumului de lucru;
5. stabilirea presiunii de lucru – nu trebuie să depășească presiunea inițială a
zăcământului;
În general se folosesc acele rezervoare pe care le avem la dispoziție în zona în
care vrem să depozităm gaze. Din analiz ele tipurilor de zăcământ, rezultă că, cele mai
bune depozite sunt:
1. zăcămintele depletate de gaze. Înmagazinarea gazelor într -un zăcământ
depletat de gaze, nu va ridica probleme deosebite având în vedre că fluidul injectat în
strat este foarte apropia t structural de cel existent și deci, va exista compatibilitate
40
aproape deplină.
2.cupolele zăcămintelor de țiței. În cazul zăcămintelor de țiței, injectarea gazelor în
cupola acestora sau crearea unei cupole secundare de gaze va avea, în mod sigur,
efecte favorabile și asupra recuperării țițeiului. Va trebui totuși, reconsiderat proiectul de
exploatare al zăcământului de țiței.
3.zăcămintele de apă. Utilizarea zăcămintelor de apă ca rezervoare
subterane pentru gaze ridică unele probleme destul de dific ile.
În primul rând, injectarea gazelor în strat necesită presiuni mai ridicate pentru a
dislocui apa din pori.
În al doilea rând, din cauza dizolvării gazelor în apa de zăcământ vor apărea
pierderi substanțiale de gaze. În al treilea rând, la extragerea gazelor, vor crește
cheltuielile cu uscarea acestora. Mai apare, de asemenea, problema criohidraților, legată
de umiditatea gazelor.
De altfel, aceste aspecte apar și în cazul rezervoarelor din zăcămintelor de țiței și
gaze, mai cu seamă dacă există un ac vifer activ.
4. masivele de sare. În cazul domurilor de sare, cu ajutorul unor sonde săpate în
acestea se creează caverne prin dizolvarea sării, unde pot fi depozitate gazele. Utilizarea
acestor domuri de sare ridică însă, o serie de probleme legate de s tabilitatea structurilor
respective, siguranța mediului etc.
Rezultă deci, că cele mai adecvate pentru constituirea de rezervoare subterane de
înmagazinare a gazelor sunt zăcămintele de gaze depletate. Totuși, condițiile locale sunt
cele care, în final, vo r duce la selectarea acestora.
8.5. Caracterizarea zăcământului candidat
În vederea luării deciziei de transformare a unui zăcământ candidat în rezervor
subteran de înmagazinare subterană a gazelor naturale trebuie avută în vedere o trecere
în revistă a tuturor informațiilor disponibile în scopul de a:
– identifica tipul de capcană;
– evalua tipul structural al rezervorului și a limitelor structurale;
– schița limitele stratului de înmagazinare respectiv;
– identifica tipul de falie;
– evalua capacitat ea de etanșare a faliilor de la limita zăcământului;
– determina proprietățile de etanșare a formațiunilor care limitează zăcământul;
– determina litologia rezervorului;
– evalua distribuția orizontală și verticală a porozității, permeabilității, proprietă țile
capilare și saturațiile;
– determina contactele gaze Iapă, gaze/țiței, țiței/apă;
– determina resursa inițială (rezerva geologică inițială);
– determina tipul și capacitatea mecanismului de drenare;
– determina debitele potențiale;
– identifica și eval ua integritatea tuturor sondelor existente și abandonate.
Descrierea zăcământului trebuie să includă un set de hărți care să arate în mod
clar partea superioară și grosimea stratului de înmagazinare respectiv, falii, contactele
fluidelor și toate sondele e xistente, precum și corelațiile stratigrafice.
Dacă proiectarea depozitului va putea conduce la extinderea zonei de
înmagazinare a fazei gazoase dincolo de contactele gaz -fluid inițiale, structura și roca
acoperiș trebuie definite cel puțin până până la ce a mai de jos întindere a fazei gazoase.
Trebuie, de asemenea, identificată orice situație de puncte cu pierderi prin scurgere sau
cu etanșare insuficientă.
Dacă informațiile de la sonde sau alte date existente nu sunt suficient e pentru a
crea o descriere adecvată a zăcământului și a rocii acoperiș sau, dacă această descriere
este îndoielnică trebuie adunate date suplimentare, de exemplu: lucrări geofizice,
41
carotaje geofizice de toate tipurile, tester de formație, date din timpul forajului, analize de
carotă.
Fig. 8.3 Rezervor de depozitare subterană a gazelor
a) secțiune geologică; b) hartă structurală
42
Operatorul trebuie să obțină proprietățile fizice și chimice ale hidrocarburilor
originale și ale oricărui tip de gaze de înmagazinat, de ex. compoziție, masă moleculară,
vâscozitate și comportarea pVT.
Trebuie calculat volumul de pori dispon ibil în roca pentru înmagazinare.
În figura 8.3 se prezintă o secțiune și harta structurală ale unui zăcământ echipat
pentru depozitare.
4.1.4. Alegerea variantei de depozitare în acvifer
În afară dezavantajului mențineri i presiunii la o cotă ridicată, tre buie evitată
înmagazinarea gazelor în zăcăminte cu apă de talpă, motivul fiind acela că aceasta
favorizează formarea unor lentile sau a unor conuri de apă.
Înmagazinarea subterană a gazelor în zăcăminte depletate prezintă multiple
avantaje tehnice și econo mice deoarece caracteristicile geologice ale zăcământului sunt
deja cunoscute ca și proprietățile fizice și hidrodinamice ale stratului, astfel că se pot face
economii importante dacă se renunță la investigații suplimentare în laborator sau în
șantier. În plus, în majoritatea cazurilor se folosesc sonde deja existente, fie ca sonde de
injecție sau de extracție, fie că îndeplinesc ambele funcții. Modificarea instalațiilor de
suprafață sunt minore și deci destul de ieftine .
Înmagazinarea gazelor în acvifere e ste mult mai complexă, din cauza
fenomenelor fizico -chimice ale dezlocuirii și interacțiunii gazelor înmagazinate cu apele
de zăcământ, precum și din cauza pierderilor de gaze prin solubilizare în apă.
Realizarea unui depozit în acvifer se bazează pe utilizarea unei capacități natural
constituite într -o formațiune grezoasă și permeabilă (rezervor sau rocă colectoare).
În mod natural, acviferele sunt fo rmațiuni poros –permeabile ce funcționează ca
rezervoare de apă, iar convertirea lor în rezervoare de înmagazinare a gazelor
naturale este mai scumpă decât în cazul zăcămintelor depletate, din mai multe motive:
caracteristicile geologice ale acviferelor nu sunt atât de bine cunoscute ca cele
ale zăcămintelor depletate;
capacitatea de stocare este necunoscută; ea poate fi determinată după o
dezvoltare avansată;
sunt necesare echipamente de suprafață mult mai complexe față de
zăcămintele depletate cum ar fi:
instalații puternice de injecție;
stații de uscare;
perna de gaze în cazul acviferelor este substanțial mai mare comparativ cu
cea necesară în cazul zăcămintelor depletate.
Există și posibilitatea înmagazinării gazelor în acvifere, dacă nu există alte soluții.
Acviferele trebuie să fie cantonate î n strate orizontale sau puțin înclinate cu un acoperiș
de marnă etanș chiar la presiuni maxime de injecție.
În formațiunile acvifere, în special a celor orizontale, amplasarea sondelor poate
fi făcută cu restricții, iar presiunea de injecție necesară dezlo cuirii acviferelor trebuie să
fie mai mare decât presiunea statică a acviferului.
Selecția inițiala pentru structurile potențiale ca alternativ ă pentru depozitarea în
acvifer implic ă cercetarea datelor de la agenții federale, companii de țiței și gaze sau
cercetări geologice disponibile în literatur ă.
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 pent ru un proiect de depozitare într -un
acvifer sunt:
mărime suficientă pentru a asigura volumul necesar pentru depozitare;
porozitate suficientă pentru o capacitate de depozitare necesară;
43
permeabilitate suficientă pentru a asigura o livrare maximă necesară;
etanșeitate pentru a asigura împotriva fisurării sau înnisipării.
Desigur, dacă nu există o capcană sau condițiile minime (dacă porozitatea și
permeabilitatea sunt prea scăzute sau nu există etanșeitate), nu se justifică evaluarea
pentru un vii tor proiect de depozitare.
Există proceduri specifice, teste și alte tehnici de evaluare pentru toate cele patru
cerințe de baza arătate mai sus. Se începe munca geologică: analize pe carote ce
cuprind intervalul de adâncime, permeabilitate față de apă, pe rmeabilitatea acoperișului,
presiunea de fisurare, permeabilitatea pe orizontală și verticală, porozitatea în funcție de
adâncime. Permeabilitatea relativă, presiunea capilară sunt utile pentru determinarea
saturațiilor care sunt determinate prin utilizare a unei centrifuge, se determină presiunea
de fisurare utilizând pompe tip Ruska.
Trebuie, de asemenea să se sublinieze că, chiar înainte de munca preliminară,
trebuie dezvoltate câteva idei despre dimensiunea operațiilor de depozitare din
considerații de piața, economice, de consumare sau de depozitare de materiale. Acest
studiu subteran care precede recomandarea inițială pentru munca viitoare implică studiul
degree -days, factorii de consum, căldura, frigul si piețele rezidențiale sau comerciale.
Disponibi litatea gazelor, logistica conductelor de transport si resursele alternative de
energie pentru viitor sunt câteva dintre considerațiile primite.
Având determinat avantajul ca mărime si poziție al depozitului, procesul de selecție
începe în primul rund cu munca geologica orientata pe subiectele de mai sus. Fig. 4 -3
arată pașii diferitelor etape implicate în selecția depozitelor acvifere.
În general rapoartele de include, în mod obișnuit, intervalul de adâncime,
permeabilitate pe verticală față de apă (măs urată sau mai puțin decât o valoare cut-out),
permeabilitatea caprock și presiunea Ahushold (unde este aplicabilă).
Analizele de rutină pe carote asupra formațiunilor candidate la depozitare ar
raporta în mod obișnuit permeabilitatea pe orizontală și verti cală, în mD și porozitatea în
% în funcție de adâncime. Astfel de date din carote de la diverse sonde, la diferite
adâncimi sunt analizate, identificate de strate particulare și evaluate valorile medii pentru
a da valori reprezentative pentru permeabilitat e 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,
saturațiil e reziduale la echilibru și curbele de permeabilitate relativă. Uneori, saturația în
apă ireductibilă este determinata prin utilizarea unei centrifuge.
Adesea este de dorit să obținem curbele de presiune capilară, atât la drenaj cât și
la îmbibare. Curbel e de presiune capilară la drenaj, pe carote din stratul impermeabil
superior (acoperiș) sunt utile în determinarea presiunii threshold al acoperișului.
Presiunea threshold este totuși, în mod curent măsurata direct pe carote prelevate
din acoperiș prin pr oceduri speciale utilizând reținătoare de carotă și pompe tip Ruska.
Studii regionale în orizonturi acvifere
Înainte de a se realiza o injecție de gaze pentru depozitare trebuie să fie
înregistrate nivelele piezometrice ale apei pe toate sondele disponibile în aria respectivă.
Nivele de apă sunt măsurate prin înregistratoare cu plutitor sau echipament de tip
sonolog. Datele asupra nivelelor statice în sondele de completare sunt important e în
stabilirea faptului că zonele nu sunt în comunicare cu zonele vecine prin acoperiș.
Aspectele geologice
Prezența structurilor posibile este căutată în hărți regionale, înregistrări ale
autorităților locale și din perioada de foraj. Un număr de sonde sunt, în mod obișnuit,
săpate, carotate mecanic si realizate carotaje electrice (logged). Avem nevoie de un
geolog cu experiență care să determine din curbele de rezistivitate, carotaj gama, timpul
de forare, corelarea diverselor strate. Se determină limi ta de închidere a structurii, bolta și
44
aria punctelor de pierderi.
Din informațiile asupra geologiei regionale și specific local well records orizonturile
posibile de depozitare sunt determinate și comparate. În acest stadiu, secvențe
stratigrafice la fiec are locație sunt studiate și corelate. Astfel de secțiuni complexe în
zone particulare sunt corelate transversal și studiate pentru determinarea zonelor posibile
de depozitare, acoperiș și a 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 logs, self -potențial
rezistivitate, timpul de forare, gama -ray și informațiile din later sunt utile în identificarea și
corelarea stratelor.
Date din carote
Carotele recuperate prin foraj sunt curățate și plasate în cutii, altele sunt înghețate
cu fluide de zăcământ inițiale și împachetate în gheață uscată, sunt făcute fotografii color,
unele sunt împache tate în pungi de plastic pentru a preveni uscarea. Carotele sunt
trimise la laborator apoi sunt testate pentru porozitate și permeabilitate.
8.Analizele probelor de apă
Originea apelor din acvifer au caracteristici ce variază de la câteva sute de p.p.m.
la câteva mii de p.p.m.
Teste de pompare
1. Se determină existența și extinderea comunicării presiunii de -a lungul
acoperișului.
2. Se determină permeabilitatea
3. Se determină valoarea efectivă a compresibilității apă -rocă
Testele durează 20, 50, 80 zile, realizate la un debit constant utilizând o pompă
submersibilă, o pompa Reda.
2.3. Exploatarea gazelor înmagazinate într -un zăcământ acvifer
Exploatarea unui depozit de gaze necesită operații de supraveghere și control a
acestuia în condiț iile în care, sondele sunt repartizate pe o suprafață de câțiva kilometri,
în jurul acestei suprafețe sunt realizate periodic măsurători de presiune pentru a se
detecta toate anomaliile ce survin în timpul exploatării, reținând faptul că schimbarea
bruscă a presiunii anunță apariția gazelor. Cu aceste informații se urmărește avansarea
frontului de gaze.
Se poate considera că presiunea este uniformă în cadrul zonei de gaze, iar
valoarea ei se obține prin măsurare efectivă în sonde.
Presiunea din depozit calc ulează cu ajutorul ecuației de echilibru scris astfel:
gxp (2.4.)
ecuația de stare:
RZTp (2.5.)
unde: Z este factorul neidealitate al gazelor;
T – temperatura;
– densitatea gazelor;
g – accelerația gravitațională;
R – constanta gazelor.
Măsurarea directă a presiunii se realizează prin coborârea unui ca blu mecanic de
care este legat un aparat de măsură. Toate sondele se află la un moment dat, fie în
producție, fie în injecție iar pentru a se determina presiunea zonei de gaze trebuie să
cunoaștem pierderile de presiune în sonde și în formațiune.
45
Aproximar ea vitezei de circulație a gazelor în interiorul stratului poros este
importantă pentru determinarea pierderilor de presiune definit de relația:
2 2 2BQ AQppf g (2.6)
unde: p g este presiunea medie de zăcământ iar p – presiunea dinamică de fund a
sondei.
Inversul indicelui de productivitate I p a unei sonde are expresia:
QBAQppIf g
p 2 2
(2.7)
unde: A, B sunt coeficie nți ai rezisten țelor suplimentare la curgere a gazelor în jurul găurii
de sondă și se determină experimental prin variația debitului.
Pentru calculul pierderilor de presiune prin tubing se consideră că mișcarea este
adiabatică, iar temperatura medie se obține ca media între temperatura la suprafață ș i
temperatura de la talpa sondei. Pentru un tronson de tubing având caracteristici uniforme
relația de legătură între presiuni și debit are forma:
2 2 21FQ E EPpf f (2.8)
unde:
cos 10*843,6 exp0 2
ZTLE (2.9)
22 4
cos110*41,5
DAxZT F (2.10)
unde:
0 este densitatea relativă a gazelor;
Z – factor ul de neidealitate a gazelor ;
T – temperatura medie (oK);
- unghiul dintre verticală și axa tronsonului;
D = 4 A/P – diametrul hidraulic;
A – secțiunea de curgere;
P- perimetru l (m);
- coeficient de pierdere de sarcină medie.
Productivitatea unei sonde care aduce apă este afectată odată cu creșterea
raportului de apă. Î n depozitele bine structurate, apa nu își face apariția decât în sondele
care au oprit extracția și au fost extrase cantități importante din stocul util. Când
presiunea din sonde în timpul extracției se mărește semnificativ înseamnă că poziția
interfeței g aze-apă s -a modificat datorită formării conurilor de apă și există posibilitatea
ca sonda să producă cu aport de apă.
În perioada de extracție din rezervoarele slab consolidate sau puțin consolidate,
pot fi antrenate de gaze și aduse la suprafață granule d e nisip. Pentru a preveni
antrenarea nisipului se folosesc filtre și împachetări cu nisip. În cazul folosirii
împachetărilor cu nisip există un debit maxim care odată depășit apare riscul distrugerii
împachetării și deci a filtrului.
O bulă de gaze pătruns ă într -un lichid se va ridica la nivelul superior al lichidului și
va avea o presiune mai mare decât cea a acestuia. Valoarea maximală a presiunii bulei
de gaze pătrunsă în apă este egală cu presiunea dată de coloana de lichid având aceiași
adâncime și den sitate (1,3 -1,4 kg/m3) . Această densitate fictivă este egală cu gradientul
de presiune.
2.3.1. Considerente economice privind înmagazinarea gazelor în zăcăminte
acvifere
Cele mai importante elemente care determină prețul de cost al acestui proces sunt:
46
• Gazul metan. Costul gazelor naturale reprezintă 60% din costul total. Pentru a se
reduce pierderile de gaze naturale în acvifer, se poate înlocui o parte din gazul natural cu
gaz inert. Acesta se injectează înaintea gazului natural și se situează la perif eria zonei de
gaz. Gazul inert este constituit din azot și este obținut prin combustia gazului natural sau
prin distilarea fracționată a aerului. Prețul unui m3 de gaz inert este de trei ori mai mic
decât gazul natural.
• Costurile de explorare. Pentru des coperirea unei structuri apte pentru
înmagazinare în acvifere sunt cercetate în medie cinci structuri și 10 sonde de explorare.
• Sonde de control și exploatare.
Numărul sondelor este de ordinul 20 până la 70 sonde în funcție de mărimea
structurii. Prețul acestora depinde de adâncimea rezervorului care poate fi cuprinsă între
400 până la 1200 m.
• Comprimarea. La acest parametru se ia în considerare infrastructura de
colectoare prin manifolduri cât și a stațiilor de comprimare.
Pe baza acestor elemente se p oate estima eficiența procesului de exploatare a
depozitului de gaze. În acest sens se definește costul unui m3 de gaze actualizat ca fiind
raportul între valoarea investiției actualizată și valoarea stocului util disponibil.
4. SONDELE ȘI ECHIPAMENTELE D EPOZITELOR SUBTERANE DE GAZE
Sondele de observație sunt echipate corespunzător pentru a transmite informații cu
privire la modificările care au loc în timpul procesului de injecție – extracție (variații de
presiune, temperatură, prezența gazelor etc.).
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 cons iderare 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
80 până la 100 % din volumul inițial de gaze. Acest volum de gaze trebuie recuperat în
120 de zile, ceea c e reprezintă un timp maxim de recuperare aferent unui ciclu de
depozitare. Aceasta presupune mai multe sonde decât cele folosite în procesul de
producție și un sistem de colectare adecvat mult mai mare decât în faza de exploatare.
În figura 8.2 se prezintă un zăcământ tipic echipat pentru depozitarea gazelor care
asigură într -un ciclu injecția și recuperarea (extracția) gazelor. 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 de
injecție – extracție) trebuie să aibă o flexibilitate mare care să acopere fluctuația
consumului de gaze în timpul iernii, datorată variațiilor de temperatură. Dacă în timpul
verii se depozit ează surplusul de gaze din sistem atunci eficiența depozitului este mare.
Pentru ca un rezervor de gaze să corespundă scopului pentru care a fost ales
trebuie să îndeplinească următoarele condiții: a) gazul tampon , trebuie să asigure o
"presiune de bază", astfel încât întreaga cantitate de gaze înmagazinată (total
înmagazinat) 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 înma gazinare în regim optim de funcționare.
b) gazul curent , trebuie să asigure o presiune maximă, peste presiunea de bază,
care să permită extracția în timp util (ciclu de extracție) a volumului de gaze injectate.
Presiunea de bază este determinată în funcți e de:
– numărul de sonde care exploatează depozitul;
– capacitatea de comprimare;
– capacitatea rezervorului;
– capacitatea de livrare (extracție);
– capacitatea de injecție;
47
– eficiența economică.
Sondele unui depozit subteran de gaze naturale
Pentru a c onstrui un depozit sunt folosite sonde care stabilesc o legătură
controlată între rezervor și suprafață. Aceste sonde folosite pentru injecția și extracția
gazului de înmagazinare sunt numite sonde de exploatare. Suplimentar față de sondele
de exploatare p ot fi folosite sonde de observație desemnate special.
Gazele naturale sunt injectate prin sondele de exploatare în porii rezervorului
subteran, care era inițial saturat cu hidrocarburi, permițând astfel formarea unei incinte
conținâ nd gaze naturale comprimate. Gazele sunt extrase folosind sondele de
exploatare. Comprimarea poate fi necesară și pentru injecție și pentru extracție.
Pentru exploatarea în condiții de siguranță a unui depozit subteran de
înmagazinare a gazelor naturale î n rezervoare provenite din zăcăminte de țiței și gaze
sunt folosite trei tipuri de sonde:
Sonde de exploatare necesare injecției și extracției gazelor înmagazinate.
Sonde de observație și control care au ca scop principal monitorizarea
eventualelor pie rderi de gaze prin stratele din imediata vecinătate a zăcăm ântului de
înmagazinare .
Sonde de serviciu – pentru o eventuală reinjecție în rezervorul subteran a apei de
zăcământ rezultate în urma procesului de extracție a gaz elor.
Sondele de exploatare pot fi:
Sonde vechi provenite din exploatarea inițială;
Sonde noi special proiectate și executate pentru procesul de înmagazinare;
Sonde noi și sonde vechi – în combinație.
Pentru a se asigura integritatea sistemului de funcționare a depozitului se va
verifica starea tehnică a capetelor de erupție, a coloanei și a inelului de ciment. În cazul
în care starea unei sonde pune in pericol etanșeitatea sistemului se vor lua măsuri de
remediere a defectului putându -se ajunge la înlocuirea sondei respective.
Sonda utilizată pentru înmagazinarea subterană a gazelor va fi echipat ă cu:
– un ansamblu de coloane de tubaj cimentate, ultima coloană fiind prevăzută cu
legături etanșe conform standardelor ISO;
– un liner in partea inferioară a sondei;
– o coloană de tubing cu etanșări la gaze;
– un packer pentru a se izola spațiu inelar dintre coloană și tubing;
– un cap de erupție dotat cu un ventil principal de izolare și robineți pe brațe,
acționați automat în caz de avarie.
Debitele de injecție și de extracție vor fi stabilite în funcție de condițiile de
zăcământ, știind că viteza mare de curgere a gazului poate duce la antrenarea nisipului.
Pentru creșterea performanțelor sondelor, acestea se dotează cu filtre care permit
creșterea debitului de extracție cu: c irca 300% în gaură netubată respectiv cu circa 200%
în gaură tubată.
Proiectele pentru depozitele de gaze sunt astfel întocmite încât vârfurile de
consum să fie acoperite pe toată perioada de extracție. Spre sfârșitul perioadei de
extracție (după ce s -a extras cca. 70% din gazul curent), presiunea scăzută din rezervor
este prevăzută și folosită cu curbele de performanță ale sondei pentru a ob ține debitul
sondei. Apoi numărul de sonde necesar poate fi stabilit împreună cu puterea de
comprimare instalată, ast fel încât procesul de extracție al gazului curent să se desfășoare
în concordanță cu vârfurile de consum. De asemenea se are în vedere timpul aferent
ciclului de extracție. În mod frecvent presiunea de extracție este astfel stabilită încât
curgerea gazelor din sonde să se facă liber.
48
J Depozitul Nr. sonde Sonde echipate
cu filtre Observații
1. Bilciurești 57 20 consolidat după tehnologia
Haliburton + Becker
pe toată structura 2. Urziceni 29 26
3. Bălăceana 14 10
Sondele trebuie să asigure atât încărcarea depozitului cât și extracția gazului
curent.
Debitele de injecție și extracție sunt stabilite funcție de condițiile de zăcămâ nt.
Viteze prea mari pot antrena nisipul într -un sens sau altul de curgere și în final pot
distruge mediul poros.
La sondele echipate cu filtre în gaură netubată s -a constatat o creștere a debitului
de extracție de cca. 300% față de cele neconsolidate.
Sondele consolidate în gaură tubată permit ob ținerea unui debit mai mare la
extracție cu cca. 200 % față de cele neconsolidate, dar debitul de gaze injectat în condiții
similare cu sondele neconsolidate este mai mic.
10. Date despre facilități și operațiuni
La orice sondă la care informațiile sunt insuficiente trebuie executate caro taje
geofizice adecvate și teste pentru a verifica capul de erupție, coloanele și integritatea
cimentării. Dacă starea unor sonde pune în pericol etanșeitatea rezervorului, trebui e luate
măsuri de remediere și dacă este necesar, sondele necorespunzătoare trebuie cimentate
în spatele și în interiorul coloanelor prin executarea de dopuri de ciment și abandonate
după verificarea etanșeității.
În figura XXX este prezentat echipamentul de fund și de suprafață al unei sonde
de înmagazinare gaze, alcătuit din:
– ansamblu permanent de coloane tubate și cimentate; ultima coloană tubată și
cimentată, trebuie să fie prevăzută cu legături etanșe la gaze în conformitate cu
standardele în vigoar e (ISO, API).
– liner în partea cea mai de jos a sondei, ancorat în coloana de exploatare ;
– echipament de control al nisipului în dreptul formațiunii de înmagazinare, dacă
este cazul ;
– garnitura de țevi de extracție (tubing) cu îmbinări etanșe la gaze ;
– packer de fund ancorat în coloana de exploatare deasupra formațiunii de
înmagazinare și legat de țevile de extracție pentru a evita contactul coloanei de gaze și
implicit pentru a elimina efectul presiunii asupra coloanei de exploatare ; astfel se
formează un sistem cu dublă etanșare;
– un ansamblu de etanșare pacher -tubing, care în mod normal trebuie ancorat, sau
dacă acest lucru nu este fezabil (luând în considerare alternanța de sarcină cauzată de
temperatură și fluctuații de presiune) poate fi un ansam blu de etanșare mobil la picker
sau un racord telescopic la tubing;
– nipluri de fixare pentru dispozitivele speciale montate (duze de fund, dopuri
recuperabile) la anumite adâncimi în lungul garniturii de țevi de extracție;
– valva de siguranță de fund, d acă este posibil controlată de la suprafață, în
coloana de țevi de extracție a sondelor de exploatare și a sondelor care traversează alte
straturi de gaze și sunt în comunicație sub -presiune cu depozitul;
– cap de erupție cu cel puțin un ventil master de i zolare (principal) și robinete pe
brațe echipate cu elemente de ac ționare automată în caz de avarie.
Sonda, capul de erupție, coloana de exploatare, liner -ul, inelul de ciment și țevile
de extracție trebuie să corespundă la:
– integritatea rezervorului de înmagazinare;
– etanșarea instalațiilor de fund la gaze;
49
– presiunile și temperaturile din sondă în special din punct de vedere al exploatării
ciclice a depozitului (injecție – extracție);
– compoziția gazelor naturale și la componenții toxici și corozivi înglobați în
acestea;
– protecția anticorozivă;
– protecția altor formațiuni traversate de sondă care conțin apă sau petrol;
– durata de viață a sondei;
– standardele și prescripțiile în vigoare (API, ISO, etc.).
Trebuie verificat dacă: capul de erupție, ț evile de extracție (tubingul), liner -ul și
coloana de exploatare a sondelor existente, incluzând și sondele abandonate,
îndeplinesc cerințele menționate mai sus.
Perforarea și stimularea sondelor trebuie proiectate corespunzător și executate
fără a pune în pericol roca acoperiș, coloana de exploatare și integritatea inelului de
ciment.
Proiectele pentru depozitele de gaze sunt astfel întocmite încât vârfurile de
consum să fie acoperite pe toată perioada de extracție. Debitul nominal al sondelor de
exploatar e se determină în condițiile de presiune și temperatură, când depozitul mai are
stoc de gaze de lucru de cca 30% (spre sfârșitul perioadei de extracție).
Se consideră că debitul nominal determinat în aceste condiții trebuie să asigure
vârful maxim de consum de gaze. Corelarea debitului nominal al rezervorului cu debitul
individual al sondei, determinate în aceste condiții, conduce la numărul sondelor de
exploatare. Apoi numărul de sonde necesar poate fi stabilit împreună cu puterea de
comprimare instalată ( dacă se folosește stația de comprimare cu ciclu de extracție) astfel
încât procesul de extracție al gazului de lucru (gaz curent) să se desfășoare în
concordanță cu vârfurile de consum. De asemenea, se are în vedere timpul aferent
ciclului de extracție de cca. 150 zile. În mod presiunea de extracție este astfel stabilită
încât curgerea gazelor din sonde să se facă liber. Sondele trebuie să asigure atât
încărcarea depozitului cât și extracția gazului de lucru (curent). Debitele de injecți e și
extracție sunt stabilite funcție de condițiile de zăcământ. Viteze prea mari pot antrena
nisipul într -un sens sau altul de curgere. La sondele echipate cu filtre în gaura tubată și
netubată s -a constatat o creștere apreciabilă a debitului de extracție .
Prima lucrare constă în adunarea informațiilor despre zăcământ și câmp, după
cum urmează:
– Informații geologice
– Presiunea inițială de zăcământ
– Producția de gaze în raport cu presiunea de zăcământ
– Temperatura zăcământului
– Compoziția gazelor și al te caracteristici (greutatea specifică)
– Sonde forate, locații, adâncimi și date din carote
– Carotajele electrice ale sondelor și alte măsurători
– Structura zăcământului, hărți
– Gradul de avansare al apei (elasticitatea, împingerea)
– Capacitatea de cu rgere (afluxul strat – sondă, debite pe sonde în diferite
circumstanțe)
– Harta cu împrejurimile câmpului de gaze
– Caracteristici mecanice, condițiile mecanice ale sondelor.
Sondele forate la orizontul productiv trebuie identificate pe teren și verificate .
Trebuie revizuite diagramele de cimentare. Se va face o verificare a inelului de ciment în
zona productivă, pentru a determina etanșeitatea " culcușului și acoperișului". Dacă prin
măsurătorile cu ultrasunete se determina aderă ri neconcludente ale inelului de ciment la
coloana de exploatare, atunci sunt necesare măsuri de refacere a cimentărilor. Se fac
măsurători ale presiunilor de perete la coloanele de exploatare și în cazul când se
50
constată coroziuni avansate atunci se intro duce un liner cimentat sau un liner cu pacher
cu fluid necoroziv în spațiul inelar. Chiar sondele abandonate se inventariază și se
transformă în sonde de observație. Dacă se cunosc caracteristicile mecanice ale
sondelor și compoziția capacului (acoperișulu i) se poate determina presiunea de operare
maximă. Adesea se instalează coloane noi de exploatare și capete de erupție noi, pentru
a înlătura coroziunea și pentru noile nivele de presiune.
Facilitățile de depozitare sunt în mod obișnuit clasificate ca depo zite de piață sau
depozite de 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 a gazelor din depozit. În depozite le de șantier este vorba de o
sursă variabilă către o magistrală, care este complementată de gazele din depozit.
Sondele de injecție – extracție sunt echipate corespunzător în zona de depozitare
a gazelor. În acest sens dacă sondele sunt vechi, atunci ele pot fi echipate cu filtre
corespunzătoare în dreptul stratului prin izolare cu pakere sau dacă sunt sonde noi se pot
executa filtre în gaură netubată pentru creșterea afluxului de gaze în sondă.
În figura 1 se prezintă o secțiune și o harta structurală al e unui zăcământ echipat
pentru depozitare.
Sondele de observație sunt echipate corespunzător pentru a transmite informații cu
privire la modificările care au loc în timpul procesului de injecție – extracție (variații de
presiune, temperatură, prezența de g aze etc.).
În figura 1 se prezintă un zăcământ tipic echipat pentru depozitarea gazelor care
asigură într -un ciclu injecția și recuperarea (extracția) gazelor.
În figura 2 se prezintă depozitul de gaze Bilciurești așa cum este echipat în
această fază de ex ploatare. Se preconizează ca depozitul Bilciurești să atingă o
capacitate de depozitare de 1,2 mld Nm 3 /ciclu.
Acest sistem, compus din instalațiile de suprafață (capacități de comprimare,
conducte de transport gaze, instalații de exploatare aferente sonde lor și sondele de
injecție – extracție ) trebuie să aibă o flexibilitate mare care să asigure fluctua ția
consumului de gaze în timpul iernii, datorată variațiilor de temperatură. Dacă în timpul
verii se depozitează surplusul de gaze din sistem atunci efici ența depozitului este mare.
Pentru instalații specifice depozitului subteran, de exemplu sonde, instalații de
suprafață, 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 geologia rocilor înconjurătoare.
– culegerea tuturor informa țiilor de bază necesare pentru precizarea parametrilor
limită de construcție și exploatare;
– demonstrarea capacității de a asigura conservarea pe termen lung a produselor
înmagazinate prin intermediul integrității sale mecanice și hidraulice.
Pentru insta lații specifice depozitului subteran, de exemplu sonde, instalații de
suprafață, trebuie aplicate standardele existente în vigoare.
Pentru a asigura integritatea sistemului trebuie folosite toate informațiile obținute
pentru a evalua tipul capului de erupț ie, 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 etan șeitatea depozitului, trebuie
luate măsuri de remediere; dacă este necesar, pu țurile în stare necorespunzătoare
trebuie înfundate și abandonate.
51
2.2.6. Echipamentul necesar realizării procesului de înmagazinare a gazelor
Pentru determinarea etanșeității acviferului se forează sonde care permit obținerea
de informații despre stratul superior precum și determinarea caracteristicilor sale prin
prelevarea de carote din rezervor și din acoperiș precum și efectuarea de diagrafii
electrice sau seismice. Pentru urmărirea procesului de înmagazinare se utilizează sonde
de control care permit o monitorizare în permanență a procesului. În general sondele de
control se pot clasifica după rolul pe care îl au în cadrul procesului de înmagazinare
astfel:
• sonde de control al zonei de gaze, ce sunt amplasate în apropierea limitei apă –
gaze și permit m ăsurarea presiunii la interfață apă – gaze;
• sonde de control la periferie, ce sunt amplasate la exteriorul zonei de gaze și
permit efectuarea de măsurători de presiune și prelevarea de eșantioane de apă, pe
direcția dezvoltării acviferului servind drept indicator pentru semnalizarea apariției
frontului de gaz și încetarea injecției.
• sonde de control al nivelului superior, prin urmărirea variației presiunii, caz în care
stratul superior este un strat poros permeabil, în care poate să apară un influx de a pă.
Pentru verificarea stocajulul în centrul structurii se amplasează sonde echipate cu
dispozitive de măsurare a saturației în gaze la diferite nivele.
Rolul echipamentulul de suprafață (Anexa 3) constă în:
– transportul gazului de la sondă la stația cen trală
– tratarea gazelor;
– eliminarea apei produse prin sonde (folosindu -se separatoare la sonde și/sau la
stațiile centrale de compresoare);
– deshidratarea gazelor (prin injectarea de metanol în capul de erupție al
sondelor);
– eliminarea hidrogenului sulfurat format în rezervoare subterane prin
descompunerea fie a componenților sulfurilor din gazele odorizate injectate în zăcământ,
fie a piritei prezentă în roca rezervor;
– comprimarea gazelor în condiții dimensionării compresoarelor pe baza
cunoașter ii potențialului rezervorulul utilizându -se diferite modele de simulare.
Proiectarea sondelor noi
Sondele vechi asigură exploatarea majorității depozitelor de gaze naturale
amenajate în zăcăminte depletate de țiței și gaze. Pentru funcționarea în condiț ii de
siguranță a sistemului de injecție extracție, trebuie folosite pentru informațiile cu privire la:
tipul capului de erupție, coloanele de exploatare, inelul de ciment din spatele coloanei
tubate, schema de echipare în condiții de exploatare la toate s ondele existente și
abandonate, care traversează startul de înmagazinare sau roca acoperiș din vecinătatea
imediată.
Sondele noi special proiectate pentru înmagazinarea gazelor naturale sunt diferite
față de sondele de producție. Ele sunt astfel concepute încât să asigure vehicularea de
debite mult mai mari, comparativ cu sondele folosite în procesul de extracție, și în
consecință, diametrul coloanelor de exploatare este mult mai mare. Frecvent, aceste
sonde sunt forate orizontal și sunt echipate corespunză tor, în zona stratului de
înmagazinare. Avantajul folosirii acestora îl constituie cheltuielile de întreținere și
exploatare mici, dat fiind numărul redus al acestora precum și gradul ridicat de siguranță
în exploatare. De asemenea, pentru proiectarea aces tora se beneficiază de toate
informațiile obținute din exploatarea primară. În ceea ce privește costurile pentru forarea
și echiparea sondelor noi de exploatare, acestea sunt mult mai mari comparativ cu
celelalte tipuri, prezentate mai sus.
Dacă este pos ibil sondele noi trebuie concentrate pe platforme pentru a da
posibilitatea forării direcționale (în tufă sau în fascicol), astfel se simplifică sistemul de
52
injecție – extracție al gazelor. Alegerea amplasamentului trebuie să ia în considerare
normele priv ind protecția mediului înconjură. Distanțele de siguranță până la punctele
periculoase învecinate trebuie să țină seama de gazele aprinse la coș în condiții normale
de exploatare sau în condiții de avarie.
Instalațiile de suprafață
Sondele de exploatare care echipează depozitele subterane moderne de gaze
sunt dotate cu un ansamblu de suprafață care permite închiderea și deschiderea sondei
în regim automat de la distanță sau în regim manual de la capul de erupție. Acest sistem
automat poate de asemenea să transmită la distanță o serie de parametrii cum ar fi
presiunea dinamică și statică la capul de erupție, poziția robinetului de acționare
automată (închis/deschis) precum și alte informați care țin de gradul de automatizare al
depozitului. Toate aceste da te sunt transmise unui controlor programabil de tip PLC care
analizează și compară parametrii din câmp cu parametrii standard, afișează și transmite
aceste date, avertizează sau după caz închide sau deschide sonda. Acționarea
robinetelor în regim automat s e poate face electric, cu azot de la o instalație anexă sau
cu gaze de sondă. Acționările moderne sunt de tip electromagnetic -pneumatic, care
folosesc energia solară pentru alimentarea unei pompe hidraulice ce creează presiune în
rezervorul tampon de ulei în vederea asigurării forței necesare închiderii sau deschiderii
robinetelor. Alegerea tipului de acționare se face funcție de tipul robinetului ce echipează
capul de erupție, numărul de sonde care exploatează depozitul și distanța până la
punctul de coman dă, pe baza unui studiu tehnico -economic. Schema tipică a
echipamentului unui cap de erupție la sondele de injecție – extracție este redată în figura
XXX . Sondele care exploatează depozitul de la Bilciurești sunt echipate cu capete de
erupție fabricate în România tip 2 9/16 x 2 9/16 x 210 bar cu două brațe, care permit
dirijarea gazelor cu un minim de manevre în cicluri de injecție și extracție.
1/2"1/2"
1/2"1/2"PI
PI1/2"1/2"PT
1/2"PIYY PAHH PAH PIFLASH
PAH
PAL
SDVZSO ZSCFPYY ZSO ZSCHSCOMANDA MANUALA
PRV
3/4"1"PI
1/2"ALIMENTARE CU GAZ
INSTRUMENTAL
DE LA /LA SISTEMUL
DE GAZ
CAP
ERUPTIE
LEGENDA:
FP – DOP FUZUBIL
HS – COMUTATOR MANUAL
PI – INDICATOR DE PRESIUNE
PT – TRANSMITATOR DE PRESIUNE
PAH – ALARMA DE PRESIUNE MAXIMA
PAHH – ALARMA DE PRESIUNE MAXIM MAXIMORUM
PAL – ALARMA DE PRESINE JOASA
PRV – ROBINET DE SIGURANTA PRESIUNE
SDV – ROBINET DE INCHIDERE
ZSC – COMUTATOR IN POZITIA INCHIS
ZSO – COMUTATOR IN POYITIA DESCHISSEMNAL SOFT
SEMNAL ELECTRIC
SEMNAL PNEUMATIC
Comportarea la restabilirea presiunii a sondelor de gaz e
Performan ța unei sonde de gaze e determinată de propriet ățile fizice ale rocii,
mărimea și geometria zonei de drenaj, propriet ățile fluidelor. La o eliberare de gaze din
53
zăcământ are loc o c ădere de presiune care este caracteristic ă comportă rii fiecarei
sonde. A ceasta legitate este determinată experimental:
* *
s fppCQ
C este coeficient de performan ță;
n – exponentul unei pante ;
Probleme de z ăcământ cu privire la dezvoltarea c âmpurilor gazeifere:
– calculul evacu ării gazelor întro linie de transport la o presiune predeterminat ă;
– proiectarea și analizele de performan ță a liniilor de transport ;
-determinarea pozi ției și a numă rului de sonde ce urmeaz ă a fi s ăpate pentru a
satisface cerin țele viitoare ale pie ței.
Aceste probleme dep ind de utilizarea curbelor de restabilire a presiunii în sondă .
Pentru a determina curba de restabilire a presiunii avem nevoie de panta și de intersec ția
curbei de restabilire a presiunii cu ordonata. Panta curbei este procedura realizat ă de M.
H. Cullend er, numit ă procedura de testare izocronal ă. Se calculeaz ă coeficientul de
performan ță din parametrii de z ăcământ determina ți în laborator sau în șantier.
Aceasta procedur ă devine necesar ă cînd nu este fezabil s ă se fac ă teste de
restabilire a presiunii.
4.1. Indicele de productivitate a sondei
Studiile teoretice au arătat că, în general, coeficientul de performanță al
sondei depinde de următorii factori:
k – permeabilitatea efectivă a formațiunii;
rd – raza zonei de drenaj a sondei;
h – grosimea formațiunii;
rs – raza sondei;
µ – vâscozitatea gazelor;
v – funcție de debitele de producție
r – densitatea relativă a gazelor;
și de panta declinului de presiune;
Z – factorul de neidealitate;
TZ – temperatura de zăcământ.
O metodă de determinare a indicelui de productivitate este realizarea testelor
izocronale.
Reprezentarea grafică a datelor de debit și presiune conduce la obț inerea unei
diagrame indicatoare (fig. 3.5). Panta dreptei obținute este indicele de productivitate:
2 2tg .p
s dQIp p (3.2)
54
La sondele de gaze, dacă se admite un regim liniar de curgere într -un proces
izoterm, debitul se obține din relația (3. 1).
Fig. 3.5. Exemplu de diagramă indicatoare
Înlocuind factorul de volum al gazelor se obține ecuația:
2 2
0
0( ),
lng c d
c
g
sk hT p pQrZ p Tr
(3.3)
unde: Z este factorul de abatere a gazelor;
T – temperatura;
T0 – temperatura standard;
kg – permeabilitatea față de gaze;
µg – vâscozitatea dinamică a gazelor.
Astfel, expresia indicelui de productivitate devine:
0
2 2
0.
lng
p
c c d
g
sk hT QIr p pZ p Tr (3.4)
4.2. Variația presiunii în condiții statice
Pe baza presiunii citită la manometrul din coloana sondei (la suprafață) se
determină presiunea la nivelul perforaturilor, admițâ nd valori medii ale factorului de
abatere și temperaturii în sondă, cu relația:
m mr
RTZHg
s p ep p
(3.5)
unde: p p este presiunea la perforaturi;
ps – presiunea la suprafață;
H – adâncimea medie perforaturilor;
r – densitatea relativă a gazelor.
55
Această ecuație se rezolvă prin metoda de încercare –eroare. Se presupune o
valoare pentru pp, se estimează o presiune medie în sondă și se determină un factor
de abatere ș i o temperatură medie. Se calculează pp cu formula (3.5) și dacă aceasta
corespunde cu valoarea estimată, nu mai este necesară o altă încercare.
4.3. Variația presiunii în condiții dinamice
Pentru a determina valoarea presiunii la perforaturi în condiț ii dinamice cunoscând
compoziția gazului, temperatura, presiunea medie în sondă și presiunea la suprafață, se
pleacă de la bilanțul energetic al unui kilogram de fluid compresibil, scris în raport cu
două secțiuni situate una față de alta la distanța h.
Pentru calculul presiunii dinamice la perforaturi se poate utiliza următoarea
formulă:
0 ,06 83 0 ,0 6832 2 2
2 2
2 5e 110.835 e 1 ,r r
m t m t m t m th h
Z T Z T rad m t m t
f t
rp Z Tp p qT d (3.6)
unde:
q este debitul sondei;
r – densitatea relativă a gazului;
Zmt – factorul de abatere mediu din țevile de extracție;
Tmt – temperatura medie din țevile de extracție ;
– coeficientul de frecare;
h – adâncimea sondei;
pf – presiunea de fund cu sonda curgând ;
pt – presiunea în capul de erupție cu sonda curgând ;
d – diametrul interior al țevilor de extracție.
4.4. Efecte care apar la închiderea sondei
În timpul testelor de restabilire a presiunii, după închiderea sondei, curgerea mai
continuă o perioadă , fapt care se identifică în prima parte a curbei de restabilire. La
deschiderea sondei, această acumulare din sondă va complica curgerea fluidelor.
Coeficientul de înmagazinare se identifică în porțiunea de dreaptă cu pantă unitară de pe
graficul p = f(t) și are expresia:
2,2ad
r sCCm r (3.9)
unde C este volumul de lichid descărcat din spațiul inelar pentru o cădere de
presiune unitară la talpă . Coeficientul C se obține experimental, valoarea sa corectă fiind
aceea care face ca porțiunea inițială din curba a variație în timp a presiunii dinamice
după închidere să devină liniară.
3.3.2.5. Calculul puterii de comprimare
Comprimarea se folosește atât în timpul procesului de injecție cât și pe
perioada de extracție, mai ales în ultima parte a acesteia, când presiunea în zăcământ
se reduce foarte mult. Gama de compresoare existente este foarte largă și de aceea
este necesară o alegere foarte atentă, în funcție de raportul de comprimare și de
debitul care treb uie comprimat.
Pentru determinarea puterii de comprimare P, se pleacă de la definiția înălțimii
de refulare adiabatică:
56
1
11 ,1k
k
r
ad a a
r ap kH T Zk p (3.7)
unde: k este exponentul adiabatic la condițiile standard;
r – densitatea relativă a gazelor;
Ta – temperatura la aspirație;
Za – factorul de abatere calculat în condițiile de aspirație;
pa – presiunea de aspirație;
pr – presiunea de refulare.
Astfel, puterea de comprimare este dată de relația:
6
0 0H 10,3,6ad
adP Q g
(3.8)
unde: ρ o este densitatea gazelor, la 0 °C și 1,013 bar (sau 760 mm Hg);
Qo – debitul în condiții normale, exprimat în m3
N/h;
ad – randamentul adiabatic global al compresorului;
P – puterea, în kW.
3.4. Metode de creș tere a fiabilității în timp a sondelor de injecție – extracție
3.4.1 Considerații generale
Din experiența acumulată în exploatarea depozitelor de gaze cantonate în
zăcăminte depletate, ca și din predicțiile tehnice, se reliefează ca problemă majoră în
cazu l acestor zăcăminte echiparea sondelor în dreptul stratului productiv și realizarea
unor bune căi de comunicare între sondă și strat. Pe de altă parte, trebuie ținut cont de
faptul că sondele selectate pentru exploatarea depozitului au fost realizate ca so nde de
exploatare, nu pentru a fi folosite în mod ciclic.
Astfel, se impune ca pentru sondele existente să se găsească metode de
reabilitare a căilor de comunicație sondă –strat. Pentru sondele care se vor săpa pentru
completarea schemei de exploatare a dep ozitului, se impune acordarea unei atenții
speciale atât pentru echiparea lor, cât și pentru realizarea canalelor de comunicație.
3.4.2. Metode de realizare a unor bune căi de comunicare sondă -strat
Momentele importante ale realiză rii sondelor sau a reabilitării celor deja existente
avute în vedere în lucrarea de față sunt completarea și consolidarea sondelor:
traversarea stratelor productive;
perforarea sau reperforarea intervalelor productive;
consolidarea sondelor.
3.4.2.1. Traversarea stratelor productive
Pe timpul traversării stratelor productive, pot fi folosite mai multe tipuri de fluide,
astfel că se vor trata în continuare următoarele cazuri: folosirea fluidelor clasice, folosirea
soluțiilor limpezi și folosire a fluidelor speciale pentru foraj la subechilibru.
Cazul folosirii fluidelor clasice
Se cunoaște că, în timpul și în urma traversării prin foraj a stratului productiv,
principalul agent ce provoacă blocarea acestuia este filtratul fluidului de foraj, prin faptul
că pătrunde în strat pe o distanță mare față de peretele sondei.
57
Cunoașterea mărimii zonei blocate, mai precis a distanței de la peretele sondei înspre
strat pe p arcursul căreia se manifestă blocarea, este foarte importantă din punctul de
vedere al viitoarei exploatări a sondei. Se știe că, dacă lungimea canalelor de
comunicație sondă -strat depășește această zonă, capacitatea de curgere a sondei va fi
mai mare decâ t în cazul în care nu ar depăși -o.
Fig. 3.6 Zona blocată din jurul unei sonde
Pentru evaluarea acestei distanțe în timp, se folosește următoarea relație, cu
referire la figura 3.6:
2
,4.500 4 2s f s sD v t D Ddm (3.10)
unde: D s este diametrul sondei, m;
m – porozitatea formației, %;
vf – volumul filtratului la 60 min, m3;
t – timpul de contact fluid -strat, ore;
d – distanța de la peretele sondei pe care se manifestă blocarea, m.
În figura 3.6 este reprezentată zona blocată din jurul unei sonde, figură în care
mai apar față de relația (3.11): D – diametrul zonei blocate și h – înălțimea unitară a
stratului productiv.
În vederea stabilirii evoluției blocajului în timp, se măsoară și se estimează
porozitatea formației și filtratul fluidului, calculându -se pe baza formulei (3.11).
În vederea reducerii distanței pe care se produce blocarea, se recomandă
urmă toarea tehnologie de lucru.
Se preconizează să se efectueze circulație în dreptul stratului productiv doar în
timpul traversării prin foraj, a pregătirilor de cimentare (și atunci cu un fluid cu conținut
mare de solide coloidale) și în timpul cimentării. Î n restul timpului să fie asigurată o
stare de filtrare statică (filtrarea dinamică se face cu debite mai mari de filtrat, în
aceleași condiții de sondă, datorită permeabilității mai mari a turtei de colmataj
provocată de reducerea grosimii ei prin spălare de către curentul de fluid. În acest mod,
blocajul nu va fi așa sever, chiar dacă situații neprevăzute întârzie punerea în producție
a sondei. Pentru ca distanța de filtrare să nu crească exagerat în acest timp, se
recomandă ca, după traversarea prin foraj a stratului productiv, să se plaseze în sondă,
în dreptul stratului și deasupra lui, pe o înălțime de circa 100 m (funcție de timpul de
așteptare estimat) un dop de fluid cu viteză de filtrare zero (sau aproape zero). Fluidele
58
ce îndeplinesc această condi ție sunt soluțiile de polimeri, eventual îngreunate cu
carbonți de calciu și/sau fier (siderită). Se recomandă polimerul hidrixietil -celuloză
(HEC), deoarece se poate dizolva în acizi.
O estimare aproximativă, pentru un strat de grosime (20…40) m, ne indic ă o
perioadă de doar (10…25) ore în care se produce o filtrare dinamică:
– traversarea prin foraj: (5…20) ore;
– plasarea dopului de polimer cu filtrare zero (în perioada următoare, eventualele
marșuri se execută doar până deasupra dopului de polimeri);
– pregătire de cimentare și cimentare: 5 ore.
Efectuând lucrările în acest mod, sunt speranțe ca perforaturile ce vor fi
executate să depășească zona blocată (care nu ar depăși (5…6) cm după formula
(3.11)). Menționăm că aceste lucrări sunt efetuate de către operatorii de foraj în
prezența supervizorului. În cele de mai sus s -a tratat modul de limitare a blocajului pe
cale tehnologică. Mai adăugăm la aceasta și alegerea tipului de fluid utilizat.
Alegerea fluidului trebuie astfel făcută încât să existe o comp atibilitate între el și
strat. Se urmărește ca filtratul acestuia să fie cât mai mic, pentru a nu schimba echilibrul
fizico -chimic al mineralelor argiloase, eventual prezente în sistemul de pori și a fi ușor
evacuat la punerea în producție.
Ca fluide de de schidere se pot folosi oricare din tipurile existente. Se impune însă
folosirea fluidelor speciale (pe bază de potasiu, soluții limpezi de electroliți cu polimeri)
și a celor pe bază de produse petrolifere.
Decizia de a se folosi un tip de fluid sau altul se ia în baza unui calcul tehnico –
econmic, fondat pe disponibilul de pe piață. Întotdeauna trebuie conjugate măsurile
tehnice și tehnologice pentru a se obține rezultate cât mai bune. Chiar dacă suntem
constrânși să lucrăm cu un fluid dispersiv, putem limi ta blocajul prin luarea unor măsuri
de reducere drastică a filtratului lucrând cu o diferență de presiune sondă – strat cât mai
mică, oprirea sistemului de curățire pentru creșterea concentrației în particule fine (care
duce la reducerea permeabilității tu rtei), tratarea cu antifiltranți etc. Reducerea filtrării
trebuie urmărită și în cazul fluidelor speciale prin reducerea diferenței de presiune și
utilizarea de antifiltranți.
Cazul folosirii soluțiilor limpezi
Acestea, în general nu pot forma turte de col mataj pe pereții stratului și în
consecință, trecerea lor în strat este guvernată doar de condițiile tehnologice (diferența
de presiune sondă -strat), permeabilitatea stratului și căderea de presiune survenită la
curgerea în strat și care depinde de vâscozi tatea lor. Nu numai că prezența fluidelor
străine în strat (chiar dacă sunt foarte inhibitive) duce la apariția unui blocaj, dar și
faptul că aceste soluții sunt foarte scumpe impune operatorului să ia anumite măsuri de
limitare a pierderilor în strat.
Curgerea în strat se oprește când căderea de presiune în strat egalează căderea
de presiune sondă -strat care o inițiază. Cum căderea de presiune în strat depinde de
vâscozitatea soluției iar aceasta, ca pentru orice model de curgere cu tensiune de prag,
depin de de viteza de forfecare (fig. 3.7), putem controla curgerea în strat a soluției prin
controlul vitezei (debitului) de curgere a soluției prin pereții sondei. Acest lucru se
bazează pe următorul raționament: viteza de forfecare a fluidului în strat depind e de
viteza de curgere a acestuia în strat. Viteza de curgere depinde de debitul de curgere și
secțiunea prin care acesta curge. Cum, în anumite condiții tehnologice (diferența de
presiune sondă -strat), debitul de curgere rămâne constant, secțiunea de curg ere
influențează viteza de curgere, viteza de forfecare, respectiv vâscozitatea soluției în
strat.
Cum secțiunea de curgere este tot mai mare pe măsură ce distanța de la peretele
sondei crește, vâscozitatea soluției crește corespunzător, contribuind la opr irea curgerii.
În vederea stabilirii distanței de la care se produce oprirea curgerii soluției în strat se
59
poate folosi următoarea relație:
,cQ
A k m (3.11)
unde:
este viteza de forfecare, s–1;
Q – debitul de pierdere, m3/zi;
A – secțiunea de curgere la diferite distanțe de axa sondei, m2;
k – permeabilitatea formației, mD;
m – porozitatea formației, %;
c – constantă de transformare, c = 360.
Figura 3.7. Varația vâscozitații cu viteza de forfecare
Modul de lucru pentru stabilirea distanței de invazie este următorul:
– din experienț a pe structură se estimează debitul de pierderi;
– se stabilesc (pe baza măsurătorilor) permeabilitatea și porozitatea formației;
– se calculează secțiunea de curgere la diferite distanțe de peretele sondei (se
poate lua un pas de 0,1 m);
– se calculează v itezele de forfecare corespunzătoare și se tabelează sau se
reprezintă grafic (funcție de distanțele alese);
– distanța limită de pierdere (de oprire a curgerii) este considerată cea
corespunzătoare valorii vitezei de forfecare de circa 10 s–1.
Tabelul 3.1
d, m 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5
A 18,85 37,70 56,55 75,40 94,25
k, mD 100 38,20 19,10 12,73 9,55 7,64
1.000 12,08 6,04 4,03 3,02 2,42
Cu ajutorul acestei distanțe se poate estima cantitatea de soluție ce se va pierde.
În tabelul 3.1 sunt trecute rezultatele obținute pentru o sondă cu raza de 0,1 m, un strat
cu grosimea de 30 m, un debit de pierdere de 20 m3/zi, o porozitate de 0,25% și pentru
două valori ale permeabilității, de 100 mD și 1.000 mD.
Se poate observa din tabel că distanța de la perete, unde se oprește pătrunderea
soluției este la 40 cm, pentru k = 100 mD și la aproximativ 15 cm, pentru k = 1.000 mD.
În ambele cazuri, canalele de comunicație, uzual realizate nu depășesc aceste valori. Î n
60
scopul limitării distanței de invazie a acestor soluții trebuie luate măsuri de creștere a
vâscozității lor la suprafață, prin creșterea concentrației în electrolit și/sau polimer.
În figurile 3.8…3.12 este prezentată variația distanței de pătrundere în funcție de
concentrația de HEC și săruri.
Fig. 3.8.
Fig. 3.9.
Fig. 3.10.
Fig. 3.11.
Fig. 3.12.
Analizând diagramele din figurile 3.8…3.12, putem spune că distanța de
61
pătrundere a fluidelor este mult influențată de concentrația în HEC a acestora. În schimb,
influența sărurilor este diferită, după cum urmează.
Pentru soluții de NaCl cu u n conținut de 250 g de NaCl la 1 litru soluție fără CaCl 2
(vezi figura 3.8 stânga), distanța de pătrundere a soluțiilor este mare și se micșorează
simțitor la adaosul de numai (25 …50) g CaCl 2 la un litru soluție (vezi figurile 3.8 dreapta și
3.9 stâ nga). De la 100 g CaCl 2 în sus, influența acestuia asupra distanței de pătrundere a
soluțiilor cu un conținut de 250 g NaCl la 1 litru de soluție este nesemnificativă (vezi
figurile 3.9 dreapta și 3.10).
La soluțiile de CaCl 2 și HEC (fără adaos de NaCl) se observă că, până la
concentrații de 200 g CaCl 2 la un litru de soluție, distanța de pătrundere în strat este mare
și se micșorează substanțial numai la adaosul unei cantități de 150 g NaCl la un litru de
soluție.
În ceea ce privește conținutul de KCL în aceste soluții (v. figura 3.11), se observă
că acesta influențează distanța de pătrundere numai în cantități mari, de (150 …200) g KCl
la un litru de soluție, dar având în vedere costul ridicat al acestuia, nu se recomandă a fi
folosit decât ca inhibitor pentru hidratarea mineralelor argiloase, în proporție de până la 5
g la litru.
Influența ZnS0 4 asupra soluțiilor de NaCl și CaCb nu este prea mare comparativ
cu influența NaCl asupra soluțiilor de CaCl 2 și a CaCb asupra soluțiilor de NaCl, așa încât
nu se va folosi decât pentru realizarea unor fluide cu greutate specifică mare, dacă este
cazul, pentru asigurarea presiunii hidrostatice necesare.
Cazul folosirii fluidelor speciale pentru foraj la subechilibru
Un model de fluid de foraj pentru realizarea forajelor la subechilibru îl reprezintă
spumele preformate. Întreaga idee a forajului la subechilibru constă în realizarea unei
contrapresiuni pe stratul productiv mai mică decât presiunea din pori, ceea ce va
conduce la o curgere dinspre strat spre sondă pe perioada forajului, în acest fel
evitându -se contaminarea stratului productiv cu fluid de foraj, astfel încât să nu fie
alterate proprietățile de curgere ale stratului productiv în jurul găurii de sondă.
Spum ele sunt sisteme formate prin aglomerarea de bule de gaz separate unele
de altele prin filme subțiri de lichid. Prepararea unui astfel de sistem se face prin
dispersare sau condensare (aglomerare). Prepararea prin dispersie implică existența, în
anumite ca ntități, a viitoarelor faze (dispersă – gaz și continuă – lichid), urmând ca
viitoarea fază discontinuă să fie dispersată în cea continuă printr -un procedeu oarecare.
La prepararea prin condensare, se pleacă de la faptul că viitoarea fază discontinuă se
găsește sub formă de solut (molecule dizolvate în faza continuă), iar în timpul preparării
moleculele se unesc în agregate mai mari (ex: formarea spumei de bere).
Pentru ca aceste sisteme să fie stabile în timp, este necesară folosirea unui alt
component, nu mit spumant, cu rolurile de reducător al tensiunilor intefaciale, în vederea
înlesnirii formării spumei, și de formare a unei membrane protectoare la suprafață,
pentru stabilizarea ei. Eficiența spumanților se exprimă prin următoarele caracteristici
[49]:
– Coeficientul de expansiune reprezintă raportul dintre volumul de spumă formată
și volumul de soluție folosită. În funcție de valoarea lui, spumele se pot divide conform
tabelului 3.2.
– Stabilitatea spumei S sp este dată de raportul dintre volumul spumei după un
anumit timp de repaus V t și volumul inițial de spumă V 0 citit la 30 secunde de la
preparare:
0.t
spVSV (3.12)
62
Tabelul 3.2
Coeficient de
expansiune Valoarea coeficientului Tip spumă
Mic 2 – 20 Grea
Mediu 21 – 200 Medie
Mare 200 – 1000 Ușoară
Spumele utilizate ca fluide de circulație în sonde sunt spume preformate,
preparate la suprafață, î nainte de introducerea în sondă. După evacuare, în principiu,
spumele nu mai sunt recirculate, dar în funcție de condiții, există și posibilitatea de
recirculare a lor. Pentru obținerea lor sunt necesare următoarele:
– faza continuă – apă, apă de mare sau de zăcământ, noroaie ușoare cu
concentrație mică în solide, sau diverse soluții de săruri la diferite concentrații;
– faza dispersă – aer, gaze de sondă, azot;
– spumanți – substanțe ionice sau neionice de tipul detergenților;
– stabilizatori – substanțe m acromoleculare cu proprietăți tensioactive, solubile în
faza continuă (carboxil -metil -celuloză, poliacrilamidă), sau substanțe solide de
dimensiuni coloidale (bentonită, silice);
– generator de spumă – tub Venturi, țevi concentrice de diametre diferite, me dii
poroase.
Proprietățile spumelor preformate depind de tehnologia folosită la prepararea lor.
Voi prezenta în continuare principalele proprietăți care arată capacitatea spumelor
preformate de a fi folosite ca fluide de circulație în sonde.
Fracț ia volumică de lichid sau FVL este proprietatea cea mai importantă, care
influențează și celelalte proprietăți. Reprezintă valoarea raportului dintre volumul de
lichid folosit la preparare și volumul spumei formate la condițiile de presiune și
temperatură date:
,( , )L
L GVFVLV V p T (3.13)
unde:
VL este volumul de lichid;
VG – volumul de gaz e la presiunea și temperatura de preparare.
Valorile FVL sunt cuprinse între 0,02 și 0,5 pentru condițiile de sondă și între 0,02
și 0,16 pentru condițiile de suprafață. Această proprietate influențează foarte mult
capacitatea spumei de a ridica particule solide, datorită modificărilor pe care le
provoacă în structura sitemului format.
Capacitatea de ridicare a spumelor crește de la capacitatea de ridicare a fazei
continue ( FVL = 1), la o valoare maximă, când FVL este aproximativ 0,02, după care,
va scădea brusc pentru valori ale FVL mai mici de 0,02 , datorită apariției alternanțelor
de curgere (dop de spumă, dop de gaz).
Structura spumelor este caracterizată printr -un grad înalt de dispersie a gazului
în faza continuă. Dimensiunile bulelor variază în limite largi, iar forma lor este
eterogenă, variin d de la sferică – pentru valori mari ale FVL, la poliedrică – pentru valori
ale FVL mai mici de 0,25. Capacitatea de transport cea mai mare este asigurată la
valori ale FVL de sub 0,25, deci când forma este poliedrică, formă care se datorează în
principal naturii forțelor care se manifestă în acest sistem.
În opinia cercetătorilor (Plateau, Bickerman, Desch), de -a lungul unei axe, se pot
întâlni numai trei pelicule separatoare, care formează între ele unghiuri de 120°, iar
contactul dintre ele se va face pr in intermediul unei coloane de fluid subpresat sub
formă de prismă triunghiulară foarte înaltă. Într -un punct se pot întâlni axele a patru
prisme de lichid subpresat, care sunt dispuse spațial sub un unghi de 109°. Astfel, după
Desch, forma cea mai probabi lă a bulei de spumă este cea de dodecaedru pentagonal.
63
Proprietățile reologice ale spumelor sunt influnțate de interacțiunea
moleculelor fazei continue și de interacțiunea dintre fazele în mișcare. Interacțiunea
dintre fazele în mișcare este influențată fo arte mult de valoarea FVL. Astfel, pentru
valori ale FVL de peste 0,45, bulele au formă rotundă, sunt dispersate și nu
reacționează permanent, spuma prezentând proprietăți de curgere asemănătoare
fluidelor newtoniene. Pentru valori ale FVL cuprinse între 0 ,45 și 0,2, bulele
interacționează între ele prin forțele de atracție sau repulsie manifestate între
suprafețele peliculelor separatoare, sistemul prezintă o tensiune de prag, comportarea
lui fiind considerată binghamiană. Pentru valori ale FVL cuprinse în tre 0,2 și 0,02, forma
bulelor este poliedrică, tensiunea de prag și vâscozitatea plastică au valori mult mai
mari, comportarea rămânând binghamiană.
Vâscozitatea aparentă a spumelor este mare comparativ cu a soluțiilor lichide, iar
tensiunea statică de fo rfecare are valori cuprinse între 10 N/m2 și 150 N/m2.
Aceste propietăți fac ca spumele preformate să poată fi utilizate la diferite operații
de sondă cum ar fi: forarea stratelor productive și/sau depletate, traversarea zonelor de
pierdere, denisiparea so ndelor etc. O spumă de calitate necesită, pentru o evacuare
perfectă a sondei, viteze în spațiul inelar de două ori mai mici față de fluidele
convenționale de foraj.
3.4.2.2. Perforarea sau reperforarea intervalelor productive
După operaț iile de forare, tubare și cimentare, este necesară operația de
perforare, pentru a crea posibilitatea curgerii fluidelor din strat în sondă. Prin detonarea
controlată a unor încărcături explozive, se produc găuri în coloană, ciment și în
formațiunea produc tivă, realizându -se astfel canale de comunicație sondă –strat.
Pentru optimizarea producției sau injecției este necesar să proiectăm atent modul
de executare al perforaturilor, pentru a obține perforaturi curate, care să fie extinse
dincolo de zona de bloca j în masa de rocă rezervor nealterată de operațiunile
precedente (forare, cimentare etc.).
Perforarea prin detonare controlată, pe lângă găurirea coloanei, a inelului de
ciment și a rocii pe o anumită distanță de la peretele sondei, produce, de asemenea și o
pulverizare a particulelor de rocă din rezervor, ceea ce conduce la crearea unei zone de
permeabilitate scăzută în jurul canalului perforaturii, prin tasarea materialului pulverizat.
În figura 3.13 sunt exemplificate zonele de diferite permeabilități r ezultate în urma
operației de perforare cu jet cumulativ.
Elementele care apar în figură sunt:
1 – gaura de sondă;
2 – coloana;
3 – piatra de ciment;
4 – perforatură;
5 – reziduuri ale jetului rămase după pornirea curgerii fluidelor spre sondă;
6 – zona d e rocă pulverizată și posibil compactizată, de permeabilitate k 5;
7 – zona de rocă din jurul sondei blocată de filtratul fluidelor de foraj și cel din
pasta de ciment, cu permeabilitatea k 2;
8 – zonă blocată de acț iunea fluidului folosit la perforare, de permeabilitate k 3;
9 – zonă blocată sub acțiunea fluidelor de foraj, cimentare și perforare, de
permeabilitate k 4;
10 – zona de rocă neafectată de interacțiunea dintre fluidele folosite la
traversarea prin foraj sau perforare și mineralele constitutive ale pereților de pori sau
fluidele cantonate în aceeași zonă, cu permeabilitatea k 1;
rbf – raza zonei blocate în timpul forajului;
Lp – lungimea perforaturii.
64
Fig. 3.13 Zonele de diferite permeabilități rezultate în urma operației
de perforare cu jet cumulativ
Pentru zonele de rocă din jurul perforaturii afectate de fluidele folosite la
perforare cu permeabilitățile k 3 și k 4, pentru ușurin ța interpretării, convenim să
considerăm aceste zone de permeabilități constante, iar valorile acestor permeabilități
le vom considera ca valori relative pe care le obținem prin raportarea valorilor la
valoarea permeabilității k 1, pe care o luăm egală cu u nitatea. Câtă vreme nu se
efectuează nici o operație de stimulare, între aceste permeabilități există relația:
1 2 3 4 . k k k k (3.14)
Zona de depunere a rezidurilor jetului, zonă care micșorează foarte mult
capacitatea de curgere a sondei, intră tot în componența zonei de permeabilitate k 5,
unde
5 10,1 .k k (3.15)
Pentru obținerea unei comunicări sondă –strat cât mai bune, este esențial să
reducem cât mai mult impactul pe care îl are blocarea perforaturilor asupra curgerii
fluidelor prin ele.
Astfel, ani la rând, s -a considerat că pentru obținerea unor perforatu ri curate, pe
lângă utilizarea unor fluide corespunzătoare în timpul perforării este suficient să se
efectueze perforarea în condiții de subechilibru, la o mare diferență de presiune. Prin
această metodă, se căuta eliminarea zonelor de permeabilități k 3, k4 și k 5.
65
Metoda constă în crearea în sondă, înainte de perforare, a unei presiuni mult mai
mici decât cea de strat, ceea ce ar determina ca, imediat după perforare, curgerea
fluidelor din zona adiacentă găurii de sondă să se facă cu viteze foarte mari, pri n
aceasta expulzându -se din tunelul perforaturilor particulele zdrobite de rocă, crusta
formată prin tasarea acestora și rezidurile rezultate în urma detonării.
În urma studiilor din ultimii ani, cercetătorii din cadrul companiei Schlumberger au
ajuns la c oncluzia că, pentru obținerea unei perforaturi curate, folosirea doar a
subechilibrului în timpul perforării nu este suficientă, deoarece cea mai mare influență o
au variațiile mari de presiune de după detonarea încărcăturii explozive, și nu mărimea
difere nței de presiune dintre sondă și strat.
Astfel, ei au dezvoltat și patentat o nouă metodă de perforare, numită PURE
(Perforating for Ultimate Reservoir Exploitation process) – perforarea pentru o
exploatare de top.
Procesul PURE constă într -o proiectare a perforării specifică fiecărui caz în parte,
o formă specială a încărcăturii detonante și o calibrare specifică a armei. Software -ul de
proiectare și modelare PURE, pe baza proprietăților zăcământului și a parametrilor de
completare a sondei, creează un sis tem de perforare unic și optimizează procesul de
completare a sondei pentru obținerea și monitorizarea la cel mai bun nivel al
subpresiunii dinamice pentru fiecare operațiune și nu se bazează numai pe presiunea
estimată a rezervorului. În consecință, marja de eroare și posibilele probleme
operaționale create de relaționarea dintre presiunea estimată a rezervorului și valoare
subpresiunii create în sondă sunt reduse semnificativ. Datorită acestui grad avansat de
personalizare, tehnica PURE a fost utilizată c u succes în cazul zăcămintelor de petrol și
gaze alcătuite din orice tip de roci.
Metoda prezintă următoarele caracteristici și beneficii:
Caracteristici:
Predicția SPAN (metoda Schlumberger de analiză a perforării) a eficienței
completă rii pentru alegerea sistemului de perforare.
Crearea unei mari presiuni diferențiale dinamice plecând de la subpresiune sau
suprapresiune statică mică.
Densitatea mai mare de perforaturi.
Volum redus de fluid de tratare sau lipsa nevoii de acidizare în urma perforării.
Beneficii:
Productivitate și injectivitate crescute ale sondei prin minimizarea sau
eliminarea zonei de compactare și eliminarea reziduurilor detonării.
Îmbunătățirea rezultatelor obținute prin operaț iile de acidizare sau fracturare
hidraulică.
Minimizarea fisurărilor apărute în inelul de ciment, rezultând o mai bună izolare.
În figura 3.14, conform Schlumberger, sunt prezentate rezultatele unei perforări
cu o singură împușcătură, plecând de la o sup rapresiune statică de 3,44 MPa. Din
grafic se vede că, imediat după detonare, presiunea în sondă scade la –16,54 MPa, iar
sistemul rămâne la subpresiune pe toată durata testului. Testul arată că subpresiunea
dinamică poate fi obținută plecând de la o stare se suprapresiune statică [94, 133] .
66
Fig. 3.14 Rezultatele unei perforări cu o singură împușcătură, conform
Schlumberger
3.4.2.3. Consolidarea sondelor
O altă problemă ce influențează negativ comunicația son dă-strat o reprezintă
migrația particulelor solide din strat în sondă, problemă ce apare în stratele productive
compuse din gresii și nisipuri slab consolidate și care conduce la nisiparea sondelor și
la scăderea drastică a capacității de producție sau inj ecție a respectivelor sonde.
În cazul gresiilor, problema este minoră, în sensul că migrația particulelor fine,
rezultate în urma operațiilor de completare a sondei, conduce la diminuarea
permeabilității zonei din jurul găurii de sondă. Particulele pot pod i în constricțiile porilor
când diametrul particulelor depășește 1/3 din diametrul mediu al porilor, fixându -se
suficient de bine pentru a nu mai putea fi expulzate la pornirea curgerii din strat spre
sondă. Acest lucru este mai pregnant dacă particulele s olide sunt formate din minerale
argiloase, al căror volum crește ulterior fixării. Problema poate fi rezolvată în timpul
operațiilor de completare prin alegerea unor fluide compatibile cu stratul, sau prin
tratamente de stimulare, ulterioare perforării.
La stratele productive neconsolidate formate din pietrișuri sau nisipuri, problema
este mult mai gravă, conducând la blocarea totală a curgerii spre sau dinspre sondă.
Problema se poate rezolva prin utilizarea unor metode de consolidare.
Metodele de bază pen tru prevenirea nisipării sunt:
restricționarea producției;
metode mecanice;
consolidări chimice;
combinații ale acestor metode.
Factorii cei mai importanți după care se alege tipul de combatere a nisipării sunt
următorii:
tipul sondei;
67
tipul de completare a sondei;
lungimea intervalului productiv.
Pe lângă aceștia, mai sunt de luat în calcul și următorii factori: economic,
fiabilitatea, efectele asupra productivității, costurile de reparații, gradul de depletare al
zăcământului, istori a producției de nisip și saturația în apă.
Alegerea restricționării producției ca metodă de combatere a nisipării este cea
mai comodă, însă factorul economic, adesea, ne face să evităm folosirea acestei
metode.
Alegerea materialului pentru consolidare
Consolidarea se efectuează în dreptul stratelor slab consolidate, constituite din
pietrișuri și nisipuri. Alegerea dimensiunii nisipului sau pietrișului folosit la consolidare
se bazează pe rezultatele analizei granulometrice a nisipului provenit din stratul
productiv. Mai precis, folosind curbele cumulativă și histogramă, se alege diametrul
critic (minim) al granulei care poate să treacă prin filtru. Nisipul sau pietrișul utilizate în
consolidare se alege astfel încât dimensiunea medie a porilor creați în str uctura
respectivă să nu depășească de mai mult de trei ori diametrul critic.
Alegerea metodei de consolidare funcție de tipul de sondă
Tipurile de sondă existente în cadrul ROMGAZ S.A. sunt:
sonde de gaz noi sau vechi;
sonde de extracție sau injecție.
În sondele noi, se poate folosi oricare dintre metodele de bază în combaterea
nisipării, însă este de preferat să se folosească o metodă combinată. Se recomandă ca
perforaturile sa fie spălate suficient pentru a se crea mici cavități în afara coloanei, de
vreme ce singurul tip de consolidare obținut în urma metodelor combinate este acela al
plasării de nisip în spatele coloanei și de consolidare a acestuia cu rășini.
Pentru sondele vechi, este important să se determine dacă sonda a produs sau
nu mult nisip . În cazul în care a produs mult nisip, tehnicile de consolidare se limitează
la consolidarea de după preîmpachetarea sondei. Deoarece metodele chimice nu se
pretează în cazul apariției golurilor în spatele coloanelor perforate, în cazul sondelor
vechi car e au produs mult nisip, se recomandă folosirea metodelor mecanice sau a
metodelor combinate de consolidare.
Dacă sondele sunt de injecție sau extracție, influența acestui fapt asupra alegerii
tipului de consolidare este foarte mică. Aici factorul care dict eză este cel economic.
Alegerea metodei de consolidare funcție de tipul de completare al sondei
Tipurile principale de completare sunt:
coloană șlițuită;
gaură liberă;
coloană tubată, cimentată și perforată.
Cele mai puține restricții î n alegerea metodei de control al nisipării le pune cazul
coloanei perforate. Metodele cele mai folosite în acest caz sunt cele de consolidare
chimică. Pentru aceasta însă, nu trebuie să existe goluri în spatele coloanei. Acest tip
de completare ne dă cea m ai mare capacitate de control a materialului de consolidare
pe măsură ce acesta intră în formație.
Metodele mecanice de combatere a nisipării se pretează foarte bine la acest tip
de completare, dar, cu toate acestea, este dificil să se realizeze o bună pă trundere a
nisipului de împachetare în fiecare tunel de perforatură, lucru ce reprezintă o necesitate
absolută. Există mai multe tehnici de plasare care să rezolve aceste probleme.
Metodele combinate, cum este cea de împachetare cu nisip consolidat cu răși ni,
se potrivesc și ele foarte bine la acest tip de completare, în cazul lor fiind necesară
formarea unor goluri în spatele coloanei, goluri în care să se amplaseze nisipul care va
68
fi consolidat cu rășină.
Pentru tipul de completare în gaură liberă, tehnic ile de control se limitează fie la
metodele mecanice (împachetare cu nisip), fie la cele combinate (împachetare cu nisip și
consolidare cu rășini).
La acest tip de completare nu pot fi folosite metodele chimice de consolidare,
deoarece nu se poate controla separarea diferitelor stadii de tratare, fapt ce poate
degenera într -o deteriorare permanentă a stratului productiv.
Alegerea metodei de consolidare funcție de lungimea intervalului
Lungimea intervalului ce trebuie tratat este critică, în primul rând dato rită
sistemelor de consolidare. Astfel, sistemele plastice de consolidare sunt foarte sensibile
la variațiile permeabilității de -a lungul intervalului ce trebuie tratat.
Se recomandă ca, pentru consolidare, intervalul ce se tratează să fie sub 5 m de
interval perforat. Au fost tratate cu succes și intervale mai lungi, dar rata de succes
scade dramatic pentru intervale mai lungi de 10 m.
De asemenea, și costul operațiunilor crește în funcție de lungimea intervalului.
3.4.2.4. Mod de operare pentru realizarea unor bune căi de comunicație
sondă -strat
Sondele noi:
traversarea stratelor productive cu:
fluide tip soluții limpezi de electroliți, tratate în vederea reducerii drastice a razei
de invazie;
tehnologie de foraj la subechilibru (folosind spume preformate);
lărgirea zonei din dreptul stratului productiv pentru a da posibilitatea executării
unui gravel -packing eficient;
tubarea cu coloana propusă în proiect;
perforarea cu metode și tehnolog ii noi cum este PURE;
realizarea filtrului de gravell -packing (pe o grosime de minim 8 cm pentru o
eficiență maximă).
Sondele existente:
Pentru acestea trebuie refăcută zona din dreptul stratului productiv.
îndepărtarea coloanei (acolo unde este cazul) din dreptul stratului productiv prin
frezare;
traversarea stratelor productive cu:
fluide tip soluții limpezi de electroliți, tratate în vederea reducerii drastice a razei
de invazie;
tehnologie de foraj la subechilibru (folosind spume preformate);
lărgirea zonei din dreptul stratului productiv pentru a da posibilitatea executării
unui gravel -packing eficient;
tubarea cu coloana propusă în proiect;
perforarea cu metode și tehnologii noi cum este PURE;
realizarea filtrului de gravell -packing (pe o grosime de minim 8 cm pentru o
eficiență maximă).
3.3.2.1. Debitul sondei
Performanțele unei sonde depind de următorii factori: proprietățile fizice ale rocii,
aria suprafeței de drenaj, proprietățile fluidelor din zăcământ și distribuția de presiune.
Relația dintre debitul de gaz și căderea de presiune strat -sondă este caracteristică
fiecărei sonde în parte. Această relație, determinată experimental, are următoarea
expresie [27, 82, 100]:
2 2( ) ,p s d Q I p p (3.1)
unde: I p este indicele de productivitate;
ps – presiunea statică de zăcământ;
69
pd – presiunea dinamică de zăcământ.
Conservarea produselor înmagazinate pe termen lung
Instalațiile de î nmagazinare trebuie proiectate astfel încât să asigure continuitatea
conservării pe termen lung a produselor înmagazinate. Aceasta implică cuno ștințe
prealabile adecvate despre formațiunea geologică în care urmează să se formeze
depozitul și geologia rocil or înconjurătoare.
– culegerea tuturor informațiilor de bază necesare pentru precizarea parametrilor
limită de construcție și exploatare;
– demonstrarea capacității de a asigura conservarea pe termen lung a produselor
înmagazinate prin intermediul integrit ății sale mecanice și hidraulice.
Construcția și exploatarea trebuie făcută în asemenea manieră încât să se mențină
integritatea conservării. Nici o altă activitate sau instalație nu trebuie să afecteze
integritatea reținerii.
DEBITUL SONDELOR
Sondele sunt folosite pentru transferul gazelor în rezervorul subteran de depozitare
și din acesta la consumatori. Combinația de sonde injecție -extracție, reprezintă cel mai
comun tip fiindcă este și cel mai economic mod de exploatare. Sondele sunt utilizate
pentru am bele procese: injecție și extracție. Datorită caracteristicilor individuale ale
zăcământului (rezervorului), acest sistem poate să nu se dorească injecția și extracția
prin aceea și sondă în anumite porțiuni ale rezervorului de depozitare. Acest lucru este
posibil datorită menținerii sub control al influxului de apă, la rezervoarele care se
exploatează în regim mixt -elastic plus împingerea de apă, pentru a preîntâmpina
formarea de pungi de gaze izolate, ori din alte considerente. În aceste cazuri se folosesc
una sau două sonde numai pentru injecție sau pentru extracție. Sondele de
injecție+extracție, în mod uzual, au diametru coloanei mult mai mare decât sondele
normale de producție, care să permită folosirea țevilor de extracție cu un diametru mare
în scopul reducerii pierderilor de presiune prin frecare și pentru a realiza debite mai mari
de injecție sau de extrac ție atunci când debitul de gaze nu este restric ționat de
receptivitatea stratului sau presiunea de fisurare a stratului.
Sondele de observație sunt folosite, în special, pentru monitorizarea migrării apei
în rezervor. O sondă de observație trebuie amplasată într -o poziție joasă pe structură,
pentru a monitoriza prezența gazelor sau a apei în acest punct. Sondele de observație
pot avea o coloană cu un diametru mai mic. În unele cazuri, o sondă neproductivă sau o
sondă de injecție nesatisfăcătoare poate fi transformată în sondă de observație.
Pentru determinarea debitului unei sonde de gaze se pot folosi două metode:
1. metoda clasică ce se aplică la ni velul stratului și care ține seama de parametrii
fizico -hidrodinamici ai zăcămintelor de hidrocarburi din cercetările de șantier.
2. metoda convențională bazată pe măsurători de presiune la suprafața sondei.
Ecuația debitului de producție pentru un model de curgere a hidrocarburilor în
medii poroase, unde mișcarea este staționară, plană și stabilizată, poate fi scrisă sub
forma:
2 2
d sp pIPQ
unde IP este indicele de prod uctivitate are expresia:
srcr
ggbkhIP
ln2
IP – indicele de productivitate [m2/sPa]
Pc – presiune static ă [Pa]
Pd – presiune dinamică [Pa]
70
K – permeabilitatea stratului [Darcy]
bp – factor de volum
p- vâscozitatea dinamică [Ns/m2]
rc – raza de influență a sondei [m]
r s – raza sondei [m]
h – grosimea stratului [m]
Reamintim că grosimea stratului h se evaluează din diagrafia electrică sau/șiu din
datele de carotaj mecanic și include toate “ nisipurile ” care contribuie la produc ția de
hidrocarburi. Presiunea statică (p c), presiunea dinamică (p d) ca și temperatura de
zăcământ se mă soară cu ajutorul manometrelor de fund, înzestrate cu termometre
maximale. Vâscozitatea dinamică p, factorul de volum (b) ca de altfel și alț i parametrii
fizici caracteristici hidrocarburilor, se obțin din cercetări în laborator efectuate în autoclavă
pe probele colectate din sonde sau recombinate la suprafață, sau în lipsa acestora, din
diagrame de corelații publicate. Raza zonei de influență a sondei (r c) se admite a fi egală
cu jumătate din distanța dintre două sonde adiacente.
Dintre multiplele aplicații ale indicelui de productivitate rescriem pe următoarele:
multiplicarea valorii indicelui de productivitate cu presiunea statică reprezin tă
potențialul de producție al unui strat;
compararea indicelor de productivitate înainte și după efectuarea operațiilor de
mărire a afluxului de fluide către sonde dă indicații asupra eficienței acestor operații;
declinul indicelui de productivitate î n timpul ”vieții ” unui zăcământ reflect ă starea
de depletare a acestuia;
prevederea variației acestui indice cu saturația în fluide reprezintă o metodă
clasică de evaluare a funcției Q = f(t) pentru zăcămintele care produc în regim de gaze
dizolvate.
Reprezentarea grafică a datelor de debit și presiune conduce la obținerea
diagramei indicatoare din figura XXX , care conform relației (XXX) este o dreaptă,
rezultată, în cazul măsurătorilor imprecise, prin metode de interpolare (de obicei metoda
micilor pătr ate). Panta acestei drepte reprezintă, de altfel, indicele de productivitate:
2 2
d sp pQtg IP
Pentru compararea productivității mai multor sonde care produc în aceleaș i condiții
și din același strat, însă pe diferite intervale deschise, se folosește indicele specific de
productivitate care se definește ca raportul IP și grosimea efectivă a stratului, adică:
sc
ggd s
rrbk
P phQ
hIPIPS
ln2
2 2
Debitul de productie Q [Nmc/zi]Presiunea diferentiala p – pc d
a
Fig. xxx Diagramă indicatoare
71
Pentru sondele de gaze în jurul cărora se admite regim liniar de filtrare (gradienții
de presiune sunt moderați) și procesul ca fiind izoterm, formula debitului de producție se
deduce din relația XXX prin înlocuirea factorului de volum al gazelor:
20
0 d sgppp
TTz b
Obținându -se:
sc
gd s g
g
rrTzpp phTkQ
ln02 2
0
unde: Z este factorul de neidealitate a gazelor
T – temperatura [ 0K ]
T0 – temperature standard
Kg – permeabilitatea pentru gaze [Darcy]
p- vâscozitatea dinamică [Ns/m2]
De aici se deduce expresia indicelui de productivitate:
sc
gg
d s
rrTzphTk
p pQIP
ln00
2 2
A indicelui specific de productivitate:
sc
gg
rrTzphTkIPS
ln00
A capacității de curgere prin strat:
00ln
TrrTzp
IP hksc
g
g
Și a permeabilității efective pentru gaze:
hhkkg
g
Pentru ca valorile parametrilor detrminați cu relațiile XXX să fie corecte trebuie să
ne asigurăm că mișcaea în jurul sondei este stabilizată și că sonda este curată (nu este
înnisipată, nu are apă la talpă, etc).
Practica demonstrează că în realitate nu se întâlnesc cazuri de mișcare stationară
a gazelor și în unele situații a petrolulu i în jurul sondelor. Pentru sondele de gaze care au
exploatat zăcământ în faza inițială și sunt transformate în sonde de înmagazinare se
folosesc datele existente care au fost detrminate în diferite faze de exploatare.
b) Metoda convențională. Ecuația urm ătoare poate fi utilizată pentru a calcula
debitul la o singură sondă în timpul extracției din rezervor pe baza măsurătorilor efectuate
pe șantier:
n
SSD SSI p pCQ2 2 n
SSD SSI P PCQ2 2
unde:
Q este debitul extras [m3
N/zi];
pSSI – presiunea la suprafață cu sonda închisă [ kPa];
pSSD – presiunea la suprafață cu sonda închisă [ kPa];
C și n – coeficienți determinați prin testare.
Formula ecuației caracteristice a curgerii fluidului prin țevile de extracție sugerează
faptul că debitul este dependent de presiunea de la gura sondei și de caracteristicile
72
țevilor de extracție (tubingului). Presiu nea la suprafață cu sonda închisă este presiunea
este presiunea de fund a sondei corectată cu efectul creaat de către rezistențele
hidraulice. Această presiune ar trebui măsurată atunci când zăcământul este stabilizat și
presiunea este reprezentativă pentr u întregul rezervor. Din acest motiv, presiunea la
suprafață cu sonda închisă, nu este reprezentativă pentru presiunea de fund cu sonda
deschisă. Este reprezentativă pentru presiunea de zăcământ la o anumită distanță de
sondă.
Similar, coeficienții C și n nu reprezintă numai caracteristicile țevilor de extracție
care echipează sonda. Ei sunt reprezentativi pentru proprietățile curgerii în țevile de
extracție, plus proprietățile curgerii prin rezervor pentru o distanță efectivă față de sondă.
De acea două s onde identice, cu aceași adâncime, dar forate în două zăcăminte diferite,
vor avea, probabil, valori diferite ale celor doi coeficienți.
Metoda convențională pentru testarea sondei în vederea determinării valorilor
coeficienților este de a închide întregu l rezervor și de a permite presiunii să se stabilizeze
în întregul zăcământ. Aceast ă stabilizare este foarte importantă deoarece zăcământul
poate avea un profil foarte neuniform de repartizare a presiunii. Odată ce presiunea a fost
stabilizată, se poate e fectua o serie de teste pentru patru valori diferite de debit. Prima
valoare selectată a debitului trebuie să fie cea mai mică din cele patru. Debitul se
stabilește când sonda produce, până ce presiune la suprafață cu sonda deschisă se
stabilizează. Ideal această stabilizare ar trebui să dureze circa 30 de minute, dar în
realitate ea poate dura și câteva ore. Când presiune dinamică devine constantă, aceasta
este înregistrată și datele necesare pentru calculare debitului sunt de asemenea
înregistrate. Debitu l se crește la următoarea valoare și procedeul se repetă. Această
procedură se continuă până când cele patru teste sunt complete. De obicei se presupune
că presiunea statică nu este afectată de producția de gaze și rămâne aceea și pentru cele
patru teste, p entru că evacuarea gazelor se face prin instalațiile de suprafață existente și
care pot evalua o cantitate de gaze mult mai mare.
Rezultatele se vor reprezenta grafic ca în fig.XXX . aceasta este o reprezentare
logaritmică a debitului funcție de diferenț a pătratelor presiunilor. Punctele au fost unite
printr -o dreaptă iar coeficienții C și n au fost determinați folosind această pantă. Această
dreaptă este utilizată pentru a evalua constantele C și n. “C” se calculeaz ă când valoarea
lui “Q” este 1 și “n” e ste panta dreptei. O modalitate mai bună de evaluare a constantelor
este de a lua două puncte în linie dreaptă care se introduc în ecuația curgerii prin sondă.
Acestea dau douî ecuații cu două necunoscute care pot fi rezolvate pentru C și n.
Nu este necesar să se actualizeze atât de des graficul, pentru aceleași condiții.
Este recomandabil ca testele să se efectueze la o presiune de zăcământ de cca. 30% din
presiunea maximă de exploatare, deoarece în aceste condiții limită, depozitul trebuie s ă
asigure acoperirea vârfurilor de consum maxim, sau la condiții de presiune minimă.
Coeficienții astfel determinați se pot folosi până ce apar unele schimbări fizice la țevile de
extracție sau la caracteristicile rezervorului (zăcământului de depozitare). De exemplu,
nisipul din strat, din apropierea găurii de sondă poate fi contaminat cu impurități în timpul
injecției (impurități din gaze și ulei provenit de la compresoare). Această acumulare de
impurități astupă spa țiul poros, micșorează permeabilitatea și implicit afectează valorile
coeficienților C și n.
73
100100
1000 10000100010000[(p /z ) – (p /z )] x 47,5377 x 10222 2 3
11
Q x 26,79 [Nmc/zi]p[kPa]
Capacitatea de livrare a sondelor
Pentru iniți erea procesului de depozitare într -un zăcământ depletat, este tipic să se
estimeze un număr mic de sonde (3 sau 4). În scopul determinării numărului de sonde
necesar pentru exploatarea ulterioară a depozitului ține seama de volumul de gaze ce
trebuie livra t. Această informație este necesară pentru A.N.R.M. (Agenția Națională a
Resurselor Minerale). Uzual se practică teste ale sondelor prin injecția unor cantități de
gaze preferate celor făcute la extracție. În acest caz ecuația de mai sus suferă ușoare
modi ficări:
n
SSI SSD P PCQ2 2
unde:
Q – debitul extras [m3
N/zi]
PSSI – presiunea la suprafață cu sonda închisă [Pa]
PSSD – presiunea la suprafață cu sonda deschisă [Pa]
C și n – coeficienți determinați prin testare.
Datele obținute prin aceste teste ale sondelor sunt utilizate pentru a planifica
locația celorlalte sonde și, eventual, programul de foraj. Yastefel se pot utiliza aceste
date, împreună cu grosimea stratului de nisip, poroziatatea și peramibilitatea, la satbilirea
locației cât și pentru a estima performanțele fiecărei sonde propuse.
Câteva elemente nu sunt certe precum: grosimea stratului de nisip, porozitatea și
permeabilitatea , pentru viitoarele locații de so nde propuse. Din această cauză proiectele
cu referire la performanțele acestor sonde, propuse, nu pot fi așa de precise. Pot exista
74
chiar și sonde neproductive. Din cauza acestor incertitudini este indicat ca rezultatele
calculelor pentru sondele propuse, să fie minimalizate în eventualitatea acoperirii
neprăvăzutelor. Acesta se poate realiza prin micșoararea coeficientului “C” și menținerea
valorilor lui “n”. Se recomand ă, de exemplu, a se folosii un coeficient real “C1” unde C1 =
0,75 * C.
În funcție de forma și structura zăcământului de depozitare este de dorit a se fora
una sau două sonde de observație. Aceste pot fi sonde cu diametru mai mic care vor fi
utilizate pentru a verifica limita gaze -apă. Aceste sonde se localizează în poziții strategice
pentru a avertiza eventualele pierderi de gaze din stratul de depozitare.
Volumul de gaze depozitate într -un ciclu (gazul de lucru) trebuie corelat cu numărul
de sonde ce echipează depozitul și perioada de livrare estimată de cca. 150 de zile.
Capacitatea de livrare a sondelor este determinată de :
– livrarea gazului curent înmagazinat în depozit în perioada friguroasă
– livrarea pe termen scurt a debitului maxim capabil să acopere vârfurile de
consum cerute de consumatori.
Sondele trebuie să livreze întreaga cantitate de gaze înmagazinată în perioada
aferentă ciclului de extracție pentru a permite folosirea întregii capacități de înmagazinare
în ciclul următor de injecție.
Sondele trebuie prevăzute cu o dotare minimă care constă în: separator de lichide
și o g aură de lansare -primire pentru curățitoare de conductă. Separatorul trebuie să
îndepărteze apa produsă sau antrenată de zăcământ. Numai dacă rezervorul este foarte
uscat gazul extras aduce și ceva apă sărată. Este important să îndepărtăm această apă
sărată înainte de a ajunge în sistemul de colectare.
5. CONSTRUCȚIA
Construcția trebuie executată în conformitate cu parametrii de proiectare ai
depozitului.
Forajul, echiparea, inspec ția, 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 prescrip ții echivalente.
În timpul forajului, completării și interven țiilor 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.
6.2. Operații de injec ție și extrac ție
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
tubingului și să nu se afecteze siguranța exploatării instala țiilor de înmagazinare.
Exploatarea instalațiilor de înmagazin are 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
îndeplini sarcinile în deplină sig uranță.
75
6.3. Între ținerea
Dacă există probe că funcționarea sondei nu mai este sigură sau că
integritatea sondei este pusă în pericol trebuie luate măsuri de remediere cât mai curând
posibil.
2.5. Studiul critic al proceselor de înmagazinarea gazelor
Înmagazinarea subterană a gazelor în câmpurile de petrol și gaze constituie cel
mai vechi și cel mai utilizat procedeu de înmagazinare a gazelor naturale. Depozitarea
gazelor în zăcăminte depletate, fără acvifer activ este una din variantele preferate din
punct de vedere economic deoarece sunt cunoscute în prealabil caracteristicile geologice
ale zăcământului, ceea ce duce la reducerea cheltuielilor de cercetare pentru punerea în
evidență și conturare a viitorului depozit. Un avantaj semnificativ în folosire a unui
zăcământ depletat ca depozit de înmagazinare gaze îl reprezintă existența sondelor, a
sistemului de conducte și a facilităților de suprafață în cazul folosirii unui zăcământ cu
porozitate și permeabilitate mare precum și a unui număr suficient de ma re de sonde se
obțin debite zilnice mari.
În cazurile înmagazinării gazelor în zăcămintele de petrol depletate, gazele
injectate în zăcăminte formează un cap secundar de gaze care duce la creșterea
factorului final de recuperare a petrolului urmat de crear ea unui depozit de înmagazinare
a gazelor.
În cazurile utilizării gazelor cavităților saline ca depozite se obțin debite mai ridicate
față de cantitatea înmagazinată. Durata de realizare a unei caverne este mare, de
aproximativ 1,5 ani. Din rațiuni tehnico -economice durata procesului de injecție este de
20 zile iar cea a procesului de extracție este de 10 zile. Valoarea investiției în cavități
saline este superioară costului rezervoarelor depletate dar, în schimb, costurile de
înmagazinare sunt inferioare. Potrivit experienței amenicane costul investiției în cavități
saline este dublu investiției în rezervoare depletate. La 6 cicluri pe an cel mai ridicat cost
de exploatare pentru o cavitate salină este inferior celui aferent zăcămintelor depletate.
Cavernel e sunt ideale pentru asigurarea unor debite mari, ele fiind mai ușor de
monitorizat.
Înmagazinarea în acvifere necesită investiții suplimentare implicate de:
– determinarea caracteristicilor geologice ale zăcământului,
– punerea în evidență și conturarea v iitorului depozit,
– săparea sondelor de operare și monitorizare,
– realizarea sistemului de conducte și a facilităților de suprafață.
Utilizarea acviferelor ca depozite subterane implică presiuni de injecție mai mari
pentru dezlocuirea apei, staț ii de uscare, stocuri inactive mari de gaze (80% din
capacitatea totală), precum o monitorizare atentă a proceselor de injecție și extracție.
Volumul investiției este mai mare decât în cazul unui zăcământ depletat.
O sinteză a principalelor avantaje și dez avantaje ale metodelor de înmagazinare
gaze este prezentat în tabelul 5.
76
Tabelul 5 Principale avantaje și dezavantaje a metodelor de înmagazinare gaze
Tehnolo
gia de
înmagazinare Avantaje Dezavantaje
Zăcă mi
nte depletate
de gaze sau
de petrol – Se pot obține debite zilnice
mari în cazul folosirii unul
zăcământ cu porozitate și
permeabilitate mare.
– Ele sunt depozite de
capacitate mare putând prelua
vârfurile de consum pe timp
friguros sau în cazul apariții lor
avariilor în rețea.
– Cheltuielile cu investitiile
sunt mai mici față de alte
tehnologii deoarece caracteristicile
zăcământului, proprietățile rocii
sunt cunoscute, în condițiile
existenței sondelor și a sistemelor
de conducte etc.
– Cheltuielile de op erare
sunt mici.
– Procedeul poate duce la
creșterea factorulul de recuperare
a petrolului În cazul utilizării unui
zăcământ depletat de petrol cu
cupolă de gaze. – Necesită utilizarea de
stocuri inactive care reprezintă o
imobilizare importantă de resurse .
– Posibilitatea apariției de
pierderi de gaze.
– Construirea unui depozit
poate dura câțiva ani.
Cavități
saline – Se pot obține debite mari,
față de cantitatea înmagazinată.
– Aria mare de răspândire a
masivelor de sare pe glob.
– Durata procesului de
extracție este de ordinul
săptămânilor putându -se realiza
mai multe cicluri pe an.
– Cazul realizării mai multor
cicluri pe an – costurile de operare
sunt mai mici decât in zăcămintele
depletate sau acvifere. -Valoarea investiției este
mult superioară comparativ cu un
zăcământ depletat.
-Eliminarea cantității de
saramură rezultată în urma
excavării cavității creează probleme
serioase.
-Micșorarea volumului
cavității datorită fenomenului de
fluaj a sării.
Acvifere – Aria mare de răspâ ndire a
zăcământelor acvifere pe glob.
-Ele sunt depozite de
capacitate mare putând prelua -Necesită investiții
suplimentare pentru determinarea
caracteristicilor geologice ale
zăcământului, punerea în evidență
77
vârfurile de consum pe timpul
friguros sau în cazul apariției
avariilor.
– Se pot obține debite zilnice
mari în cazul folosirii unui
zăcământ cu porozitate și
permea bilitate mari. și conturare a viitorului depozit,
săparea sondelor de operare și de
monitorizare, realizarea sistemului
de conducte, și a facilităților de
suprafață.
– Necesită presiuni de
injecție mari pentru deziocuirea
apei.
– Necesită o monitorizare
atentă a procesului de injecție —
extracție.
-Stocuri inactive mari de
gaze (80% din capacitatea totală.
Concluzii
1. Procesul de î nmagazinare subterană a gazelor naturale reprezintă unicul proces
eficient care corelează în mod optimizat furnizarea constantă de gaze naturale, prin
intermediu conductelor magistrale de gaze, cu ererile pieței.
2. Gazele naturale pot fi înmagazinate în z ăcăminte de gaze sau țiței depletate,
zăcăminte acvifere, cavități saline, cavități artificile create prin amenajare de mine.
3. Amenajarea depozitelor subterane de gaze reprezintă o problemă complexă
care necesită o perioadă de realizare de câțiva ani pre cum și un volum de investiți
constant.
4. Înmagazinarea subterană a gazlor în zăcăminte depletate de petrol și gaze
depletate implică injectarea gazelor în zăcămînt în perioada în care cererea pieții scade
sub nivelul producției surselor de alimentare, urm ând ca aceste gaze să fie extrase în
etapa în care cererea depășește producția.
5. Zăcămintele de înmagazinarea gazelor pot asigura depozitarea unor stocuri de
rezervă necesare în cazul producerii unor accidente în alimentarea normală.
6. Construirea unui depozit de înmagazinare de gaze în zăcăminte depletate
necesită săparea de sonde noi sau folosirea sondelor deja existente. Sondele folosite
pentru injecția și extracția gazelor se numesc sonde de exploatare.
7. Pentru urmărirea procesului de injecție -extracție se folosesc sonde special
destinate care au rolul de a monitoriza anumiți parametri de zăcământ (presiune,
temperatură) în timpul realizării și exploatării depozitului de gaze respectiv.
8. Procesul de înmagazinare -extracție se reali zează ciclic între presiunea maximă
și minimă de lucru.
9. Atunci când presiunea depozitului atinge valoarea minimă, o capacitate de gaze
numită tampon de gaze, reprezentând aproximativ 50% din capacitatea depozitului,
rămâne în zăcământ.
10. Realizarea un ui depozit de gaze în cavități saline cere ca:
– adâncimea să se situeze între 1000 și 1300 m;
– grosimea rocii saline să fie de minim 100 ;
– înălțimea cavernei să se situeze în intervalul 100 -200 m;
– diametrul maxim al cavității să fie cuprins între 70 -90 m;
– presiunea maximă să fie cuprinsă între 15 -20 Mpa;
78
– presiunea minimă 4 -8 Mpa
11. Din rațiuni tehnico -economice durata procesului de injecție a gazelor în cavități
saline este de 20 de zile iar ce a procesului de extracție de 10 zile.
12. Valoarea i nvestiției realizării și exploatării depozitelor de gaze din cavitățile
saline este superioară celei aferente zăcămintelor depletate, în timp ce costurile de
înmagazinare sunt inferioare.
13. Componentele majore ale unui sistem de înmagazinare subterană a gazului
constau în zăcământul de înmagazinare, stațiile de comprimare, conductele de suprafață,
debitmetre și sonde.
14. Monitorizarea depozitării gazelor într -un zăcământ depletat implică analiza
datelor care, în mod uzual, evidențiază primele semne ale m ișcării nedorite a gazelor.
Sistemul luat în considerare trebuie să includă, pe lângă zăcământ, următoarele
componente: conductele de suprafață, sondele, stratele de deasupra și de dedesubtul
zonei de înmagazinare precum și zonele vecine extinse pe o dista nță de 1,5 până la 5 km
sau mai mult.
15. Presiunile de operare în depozite sunt notate zilnic (orar) ca o siguranță de
exploatare a rezervorului, prin observațiile de la sondele piezometrice.
16. Curbele de presiune aferente ciclurilor de depozitar e sunt relativ apropiate și
închise, așa cum se vede în figura 8.4.
17. La rezervoarele a căror permeabilitate este mai scăzută, curbele de presiune au
depărtare mai mare (un histerezis mai pronunțat).
18. apă sărată de diferite concentrații.
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: Gazele naturale extrase din câmpurile de petrol ș i gaze sunt folosite din ce în ce [630614] (ID: 630614)
Dacă considerați că acest conținut vă încalcă drepturile de autor, vă rugăm să depuneți o cerere pe pagina noastră Copyright Takedown.