INTRODUCERE

Variatiile cererii de gaze sunt determinate în special de modificarea

consumului la încălzirea spaţiului de locuit, administrative şi comerciale de

la vară la iarnă, de la o zi de iarnă normală la zile de iarnă cu temperaturi

deosebit de scăzute, de la ore de vârf la ore cu consum minim etc.

Toate aceste variaţii pot fi redate prin aşa numitele curbe de sarcină

care pun în evidenţa vârfuri de consum sezoniere, diurne sau orare, diferite

ca aspect de la consumator la consumator, de la un sector economic la altul,

de la localitate la localitate, de la oră la oră în cazul aceluiaşi consumator sau

grup de consumatori.

Echilibrarea permanentă a cererii de gaze cu sursele disponibile este

avută în vederea şi din perspectiva modificărilor ce apar la sursele

disponibile. Unele reduceri ale producţiei interne sau ale importurilor pot fi

determinate de motive foarte variate: tehnice, financiare, politice etc.

Este sarcina gazelor naturale stocate de a prelua impactul acestor

variaţii şi modificări de consum, de a compensa efectele diminuării

temporare ale producţiei sau ale importurilor precum şi consecinţele unor

incertitudini ce au existat atunci când s-a prevăzut pe termen scurt mărimea

reală a consumului.

În general companiile furnizoare de gaze naturale trebuie să menţină

un sistem eficient, coordonat şi economic de aprovizionare cu gaze naturale

în zona geografică sau segmental de piaţă în care acţioneaza.

Gazele naturale sunt cumpărate, transportate şi vândute la

consumatori casnici, industriali sau comerciali.

Într-o anumită măsură compania de gaze poate influenţa nivelul cererii

consumatorilor prin politica adoptată şi comportarea comercială.

Necesitatea planificării pe termen scurt, mediu şi lung conduce la

elaborarea unor scenarii privind cererea şi resursele. De aici rezultă modul în

care gazele naturale pot pune de acord cele două componente ale balanţei

cererii şi resurselor în diferite perioade de timp, zone geografice şi segmente

de piaţă.

Pentru acoperirea vârfurilor diurne de consum se foloseşte una sau

mai multe din următoarele metode:

-înmagazinarea gazelor naturale în conducte magistrale; acest

process are loc noaptea când consumul este mai mic;

-depozitarea gazelor în rezervoare metalice supraterane, în stare

naturală (gazometre) sau în stare lichidă, situate în apropierea marilor

consumatori;

-depozitarea gazelor în distribuitoare inelare de presiune înaltă;

-interconectarea sistemelor de transport;

-folosirea staţiilor de comprimare intermediară;

Pentru acoperirea vârfurilor sezoniere de consum se poate apela la

următoarele soluţii:

-înmagazinarea gazelor în stare naturală în zăcăminte de petrol

sau de gaze depletate, parţial sau total epuizate: (76,8 %) din total;

-înmagazinarea gazelor în stare naturală în acvifere (14,8 %);

-inmagazinarea gazelor în stare naturală în cavităţi executate în

sâmburi de sare (7,9%);

-înmagazinarea gazelor naturale lichefiate (GNL) sau a gazelor

petroliere lichefiate (GPL) în depozite saline sau în alte depozite etanşe

(mine), (0,5%);

Depozitarea subterană a gazelor naturale este o practică economică

destinată echilibrării cererii de gaze a consumatorilor cu posibilitătile

economice de livrare ale furnizorilor în condiţiile în care se are în vedere

sistemul complex constituit din:

-Producţia internă

-Importurile

-Capacităţiile de transport existente

-Cererile variabile (sezoniere, zilnice, orare)

determinat de modul în care se desfăşoară activitatea economică şi socială

sub influenţa factorilor climatici şi meteorologici.

O bună parte din volumele de gaze consumate depind de condiţiile de

temperatură ambientală. La dimensionarea sistemului de transport gazese are

în vedere satisfacerea într-un anumit grad a situaţiilor celor mai severe de

consum. Se are în vedere deasemenea un anumit nivel de risc asumat atât de

investitori cât şi de operatori. La baza stabilirii nivelelor maxime de consum

ce se anticipează stau analizele statistice ale temperaturii medii zilnice

aferente de consum precum şi o serie de calcule economice.

Sistemele de alimentare cu gaze naturale în unele ţări (ex: Marea

Britanie) se proiectează pentru a putea face faţă cererilor maxime ce au

probabilitatea să apară într-un singur an din 20 de ani consecutivi. La

dimensionarea depozitelor de înmagazinare acest raport este de 1:50.

Un sistem de aprovizionare cu gaze naturale funcţionând în condiţii de

înaltă siguranţă şi făcând faţă unor situaţii excepţionale de cause tehnice,

economice, politice etc. trebuie să dispună de capacităţi de rezervă şi în

acelaşi timp să fie eficient din punct de vedere economic.

Gazele naturale se găsesc în zăcăminte sub formă de gaze libere sau

gaze associate petrolului (gaze din capul de gaze sau gaze dizolvate).

Acestea sunt constituite din componenţi mai volatili ai seriei parafinelor care

conţin de la 1 la 4 atomi de carbon în moleculă, la care se adaugă în mai

mică măsură componenţii mai grei (C5-C8) prezenţi în condiţii normale sub

formă de vapori.

Gazele asociate sunt gazele din zăcămintele de petrol şi acestea pot

proveni, în funcţie de condiţiile de presiune şi temperatura din zăcământ, din

capul natural (primar) de gaze care se formează în zăcămintele de petrol

saturate, sau pot exista dizolvate în petrol în condiţiile iniţiale de zăcământ

(în zăcămintele de petrol nesaturate de gaze).

Dintre hidrocarburi, metanul este componentul principal, participarea

acestuia în compoziţia gazelor naturale depinzând de natura gazelor: libere

(CH4 >90%) sau associate (CH4<70%).

Pe lângă hidrocarburi, în compoziţia gazelor naturale mai pot fi găsiţi

componenţi ca: dioxidul de carbon, azotul, hidrogenul sulfurat şi apa sub

formă de vapori. Dintre aceşti componenţi, hidrogenul sulfurat şi vaporii de

apă pot conduce la complicaţii în exploatarea zăcămintelor şi transportul

gazelor. Hidrogenul sulfurat este toxic şi are o acţiune corozivă în prezenţa

apei, iar vaporii de apă pot trece în anumite condiţii în stare lichidă şi chiar

solidă, formând dopuri care pot bloca conductele prin care circulă gazele

naturale.

În funcţie de compoziţia acestora, gazele se pot clasifica în gaze

sărace şi gaze bogate. Gazele sărace (fără conţinut de condensat) sunt

alcătuite preponderent din metan şi au un conţinut redus de hidrocarburi mai

grele (cu temperatura de fierbere mai ridicată). Gazele bogate (în amestec cu

condensat în condiţii de zăcământ, la care raţia gaz-condensat depăşeşte 27

000 mSt3/m

3) au un conţinut de metan de pâna la 70 % şi au un conţinut

relativ mic de hidrocarburi mai grele (C5-C8), prezente în stare de vapori.

Gazele cu condensat (gazele în amestec cu condensat în condiţii de

zăcământ, la care raţia gaz-condensat este cuprinsă între 540-27 000

mSt3/m

3) constituie un caz particular al gazelor bogate care sunt compuse din

alcani cu până la 12 atomi de carbon în moleculă, metan în proporţie de 50-

90 %, componenţi intermediari C3-C5 şi compuşi mai grei C5-C7 în proporţie

mult mai mică.

Componenţa chimică a gazelor naturale din câteva zăcăminte din ţara

noastră este redată în tabelul următor:

Tabel nr.1

tip

zăcăm

ânt

zăcămâ

ntul

met

an

eta

n

prop

an

i-

but

an

n-

but

an

penta

ni

bioxi

d de

carb

on

rezidu

uri

Gaz

metan

Copşa

Mică

99,2

5

0,7

5

Bazna 98,4

4

1,5

6

Şaroş 98,6 1,4

Gaze

neasoci

ate cu

ţiteiul

Gura

Şuţii

97,7

6

0,9 0,63 0,29 0,42

Ariceşti 97,2

1

0,8

3

0,53 1,43 0,96

Mărgine

ni

50,0

5

13,

9

13,54 11,3

4

11,16

Băicoi 70,3

1

8,3

2

6,86 2,36 3,05 4,64 4,46

Berca 89,4

4

5,2

6

3,1 0,63 0,81 0,76

Ţintea 69 5,2 5,72 1,88 1,9 2,27 12,3

1

1,72

Pentru acoperirea necesităţilor de vârf din timpul anotimpului friguros

al anului, se recurge din ce în ce mai mult la soluţia amenajării unor depozite

de înmagazinare subterană a gazelor naturale situate în apropierea marilor

centre de consum.

Înmagazinarea subterană a gazelor naturale reprezintă unicul proces

eficient care combină furnizarea constantă de gaze naturale, prin intermediul

conductelor de mare lungime, cu cererile variabile ale pieţei, care depind de

variţii diurne sau sezoniere de consum.

Depozitul subteran de înmagazinare al gazelor reprezintă un zăcământ

în care se poate injecta un volum de gaze sub presiune, pentru ca apoi în

perioada consumului de vârf, această cantitate de gaze să poată fi exploatată.

Depozitele subterane de înmagazinare a gazelor naturale sunt

destinate asigurării unui surplus de gaze naturale pentru consum în

perioadele de vârf, când cererea pieţei depăşeşte capacitatea de producţie a

zăcămintelor aflate în exploatare şi joacă un rol

important în eliminarea riscurilor care apar în cazul unor întreruperi ale

furnizării gazelor (din motive de natură tehnică sau economică). În timpul

verii, când cantitatea de gaze extrasă din zăcămintele naturale depăşeşte cu

mult cererea de consum, gazele naturale sunt injectate în depozite de

înmagazinare, urmând a fi extrase cel mai adesea în periada de iarnă, când

consumul de gaze creşte foarte mult.

Necesarul de gaze pentru perioada de iarnă este determinat prin

prelucrarea statistică a unor parametrii (temperatura şi viteza vântului în

sezonul rece) pe un interval de 10 – 30 ani.Temperatura aerului de la care nu

este nevoie de încălzire a fost determinată în S.U.A. la valoarea de 18,3 o C,

iar sub această limită este nevoie de utilizarea gazelor naturale pentru

încălzire.

În cazul înmagazinării gazelor în zăcăminte de petrol depletate, gazele

injectate în zăcământ formează un cap secundar de gaze, care pe de o parte

poate fi exploatat în sezonul rece, iar pe de altă parte poate ajuta la mărirea

factorului de recuperare a petrolului rămas în zăcământ.

Înmagazinarea gazelor în acvifere este deosebit de complexă,

deoarece gradul de cunoaştere a acestora este uneori destul de limitat.

S-au mai înmagazinat gaze în cavităţile saline obţinute în urma

dizolvării sării din domurile de sare, cu ajutorul apei injectate prin sonde

special săpate în aceasta.

Amenajarea de depozite subterane de gaze constituie o problemă

destul de complexă, deoarece necesită o perioadă de realizare de câţiva ani şi

comportă un volum de cheltuieli care nu este deloc de neglijat. Ca atare,

eficienţa economică a acestei metode trebuie analizată făcându-se o

comparaţie cu alte soluţii tehnice echivalente de satisfacere a vârfurilor

sezoniere de consum, cum sunt comprimarea intermediară a gazelor pe

traseul conductelor magistrale, trecerea unor consumatori pe alţi

combustibili în timpul iernii, creearea de capacităţi sezoniere de extracţie şi

dublarea echivalentă a conuctelor, etc.

Sursele naturale de gaze sunt situate la distanţe foarte mari de marile

centre de consum, iar condiţiile tehnice nu permit realizarea unor capacităţi

de extracţie ale gazelor la nivelul debitelor solicitate în anotimpul friguros.

Proiectele de înmagazinare subterană sunt precedate de o serie de

studii care stabilesc cerinţele de consum ale pieţei şi influenţa temperaturilor

asupra consumului de gaze naturale. Se ralizează prelucrări statistice ale

datelor meteorologice, se fac prognoze pentru următorii ani şi se stabilesc

perioadele şi orele de vârf de consum (fig.1).

Odată stabilită necesitatea realizării unui depozit se trece la

următoarea etapă, aceea de căutare a celor mai favorabile zăcăminte, în

funcţie de mărimea acestora, de locaţie, de acces la conductele de gaze şi de

mulţi alţi factori. Se iau în considerare:

-Zăcămintele depletate de gaze;

-Zăcămintele depletate de gaze cu condensat;

-Zăcămintele depletate de petrol;

-Acviferele;

-Cavernele saline;

-Cavităţile miniere.

Cele mai favorabile sunt zăcămintele depletate de gaze datorită

faptului că procesul de injecţie-extracţie se apropie cel mai mult de procesul

natural, există un volum mare de date, o cunoaştere bună a zăcământului şi

sunt create deja o parte din facilităţile de suprafaţă.

Zăcămintele depletate de gaze cu condensat sunt deasemenea

potrivite, dar pot apărea probleme legate de comportarea retrogradă şi de

curgerea bifazică.

Zăcămintele depletate de petrol sunt în general satisfăcătoare pentru

transformarea în depozite, dar apar şi aici unele probleme legate de existenţa

petrolului rezidual.

În cazul acviferelor, evaluarea unor caracteristici suplimentare

necesită o analiza mult mai aprofundată a zăcământului, fiind necesară

cunoaşterea unui volum suplimentar de date.

Primele patru tipuri de zăcăminte sunt constituite din roci poros-

permeabile şi sunt preferate pentru înmagazinare. În cazul ultimelor două

tipuri, gazele sunt înmagazinate într-o cavernă creată artificial prin activităţi

miniere sau de exploatare a sării. Cavernele executate artificial au o serie de

proprietăţi care uneori răspund mai bine unor cerinţe: debite foarte mari,

control asupra migrării gazelor, inversarea rapidă a procedului injecţie-

etracţie. Tehnologiile utilizate în realizarea depozitelor în roci poroase sunt

diferite de cele utilizate pentru cavităţi miniere sau saline. Există

deasemenea caverne formate natural în anumite tipuri de rocă, dar nu s-a

încercat utilizarea acestora în scopul înmagazinării gazelor.

Fig.1 Ilustrarea caracterului sezonier al consumului

DEPOZITAREA SUBTERANĂ A GAZELOR NATURALE

1.Înmagazinarea gazelor în conducte de transport (magistrale)

Cea mai simplă metodă folosită pentru preluarea vârfurilor orare de

consum o constituie folosirea capacităţii de înmagazinare a conductelor

magistrale. Ea se realizează între perioada de consum minim (când datorită

faptului că debitul nominal al conductei este mai mare decât debitul

consumat, iar presiunea în punctul final ajunge la valoarea maximă) şi

perioada de consum maxim (când necesarul de gaze este mai mare decât

debitul nominal al conductei, iar presiunea în punctul final atinge valoarea

minimă).

Pentru determinarea capacităţii de stocare a unei conducte trebuie

introdusă o expresie pentru conţinutul total al conductei cre va ţine seama de

condiţiile variabile de presiune de-a lungul acesteia. Cu o asemenea expresie

se determină cantitatea totală din conductă în regim normal de curgere şi în

condiţiile acumulării unei cantităţi suplimentare, iar din diferenţa celor două

rezultă cantitatea de gaze stocate. Într-o conductă are loc o acumulare atunci

când preluarea din conductă tinde către un minimum, în cazul în care debitul

de intrare se menţine constant, iar presiunea de intrare tinde către un

maximum . Debitul pentru condiţiile acumulării este o medie între debitul

minim şi cel mediu pentru o zi. Dintr-o conductă se iau cantităţi

suplimentare de gaze atunci când preluarea tinde către un maximum, iar

presiunile scad către o valoare minimă în condiţiile în care debitul de intrare

se menţine constant.

Fig.1 Variaţia presiunii de-a lungul conductei

Pentru ecuaţia lui Weymouth poate fi derivată o expresie care ia în

consideraţie variţia compresibilităţii gazelor in funcţie de presiune. Se

noteaza cu p presiunea absolută în

orice punct al conductei. Astfel formula lui Weymouth pentru debitul

transportat printr-o conductă de lungime L în orice condiţii de curgere are

forma:

hq = 07,0

medrelref

ref

zLT

pp

P

T

22

(1.1)

în care:

hq - debitul orar [3m /h];

T şi refT - temperatura gazelor în conductă şi cea de referinţă [K];

p, refp şi 2p -presiunile la intrare, ieşire şi de referinţă [bar];

D- diametrul conductei[cm];

L- lungimea conductei [km];

refp şi refT sunt condiţiile de referinţă considerate, iar si medz

sunt densitatea relativă în raport cu aerul şi respectiv factorul de abatere al

gayelor.

Notăm:

K

L

pp

22

2

(1.2)

22pKLp (1.3)

210

22

1001,24 ref

medrelrefh

T

zTpqK

(1.4)

Un element de volum infinitezimal în condiţiile curgewrii se poate scrie:

dV=1000AdL

(1.5)

unde: A-aria secţiunii de curgere.

În condiţiile de referinţă vom avea:

dV=1000AdLTp

pT

ref

ref

(1.6)

Integând sa află volumul total de gaze din conductă:

V= pdLpT

TAdV

L

ref

refL

00

1000 (1.7)

Înlocuind în (1.7) valoarea lui p din (1.3) obţinem:

dLpKLpT

TAV

L

ref

ref

0

221000 (1.8)

23

22

3

21000 pKL

KpT

TAV

ref

ref

cu L de la 0 la L

(1.9)

3

22

322

3

21000 ppKL

KpT

TAV

ref

ref

(1.10)

Raportat la întreaga lungime avem:

L

ppK

22

21

(1.11)

4

2

104

DA

(deoarece A-în

2m , iar D în cm)

(1.12)

Înlocuind în (1.11) şi (1.12) în (1.10) obţinem volumul de gaze din

conductă, la un anumit moment:

3

2

2

3

22

22

21

22

21

4

2

104667 ppL

L

pp

pp

L

pT

TDV

ref

ref sau

21

2121

2

005,0pp

pppp

Tp

LTDV

ref

ref

Din diferenţa vplumelor de gaze conţinute în conductă la două

momente date, obţinem volumul înmagazinat.

Capacitatea de înmagazinare a unei conducte este cu atât mai mare cu

cât presiunea la intrarea în conductă este mai mare şi cu cât volumul acesteia

este mai mare (eficienţa maximă o prezintă sistemele de transport

interconectate). În intervalul în care se face înmagazinarea, capacitatea de

transport a conductei se diminuează pe măsură ce presiune la capătul final

alconductei creşte.

2. Depozitarea gazelor în distribuitoare inelare

Parcurile de rezervoare prezintă o investiţie considerabilă din cauza

consumului mare de metal necesar pentru construirea lor; înseamnă că

înmagazinarea gazelor în rezervoare de înaltă presiune este neeconomică.

Cea mai bună exemplificare o reprezintă determinarea presiunii de

înmagazinare corespunzătoare unui volum optim. Din ecuaţia generală a

gazelor

RTZVp 000

pV=ZRT (3.1)

rezultă

0

00 1

p

p

T

T

ZV

V sau

Zf

p

p

T

T

ZVV

11 000 (3.2)

Reprezentarea grafică a funcţiei (3.1), redată în figura 3.1 care arată că

volumul maxim de gaze ce poate fi înmagayinat în reyervoare este de 160

bar, ceea ce conduce la consum imens de material şi folosirea

compresoarelor speciale pentru încărcarea acestor rezervoare.

În loc de utilizarea parcurilor de rezervoare se poate folosi un sistem

redat în figura3.2.

Mai multe conducte magistrale, venind din zone diferite, sunt

interconectate la sosire printr-o conductă inelară, cu diametrul mare,

amplasată înafara perimetrului de consum. În acest fel se asigură o

continuitate a livrărilor de gaze, se utilizează mai eficient capacităţile de

transport ale conductelor şi se măreşte substanţial cantitatea de gaze care pot

fi înmagazinate în conducte în timpul nopţii 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 pronunţat.

Fig.3.1 Variaţia volumului de gaze înmagazinate în recipiente de înaltă

presiune

Fig.3.2Interconectarea conductelor magistrale de transport gaze naturale

3. Interconectarea sistemelor de transport gaze naturale

Dacă debitul de gaze necesar pentru acoperirea vârfurilor este mai mare

decât debitul maxim al unei conducte magistrale, se recomandă folosirea

conductelor interconectate.

Interconectarea sistemelor de transport gaze prezintş mai multe avantaje

în procesul tehnologic de alimentare cu gaze a consumatorilor situaţi în

diferite zone; dintre acestea reamintim următoarele:

mărirea siguranţei în exploatare; în cazul apariţiei unei defecţiuni pe

un tronson, alimentarea totală sau parţială a cosumatorilor se face prin

celelalte tronsoane aflate în funcţiune;

mărirea supleţei funcţionării sistemului de alimentare cu gaze prin

crearea posibilităţilor de a se efectua schimbarea sensului mişcării gazelor

prin conductele interconectate (prin schimbarea nivelului producţiei surselor

de gaze) şi a regimurilor tehnologice pe conducte ceea ce permite utilizarea

optimă a capacităţilor de extracţie şi de transport;

utilizarea maximă a capacităţilor de extracţie şi de transport al

conductelor prin menţinerea unei presiuni maxime de exploarări şi 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 şi diurn din perioada de iarnă,

interconectarea sistemelor de transport poate realiza debite suplimentare de

15...20%.

5

Aplicatia 1.

La doua momente diferite din zi se inregistreaza urmatoarele presiuni intr-o conducta de

transport gaze :ora 11 .00 p1=50 bar,p2=12 bar,iar la ora 17.00 p1=55 bar respectiv

p2=20 bar.Sa se afle de cate ori a crescut vol.de gaze din conducta la ora 17.00 fata de

Ora 11.00

Rezolvare :

[(P1+P2)-p1*P2\P1+P2] [(55+20)-55*20/55+20] r=———————————=───────────────=1,15 ori

[(p1+p2)-p1*p2\p1+p2] [(50+12)-50*12/50+12]

Aplicatia 2.

Sa se calculeze volumul de gaze existent la un moment dat intr-o conducta de ø800mm

si lungime de 40 km stiind ca la cele doua extremitati avem masurate presiunile p1=40

bar si p2=35 bar.Se stie ca temperatura gazelor in conducta 20ºC

Rezolvare : D²*Tref.*L V=0,005───────[(p1+p2)-p1*P2/p1+p2] Pref*T

0,8²*288*40000

V=0,005──────────[(40+35)-40*35/40+35]=727,5*10³ Nm³

1,O1325*293

Aplicatia 3.

Printr-o conducta de ø10 inch si lungime de 80 km,se transporta gaze naturale cu un

debit mediu de1.000.000 Nm³/zi.Gazele sunt livrate la o presiune de 3,4 bar.Deoarece

consumul scade,producandu-se o acumulare,la un moment dat se inregistreaza in

conducta un debit min.de 280.000 Nm³/zi.Temperatura gazului din conducta este de

15ºC.Care este capacitatea de stocaj a sondei presupunand ca presiunea in conducta se

poate ridica pana la un max.de 50 bar ? Se cunoaste z=0,94,densitatea relativa=0,554

Rezolvare :

Vom determina pt.inceput presiunea de intrare in conducta :

(p1²-3,4²)*(10*0,0254)5,33

1000000/24=0,07*288/1,01325√————————————

0,554*288*80000*0,94

rezulta p1= bar

Pentru conditiile acumularii debitul este:

(1000000+280000)/2=640000 Nm³/zi

Stiind ca presiunea de intrare se poate ridica pana la 50 bar vom calcula p2 pentru

conditiile acumularii :

(2500-p2²)*(10*0,0254)

640000/24═0,07*288/1,01325√——————————

0,554*288*80000*0,94

rezulta p2= bar

Asadar vom avea :

In conditiile acumularii p1= bar si p2= bar

In conditiile curgerii p1= bar si p2= bar

Pentru cele doua situatii vom calcula volumul de gaze existent in conducta:

In conditiile acumularii :

0,254²*288*80000

Va=0,005 [(50+43)-50*43/50+43]=7007,138

Nm³

1,01325*288

In conditiile curgerii :

0,254²*288*80000

Vc [(40,1+3,4)-40,1*3,4/40,1+3,4]=4047,51 Nm³

1,01325*288

Prin urmare capacitatea de stocaj a conductei este:

Va-Vc=2959,628 Nm³

PROBLEME CHESTIONARUL 2-GRADUL IT

Problema 1.Gradul IT O conducta de gaze are urmatoarele caracteristici:

Debitul de gaze transportat prin conducta este Q=80000 m³/h

Lungimea,L=100km

Temperatura gazelor in conducta,T=283K

Presiunea gazelor in pct.1 al conductei P1=50 bar,in pct.2 al conductei P2=12

bar

Z0=Z1=1

Conditiile de livrare:T0=288K,P0=1,01325 bar

Gazul este asimilat metanului

Se cere sa se calculeze :

Cantitatea de gaze stocate in conducta

Presiunea medie in conducta

Presiunea Px la distanta x=85km la capul 1 al conductei

Viteza medie a gazelor in conducta

Rezolvare:

a) D=√Q²*L/1,646²*(P1²-P2²)

D=0,31516 m

V=πD²/4*L=7797,07731m³

Pm=2/3(P1+P2²/P1+P2)=35,772 bara

Qs=7797,07731*35,772/1,01325=275269,72

b) Pmax =2/3(P1+P2²/P1+P2)=35,772 bara

c) Px=√P1²-Q²*L/1,646²*D5,33=23,11419559 bar

d) Q=80000*1,01325/35,772=2266,018 m³/h

Q=0,629449 m³/s

S=(0,31516)² *π/4=0,07797m²

Vm=0,629449/0,07797-8,073m/s

Problema 2-Gradul IT Sa se determine pierderile de gaz in cursul inercarii timp de 24 de ore a unei

conducte de gaz nou construita.Lungimea sectorului de incercat al conductei

de gaz este de 10 km,diametrul de 400 mm.Presiunea la inceputul incercarii

este de 40 bar,iar la sfarsitul ei,de 39,5 bar.Temperaturile sunt de ti=10ºC si

tf=17ºC

Rezolvare :

S=πd²/4=0,1256m²

V=s*l=0,1256*10000=1256m³

Qi=V*41,01325/1,01325*288,15/283,15=51736,765m³

Qf=V*40,51325/1,01325*288,15/290,15=49871,992m³

Qi-Qf=1864,773m³

6

Rezervoare de gaze naturale

Exista 2 mari categorii de rezervoare de gaze naturale si anume acela de presiune

joasa, la care presiunea relative nu depaseste 0,05 bari si acela de presiune inalta, in care

depozitarea gazelor se efectueaza la presiuni relative de 5 pana la 7 bari[13].

La randul lor, rezervoarele de presiune joasa se impart in rezervoare cu etansate

hidraulica (umede) si rezervoare cu etansare uscata (uscate). Ambele tipuri sunt

rezervoare cu volum variabil si presiunea aproximativ constanta.

Un rezervor cu etansare hidraulica are drept particomponente un bazin umplut

cu apa, un clopot suspendat cu ajutorul unui dispozitiv special si care este in fond un

rezervor fara fund, scufundat cu partea deschisa in apa din bazin, precum si una sau mai

multe sectiuni telescopice, adica rezervoare fara fund si fara capac. Pot fi considerate

rezervoare umede numai cu capac sau clopot si cu una pana la trei sectiuni telescopice.

In cazul cel mai simplu al rezervorului umed fare sectiuni telescopice, clopotul

coboara in bazn atunci cand rezervorul se goleste si se ridica la umplerea rezervorului cu

gaze. Clopotul fiind partea mobila a rezervorului, mentine in aceasta presiunea necesara

si asigura iesirea gazelor pentru consum.

La rezervoarele cu una sau mai multe sectiuni telescopice, presiunea depinde de

nr sectiunii rdicate. Nu au fost construite rezervoare cu mai mult de 3 sectiuni

telescopice, deoarece inaltimea rezervorului devine foarte mare.

Rezervoare e umede reprezinta sistemul cel mai vechi de depozitare a gazelor

naturale, iar functionarea acestora in timp de iarna este dificila, deoarece este necesara o

instalatie pentru incalzirea apei dn bazin si a sistemului de etansare hidraulica a

clopotului si a sectiunii telescopice.

Rezervoarele uscate depresiune joasa sunt mai perfectionate si au forma unor

rezervoare cilindrice obisnuite in interiorul carora se gaseste un disc mobil((piston).

Acest piston se ridica la umplerea rezervorului cu gaze si coboara la golirea lui. Deoarece

pistonul conditioneaza presiunea gazelor din rezervor, aceasta ramane practic constanta.

Singura cauza de variatie a presiunii o constituie frecarea pistonului de perete, care la

constructiile ingrijite nu depaseste insa 10-3

…1,5*10-3

bar.

Rezervoarele uscate pot fi construite pentru capacitati foarte mair, pana la cateva

sute de mii de metrii cubi standard. Din calcule rezulta ca de la o capacitate de peste

10000 Stm3, consumul de metal pentru Stm

3 de gaze depozitate este mai mic decat la

rezervoarele umede.

Problema cea mai impotanta ridicata de functionarea rezervoarelor uscate este

realizarea garniturii de etansare a pistonului. Au fost propuse mai multe siteme de

etansare, cu inele de cauciuc sau cu benzi de piele.

Fata de cele umede, rezervoarele uscate au avantajele de a necesita un consum

mai mic de metal si cheltuieli mai mici de exploatare, de a exercita o presiune mai mica

pe sol si de a nu marii umiditatea gazelor. De asemenea, presiunea gazelor este

aproximativ constanta, iar rezervorul poate fi marit prin puprainaltare, fara a fi scos din

exploatare. Dezavantajele constau in formarea ghetii pe peretii corpului si sub piston in

timpul iernii. Atunci cand gazul este umed, ceea ce ingreuneaza activitatea pistonului,

atunci existenta unui amestec exploziv intre piston di capac, eoarece etansarea nu este

erfecta si insfarsit necesitatea unei precizii si executiei si motare.

Rezervoarele de presiune inalta sunt instalatii foarte simple, fara parti mobile, cu

o exploatare facila. Functionarea acestora poate fi in intregime automatizata.

Rezervoarele de presiune inalta au volum constant si sunt, in general, de forma

cilindrica. Acestea pot fi asezate vertical si orizontal.

Pentru alimentarea cu gaze a retelei de reparatie din parcul de rezervoare, langa

aceasta se instaleaza o statie de reglarea presiumii. In cazul in care exista un astfel de

parc, gazele naturale ies din statia de predare prin cel putin doua conducte, dintre care

una alimenteaza reteaua de reparatie la presiunea necesara, iar cealalta alimentaeza parcul

d rezervoare. In cazul in care alimentarea nu este necesara, rezervoarele fiind pline,

gazele din conductade alimentare a parcului trec direct in statia de reglare a presiunii, de

unde sunt introduce in reteaua de reparatie. Atunci cand consumul de gaze creste,

intreaga cantitate de gaze din statie intra in reteaua de reparatie, iar gazele din rezervoare

trec prin statia de reglare a presiunii in aceeasi retea.

Se mai poate realiza si o schema in care parcu de rezervoare serveste ca tampon

pentru asigurarea alimentarii continue.

Capacitatea necsara a rezervoarelor se calculeaza pe baza graficului de consum

zilnic. Volumul de gaze care poate fi livrat din rezervoare se numeste capacitatea de lucru

a acestora. Daca V este volumul rezervoarelor, p1- presiunea de lucru maxima din aceasta

si p- presiunea la intrare in retea, capacitatea de lucru este - pN fiind

presiunea normala ; in aceasta formula, volumul V se exprima in Stm3, iar presiunile in

bari.

Atunci cand presiunea din rezervoare scade, pana la presiunea de la intrarea in

retea, capacitatea de lucru este utilizata integral.se intampla insa ca presiunea din

rezervoare sascada nomai pana la o valoare curenta pc<p, astfel ca volumul extras din

rezervoare este ./21 pnpp raportul dintre acest volum si capacitatea de lucru a

revervoarelor este

Ku = p1-pc/p1-p

Se numeste coeficient de utilizare a capacitatii de lucru.

K si f au valori functie de clasa de locatie si fata de distanta la care se afla obiectivele

invecinate.

Aplicatia 1

Sa se determine volumul necesar V pe care trebuie sa-l aiba un rezervor metalic cilindric

vertical care trebuie sa stocheze un volum utilizabil de gaze de Vutil = 5000 Nm3 stiind ca

Pproiect = 7 bari abs, si presiunea minima de livrare a gazelor din recipient (Pmin.livtare) este

de 1,5 bar abs. Sa se aproximeze o valoare unitara pentru coeficientul de abatere de la

gazele perfecte.

Rezolvare

V = 5000 / 7- 2*1,5= 1666 m3

Daca inaltimea recipientului este de 140 m atunci cat va fi diametrul Dal acestuia ?

D= *10/666,1*4 = 14,6m

Daca se livreaza la Pmin. livrare= 1,005 bar atunci volumul rezervorului metalic va fi mai

min pentru aceeleasi conditii de stocare

V = 5000 / 7- 2* 1, 005 = 1000m3

Si daca se pastreaza inaltimea atunci diametrul D va fi

D = *10/1000*4 = 11,3m

2)

sa se afle grosimea de perete a rezervorului din primul caz al aplicatiei 1 de mai sus in

care K=1,5 , F= 0,9 δc = 4600 kg/cm2

g = 1,5* 7 * 14,6*1000/ 2*46000* 0,9 = 18,5

7

CAPITOLUL IV. DEPOZITAREA GAZELOR LICHEFIATE

IV.1. GAZE PETROLIERE LICHEFIATE (GPL)

IV.1.1. Generaliăţi

După cum s-a amintit în paragraful I.3.12, sursa principală a GPL o constituie gazele rezultate

din procesele de prelucrare a petrolului precum şi din gazolina de schela [11]. GPL se pot stoca în

rezervoare verticale special construite pentru acest scop (fig. 2.1,e )

Pentru propan şi butan, utilizarea spaţiului subteran, care dispune de capacităţi mari de

inmagazinare si beneficiază de conditii de securitate sporită, a creat condiţii de stocare mult mai

economice [12], [22].

Inmagazinarea subterană se poate realiza in următoarele condiţii:

- depozitarea in cavităţi saline;

- depozitarea in caverne create in mod artificial.

Propanul şi butanul se stocheaza sub formă lichidă deoarece la temperaturi de 15°C este

nevoie de o presiune relativă de 1,1 bar, respectiv 2,2 bar, pentru obţinerea lichefierii acestora.

Aceste presiuni sunt uşor de atins in subsol la adâncimi de câteva sute de metri.

IV.1.2. Compozitia GPL

GPL este un sistem multicomponent format din mai multe hidrocarburi, dintre care cele

saturate sunt menţionate in tabelul 4.1:

Tabelul4.1

Curgerea GPL in cadrul sistemului de inmagazinare are loc prin spaţiul inelar dintre tubing si

coloană, in depozit, iar apoi prin tubing. Curgerea prin spaţiul inelar si in depozit a GPL are loc

numai in faza lichidă, in timp ce prin tubing este o curgere monofazică in faza iniţială, iar apoi

devine bifazica (Hchid-gaze).

IV. 1.3. Stocarea in cavitati saline

Component Fracţie moleculară Masă moleculară,kg ∕ kmol

kkmkkkkmmommo

kkkkkggkkgkg/kmol metan 0,0026 ■ 16,042 etan 0,4600 30,068

propan 0,3111 44,094 izo-butan 0,0385 58,120

normal-butan 0,1000 58.120 izo-pentan 0,0250 , 72,146

normal-pentan 0,0250 72,146

O altă metodă de depozitare a gazelor naturale sau petroliere lichefiate, in cantităţi mari, este

in caverne realizate in masive de sare. Accste caverne sunt in special indicate

pentru depozitarea gazelor lichefiate cu un punct de fierbere mai ridicat decât cel al metanului, ca de exemplu

propanul lichid [13].

Tehnica utilizată este deja cunoscută si descrisă în paragraful III. 4, cu singura deosebire că adâncimile necesare

pentru înmagazinare nu sunt atât de mari.

Pentru realizarea unei astfel de caverne (fig.4.1), se sapă cu sondeza si se cimentează coloana 1, în interiorul

căreia se introduc alte două coloane, notate cu 2 si 3, cu diametre succesiv mai mici. Aceste doua coloane sunt libere

in sensul ca lungimea acestora poate fi variată de la suprafaţă pentru a se da cavernei forma dorită.

Fig. 4.1. Depozitarea gazelor naturale Iichefiate in caverne saline.

Intre coloanele 1 si 2 se introduce gazolină cu ajutorul pompei 4, pentru a se proteja coloana 1 de

coroziunea care s-ar produce in contact cu saramura.

Cu ajutorul pompei 6 se introduce apoi apă dulce in sâmburele de sare, prin interiorul coloanei centrale 3, iar saramura formată se evacuează prin spaţiul inelar dintre coloanele 2 si 3 si in continuare prin conducta 7.

Pentru realizarea unei forme convenabile a cavemei, circulaţia apei si a saramurii pot fi inversate.

Controlul formei cavernei poate fi efectuat cu ajutorul unui aparat tip „sonar".

Dupa realizarea cavernei, inainte de introducerea gazelor lichefiate, gazolina se evacuează prin conducta 5,

prin impingere cu saramura.

Introducerea gazelor lichefiate se efectueaza cu ajutorul pompei 4, dezlocuindu-se saramura din cavernă, care se

evacuează prin coloana 3 si conducta 7.

La baza cavernei, se mentine in permanent un strat de saramură in care pătrund coloanele 2 si 3, pentru a se

evita astfel eventualele pierderi de gaze naturale lichefiate.

Problema stabilităţii nu prezintă importanţă practică deoarece in cavitate se pastrează o presiune mare. La finalul

creării cavităţii se trece la încercarea etanseitatii cavităţii, similar cazului înmagazinării gazelor naturale.

Pentru a se putea înmagazina sau extrage GPL, cavitatea trebuie să fie tot timpul plina cu saramură si GPL.

Separarea dintre cele două fluide se realizează prin segregare gravitaţională!

Este necesar să se dispună de rezerve de saramură saturată pentru a nu afecta volumul cavităţii. Manipularea

saramurii saturate creeaza numeroase probleme (precipitarea sării in saramură, diluarea sării in sondă etc.).

Se mai poate utiliza in exploatare apa dulce, dar trebuie luate măsuri suplimentare de urmărire a procesului prin

ecometrie pentru determinarea formei şi dimensiunilor cavităţii. Această soluţie constituie o premiză de crestere

progresivă a dimensiunilor cavernei.

IV. 1.4. Stocarea in mine abandonate

Pentru stocarea GPL in cavităţile rezultate in urma unei exploatări miniere este necesar ca aceste cavităţi să fie

etanse, iar formaţiunile geologice în care sunt create cavitătile să nu reacţioneze cu butanul sau propanul. În cazul când

o mină răspunde acestor condiţii şi amenajarea acesteia se incadreaza in limite economice acceptabile, se poate opta

pentru alegerea unui astfel de depozit. Cunostin|ele geologice de detaliu sunt indispensabile.

Sarea si argila sunt recunoscute ca fiind roci care asigură condiţii de stabilitate unei cavităţi, dar in anumite

condiţii se pot utiliza şi cavităţi existente în calcar, granit etc.

In scopul realizarii unui depozit de GPL intr-o caverna se culeg informafii despre tunele, galerii miniere etc.

Apoi se efectuează studii privind dimensiunea cavitaţii, stabilitatea galeriei si a pilonilor de susţinere, se evaluează

costul săpării unei sonde in galerie. in cazul rocilor etanse plastice se realizează un strat de beton în scopul eliminarii

deformarilor cavitătii.

Exploatarea se poate realiza in două moduri:

- Cu nivel de apă constantă, cu o zonă de gaze in partea superioară;

- Cu nivel de apă variabil. iar cavitatea este tot timpul plină cu apă si GPL.

Pentru extracţie se va dispune de un volum de apă suplimentar, care va fi injectat în cavitate. Sondele de control vor

măsura în permanenţă nivelul piezometric.

IV.2. GAZE NATURALE LICHEFIATE (GNL)

IV.2.1. Generalităţi

Transportul gazelor naturale în locuri inaccesibile conductelor se poate efectua în stare lichidă, ceea ce

permiteînmagazinarea într-un volum redus a unor cantităţi importante de gaze dupa cum rezultă din tabelul 4.2 [6]:

9

Fig.4.6. Schema de principiu a unei instalaţii de re-gazeificare

1-schimbător de căldură; 2-pompe; 3-rezervoare; 4-compresor;

5-cisternă pentru transportul gazului natural

Prin utilizarea frigului în schimbătoarele de căldură în scopuri tehnice se poate

recupera o parte din energie, dar tinând seama de intermitenţele cu care decurge acest

program, valorificarea este problematică.

Deoarece gazele lichefiate participă la acoperirea vârfurilor de consum,

evaporarea trebuie să se desfăşoare după un program precis şi de aceea trebuie să existe

totdeauna o sursă de căldură, care să asigure căldura de vaporizare. Această sursă poate fi

aburul, apa caldă, apa de mare, apa de râu, aerul încălzit, etc.

Vaporizarea cu ajutorul aerului necesită suprafeţe de schimb foarte mari şi de

aceea nu este prea răspândită. Utilizarea aburului prezintă dificultăţi care constau în

obturarea ţevilor schimbătoarelor, dacă procesul ajunge în apropierea temperaturii de

îngheţ a apei.

Cea mai economică sursă de vaporizare o constituie apa rece, cu ajutorul căreia

procesul se poate conduce în circuit deschis, prin turnuri de răcire.

Dacă în apropiere este disponibilă apă de mare, atunci se poate asigura căldura

necesară vaporizării fără turn de răcire şi procesul devine puţin costisitor.

Un alt scop al proceselor la temperaturi joase este de a extrage din gazele naturale

hidrocarburile C2+, astfel ca în consum să fie furnizat numai metan aproape pur,

valorificându-se superior celelalte hidrocarburi.

Acest procedeu este utilizat acolo unde această extracţie nu se poate face la surse,

fie din cauza cantităţilor prea reduse, fie din cauza unor dificultăţi în valorificarea

fracţiilor C2+ în apropierea surselor.

Un caz concret îl constituie conductele care transportă gaze asociate dezbenzinate,

care conţin importante cantităţi de C2+ şi care nu ar putea fi valorificate în schele.

În aceste cazuri se realizează o instalaţie de extracţie la marginea oraşului,

înaintea staţiei principale de reglare şi măsurare.

Gazele din conductă sunt mai întâi deshidratate până la un punct de rouă de – 40o

C prin adsorbţie cu alumină sau silicagel. După deshidratare, gazele trec printr-un

schimbător regenerativ unde se răcesc. În continuare sunt răcite cu etan, sunt din nou

răcite şi apoi separate. Lichidul reţinut este destins şi separat din nou. Gazul de echilibru

din primul separator este apoi comprimat şi introdus în conductă pentru a fi trimis la

consum. Lichidul reţinut este dirijat la o instalaţie petrochimică, constituind o preţioasă

materie primă.

Aceste instalaţii au luat o mare răspândire în ultimul timp, deoarece în

petrochimie se pot valorifica superior fraţiile C2+, care sunt neraţional folosite în cazul

arderii în focare.

Utilizând un schimbător regenerativ, sarcina frigorifică se reduce mult şi procesul

devine mai economic.

Lichefierea gazelor naturale asigură posibilitatea transportării acestora la orice

distanţă pe glob, de aceea este în plină dezvoltare şi constituie unul din cele mai eficiente

mijloace de acoperire a necesarului de combustibil a marilor aglomeraţii urbane şi

industriale.

IV.2.4.2. Izolarea rezervoarelor pentru depozitarea gazelor naturale

lichefiate

IV.2.4.2.1. Izolarea rezervoarelor cilindrice (tuburilor metalice)

Spuma de poliuretan este sistematic utilizată pentru izolarea termică a

rezervoarelor cilindrice de gaze naturale lichefiate sau a gazelor reci. Grosimea stratului

de izolaţie este un compromis între exigenţele tehnice şi cele economice. Astfel, pentru

rezervoarele cilindrice considerate, izolaţia se poate face în scopul:

- reducerii intrării căldurii în interiorul rezervorului şi poate avea un cost

acceptabil;

- menţinerii rezervorului în afara fenomenului de deformare datorită

manşoanelor de gheaţă voluminoase (în acest caz intrarea căldurii nu are importanţă).

Spuma de poliuretan sub formă de vapori este acoperită de un film de bitum şi de

două foi de aluminiu întărite cu fibră de sticlă, cu rol de protecţie la umiditate, şocuri

exterioare şi protecţie ignifugă.

IV.2.4.2.2. Izolarea rezervoarelor de capacitate mică

Rezervoarele de capacitate mică, de tipul baloanelor de purjare din instalaţiile de

gaze naturale lichefiate sunt de obicei protejate la variaţiile de temperatură (protecţie

ignifugă), spaţiul dintre pereţii dubli fiind injectat din construcţie cu poliuretan. Această

tehnică este asemănătoare celei de construcţie a tuburilor metalice.

Cisternele rutiere pot fi de asemenea protejate la incendiu prin aceeaşi metodă,

sau cu perlită menţinută sub presiunea absolută (1kPa).

IV.2.4.2.3. Izolarea rezervoarelor cu membrană

Pentru rezervoarele cu membrană, materialul izolant este pus pe suprafaţa internă

a cuvei exterioare, iar cuva interioară este fixată pe izolaţie.

- Tehnica Technigaz: Izolaţia este bazată de Klegecel (PVC), cu grosime

totală de 168 mm şi o contraplacă de 12 mm, poziţionată pe membrană, care îmbracă

pereţii şi fundul rezervorului. Capul este izolat cu vată de sticlă de 300 mm grosime.

- Tehnica Gaz Transport: Izolaţia este din pudră de perlită plasată pe

interiorul rezervorului. În spaţiul izolaţiei termice trebuie menţinută o presiune mai mică

decât presiunea absolută (0,1 – 1 kPa), sau trebuie presurizată pentru a proteja pudra de

perlită la umiditate.

Pentru rezervoare cu cuvă autoportantă, izolaţia este realizată cu perlită pentru

partea laterală, din fibră pentru fundul rezervorului şi din vată de sticlă pentru capac.

IV.2.4.3. Urmărirea rezervoarelor în exploatare

Pentru urmărirea rezervoarelor în exploatare a fost conceput un dispozitiv utilizat

pentru expertizări punctuale şi care permite controlul:

- Stării suprafeţei interne a rezervorului (suduri, fisuri etc.)

- Poziţia sistemelor de securitate (clapeta de fund etc.)

- Starea aparatelor de măsură (sondelor de nivel etc.)

Acesta este compus din:

- Aparat de vizualizare, care este constituit dintr-un endoscop rigid cu

lentilă, compus dintr-un ocular, un tub telescopic şi un obiectiv; o prismă montată în faţa

obiectivului permite, prin variaţia înclinării ei, trecerea de la o vedere axială la una

laterala;

- Sistem de iluminare, compus din lămpi cu halogen de joasă tensiune, cu

fascicul dirijabil, care se poate orienta cu ajutorul unor comenzi de la distanţă prin cablu

şi astfel este posibilă dispunerea lămpilor la adâncimea dorită;

- Ansamblu de protecţie, care este compus dintr-o sită măturată de un

current de aer cald, uscat şi inert, pentru fiecare din aparatele de mai sus, izolându-se

astfel de atmosfera rece din partea superioară rezervorului.

IV.2.4.4. Precauţii la utilizarea gazelor naturale lichefiate

Aportul de căldură într-un echipament care conţine gaze naturale lichefiate are ca

urmare vaporizarea parţială a acestora şi dacă gazul se găseşte într-un spaţiu închis,

aceasta duce la o creştere rapidă şi inevitabilă de presiune.

Pentru spaţii de mică importanţă (tronson de ţeavă între două robinete), se

montează supape pentru a le proteja de creşterile de presiune peste limita admisibilă.

Aburii reziduali rezultaţi dintr-o instalaţie de gaze naturale lichefiate au o valoare

energetică importantă şi de aceea sunt utilizaţi în mod uzual:

- Pentru comprimare, întorcându-se la faza dinaintea lichefierii;

- Pentru consumurile energetice interne.

Gazele naturale lichefiate sunt un amestec de gaze pure. Compoziţia gazelor dintr-

un rezervor etanş este diferită pentru faza lichidă şi faza gazoasă. Gazul natural lichefiat

rezidual va avea o concentraţie foarte mare de compuşi mai puţin volatili (hidrocarburi

grele), acest fenomen fiind denumit îmbătrânirea gazelor naturale lichefiate.

Coborârea temperaturii echipamentului (pentru a-l pune în funcţiune pentru prima

dată, după o reparaţie, ori după o încălzire excesivă) se face progresiv.

În condiţii de exploatare normale, echipamentele sunt pe cât posibil menţinute la

temperaturi scăzute, fie prin circulaţia, fie prin evaporarea de gaze naturale lichefiate.

Menţinerea la temperaturi scăzute prin evaporare necesită precauţii suplimentare:

- Înnoirea periodică a gazului natural lichefiat pentru a evita îmbătrânirea

acestuia;

- Supravegherea dispozitivelor de de-gazeificare pentru a evita riscul de

pătrundere de lichid în circuitul de vapori.

Armăturile (robinete, vane etc.) au o parte care lucrează la temperatura mediului

ambiant şi alta care lucrează la temperatura gazului natural lichefiat; şi după aceea,

separarea termică este asigurată de lungimea pieselor, calitatea izolaţiei locale şi absenţa

scăpărilor de gaze, care pot modifica gradientul termic.

La majoritatea tipurilor de pompe, arborele nu funcţionează la o temperatură

uniformă; alinierea corespunzătoare a pieselor şi o bună funcţionare a garniturilor

criogenice necesită o supraveghere atentă.

Izolarea echipamentelor se efectuează în scopul:

- asigurării protecţiei mecanice faţă de suprasarcina apărută din îngheţarea

condensului atmosferic şi a posibilităţilor de deformare;

- limitării aportului caloric generat de evaporare, în special pentru rezervoarele

de gaze naturale lichefiate.

Problemele de securitate ale unei instalaţii de gaze naturale lichefiate sunt

rezolvate prin utilizarea de:

- Materiale criogenice;

- Moduri de prevenire şi de îndepărtare a accidentelor datorate gazelor

naturale lichefiate; reguli de exploatare impuse personalului.

Atenţia personalului care exploatează aceste instalaţii este în mod deosebit

solicitată:

- În timpul manevrelor, cum ar fi izolarea unui rezervor, în condiţiile în care

vanele nu sunt niciodată perfect etanşe;

- Datorită riscului apariţiei de probleme respiratorii la personalul care

lucrează în atmosferă de gaze.

Valorile stabilite pentru puterea calorică a gazului natural care se acumulează într-

un rezervor de gaze naturale lichefiate nu sunt întotdeauna respectate în ceea ce priveşte

valorile maxime, mai ales când timpul de stocare depăşeşte momentul de apariţie a

îmbătrânirii gazelor naturale lichefiate.

Corecţia se poate efectua :

- Prin amestecarea, în fază lichidă, cu un gaz natural lichefiat mai putin bogat;

- Prin adăugarea de gaze inerte (azot, aer) sau prin extragerea de GPL.

10

INMAGAZINAREA SUBTERANA A GAZELOR 1. Inmagazinarea in zăcăminte depletate

In proiectarea exploatării unui depozit de inmagazinare subterana a gazelor naturale

trebuie sa se tina seama de următoarele elemente:

- delimitarea zăcămintelor pentru inmagazinare acordând o atenţie

deosebita problemei etanşeităţii straielor;

- stabilirea gabaritului de sonde de injectie-extractie si verificarea

etanşeităţii sondelor, pentru a se evita pierderile de gaze;

- stabilirea sondelor piezometrice necesare urmăririi procesului de injectie-

extractie a gazelor in zacamint.

Elementele principale ale unui depozit de inmagazinare in zăcăminte depletate

sunt redate in figura 2.

Acestea sunt: zona de inmagazinare aleasa, sondele de injectie/extractie si facilităţile de

suprafaţa. Facilităţile de suprafaţa se compun din: sisteme de reglare si măsura, staţii de

compresoare, de separare, de uscare, instalaţie pentru injecţie de metanol etc.

Depozitele de inmagazinare furnizează gaze naturale cand consumurile nu mai pot fi

acoperite de gazele extrase din zăcămintele aflate in exploatare si de importul de gaze din

tarile mari producătoare si exportatoare. Unele depozite sunt proiectate in scopul

furnizării de gaze unei pieţe constante, altele răspund numai cerinţelor de acoperire a

unor vârfuri de consum. Acestea din urma au in general capacităţi utile reduse, dar pot

asigura debite zilnice mari.

Vârsta depozitelor de inmagazinare depăşeşte in general 20-30 de ani. Evaluarea

performantelor unui depozit implica recunoaşterea a trei elemente de baza numite atribute

de performanta. Acestea sunt:

- capacitatea de inmagazinare a depozitului alcătuita din:

o stocul inactiv sau perna de

gaze {base gas); o stocul activ

sau capacitatea utila {top gas).

- capacitatea de livrare a depozitului exprimata prin debitul mediu pe ciclu;

- controlul fenomenelor de migrare a gazelor.

Stocul inactiv este din punct de vedere fizic si economic nerecuperabil, scopul acestuia fiind

acela de a furniza presiunea necesara pentru extracţia stocului activ.

Stocul activ care este extras in scopul vânzării pe piaţa in timpul iernii este completat din

nou, prin injecţie, in timpul verii. Capacitatea utila sau stocul activ variază in funcţie de

necesitaţi, de la sezon la sezon. In prima faza, capacitatea proiectata si dezvoltarea

depozitului este estimata pe baza calculelor si simulării pe calculator, mai târziu, cand

dezvoltarea depozitului s-a realizat, capacitatea utila se determina mult mai exact, pe baza

inregistrarilor permanente ale parametrilor de funcţionare ai depozitului (presiuni, debite

etc).

Perna de gaze sau stocul inactiv are doua componente:

componenta recuperabila; componenta nerecuperabila. Motivele pentru

care o parte din perna de gaze ramane nerecuperabila sunt:

o Fiecare depozit este proiectat pentru a furniza un debit minim. Acest lucru necesita ca

in ultimele zile ale ciclului de extracţie sa existe o presiune minima necesara pentru a

furniza acest debit. Daca se continua extracţia, presiunea va scade sub nivelul minim

admis si pot apare probleme la instalaţiile de suprafaţa care au fost proiectate sa

funcţioneze la anumiţi parametri, probleme de siguranţa sau incapacitatea realizării unor

obligaţii contractuale, o Continuarea extracţiei cu echipamentul proiectat sa funcţioneze

la anumiţi parametri, sub nivelul minim de presiune, poate deveni neeconomica. Totuşi,

la zăcămintele cu impingere de apa, o cantitate importanta din perna de gaze ramane

imobila si nu mai poate fi recuperata. La majoritatea zăcămintelor de gaze, aproximativ

10% din gazele conţinute sunt considerate din punct de vedere fizic nerecuperabile la o

presiune de suprafaţa numita presiune de abandonare. Recuperarea gazelor la o presiune

mai mica decit presiunea de abandonare implica costuri mari si echipamente speciale.

In depozitele de inmagazinare realizate in zăcăminte de petrol depletate raman

anumite cantităţi de gaze in soluţie care din punct de vedere fizic sunt nerecuperabile.

Capacitate de livrare, măsurata in milioane de standard metri cubi pe zi, depinde de

presiunea iniţiala de la care se incepe crearea stocului total in zăcământ si de

caracteristicile rocii rezervor, având un domeniu mare de variaţie.

In timpul proceselor repetate de injectie-extractie, in depozite apar pierderi ale

gazelor naturale injectate. Aceste pierderi numite si migrări necontrolate ale gazelor naturale

in timpul procesului de injecţie au ca rezultat nu numai o micşorare a profitului, ci si o

diminuare a capacităţii

Fig. 4.1 depozitarea gazelor petroliere lichefiate in caverne saline

Fig. 3.5 Depozit de gaze lichefiate

_____ Gaz natural cu presiune redusă

— --- Gaz natural cu presiune ridicată

-------- Evaporarea gazului natural la presiune atmosferică

++++ Gaz metan sub presiune

Fig. 4.6. Schema de principiu a unei instalaţii de re-gazeificare. 1 -

schimbător de căldură; 2 -pompe; 3 -rezervoare; 4 -compresor; 5 -

cisternă pentru transportul gazului natural.

11

de livrare pe piata. Nu in ultimul rand, apar problemele de siguranta ale depozitului si

problemele de impact cu mediul inconjurator. Fenomenele de migrare depind de mai

multi factori: gradientii de presiune, permeabilitatea rocilor, geometria fisurilor, existenta

faliilor, conditiile de operare etc. Pierderile de gaze prin migrare sunt de doua tipuri:

- Pirderi minore;

- Pierderi majore.

Pierderile majore au loc de-a lungul limitelor zacamantului si controlul acestora

implica o monitorizare permanenta a tuturor parametrilor depozitului, simulari pe

calculator si inventarieri ale depozitului.

Pirderile minore sunt de cele mai multe ori continue si au urmatoarele cauze:

neetanseitati ale coloanelor, cimentari imperfecte, neetanseitati ale capului de eruptie,

pierderi pe conducte de transport, pierderi datorate neefectuarii de masuratori in statiile

de compresoare etc. Aceste pierderi minore ating unul sau doua procente din capacitatea

maxima stocata anual, uneori fiind prea mici pentru a putea fi detectate.

Pentru a putea avea control permanent asupra acestor atribute de performanta ale

depozitelor este necesara o inventariere permanenta in procesul de operare.

In prezent metodele de inventariere ale depozitului sunt:

o Metoda volumetrica, care se aplica pe baza masuratorilor de

presiune statica;

o Metoda de utilizare a datelor de performanta (presiuni, debite) ale

zacamantului, inregistrate in timpul procesului de inmagazinare-

extractie;

o Metoda de analiza grafica a presiunilor.

Metoda volumetrica implica integrarea presiunilor masurate la sfarsitul injectiei

cu cele estimate sau calculate pe baza factorului de expansiune, a geometriei suprafetei si

a porozitatii. Calculul volumetric este comparat cu cantitatea de gaze inmagazinata, iar

diferentele care apar constituie de fapt pierderi de gaze.

Utilizarea datelor de performanta ale zacamantului permite calculul capacitatii de

inmagazinare pe baza presiunilor statice inainte si dupa perioadele de injectie-extractie.

Adesea sunt necesare: realizarea simularii pe calculator, calcule in conditii stationare si

semistationare, evaluarea influxului de apa pentru determinarea cat mai exacta a

capacitati de inmagazinare.

Analiza grafica a datelor de presiune implica trasarea functiei p/Z in raport cu

cantitatea de gaze extrasa sau inmagazinata. In functie de panta dreptei se determina daca

volumul zacamantului este constant (este cazul unei linii drepte), sau daca acesta este un

zacamant cu impingere de apa (graficul este o curba). Un alt tip de grafic este obtinut prin

curbele de histereza, care daca sunt trasate pe baza unor date corecte, permit o

interpretare utila in determinarea migrarii gazelor, pierderilor minore si a expansiunii

gazelor. Curbele de histereza necesita date de presiune statica sau corelatii ale presiunii

pe baza datelor din sondele de observatie (piezometrice).

Criterii de analiza

Pentru ca un zacamant depletat de gaze sau petrol sa fie utilizat ca depozit

subteran trebuie sa indeplineasca conditiile:

Sa fie protejat de roci impermeabile sau de falii etanse pentru a impiedica

pierderile de gaze in formatiunile invecinate;

Sa dispuna de o porozitate efectiva si de o permeabilitate ridicata;

Sa nu fie alimentat de un acvifer activ;

Sa aiba un volum mare;

Sa se poata preta la fisurari hidraulice.

Pentru a se lua in considerare un camp de gaze epuizat pentru realizarea unui

depozit de inmagazinare, trebuie avut in vedere ca volumul de gaze care urmeaza a fi

vehiculat (prin injectie-extractie), reprezinta 80 pana la 100% din volumul initial de gaze

al zacamantului. Acest volum de gaze inmagazinate trebuie recuperat in cca. 120 de zile,

ceea ce reprezinta un timp maxim de recuperare aferent unui ciclu de depozitare. Acest

proces presupune mai multe sonde de exploatare decat cele utilizate in procesul de

productie si un proces de colectare adecvat. Sistemul de colectare este compus din

instalatiile de suprafata (capacitati de comprimare, conducte de transport gaze, instalatii

de exploatare aferente sondelor de injectie-extractie). Acesta trebuie sa aiba o flexibilitate

mare, care sa asigure fluctuatia consumului de gaze in timpul iernii, datorita variatiilor de

temperatura.

Pentru ca procesul de inmagazinare al gazelor sa fie rentabil, trebuie sa

indeplineasca urmatoarele conditii:

Inmagazinarea unui volum de gaze suficient de mare pentru a asigura o

presiune minima (gaze tapon), astfel incat intreaga cantitate de gaze

inmagazinata sa poata fi livrata consumatorilor in timpul prevazut pentru

ciclul de extractie. Aceasta presiune minima trebuie sa permita si

exploatarea depozitului la sfarsitul ciclului de inmagazinare in regim

optim de functionare;

Volumul de gaze injectate trebuie sa asigure o presiune maxima, care sa

permita extractia in timp util a volumului de gaze injectate.

Pentru trecerea de la un zacamant epuizatsau depletat la un depozit de gaze sunt

necesare urmatoarele etape de proiectare:

Colectarea informatilor primare geologice si de inginerie de zacamant, din

faza de exploatare primara, care sa cuprinda: suprafata zacamantului,

grosimea, permeabilitatea, porozitatea, presiunea initiala de zacamant etc.;

Determinarea starii sondelor, interventiile suferite de acestea pe parcursul

exploatarii primare si alte aspecte care tin de conditiile mecanice

(integritatea coloanelor, rezistenta mecanica a acestora, aderenta inelului

de ciment etc.);

Calcularea volumului zacamantului care poate fi utilizat pentru

exploatarea depozitului;

Calcularea numarului de sonde care vor asigura injectia si extractia

gazelor;

Stabilirea capacitatii de comprimare necesare, determinarea retelei de

colectare si conditiile care trebuie sa le indeplineasca gazele depozitate.

De asemenea sunt necesare unele informatii despre zacamant:

Informatii geologice;

Presiunea initiala de zacamant;

Productia de gaze in raport cu presiunea de zacamant;

Temperatura de zacamant;

Compozitia gazelor, greutatea specifica a gazelor;

Numarul de sonde forate, locatiile acestora, adancimile si datele obtinute

din carote;

Carotajele electrice ale sondelor si alte masuratori;

Structura zacamantului (harti structurale si cu izopachite);

Regimul de zacamant (elasticitate, impingere);

Capacitate de curgere (afluxul strat-sonda, debite pe sonde in diferite

circumstante);

Planul de situatie cu instalatiile de suprafata (capacitati de comprimare,

conducte de transport gaze, instalatiile de exploatare a campului de gaze);

Caracteristicile mecanice, conditiile mecanice ale sondelor.

Pentru a se calcula capacitatea depozitului (volumul zacamantului) este necesar sa

se cunoasca plaja presiunilor de lucru (presiunea minima de exploatare si presiunea

maxima).

Sondele forate la orizontul productiv trebuie identificate pe teren si verificate.

Trebuie revazute diagramele de cimentare si se va face o verificare a inelului de ciment in

zona productiva, pentru a se determina etanseitatea cimentarii. Daca din carotajul acustic

de cimentare se determina aderari neconcludente ale inelului de ciment la coloana de

exploatare, atunci sunt necesare masuri de refacere a cimentarii. Trebuie verificate

coloanele de exploatare si in cazul cand se constata coroziuni avansate, atunci se

introduce un liner cimentat sau un liner cu packer si fluid necoroziv in spatiul inelar.

Sondele abandonate se inventareaza si se pot transforma in sonde de observatie. Daca se

cunosc caracteristicile mecanice ale sondelor si structura acoperisului stratului, se poate

determina presiunea de operare maxima. Adesea se instaleaza coloane noi de exploatare

si capete de eruptie noi, pentru inlaturarea celor corodate si pentru a asigura noile nivele

de presiune.

Presiunea maxima de exploatare se determina in concordanta cu alcatuirea rocii

acoperisului, gradul de etanseitate al faliilor si starea tehnica a tuturor sondelor, pentru a

se putea preveni migrarea gazelor in formatiunile invecinate. In situatia in care presiunea

maxima se doreste sa fie mai mare decat presiunea initiala de zacamant, trebuie sa se

investigheze roca din acoperisul stratului prin prelevarea de carote pentru efectuarea

testelor de etanseitate.

Analiza etanseitatii rocii acoperisului zacamantului trebuie sa contina date despre:

Gradienti de fisurare;

Caracteristici hidraulice si petrofizice;

Geometrie (grosime, extindere in suprafata);

Litologie.

Presiunea maxima de exploatare a zacamantului este stabilita prin considerarea celei

mai mici presiuni dintre presiunea la care zacamantul ramane etans (presiunea de fisurare

a rocii protectoare) si presiunea hidrostatica (calculata prin insumare presiunii

hidrostatice din roca acoperis cu presiunea capilara a rocii acoperis).

In general, zacamintele de gaze sunt puse in exploatarea primara la o presiune egala

cu presiunea hidrostatica, luand in considerare un gradient de presiune de 0,0973-

0,1176 bar/m.

12

Presiunile de zăcămant sunt ajustate în funcţie de vârfurile de consum de la

sfârsitul perioadei reci. De exemplu, când 70% din gazele din depozit au fost extrase,

presiunea scăzută din zăcământ este corelată cu curbele de performanţă ale sondei, pentru

a se obţine debitul sondei.

Presiunile de operare în depozite sunt notate zilnic (orar) ca o siguranţă de

exploatare, prin observaţiile de la sondele piezometrice.

Numărul de sonde necesar pentru realizarea în condiţii optime a procesului de

injecţie-extracţie, poate fi stabilit în concordanţă cu capacitatea de comprimare astfel

încât procesul de extracţie al gazelor curente să se desfăşoare în concordanţă cu

acoperirea vârfului de consum. De asemenea se are în vedere şi încadrarea în timpul

aferent ciclului de extracţie.

Utilizarea zăcământului la un nivel de presiune maxim, va conduce în mod

normal la o capacitate maximă de depozitare şi la cea mai ridicată capacitate de producţie

pentru sonde. Dacă acoperişul zăcământului este slab consolidat, pentru siguranţă, se

poate utiliza ca presiune maximă de exploatare, presiunea iniţială de zăcământ.

Pentru exploatarea unui depozit subteran de gaze sunt utilizate 3 tipuri de sonde:

sonde de exploatare destinate injecţiei şi/sau extracţiei gazelor înmagazinate;

sonde de urmărire a procesului de înmagazinare(piezometrice);

sonde de injecţie a apei.

Sondele au următoare construcţie:

ansamblu de coloane de tubaj cimentate;

liner netubat;

echipament de control al nisipului în dreptul formaţiunii;

packer de fund ancorat în coloana deasupra formaţiunii şi legat de tubingul de

producţie pentru a izola coloana;

ventil de siguranţă în garnitura ţevii de extracţie;

cap de erupţie;

Având în vedere că sondele care urmează să fie utilizate în cadrul procesului de

înmagazinare sunt în majoritate sonde vechi, trebuie urmărit ca în ceea ce priveşte

etanşeitatea, coloanele, inelele de ciment şi tubingul să corespundă acestei cerinţe.

Pentru cunoaşterea dezvoltării unui acvifer se sapă sonde la adâncimi care pot

permite obţinerea unor informaţii despre grosimea acviferului, adâncimea culcuşului şi a

acoperişului, caracteristicile fizico-geologice ale acestora şi nivelul apei în acvifer. În

acest sens sunt necesare:

efectuarea de diagrafi electrice şi prelevarea de carote mecanice din sondele

săpate în zăcământ;

exploatarea sesismică a zonei.

Sondele de explorare pot fi utilizate ulterior pentru controlul sau explorarea

zăcământului.

Exploatarea unui zăcământ implică şi operaţii de supraveghere şi control al

acestuia pentru a se detecta toate anomaliile care survin în timpul exploatării.

În acest sens se măsoara presiunea în sondele de control (piezometrice), ţinând

seama de faptul că o schimbare bruscă a presiunii corespunde apariţiei gazelor în aceste

sonde şi de asemenea se efectuează investigaţii geofizice în sondele de control. Cu aceste

informaţii se urmăreşte avansarea frontului de gaze în zona direcţiei critice de dezlocuire

a apei de către gaze, iar când gazele au ajuns în zona critică se opreşte injecţia.

Sondele de control (piezometrice) se diferenţiază în:

sonde de control a zonei de gaze; acestea sunt amplasate în apropierea

contactului gaze-apă şi permit măsurarea presiunii la contactul gaze-apă;

sonde de control la periferie; acestea sunt amplasate la exteriorul zonei de

gaze şi permit efectuarea măsurătorilor de presiune şi prelevarea probelor de

apă. Sondele deservesc indicator pentru semnalizarea apariţiei gazelor, ca

moment al încetării injecţiei de gaze;

sonde de control al stratului superior; când stratul superior este un strat poros

permeabil este necesară amplasarea unei sonde care să permită detectarea

unui eventual influx de apă.

Controlul este efetuat prin urmărirea variaţiei presiunii

Pentru verificarea stocării gazelor, în apexul structurii se amplasează sonde

echipate cu dispozitive de măsurare a saturaţiei în gaze la diferite nivele.

Rolul echipamentului de suprafaţă constă în:

transportul gazelor de la sondă la staţia centrală;

tratarea gazelor;

eliminara apei produse de sonde (separatoare la sonde şi/sau la staţiile

centrale de compresoare);

deshidratarea gazelor (injectarea de metanol în capetele de erupţie ale

sondelor );

eliminarea hidrogenului sulfurat care se formează prin descompunerea

sulfurilor din gazele odorizate injectate în zăcământ sau prin descompunerea

piritei prezente în roca rezervor;

comprimarea gazelor; dimensionarea compresoarelor necesită cunoaşterea

potenţialului zăcământului, iar regimul de presiune din zăcământ este evaluat

prin diferite scenarii, utilizând modele de simulare.

5.2. Monitorizarea stocurilor de gaze depozitate în rezervoare subterane

Gazul tampon (perna) şi gazul curent (gazul de lucru), împreună, au cosurile cele

mai ridicate pe ansamblul procesului de stocare. În aceste condiţii este normal să se

dorească găsirea unor metode de evaluare a cantităţii de gaze din depozit. Gazele sunt

măsurate la introducerea şi apoi la extragerea din depozit. Diferenţa între aceste valori

plus gazul de tampon (zestrea) reprezintă cantitatea de gaze care ar trebui să fie în

depozit. Există 3 factori care pot conduce la înregistrare acestor diferenţe:

existenţa unor erori de calcul al cantităţii iniţiale de gaze rămase în depozit la

începutul procesului de injecţie; deşi aceasta nu repezintă în mod normal o

problemă trebuie reţinută atunci când apar diferenţe;

prezenţa unor erori de măsurare a debitului de gaze fie la introducere, fie la

extragerea din depozit;

existenţa unor scurgeri de gaze din depozit;

Scurgerea de gaze este una din principalele probleme. Unul din elementele de

siguranţă în folosirea unui zăcământ depletat, ca depozit de înmagazinare, este faptul că

gazele au fost cantonate în zăcământ o perioadă lungă de timp care oferă siguranţă în

utilizarea lui ca depozit. Acest element de siguranţă poate degenera însă erori. Una dintre

cele mai întâlnite probleme este avansarea frontului de apă în spaţiul ocupat iniţial de

gaze. În unele cazuri apa poate umple complet zăcământul cu excepţia unui mic cap de

gaze, care rămâne la sfârşitul exploatării. În această situaţie 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 în masa de gaze. Astfel se

formeză pachete separate de gaze. Aceste pachete de gaze pot rămâne în rezervor şi

există din punct de vedere tehnic în stoc. Ele se pierd şi nu pot fi extrase fără antrenarea

unei mari cantităţi de apă.

5.2.1. Tipuri de pierderi În continuare sunt prezentate modalităţile prin care gazele pot fi pierdute:

a. pierderea în jurul coloanei sondei către alte formaţiuni;

b. pierderea prin coloana sondei către suprafaţă;

c. pierderi prin roca acoperiş;

d. pierderi către alt zăcământ care nu face parte din depozitul de

înmagazinare datorită unei cimentări nereuşite;

e. pierderi prin accidente tectonice care s-au produs ca urmare a scăderii

presiunii din zăcământ;

f. pierderi prin echipamentul de suprafaţă şi conducte.

Pierderile prin roca acoperiş nu reprezintă ceva obişnuit. 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 de gaze folosesc fostele

sonde de producţie, fie pentru procesul de înmagazinare, fie ca sonde de observaţie. 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 ca astăzi. În plus, dacă aceste sonde

sunt vechi, cimentarea şi coloanele pot fi deteriorate. Aceste situaţii pot duce la migrarea

gazului către alte formaţiuni.

5.2.2 Istoricul relaţiei presiune-volum Scurgerea gazelor din depozit poate fi observată în cazul studierii istoricului

variaţiei cuplului presiune-volum al rezervorului. Pentru aceasta trebuie înţeles tipul

ciclului. Injecţia şi extracţia gazelor din zăcământ cauzează modificarea presiunii în

rezervor. Când ciclurile de injecţie şi extracţie sunt identice de la an la an şi nu apar

pierderi istoricul presiune-volum trebuie să fie identic în fiecare an. Ciclurile de injecţie-

extracţie nu sunt niciodată identice 2 ani la rând, dar pot exista puncte de comparaţie pe

parcursul ciclului. Dacă pe abcisă se consideră cantitatea totală de gaze rămasă în

zăcământ şi pe ordonată presiunea corespunzătoare rezultă o curbă presiune-volum a

rezervorului. Aceasta este arătată în fig.5.1. Linia punctată din figură reprezintă curba de

declin a presiunii care a fost modificată. Noua diagramă este de forma: presiune de

zăcământ funcţie 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 injecţie

este reprezentat de porţiunea AB şi se realizează în lunile de vară. În acest timp rezervorul

trebuie să fie umplut la capacitate. Ciclul de extracţie este reprezentat de porţiunea BA.

Aceasta ar reprezenta cazul ideal de operare. Acest tip de stocare se

13

poate realiza numai în cazul unei permeabilităţi mari.

Fig. 5.1. Diagrama presiune - volum a unui rezervor, pentru

un caz ideal de operare

5.2.3. Noţiunea de rezervor volumetric

Ciclul real de stocare este arătat în figura 5.2. Această figură

reprezintă un rezervor volumetric, la care permeabilitatea are valori

normale pentru un zăcământ de înmagazinare. Linia punctată

reprezintă curba de declin a presiunii rezervorului. Perioada de injecţie

este de la A la B. în punctul B rezervorul este plin şi presiunea este

deasupra curbei de declin a presiunii. Presiunea nu s-a egalizat în

zăcământ şi presiunea unor sonde este mai ridicată decât în restul

zăcământului. La sfârşitul ciclului de injecţie 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. Scopul acestei perioade de

închidere este să permită egalizarea presiunii în depozit. Această

perioadă de închidere este reprezentată în figura 26 prin porţiunea BC.

Se poate observa o cădere de presiune în această perioadă de închidere.

La sfârşitul 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 extracţie este reprezentată în figura 5.3 prin porţiunea CD.

La extracţie valoarea presiunii se va situa sub curba de declin a

presiunii. Aceasta va continua până în punctul D. Acesta indică

valoarea presiunii din sonde la sfârşitul ciclului de extracţie. Această

presiune este mult sub curba de declin indicând că presiunea nu este

egalizată în zăcământ. în mod normal trebuie să existe o altă perioadă

de închidere la sfârşitul ciclului de extracţie. Această perioadă este

reprezentată de porţiunea DA. în această perioadă de închidere

presiunea va creşte, această creştere fiind reprezentată prin porţiunea

DA. Deşi ea reprezintă o creştere 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. 5.3. Diagrama presiune — volum pentru un ciclu real de stocare

la rezervorul volumetric Bilciureşti

In figura 5.4 se redă un ciclu real de stocare în depozitul de gaze din

Bilciureşti. Datele care

au stat la baza întocmirii graficului au fost determinate cu ajutorul

calculelor şi parametrilor indicaţi la aparatele instalaţiilor de suprafaţă.

După cum se observă curba ciclului de injecţie aferentă anului

2000 nu se închide cu ciclul de extracţie aferent anului 2001. Aceasta

demonstrează că o cantitate de gaze a rămas depozitată în rezervor.

Cantitatea totală de gaze (mii m3)

Pentru a trage unele concluzii cu privire la pierderile de gaze şi

natural or, este necesar să se studieze poziţia celorlalte curbe, aferente

ciclurilor anterioare. Aceste curbe pot fi trasate în condiţiile în care se

fac măsurători la sondele de observaţie sau în sondele de exploatare. în

figura 5.5 sunt redate variaţiile anuale ale presiunii de zăcământ funcţie

de stocul de gaze (gazul tampon şi gazul current). Poziţia apropiată a

acestor linii indică faptul că în zăcământul de depozitare Bilciureşti nu

sunt pierderi.

5.2.4. Comportarea unui zăcământ care produce în regim mixt

Figura 5.3 ilustrează comportarea unui rezervor volumetric (cu

destindere elastică) în timpul unui ciclu de injecţie - extracţie; aceasta

este complexă datorită modificărilor condiţiilor din rezervor.

Comportarea unui rezervor cu apă activă în timpul depozitării este

chiar mai compexă. Figura 5.2 ne-a arătat curba de declin a presiunii

pentru 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 5.6.

Fig. 5.6 Diagrama presiune - volum; ciclul de operare caracteristic

unui rezervor cu împingere de apă

Intr-un rezervor volumetric, atunci când tot gazul a fost extras,

presiunea 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 şi poate fi exprimată în metri coloană de apă

sărată. Originea O din figura 5.6 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 şi gazele sunt injectate, această injecţie a gazelor 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 5.6, 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 5.6 ilustrează o curbă tipică a declinului de presiune pentru un

rezervor cu împingere de apă. Trebuie subliniat faptul că toate liniile

reprezintă condiţii de presiune egală în rezervor.

Figura 5.7 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

5.3. Totuşi aici sunt câteva diferenţe 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.

Fig. 5.7 Diagrama presiune - volum; ciclul real de operare pentru

un rezervor cu împingere de apă

în figura 5.7 perioada de injecţie este reprezentată de linia AB.

Prima porţiune a acestei linii poate fi ceva mai abruptă decât aceeaşi

linie din figura 5.3, aceasta deoarece apa a ocupat spaţiul lăsat liber de

gaz (în timpul perioadei de extracţie, când presiunea este scăzută) şi

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 gazele nu au

împins apa în întregime. Linia BC arată perioada de închidere după

perioada de injecţie. în timpul acestei perioade presiunea scade

considerabil.

în punctul C, după perioada de injecţie, 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 extracţie.

La sfârşitul acestei perioade punctul D are o presiune mai mică

decât în cazul rezervorului volumetric datorită faptului că apa nu a

reuşit să umple spaţiul porilor lăsat liber de gaze. Din această cauză

volumul rămas pentru depozitarea gazelor, va fi mai mare. Linia DA

reprezintă perioada de închidere după ciclul de extracţie. în timpul

acestei perioade de închidere presiunea în sondă creşte până în punctual

A. Presiunea în acest punct este considerabil mai joasă decât linia de

declin a

14

15

VPHT

T

p

p

ZVTG s

s

1

Această procedură de calcul este operabilă pentru un rezervor volumetric. În cazul

unui rezervor cu apă activă volumul de pori cu hidrocarburi se schimbă în funcţie de ciclu

(daca gazul este injectat sau extras). O solutie ar fi estimarea schimbării volumului de

pori cu hidrocarburi (VPH) între îinceputul şi sfârşitul perioadei de injecţiesau perioadei

de extractie. Folosind ecuaţiile (5.5) şi (5.6) rezultă:

1

11

1TZp

VPHpTV

s

s (5.10)

2

22

2TZp

VPHpTV

s

s (5.11)

2

22

1

1121

Z

VPHp

Z

VPHp

Tp

TVVV

s

s (5.12)

Dar: 11

11

VPHp

ZV

Tp

T

s

s (5.13)

astfel încat:

2

22

1

11

11

11

Z

VPHp

Z

VPHp

VPHp

ZVV (5.14)

Acum

2

22

1

111

111

Z

VPHp

Z

VPHpZ

VPHVpV (5.15)

sau

1

2

1

2

2

1

1

1VPH

VPH

p

p

Z

Z

VV (5.16)

Această metodă cere estimarea schimbărilor volumului de pori cu hidrocarburi

datorate schimbărilor afluxului sau efluxului apei. Precizia acestei estimări nu este una

dintre cele mai bune astfel că problema detectării scurgerilor în rezervoarele cu împingere

de apă rămâne deschisă. La rezervoarele etanse, unde măsurarea gazelor este precisă, ciclul istoricului presiune -

volum va opera în interiorul aceluiasi domeniu, de-a lungul unei mari perioade de timp. Dacă

rezervorul are o scurgere de gaze în interiorul lui sau dacă erorile de măsurare au condus la

diminuarea stocului istoricul presiune - volum se va muta la stânga (figura 5.11).

Fig (5.12) Istoricul presiune – volum pentru un rezervor cu scurgeri de gaye în interiorul lui

Dacă rezervorul are scurgeri de gaze în afara lui istoricul presiune - volum se va muta la

dreapta ceea ce este ilustrat de figura 5.12.

Fig (5.12) Istoricul presiune – volum pentru un rezervor cu scurgeri de gaye în afara lui

Concepte de proiectare 4.1. Proiectarea înmagazinarii gazelor in zăcaminte care au produs în regim elastic

Istoricul de productie

Reprezentarea grafică a datelor de productie va conduce la dreapta :

i

j

ij G

G

Z

p

Z

p 1 (4.1)

în care iG reprezintă cumulativul produs pâna ce presiunea statică va atinge jp , iar

iG reprezintă resursa iniţială de gaze. Aceasta se obţine prin extrapolarea dreptei pâna

la valoarea (p/Z) = 0

Dacă datele de productie sunt corect înregistrate resursa geologică iniţială din grafic

va corespunde valorii ei determinată folosind metoda volumetrică. De asemenea, dacă

se impune presiunea de abandonare, din acelasi grafic se obtine rezerva

recuperabilităţii şi odată cu aceasta factorul final de recuperare, = Gr/Gj.

Determinarea presiunii medii la sfârsitul primei perioade de injectie

iiI G

IG

Z

p

Z

p 1

1

1 (4.2)

în care G este cumulativul extras până la începutul injecţiei, iar 1I reprezintă cumulativul

de gaze injectat în prima perioadă de injectie.

Determinarea presiunii statice medii la sfârşitul primului ciclu de productie (extractie):

jiE G

IGG

Z

p

Z

p 11

1

1 (4.3)

Determinarea presiunii medii la sfârşitul primului ciclu "n" de injecţie, respectiv

producţie(extracţie):

Fig.4.1.Istoricul de productie pentru zacamintele care au produs in regim elastic

elastic

j

n

j

n

j

jj

iI G

IGG

Z

p

Z

p

1

1 1

1

1 (4.4)

j

n

j

n

j

jj

iE G

IGG

Z

p

Z

p 1 1

1

1 (4.5)

În situaţia în care volumul de înmagazinare al gazelor este mai mare decât cel de extracţie,

variaţia presiunii statice a zăcământului funcţie de timp, din momentul zero (începerea procesului

de înmagazinare ) până în momentul atingerii presiunii maxime de comprimare ( m axcp ) este

redată în figura 4.2 :

18

III.3.6. Exploatarea gazelor înmagazinate în acvifere

Ca o primă aproximaţie se poate considera că presiunea este uniformă în cadrul zăcământului.

Valoarea sa este obţinută prin măsurarea efectivă a presiunii în sonde (prin investigaţii hidrodinamice).

Presiunea la talpa sondei este calculată cu ajutorul ecuaţiei de echilibru:

gdy

dp (3.1)

şi a ecuaţiei de stare

ZRTz

p (3.2)

unde:

y - adâncimea sondei, m;

p- densitatea gazelor la adâncimeay, kg/Stm3;

g - acceleraţia gravitaţională, m/s,

Z - factor de neidealitate;

R - constanta gazelor, J/kg-K;

T - temperatura la adâncimea considerată, K,

Toate sondele se află la un moment dat fíe în producţie, fie în injecţie şi ca urmare, nentru a

determina presiunea zăcământului trebuie cunoscute atât pierderile de presiune în sonde, cât şi

pierderile de presiune ale tuturor sondelor din formaţiune.

Aproximarea vitezei de circulaţie a gazelor în interiorul stratului poros este importantă pentru

determinarea rezistenţelor hidraulice.

Rezistenţa hidraulică este egală cu diferenţa dintre presiunea zăcământului (p¡) şi )resiunea

dinamică a sondelor (pj). Reiaţia între pz şi p¿ respectă forma ecuaţiei de curgere .adial-plană a

gazelor din stratul productiv spre sondă (ecuaţia în doi termeni):

QBQApp dz''22 (3 .3 )

Debitul în sonde este exprimat în condiţii normale de temperatură şi presiune. Inversul indicelui de productivitate al

unei sonde este:

QBAQ

ppI

dz

p

''22

1

(3.4)

unde;

Q - debitul sondei, 3stm /s

p¿ - presiunea dinamică de fund a sondei, 105Pa (bar); pz - presiunea de zăcământ, 105Pa;

IP - indicele de productivitate al sondei, Stm3/s/(105Pa)2;

A ' , B ' • coeficienţi de rezistenţă la curgerea gazelor în jurul sondei. Aceştia se J,etermină

experimental prin variaţia debitului.

Pentru calculul pierderilor de presiune prin tubing se consideră că mişcarea

este izotermă, iar temperatura medie se obţine ca media între temperatura la

suprafaţă şi temperatura de fund.

Pentru un tronson de tubing având caracteristici uniforme, relaţia de legătură

între presiuni şi debit este [16]:

22

sup

2)1( fQEEpp rd (3.5)

unde:

medmedTZ

LE

21084,6exp (3.6)

DA

TZf medmed

14104,5 (3.7)

Coeficientul de pierdere de sarcină medie (coeficientul dc frecare hidraulică) este dat de

relaţia Colebrook:

D

k

7,3Re

5,2lg2

1 5

(3.8)

iar numărul lui Reynolds este dat de

A

QD

3106.3Re (3.9)

în care:

rpsup - presiunea dinamică la capul de erupţie,

bar;

- densitatea relativă a gazelor în raport cu

aerul

Q - debitul sondei, Stm3/oră;

medZ - factorul mediu de abatere al gazelor de la

legea gazelor perfecte:

medT - temperatura medie absolută a gazelor, K;

L - lungimea tronsonului, m;

D=4A/P, diametrul hidraulic, m;

P - perimetrul secţiunii de curgere, m;

A-secţiunea de curgere, m";

ks - rugozitatea la perete, m;

p - viscozitatea dinamică a gazelor, Poise (1 P = 0,1 NsW).

Când presiunea din sonde în timpul extracţiei se măreşte semnificativ înseamnă

că poziţia contactului gaze-apă s-a modificat. Datorită formării conurilor dc apă

există posibilitatea ca sonda să producă cu aport de apă.

în procesul de extracţie care se desfăşoară în rezervoarele slab consolidate sau

puţin consolidate pot fi antrenate granule de nisip de către gaze şi aduse la

suprafaţă. Pentru a se preveni antrenarea nisipului se folosesc filtre şi împachetări

cu nisip. In cazul utilizării împachetărilor cu nisip există un debit maxim pentru

care acestea sunt eficiente, iar în cazul în care se depăşeşte acest debit există riscul

distrugerii împachetării şi filtrului.

Datorită faptului că mobilitatea gazelor este superioară mobilităţii apei, gazele

tind să se deplaseze preferenţial de-a lungul „acoperişului" stratului. Dacă stratul

acvifer are înclinare mică şi permeabilitate slabă, există riscul ca gazele să se

canalizeze până la limita de inchidere a structurii, inainte de realizarea stocului de

gaze teoretic, corespunzaror volumului de pori disponibili. In aceste conditii viteza

limita de deplasare a contactului apa-gaze, conform relatiei lui Dietz, este [16]

a

ara

c

gkkv

sin (3.10)

în care:

cv - viteza limita de deplasare a conturulu, m/s;

rak -permeabilitatea relative a apei;

k -permeabilitatea rocii, m 2 ;

a -densitatea apei, kg/m 3 ;

-unghiul de inclinare a ―acoperisului‖ stratului fata de orizontala;

a -vascozitatea dinamica a apei, N s/m 2 ;

Presiunea de injective a gazelor este cu atat mai mare cu cat debitul de injective este

mai ridicat. Suprapresiunea in timpul injectiei se calculeaza cu ajutorul relatiei Colona-

Ciarny:

hmk

QEe

hk

QP

a

a

i

hmk

Q

a

gaa

G

44

4

(3.11)

în care:

h -grosimea stratului acvifer, m;

aa

clam

kkk

, difuzibilitatea hidraulica a apei, m 2 /s

gQ -debitul de gaze în conditii de zăcământ, Stm3/s;

-factor de eficienta al împingerii apei de către gaze (fractiuni de unitate);

m

rfa

, compresibilitatea aparentă, 1/bar;

f -compresibilitatea fluidului, 1/bar;

r - compresibilitatea rocii, 1/bar;

duexxE u

i

1

0

1, integrală exponentială;

u -viteza de deplasare pe o anumită directie în strat.

Pe baza relatiilor de mai sus, valoarea presiunii maxime de injectie are urmatoarea expresie:

max1max Ppp (3.12)

în care:

ip -presiunea initială(naturală) a acviferului, bar;

maxP -suprapresiunea maximă, bar;

Volumul maxim de pori ai rocii disponibil pentru înmagazinarea gazelor, m3, este:

)1()(

1

0

max aiSmhAV

(3.13)

în care:

A(h) - diferenţa dintre suprafaţa conturului apă - gaze la capul stratului şi suprafaţa conturului

la baza stratului, m , (fig. 3.6);

m - porozitatea;

Sai - saturaţia ireductibilă în apă;

I - „închiderea" depozitului, m (fig. 3.6).

Fig. 3.6. Depozit de gaze naturale într-un acvifer.

Capacitatea maximă de depozitare maxQ se obţine la atingerea valorii presiunii maxime

maxp :

ZT

TpVQ

11 0

0

maxmaxmax

(3.14)

Capacitatea reală maximă de înmagazinare diferă faţă de cea teoretică deoarece:

trebuie păstrată o marjă de siguranţă între contactul apă-gaze şi „închiderea"

depozitului (I);

contactul apă-gaze rareori este

orizontal;

presiunea maximă la limita unui gradient de 1,25-1,45 bari/10 m nu poate fi atinsă în

cazul acviferelor de dimensiuni mari, înclinări mici şi permeabilităţi mari;

presiunea maximă poate fi atinsă înainte ca poziţia contactului apă-gaze să ajungă în

apropierea „închiderii",

Intr-un acvifer închis cu extindere limitată (lenticular, bariere de permeabilitate etc.) capacitatea de

depozitare este limitată numai de presiunea maximă:

19

)( maxmax ia ppVV

Care:

a -compresibilitatea apei,1/bar;

V -volumul de pori al acviferului saturat cu gaze,m3

ip -presiunea initiala in acvifer,bar.

Deoarece in conditiile descries anterior capacitatea de depozitare a gazelor

este in general redusa,pentru a se adduce o crestere a acesteia se practica

extragerea unei parti din cantitatea de apa continuta in acvifer.

III.3.7.Comportarea unui acvifer utilizat pentru inmagazinarea gazelor

Studiile realizate in cadrul in cadrul inmagazinarii gazelor in acvifele

cuprind urmatoarele elemente de baza:

-Evaluarea performantelor zacamantului in functie de pozitia acestuia;

-Definirea si dimensionarea echipamentului de baza;

-Evaluarea economica;

-Dimensionarea echipamentului complementar;

Evaluarea valorilor medii ale parametrilor de

zacamant:porozitate,permeabilitate,bazate pe teste de interferenta intre sonde

etc.;

-Urmarirea variatiei presiunii in sondele din acvifer;

-Repartizarea saturatiei si a frontierelor volumului de stocare considerat.

Fig.3.7.Modul de dezlocuire a apei de catre gaze.

Trebuie avut in vedere ca presiunea de injectie san nu depaseasca cu 7-

15 bari presiunea initiala a acvaferului.

Se considere ca daca un acvafer are proprietati unuforme in toate

directiile,la o injectie a gazelor in strat se produce o deplasare uniforma a

apei si se formeaza o zona de tranzitie gaze-apa (fig.3.7.)

Daca se admite ca acviferul este foarte mare in comparative cu

zacamantul de gaze,presiunea din zacamant in perioada de injectie va evolua

conform relatiei (16 ) :

Daa

I pkh

QPP

5,18

Unde:

pi -presiunea initiala a acviferului ,bar;

Qa -debitul constant cu care apa este deplasata ,m3/zi, (1 zi=86400 s);

k-permeabilitatea rocii din acvifer,mD (1mD=9,87 . 10

-16 m

2)

μa -viscozitatea apei,cP (1cP=10-3.

N. s/m

2)

pD-presiunea adimensionala.

Presiunea pD se determina din figura 3.8.a.cu ajutorul timpului adimensional

tD

aa

Drm

ktt

3106,8

Unde:

t -timpul,zile (1 zi = 86400 s);

m-porozitatea rocii,%;

βa - compresibilitatea apei din roca,1/bar;

ra-raza acumularii,m;

μa -viscozitatea apei,(1cP=10-3

N.s/m

2)

Cumulativul de apa dezlocuita se calculeaza cu relatia:

W=6.28m βa r2

a h (p-pi) DQ

Unde:

Wa -cumulativul de apa ,m3

p-presiunea gazelor,bar;

pi-presiunea initiala a acviferului,bar;

QD-debitul adimensional.

Debitul adimensional se determina din fugura 3.8.b.cu ajutorul timpului

adimensional.

10

1

0.1

0.01

0.001 0.01 0,1 1 10 100 1000

Timpul adimensional

Fig. 3.8.a. Diagrama presiunii adomensionale pentru un acvifer radial infinit

cu debit final constant

1.00E+12

1.00E+10

1.00E+08

1E+06

1000

100

1

0.001 1 100 10000 1000000 1E+08 1.00E+10 1.00E+12

Fig. 3.8.b.Diagrama debitului adimensional de aflux de apa pentru un

acvifer radial infinit cu presiune finala constanta .

Calculele sant efectuate in ipoteza unui acvifer de marime infinita.

Fig. 3.6 Depozit de gaze intr-un acvifer

Fig.3.7 Modul de dezlocuire a apei de catre gaze

20

Oltean Ana – Maria Cristina

Paginile:1,2,3,11

Depozitarea gazelor naturale in cavitati saline

1. Generalitati

In general, cavernele formate in masivele de sare in scopul depozitarii gazelor

naturale au urmatoarele caracteristici:

- adancimea: 300 – 2000 m;

- grosimea: zeci pana la sute de metri;

- volumul: 30.000 – 500.000 m3;

- gradientul de presiune la sabotul coloanei de exploatare: 1,5 – 2,5 bar/10 m;

- la fel si gradientul de presiune la adancimea medie a cavernei: 2 bar/10 m;

- presiune: 25 – 225 bar;

- alte substante ce pot fi depozitate: GPL, etan, etilena, propan, propilena,

butan, butilena,petrol brut.

2. Proiectarea si dezvoltarea unei cavitati saline

Dezvoltarea unei cavitati in sare prin dizolvare consta in injectarea prin sonde de

apa dulce intr-o caverna in curs de formare si extragerea saramurii saturate printr-o

garnitura de tevi concentrice cu cea prin care se introduce apa dulce.

Pentru realizarea cavernelor in sare se inregistreaza urmatoarele faze:

o selectarea locatiei;

o forajul si echiparea sondelor;

o izolarea sari;

o evacuarea saramurii;

o completarea sondei;

o evacuarea saramurii;

o curatirea cavernei si umplerea;

o incercarile finale;

o operarea.

a) Selectarea locatiei

Selectarea locatiei pentru exploatarea cavitatii saline incepe cu explorarea

resurselor de sare subterana. Pentru aceasta este nevoie de cercetare geofizica, studii

seismice in scopul determinarii adancimii, a geometriei subterane, a succesiunii

stratigrafice, a grosimii, a intinderii pe orizontala si structurii rocilor.

Se va tine cont de usurinta accesului, topografia suprafetei, resursele de apa,

posibilitatea de depozitare a deseurilor., alcatuirea masei de sare, proprietatile fizice ale

mostrelor de sare, precum si cantitatea si caracteristicile substantelor insolubile vor fi

evaluate cu usurinta. Domurile de sare se preteaza foarte bine exploatarii unor cavitati de

mari dimensiuni, datorita dimensiunii si formei lor.

Uneori o cuta tectonica excesiva precum si impuritatile foarte solubile cum ar fi

carnalitul din zacamintele de sare domale pot creea probleme in ceea ce priveste

stabilitatea si controlul formei cavitatii. In cazul zacamintelor de sare stratificate unde

problemele legate de impuritati sau de tectonica interna sunt mai putin sau chiar

inexistente. Grosimea stratului de sare si caracteristicile stratului superior devin factori

dominate in proiectare.

In faza initiala a selectarii locatiei toate datele existente si disponibile sunt

colectate si organizate. Aceasta operatiune presupune o cercetare bibliografica, geologica,

hidologica a rapoartelor, hartilor, sursei de profiluri, fotografiilor aeriene, forari

anterioare, rezultate ale exploatarilor de petrol, cercetari seismice gravimetrice. Aceasta

faza este urmata de obicei de un foraj, cu extragere de carote, exploatrea resurselor de apa

si teste la pompa de pompare dupa necesitati.

b) Forajul si echiparea sondelor

Pentru a obtine injectia si capacitatea de extragere adecvata, sunt selectate

sectiunile transversale ale fluidului potrivite, ale tevilor de extractie. Sondele sunt forate

si cimentate, adica se calculeaza coloana de tubaj si coloana de tevi de extractie

optimizate. Deseori in aceasta etapa se vor for a de asemenea puturi pentru evacuarea

apei sarate. Tot in aceasta faza se efectueaza si munca logistica pentru pozitionarea

instalatiei de foraj, amenajarea drumuriloe de acces, efectuarea recoltarii mostrelor de

carota, a testelor la pompa de pompare si a muncii analizei de laborator.

Numarul de puturi principale si de exploatare care vor fi forate deriva din

proiectarea specifica a fiecarei cavitati si din numarul de cavitati necesare pentru a atinge

cantitatea totala necesara pentru proiect.

3. Proprietatile sari

Sarea are un numar de proprietati unice care o fac gazda ideala pentru

inmagazinarea gazelor naturale, acestea sunt:

- sarea este impermeabila fata de gaze, constituind o capcana perfecta si un

mediu de izolare;

- are o rezistenta structurala ca a betonului, permitand construirea de mari

depozite in caverne;

- sarea se comporta plastic, ceea ce ii permite sa inchida sis a izoleze fisurile

care pot aparea in roca;

- sarea este usor de dizolvat cu ajutorul apei, permitand construirea cu usurinta

a cavernelor de depozitare.

Mari depozite de domuri in saline exista in multe zone de pe glob, acestea putand

fi intalnite intre stratul de argile, anhidride, gipsuri sau calcare.

Domurile saline sunt usor vizibile avand forma unor munti de sare. Fiecare dom

are forma si marimea sa, dar un dom etalon se presupune a fi cilindric si simetric avand

aproximativ 1700 m, diametrul de 10 m inaltime si o adancime mai mare de 450 m sub

suprafata pamantului.

Un dom salin este compus in esenta din halit pur cu granule dispersate de nisip,

anhidrid care in mod fregvent cuprinde 5 – 10 % din masa totala. Un dom este acoperit de

stratul superior, de circa 150 m grosime, de stratul poros si fisurat, constituit din anhidrid,

ghips, calciu si uneori sulf liber.

Stratele salifere pot varia in grosime de la cativa metri pana la sute de metri. In

anumite cazuri, sarea este raspandita prin straturi argiloase sau anhidrite. Atata timp cat

aceste formatiuni sunt impermeabile se pot construi depozite in sare.

Datele privind adancimea sunt importante pentru inmagazinarea gazelor naturale

in sare, in primul rand pentru ca presiunea la care gazele pot fi depozitate in sare este in

functie de adancimea depozitului de sare. Sarea ca orice roca, se fisureaza, astfel ca

presiunea maxima de inmagazinare va fi mai mica cu 0,22 bar/m in concordanta cu

presiunea litostatica si in al doilea rand se comporta plastic. Drept rezultat, sarea va

―aluneca‖ sau va curge la adancimi mari, la presiune si la temperatura ridicata astfel incat

poate aparea problema obturarii cavernelor. Din aceste cause depozitarea in sare este

limitata in general la adancimi de pana la 1800 m.

4. Tehnologia realizarii cavitatii saline

Depozitarea subterana a diferitelor produse petroliere in zacamante depletate are

ca scop asigurarea varfurilor sezoniere de consum, asigurarea combinatelor chimice si

petrochimice cu aceste materii prime, mai ales cand conductele de alimentare sunt in

reparatii sau pentru formarea de rezerve.

Fig. 3.8 a. Diagrama presiunii adimensionale pentru un acvifer radial infinit cu debit

final constant.

Fig. 3.8.b. Diagrama debitului adimensional de aflux de apa pentru un acvifer radial

infinit cu presiune finala constanta

Calculele sunt effectuate in ipoteza unui acvifer de marime infinita.

21

Dezvoltarea unei cavitati se face prin sonde, amplasate la adancimi mari, cu ajutorul

circulatiei apei dulci. Sondele sunt echipate cu doua garnituri de lucru concentrice

formate din burlane de foraj, cea din exterior de protectie si cea din interior de injectie

sau de evacuare.

Pentru dizolvarea sarii prin circulatie cu apa dulce se folosesc doua metode:

Prin circulatie directa – atunci cand apa dulce se injecteaza prin garnitura de lucru

cu diametrul cel mai mic, iar evacuarea saramurii se face prin spatiul inelar dintre

garniturile de lucru. Avantajele acestei metode sunt:

- elimina pericolul de dizolvare a sarii din zona adiacenta sabotului ultimei

coloane cimentate, datorita concentratiei aproape de saturatie a saramurii vehiculate

ascendent;

- reduce consumul de fluid izolant dat fiind diametrul transversal redus din

tavanul cavitatii;

- realizeaza o cavitate sub forma unui ovoid alungit cu diametrul transversal

maxim la baza acestuia.

Prin circulatie inversa – cand apa dulce se pompeaza prin spatiul inelar dintre cele

doua garnituri de lucru, iar saramura se evacueaza prin garnitura cu diametrul cel mai

mic. Avantajul acestei metode este: procedeul conduce la realizarea unor viteze

ascendente mari in interiorul garniturii cu diametru mic, asigurand o evacuare eficienta a

materialului insolubil care urmeaza sa se depuna la baza cavitatii.

Pentru a se putea face o limitare la partea superioara in dimensionarea pe verticala a

depozitului si pentru a putea prevenii dizolvarea sarii din jurul siului ultimei coloane

cimentate, in spatiul inelar dintre acestea si coloana de protectie se introduce un fluid

izolant, cu o densitate mai mica decat apa pompata si nemiscibil cu ea. Fluidul izolant

poate fi de tipul produselor petroliere lichide, gaze lichefiate sau aer.

Acolo unde saramura se evacueaza in mare sau in alte ape, fluidul izolant este de tipul

propa – butan care se separa si se evapora in atmosfera, acesta facandu-se pe considerente

ecologice si economice.

5. Factorii care influenteaza procesul de dizolvare

Printre cei mai importanti factori care influenteaza saturarea apei cu sare sunt:

debitul pompat;

fenomenele de difuzie care au loc la peretele cavitatii.

In cadrul debitului pompat, adica cel de circulatie, saturarea apei dulci prin circularea

acesteia are o pondere foarte mare in procesul de dizolvare si este determinata de:

Apa dulce

Saramura Apa dulce

Saramura

PROCEDEU DE

REALIZAREA A CAVITATII IN MOD DIRECT

PROCEDEU DE

REALIZAREA A CAVITATII IN

MOD INDIRECT

Procedeu de obtinere a cavitatii saline

diferentele de temperatura ale fluidului din cavitate si tendintele de echilibrare

termica. Aceste diferente de temperatura care exista intre apa dulce injectata si saramura

aproape stationara din caverna conduc la fenomene de convectie termica si deci tot la o

circulatie secundare interna intre pachetele de fluid cu temperaturi diferite.

tendinta de separare gravitationala a fluidelor din depozitul subteran in functie de

densitate, si anume de gradul de saturare. Datorita densitatii mai mici pachetele de apa

dulce sau de saramura nesaturata au tendinta sa se ridice in rezervor inaintea celor mai

dense. Miscarea lor conduc la o agitatie cu tendinta de uniformizare a saturatiei, iar de

aici rezulta o circulatie secundara interna intre pachetele de saramura cu concentratii

diferite, iar datorita acestor fenomene peretele de sare ramane permanent in contact cu un

fluid nesaturat.

compozitia chimica si gradul de solubilitate al elementelor care formeaza

complexul mineralogic supus dezvoltarii. Compozitia chimica a rocii influenteaza direct

viteza de dizolvare a sarii din masiv, care poate varia in limite apreciabile. Inainte de

lansarea unui astfel de proiect trebuiesc analizate crotele din intervalul in care urmeaza a

se realiza depozitul subteran, pentru determinarea compozitiei mineralogice si a vitezelor

de dizolvare.

gradientii de presiune care apar in depozit in timpul circulatiei. Acestia conduc la

viteze de curgere diferite in sectiunile cavitatii si la circulatii secundare cu inlocuirea

fluidelor de la peretele cu un fluid mai putin saturat. Fenomenul este semnificativ numai

in prima etapa, deoarece, odata cu cresterea diametrului depozitului, eficienta lui scade.

6. Programul de constructie al sondei

Stabilirea unui program de constructie al sondei pentru realizarea unei cavitati saline

necesita un grad ridicat de cunoastere, de investigari si testari dupa cum urmeaza:

investigari geofizice in timpul forajului. Principalele loguri necesare: gama – gama,

neutronic si sonic. Prin combinarea rezultatelor acelor locguri calibrate pe informatiile

din carote se pot determina impuritatile din masivul de sare si distributia acestora.

teste de laborator, in principal pe probele de carote mecanice prelevate si constau

in:

teste de comprimare pentru determinarea caracteristicilor elastice si

ductile ale sarii;

teste de scurgere unde se observa dezvoltarea eforului sub incarcare

constanta foarte importanta la determinarea valorilor utilizate la calculul pierderilor de

volum;

teste de relaxare unde se observa dezvoltarea stresului cu efort constant.

Aceste teste trebuiesc facute si rocilor inconjuratoare.

teste in „situ‖ constau in principal in monitorizarea operatiilor in calitate( teste de

lichid, teste de saramura, teste de gaz) si permit determinarea tendintei pierderii de

volum, dar din nefericire nu permite ajustarea modelului.

La exploatarea depozitului de sare trebuie avuta in vedere si posibilitatea ruperii sarii,

a peretelui respectiv tavanului cavernei.

Ruperea sarii este posibila in urmatoarele situatii:

presiunea in caverna prea mica;

depresurizarea cavitatii prea rapida;

pastrarea unor pilieri insuficienti intre cavitati si rocile inconjuratoare; evitarea

acoperisurilor cu deschidere prea mare.

7. Factorii care influenteaza instabilitatea cavernelor saline

Realizarea cavitatilor saline cu scop de depozitare implica evaluarea cat mai precisa a

comportamentului structural al deschiderilor subterane, al marimii acestora si vitezei de

deformare a sarii la temperaturi relativ constante, pentru perioade lungi de timp.

Utilizarea cavitatii saline create prin dizolvarea sarii geme implica in momentul

trecerii acesteia in functionare, inlocuirea saramurii cu gazul ce urmeaza a se stoca si

invers.

22

Pierderi nerecuperabile,care sunt reprezentate de cantitatea de gaze naturale

asimilate de pereţii cavităţii,datorită permeabilităţii masivului de sare;

Pierderi partial recuperabile,reprezentate de cantitatea de gaze naturale

solubilizată in saramură;

Pieredri recuperabile integral ,reprezentate de cantitatea de gaze naturale ce

trebuie lasată în cavitate pentru a mentine stabilitatea acesteia.

Durata de viaţă a depozitelor în caverne de sare este strâns corelată cu stabilitatea

acestora în timp şi implicit de mecanica rocilor salifere.

Pentru estimarea gradului de stabilitete precum şi a duratei de functionare a unui depozit

subteran de gaz metan este important de stabilit modul de cedare lenă a masivului de

sare,la diferite moduri de solicitare mecanică

In masivul de sare realizarea unei cavităţi provoacă redistribuirea tensiunilor în timp şi

spaţiu şi totodată generează un câmp de deplasări,care este de asemenea dependent de

timp şi spatiu.

Mărimile tensiunilor şi deplasărilor sunt influentate de mai mulţi factori,astfel încât în

fiecare zonă de interes studiată există un alt tip de comportament al sării.

Stabilitatea cavităţilor se evaluează prin cuantificarea acestor stări de tensiune şi

deformaţie generate în timpul executării prin dizolvarea sării,cât şi in timpul funcţionării

acestora ca depozite.

Avem două faze mai importante în redistribuirea tensiunilor in jurul cavităţii:

Faza l -este generată în timpul realizarii cavitatii,de presiune a saramurii.Aici

presiunea generata de saramură limitează manifestarea presiunilor dinspre

masivul de sare,dar pot avea loc distrugeri ale cavităţii prin dislocare de

blocuri,ce se depun la baza cavităţii şi duc la schimbarea formei şi

dimensiunilor acesteia.

Faza a ll-a –este generată de funcţionarea cavităţii ca depozit de gaz,când au

loc schimbări ciclice ale presiunii din cavitate,presiunea avand valori maxime

în timpul extracţiei gazului metan.

Starea de tensiune se modifică in timpul injecţiei de gaze in sensul intăririi pereţilor

cavităţii datorită creşterii presiunii gazului metan.

In timpul extracţiei se produc concentrări mari de tensiuni în sensul scăderii

potenţialului de întărire,rezistenţă al pereţilor cavităţii.Extragerea gazului se poate face la

volum constant sau la presiune constantă,cazuri în care pot apărea fenomene

geomecanice specifice fiecărui procedeu, fenomene ce se suprapun cu efectul generat de

fiecare procedeu,amplificând distrugerile din jurul cavernei.

Dacă efectul schimbării stării de tensiune poate fi considerat aproximativ constant

pentru fiecare ciclu,efectul secundar care il insoteşte va avea o intensitate din ce în ce mai

mare.

Cu cât valoarea presiunii minime a gazului în cavernă este mai scazută si menţinută la

această valoare un timp mai indelungat,cu atât dezvoltarea fisurilor si a zonelor de rupere

va fi mai pronunţată.

Efectele cumulate care conduc la slăbirea structurală a masivului de sare în jurul

cavităţii sunt de pierdere a etanşeităţii, caz în care i-ar compromite calitatea de depozit.

8. Calculul deformarii cavitatii

Datorită presiunii minime din cavernă in timpul golirii apar probleme legate de

stabilirea cavernei si prevenirea deformării din cauza plasticităţii sării.Acest fenomen este

denumit deformare convergentă şi determină pierderea graduală a volumului util al

cavernei.(subsidenta).

Ecuaţiile care descriu acest fenomen iau în considerare deformarea cilindrului sau a

sferei si au urmatoarea formă :

t

n

PP

RT

QA

V

Vn

c

i

n

0

1

2

2

3exp200 - cilindru

t

n

PP

RT

QA

V

Vn

c

i

2

3exp150 0 - sferă

Unde :A,Q şi n – parametrii dependenţi de temperatură şi de modelul considerat.

T-temperatura absolută în stratul de sare;

P0 –presiunea triaxială predominantă ―in situ‖,cca.(2 bari/10m adâncime);

Pi –presiunea din interiorul cavităţii,bari;

t-timpul pentru care se calculează variaţia de volum,secunde;

R-constanta pentru sare,(cal/mol K).

c -constanta pentru efortul din material în stare stabilizată,(kg/cm)

Micşorarea cavernelor în sare se propagă în toate direcţiile şi ajungând la suprafată

poate determina fenomenul de subsisdenţă cu efecte negative asupra mediului

inconjurător.

De obicei în calculele pentru modelul nostru ca rocă de sare din Vestul Germaniei se

folosesc următoarele valori:

R=1,98 [cal/mol K]

c =1[psi]=0,07[kg/cm 2 ]

A=3,2710 17 [in/in per sec]

Q=12.900[CAL/MOL]

n=5

Aceste valori au fost determinate în laborator după diferite analize ale probelor de

sare extrase prin sonde de exploatare.

9.Calculul transferului de caldură prin pereţii cavităţii.

Rata transferului de caldură prin pereţii cavităţii poate fi calculată cu formula:

iUA

TTq

1 T - temperatura geotermică 3.17

unde :q-reprezintă rata transferului de caldură prin pereţii cavităţii,î n Btus/oră;

A I -aria totală a transferului de caldură.ft 2 ;

U-coeficientul trasnferului de caldură globală dintre masa de sare din pereţii

cavităţii la condiţii statice geotermale şi gazul natural din cavitate la o ntemperatură

medie T.

Distribuţia temperaturii prin pereţii cavităţii este reprezentată în figura de mai jos:

Temperatura cavitatii

(T)

MASA SARII

CONDUCTIE

(T8) Temperatura geotermica

d=do

d=di

CO

NV

EC

TIE

tem

per

atura

distanta

Fig.1 Distribuţia temperaturii în timpul extracţiei dintre cavitate si masa de sare ce o

înconjoară.

Termenul IUA

1 reprezintă rezistenţa termică globală la conductivitate de la (d=d o )la

(d=d i ),plus rezistenţa la convecţia naturală

Ii Ah

1 din interiorul pereţilor cavităţii.

De aceea presupunem starea sigură:

s

io

IiI hk

dd

AhUA

2

)/ln(11 ) 3.18

Valoarea coeficientului de transfer a căldurii globale U calculate dupa datele

temperaturii observate pe teren de doctoral Haddenhorst au iesit între 5 si 25

Btus/hr ft 2 F pentru proprietăţiile şi condiţiile aplicate acelei cavităţi.

Valoarea particulară a coeficientului filmului de convecţie naturală h i poate fi

estimat folosind urmatoarea relaţie:

Nu=c(GrPr) m , unde :

Nu-numărul lui Nusselt,,Nu=h i d i /K G

Gr-numărul lui Grashof,Gr=g T 2 h 3 /

2 ;

Pr-numărul lui prandtl,Pr= c p /Kg;

CONDUCTIE

MASA SARII

distanta

tem

pe

ratu

ra

(T8) Temperatura geotermica

d=d0

d=di

CO

NV

EC

TIE

Distributia temperaturii in timpul extractiei dintre cavitate si masa de sare ce o inconjoara

Temperatura cavitatii

(T)

In formula de mai sus este coeficient al expansiunii termice.

Pentru gazelle ideale avem: =1/T unde:

T-temperatura absolută a gazului din interiorul cavităţii;

g-acceleraţia gravitaţională;

T -diferenţa de temperatură dintre gazul din interiorul cavităţii şi

temperatura peretelui ;

-densitatea gazului natural, =29G/zRT p lb m /ft 3 ;

h-inalţimea cavităţii,feet;

-vâscozitatea gazului natural lb m /ft sec;

c-coeficient pentru precizarea convecţiei naturale,dimensionat;

m-exponent pentru precizarea convecţiei naturale,dimensionat;

c p -caldura specifică la presiune constantă pentru gaze

naturale,Btus/lb m ft 2 F;

RASTOACA ALEX 22

23

Kg –conductivitatea termica a gazului natural,Btus/hr x ft2x(

0F/ft);

Ks-conductivitatea termica a starii btus/hr x ft2x(

0F / ft);

d0-diametrul estimat in amasa sarii unde temperature este egala cu temperatura statica

geometrica.

10. Verificarea inventarului cavitatii

La inmagazinarea gazelorsubterane, inventarul primit este direct proportional cu

volumul pe care il ocupa de fiecare data.

Metoda volumetrica

ZTp

pTSVVI o

ag

0

1

Sa- volumul din caverna ocupat de saramura ramasa (fractiuni de unitate )

V-volumul masurat al cavernei mc

Metoda bazata pe variatia de presiune

Verificarea inventarului este esentiala in asigurarea livrarii gazelor.

Ecuatia pentru inceputul calcului inventarului de la depresurizarea unui rezervor

inmagazinat subteran la debitul produs Q al inventarului extras, si pseudo-presiunea

corespunzatoare in zp / , pot fi adaptate la calculul inventarului intr-o cavitate salina

dupa cum urmeaza :

1

21

zT

px

zT

p

zT

p

QI

Calculul incertitudinii in revizia inventarului se face cu urmatoarea ecuatie:

zT

p

zT

p

xxT

T

z

z

p

p

DQ

DQ

I

I 121

unde :DQ-reprezinta cantitatea masurata retrasa sau injectata in cavitatea subterana

21

zT

p

zT

p

zT

p

ANALIZA COMPARATIVA A DIFERITELOR TIPURI DE DEPOZITE

SUBTERANE

Cele mai raspandite depozite de gaze naturale sunt depozitele in zacaminte delpetate

situate in apropierea marilor centre de consum gaze.Convertirea unui zacamant depletat

in deposit prezinta urmatoarele avantaje: existenta sondelor, a sistemului de conducte, a

facilitatilor de suprafata. De asemenea modelul geologic este bine cunoscut. Debitele

zilnice au un domeniu mare de variatie datorita diferitelor sisteme de suprafata, a pernei

de gaze, a caracteristicilor de curgere a fluidului.Se pot obtine debite mari in urmatoarele

conditii: porozitatea si permeabilitatea rocii rezervor sa fie foarte mari, perna de gaze sa

asigure o presiune crescuta sis a existe un numar suficent de sonde de extractie.In cazul

zacamintelor ―subtiri‖,care au o porozitate scazuta,se realizeaza operati de simulare

pentru formarea de fisuri care sa pota inbunatati curgerea.Capacitatea de

inmagazinareeste cea mai mare, iar dezvoltarea, intretinerea si operarea unui astfel de

depozit este cea mai putin costisitoare.

In cazul acviferelor , desi geologia structurilor este similara cu cea a zacamintelor

depletate, gradul de cunoastere este mult mai scazut.DEbitele de extractie pot creste

datorita prezentei apei active.Capacitatea finala poate fi determinate cu aceiasi precizie ca

si in cazul zacamintelor depletate.Depozitele acvifere necesita facilitate suplimentare,

presiuni de injectie mai mari pentru aputea impinge apa, stati de uscare mai complexe etc.

Utilizarea acviferelor ca depozite necesita stocuri de gaze inactive mai mari si o

monitorizare mai atenta in timpul proceselor de injectie-extractie. Daca in cazul

zacamintelor depletate perna de gaze poate atinge 50% din capacitatea totala, in acvifere

aceasta poate ajunge la 80%, iar gradul de recuperare al acesteia este mult mai

scazut.Aceasta poate fi extrasa oricand este nevoie in cazul depozitelor in zacamintelor

depletate, dar in cazul acviferelor extragrea pernei de gaze afevteaza foarte mult

performantele depozitului.Realizarea unui depozit de gaze naturale intru-un acvifer

necesita investitii importante si eforturi pentru prevenirea contaminarii surselor de apa.

Cavernele saline furnizeaza debite foarte mari raportate la capacitatea totala, iar

pierderile de gaze sunt practice inexistente datorita impermeabilitatii sariipentru

gaze.Cerintele pentru perna de gaze sunt scazute (apoximativ 25% din capacitatea

totala).Constructia cavernei este mai costisitoare decat conversia unui zacamant depletat

in depozit, dar faptul ca in cazul cavernei numarul ciclurilor de injectie-extractie in

decursul unui an il depaseste pe cel al zacamintelor depletate , duce la o recuperare mai

rapida a investitiei.cavernele saline sunt ideale pentru asigurarea unor debite mari datorita

faptului ca intreaga caverna se poate compara cu un por imens.Sunt mai usor de

monitorizat decat celelalte doua tipuri de depozite si durata de realizare a unei caverne

este cuprinsa intre 18 si 24 de luni, in timp ce dezvoltarea completa a unui depozit intrun

acvifer sau zacamant depletat poate dura intre 24 si 36 de luni.In medie , capacitatea unei

caverne saline poate fi extrasa in 12 zile, a unui acvifer in 71 de zile, iar a unui zacamant

depletat in64 de zile(in depozitele din S.U.A.), la debite maxime.

Cateva din avantajele realizari de depozite in zacaminte depletate si acvifere sunt

prezentate dupa cum urmeaza:

sunt depozite de mare capacitate destinate consumurilor sezoniere;

pot constitui o rezerva strategica in caz de necessitate;

se cunoaste modelul geologic si exista un volum mare de date care pot fi utilizate

in proiectarea depozitului;

existenta sondelor si a facilitatilor de suprafata;

au cele mai mici costuri de inmagazinare, de operare si de intretinere.

Printre dezavantaje se pot mentiona:

dezvoltarea completa a unui depozit poate dura cativa ani;

apar pierderi de gaze care pot diminueaza performantele depozitului;

necesita stocuri inactive importante care sun costisitoare ;

Avantaje in cazul depozitelor de gaze naturale in caverne saline sunt:

propietatile positive ale sari pentru inmagazinarea gazelor sunt:arealul larg de

raspandire, impermeapilitatea si solubilitatea in apa a acesteia;

procesul de inmagazinare gaze in cavitati saline are loc prin compresie-detenta si

este guvernat de ecuatia de stare a gazelor si de ecuatiile de curgere prin tevi(de

extractie, de colectare, de transport);

in faza de injectie este necesara utilizarea comprimariii, iar in faza de extractie,cel

mai adesea, copmrimarea nu mai este necesara;

debitele deextractie pot depasi 1 milion Stm3/zi/caverna salina;

durata procesului de injectie-extractie este de ordinal saptamanilor; astfel este

posibila realezarea mai multor cicluri pe an;

investitiiele se recupereaza mai repede decat cele effectuate in cazul depozitelor

in zacaminte depletate sau acvifere;

Printre dezavantaje se numara:

un factor important care induce un risc major este ductilitate sari(fluajul care are

ca effect pierderea de volum a cavitati in timp);aceasta depinde de propietatile

fizico-mecanice ale sari si a rocilor adiacente, distributia impuritatilor, parametric

de lucru ai cavernei;

o problema serioasa este legata de etanseitatea corespunzatoare a calitatii inelului

de ciment , care scade substantial dupa o peroada de timp in contact cu saramura;

una din problemele majore in cazul cavernelor saline este ridicata de evacuarea

saramurii;

investitiile sunt mari(le depasesc pe cele efectuate in cazul depozitelor in

zacaminte depletate si acvifere).

27

Aplicatia nr.1- calculul presiunii si temperaturii actuale a gazului stocat

Sa se reprezinte grafic curba de performanta p/zT = f(t) a unui depozit realizat intr-o

cavitate salina avand cunoscute urmatoarele date:

-volumul cavitatii V= 160 000 m³ ;

-presiunea initeala po= 150 bara ;

-debitul orar extras Q= 250 000 m³/h ;

-presiunea dupa 7 ore 7p =130 bara ;

-temperatura initeala a gazelor To= 50ºC

-factor de abatere z =0.83

Rezolvare :

In timpul extractie, indiferent de valoarea debitului, graficul p/zT in functie de

cumulativul extras va fi liniar.

pV=znRT

V

nnR

V

Rn

zT

p co

unde: no-nr. initeal de moli prezenti in cavitate

nc-nr. de moli prezenti in cumulativul extras

In cazul de fata deoarece debitul de extractie este consumat, nc va varia liniar in timp,

acest lucru conduce la o variatie liniara a p/zT in timp.

Continutul initeal:

lo=V· E

zT

pE 52,28 factorul de expansiune al gazelor inmagazinate[Sm³/m³].

Presupunand densitatea relativa a gazului ρrel=0.554 avem:

33

0 /9,153,32383,0

15052,28 mSmE

V

RE no52.28

0

noo R

l

52,28

361055,29,15160000 mEVlo

52,28

0

R

lno

kgmolR

ln o 4

6

0 1007,152,28314,8

1055,2

52,28

Debitul molar la extractie:

hkgmolR

Qnq /101,0

52,28314,8

250000

52,28

4

tnn qc

)101,01007,1(160000

314,8 44 zT

p

unde t este in ore.

Se traseaza graficul dreptei p/zT=f(t).

Aplicatia nr.2-calculul tranferul de caldura prin peretii cavitatii

Sa se caluleze coeficientul general de transfer de caldura U,intre gaze si masivul de

sare,stiindu-se:

-volumul cavitatii 160 000 m³

-geometria cavernei: cilindru cu d=28,3m; h=9d

-hi=60W/m²K-coeficientul de transfer termic prin convectie[hi=f(Nu,Gr,Pr)]

-do=d + 0,15 m-diametrul estimat in masivul de sare unde temperatura este egala cu

temperatura geometrica in conditii statice.

-conductivitatea termica a starii,ks=0,7 W/mK

Rezolvare:

Calculam inaltimea cavernei:

h=9·28,3=245,7m

Suprafata totala de schimb de caldura:

22

55,238924

2 md

dhA

s

o

ii hk

d

d

AhUA 2

ln1

)(

1

7,07,24514,32

3,28

15,03,28ln

55,2389260

1

)(

1

iUA

(UA)i=184550,62

7,755,23892

62,184550U

Aplicatia nr.3-erori in verificarea inventarului unei cavitati

O cavitate salina are capacitatea maxima de stocare 20 mil. m³.Dupa ce s-au extras 1,40

mil. m³ in 7 ore, temperatura in cavitate este masurata si se observa o scadere de la 50 ºC

la 40 ºC, iar presiunea de la 150 bara la 135 bara.Sa se verifice intervalul inaintea

inceperii procesului de extractie, si sa se determine gradul de incertitudine:

Rezolvare:

pc=46 bara

Tc=200 k

barapr 26,346

1501

62,1200

3,3231

rT

Din nomograma determinam z=0,83.

56,03,32383,0

150

1

zT

p

Dupa 7 ore de extractie:

P2=135 k

T2=313,3k

93,246

1351

rp

57,1200

3,3131

rT

Din nomograma determinam z=0,815

53,03,313815,0

135

2

zT

p

366

1

21

1013,2653,056,0

1040,1m

zT

p

zT

p

zT

p

QI

Acum vom putea detremina gradul de incertitudine:

7,628

13,2628

I

I%

Aplicatia nr.4-folosirea gazului inert pentru constituirea pernei

Dintr-o cavitate salina depletata este evacuata saramura cu ajutorul unui gaz inert si

anume azot. Cavitatea permite stocajul a 56 mil.m³ de gaze inerte la o temperatura de

44ºC si o presiune de 75 bara. Cavitatea este proiectata sa functioneze la o

pseudopresiune minima care sa corespunda unui gradient de presiune 0,2 bar/m la o

adancime de 975 m. Pentru simplificarea calculelor se aproximeaza factorul de

neidealitate al gazelor de lucru z=0,82,

factorul de nedialitate al gazelor inertezi=1,13z, iar temperatura la care ajung gazele de

lucru injectate este de 60ºC.

a) sa se calculeze volumul cavitatii

b) volumul ocupat de gazul de lucru la presiunea maxima

Rezolvare:

a)volumul cavitatii

I

CE

IV

33 /3,731782,013,1

7552,28 mSmEI

366

1016,83,7

1056mVC

b)volumul ocupat de gazul de lucru la presiunea maxima

Calculam prima data presiunea maxima

barap 19612,0975max

baraz

p239

82,0

196max

33

2 /14,1833382,013,1

19652,28 mSmEI

factorul de expansiune al gazelor inerte

inmagazinate la pmax[Sm³/m³]

Volumul ocupat de gazul inert la pmax :

366

101,382,0

1056mVI

Volumul ocupat de gazul de lucru la presiunea maxima :

36101,316,8 mVVV ICL

Calcula factorul de expansiune al gazului de lucru:

5,2033382,0

19652,28

LE

Volumul gazului de lucru inmagazinat: 366 107,1035,201006,5 SmEVI LLL .

28

Aplicatii la inmagazinarea gazelor

Aplicatia nr.1

Sa se calculeze factorul de sarcina sF pentru un consummator de gaze aprovizionat cu

610250 N 3m intr-un an in care a realizat cel mai mare consum zilnic de 1,2 36 Nm10

Rezolvare:

365C

CF

zm

As

;

36

A Nm10250C ; 36

ZM Nm102,1C

57,0365102,1

10250F

6

6

s

Aplicatia nr.2

Sa se calculeze factorul de sarcina sF pentru un consummator de gaze aprovizionat cu 36 Nm1030 intr-o luna de iarna si care pe intregul an a consumat 36 Nm10250 .

Rezolvare:

sF12C

C

LM

A

;

36

A Nm10250C ; 36

LM Nm1030C

69,0121030

10250F

6

6

s

Aplicatia nr.3

Sa se calculeze factorul de sarcina orar sF stiind ca intr-un an s-au consumat 36 Nm10250

gaze naturale iar cel mai mare consum orar inregistrat a fost de 33 Nm1060 .

Rezolvare:

8760C

CF

OM

As

; 36

A Nm10250C ; 33

OM Nm1060C

47,087601060

10250F

3

6

s

Aplicatia nr4.

Determinati coeficientul de utilizare al capacitatii -u- al unui system de transport gaze

naturale care are o capacitate maxima de an/Nm10450 36 insa a transportat o cantitate

medie zilnica de zi/Nm101 36 .

Rezolvare:

m

m

K

365Qu

; zi/Nm101Q 36

m ; 36

mf Nm10450C ;

79,0106450

356101u

6

Aplicatia nr5.

Calculati coeficientul variatiei maxime a consumului de gaze cunoscand ca prin contract

se prevede o cantitate de gaze de facturat de cel putin 36 Nm10450 in conditile in care

se prevede o cantitate maxima livrabila de 36 Nm102 /zi.

Rezolvare:

100C

365QV

mf

ZMm

; zi/Nm102Q 36ZN ;

36

mf Nm10450C

%16210010450

365102V

6

6

M

Aplicatia nr6.

Sa se calculeze numarul de compresoare sn cu putere unitara de 1000 Cp necesare pentru

injectia in zacamant a unei cantitati zilnice de metan de zi/Nm103 36 la o presiune de

90 bari.a stiind ca presiunea de aspiratie a gazelor din magistrala este de 30 bari.a

k166,01000

1

1000

Nn c ;

1

P

P

24

Q k

1-k

a

rz unde:

k =1,3; 6

z 103Q ; 90p r bara; 30pa bara

855,7130

90

24

1033,1166,0

1000

1n

31,1

131,16

c

Aplicatia nr.7

Calculati consumul de gaze existent intr-un deposit cu contur prealabil la presiunea de

100 bari a avand suprafata productive de 24km ,grosimea medie 10m,porozitatea 20% si

saturatia in apa de 25%.Temperatura de zacamant 40 C

Rezolvare:

Aplicatia nr.8.

Printr-o sonda se injecteaza gaze intr-un zacamant care are o presiune statica de 100 bari

a. Sonda este cercetata pe trei regimuri diferite de debit iar rezultatele obtinute sunt:

regim Pres. Stat. (bar) Pres.

Din.

(bar)

Q(mii

m^3/zi)

Delta p^2

1 100 80,0 100 3600 36,0

2 100 67,9 150 5389 35,9

3 100 52,7 200 7222 36,1

Sa se determine pe cale grafica coeficientii ‗a‘ si ‗b‘ ai ecuatiei caracteristice.

Aplicatia nr.9

La doua momente diferite de zi se inregistreaza urmatoarele presiuni intr-o conducta de

transport gaz:

Moment (ora) P1 (bari) P2 (bari)

a (11:00) 50 12

b (17:00) 55 20

Sa se afle de cate ori a crescut volumul

De gaze din conducta la ora 17:00 fata de ora 11:00.

Aplicatia nr.10

Ce cantitate de gaze –C- trebuie sa existe intr-un recipient a carei presiune de proiectare -

Pproiect.- este de 7 bari abs. daca trebuie livrata o cantitate de gaze Vutil.=100*10^3

Nm^3 la o presiune -Pmin. Livr.=1,5 bara

Aplicatia nr11.

Intr-o cavitate in sare,intre doua momente successive 1 si 2 presiunea scade de la 100

bara la 60 bara iar temperatuta scade de la 40^C la 30^C datorita extragerii unui volum de

gaze delta Q=10^6Nm^3.Sa se afle volumul de gaze initial din deposit.