ES2933503T3

ES2933503T3 - Almacenamiento de gas en tuneles

Info

Publication number: ES2933503T3
Application number: ES18155648T
Authority: ES
Inventors: Yosef Ram
Original assignee: Tectona Ltd
Current assignee: Tectona Ltd
Priority date: 2012-07-17
Filing date: 2013-07-17
Publication date: 2023-02-09
Anticipated expiration: 2033-07-17
Also published as: SI3398883T1; SMT202200473T1; HUE060527T2; US20150225173A1; WO2014013490A1; LT3398883T; HRP20221469T1; EP3398883A1; CY1125870T1; PT3398883T; US9359137B2; CA2879513C; DK3398883T3; RS63835B1; CA2879513A1; EP3398883B1; EP2874917A4; EP2874917A1; PL3398883T3

Abstract

La presente invención se refiere a un sistema de almacenamiento de gas natural a alta presión que comprende al menos un túnel artificial subterráneo, apto para mantener dicho gas natural a presión y un proceso para almacenar gas natural a presión. (Traducción automática con Google Translate, sin valor legal)

Description

DESCRIPCIÓN

Almacenamiento de gas en túneles

CAMPO DE LA INVENCIÓN

[0001] La presente invención se refiere a sistemas de almacenamiento de gas en túneles y a métodos para su uso.

ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN

[0002] El almacenamiento de gas se utiliza principalmente para hacer frente a las variaciones estacionales de carga. El gas se inyecta en el almacenamiento durante los períodos de baja demanda y se retira del almacenamiento durante los períodos de máxima demanda. También se utiliza para una variedad de propósitos secundarios, que incluyen:

Equilibrar el flujo en los sistemas de tuberías. Esto lo realizan las empresas de tuberías principales de transmisión para mantener la integridad operativa de las tuberías, asegurando que las presiones de las tuberías se mantengan dentro de los parámetros de diseño.

Mantenimiento del equilibrio contractual. Los transportistas utilizan el gas almacenado para mantener el volumen que entregan al sistema de tuberías y el volumen que retiran. Sin acceso a dichas instalaciones de almacenamiento, cualquier situación de desequilibrio daría lugar a una fuerte sanción.

Nivelación de la producción durante períodos de demanda fluctuante. Los productores utilizan el almacenamiento para almacenar cualquier gas que no sea inmediatamente comercializable, generalmente durante el verano cuando la demanda es baja y lo entregan durante los meses de invierno cuando la demanda es alta.

La especulación del mercado. Los productores y comercializadores utilizan el almacenamiento de gas como una herramienta especulativa, almacenando gas cuando creen que los precios aumentarán en el futuro y luego vendiéndolo cuando alcanza esos niveles.

Asegurar contra cualquier accidente imprevisto o cierre del sistema planificado o no planificado para mantenimiento. El almacenamiento de gas se puede utilizar como un seguro que puede afectar la producción o la entrega de gas natural. Estos pueden incluir factores naturales como huracanes o mal funcionamiento de los sistemas de producción o distribución.

Cumplir con las obligaciones regulatorias. El almacenamiento de gas asegura hasta cierto punto la confiabilidad del suministro de gas al consumidor al menor costo, tal como lo exige el organismo regulador. Es por esto que el organismo regulador monitorea los niveles de inventario de almacenamiento.

Reducir la volatilidad de los precios. El almacenamiento de gas garantiza la liquidez de los productos básicos en los centros de mercado. Esto ayuda a contener la volatilidad y la incertidumbre del precio del gas natural.

Compensación de cambios en la demanda de gas natural. Las instalaciones de almacenamiento de gas están cobrando más importancia debido a los cambios en la demanda de gas natural. En primer lugar, los suministros tradicionales que alguna vez cubrieron la demanda máxima de invierno ahora no pueden seguir el ritmo. En segundo lugar, existe una creciente demanda máxima de verano de gas natural, debido a la generación de electricidad a través de centrales eléctricas de gas.034

[0003] El artículo "los pozos horizontales de almacenamiento de gas pueden aumentar la capacidad de entrega" publicado el 10 de noviembre de 1993 en el Oil & Gas Journal describe un sistema para el almacenamiento de gas natural a alta presión de acuerdo con el preámbulo de la reivindicación 1.

DESCRIPCIÓN DETALLADA DE FORMAS DE REALIZACIÓN

Medidas y definiciones

[0004]

Capacidad total de almacenamiento de gas: Es el volumen máximo de gas natural que se puede almacenar en la instalación de almacenamiento. Está determinado por varios factores físicos, como el volumen del yacimiento, y también por los procedimientos operativos y los métodos de ingeniería utilizados.

• Gas total almacenado: Es el volumen total de gas almacenado en la instalación en un momento determinado. Gas base (también conocido como gas colchón): Es el volumen de gas que se pretende como inventario permanente en un depósito de almacenamiento para mantener tasas adecuadas de presión y entrega durante la temporada de extracción.

• Capacidad de gas de trabajo: Es la capacidad total de almacenamiento de gas menos el gas base.

• Gas de trabajo: Es el gas total en almacenamiento menos el gas base. El gas de trabajo es el volumen de gas disponible en el mercado en un momento determinado.

• Gas físicamente irrecuperable: La cantidad de gas que se incrusta permanentemente en la formación de la instalación de almacenamiento y que nunca se puede extraer.

• Tasa de ciclo: Es el número promedio de veces que el volumen de gas de trabajo de un reservorio se puede revertir durante un período de tiempo específico. Por lo general, el período de tiempo utilizado es de un año.

• Capacidad de entrega: es una medida de la cantidad de gas que se puede entregar (retirar) de una instalación de almacenamiento diariamente. También se conoce como tasa de entrega, tasa de extracción o capacidad de extracción y, por lo general, se expresa en términos de millones de pies cúbicos de gas por día (MMcf/día) que se pueden entregar.

• Capacidad (o tasa) de inyección: Es la cantidad de gas que se puede inyectar diariamente en una instalación de almacenamiento. Puede pensarse como el complemento de la entregabilidad. La tasa de inyección también se suele medir en millones de pies cúbicos de gas que se pueden entregar por día (MMcf/día).

[0005] La capacidad de entrega depende de varios factores que incluyen la cantidad de gas en el depósito y la presión, etc. Generalmente, la tasa de capacidad de entrega de una instalación de almacenamiento varía directamente con la cantidad total de gas en el depósito. Está en su punto más alto cuando el depósito está lleno y declina a medida que se extrae el gas. La capacidad de inyección de una instalación de almacenamiento también es variable y depende de factores similares a los que afectan la capacidad de entrega. La tasa de inyección varía inversamente con la cantidad total de gas en almacenamiento. Está en su punto más alto cuando el depósito está casi vacío y disminuye a medida que se inyecta más gas. El operador de la instalación de almacenamiento también puede cambiar los parámetros operativos. Esto permitiría, por ejemplo, aumentar la capacidad máxima de almacenamiento, retirar gas base durante demandas muy altas o reclasificar gas base a gas de trabajo si los avances tecnológicos o los procedimientos de ingeniería lo permiten.

[0006] El tipo más importante de almacenamiento de gas se encuentra en depósitos subterráneos (también denominados UGS de almacenamiento subterráneo de gas).

[0007] Hay diferentes tipos de UGS. Básicamente se dividen en tres grupos principales. Cada uno de estos tipos posee características físicas y económicas distintas que rigen la idoneidad de un tipo particular de tipo de almacenamiento para una aplicación determinada.

• UGS en rocas porosas y/o fracturadas

• Acuíferos

• Yacimientos de gas agotados

• Campos petroleros agotados

• UGS en cavernas

• Cavernas de sal

• Cavernas de roca

• UGS en minas abandonadas

• Carbón

• Sal

• Mineral

[0008] Los almacenamientos de roca porosa se dimensionan comúnmente para el equilibrio estacional. Por lo tanto, están diseñados para ser llenados durante 200 días (verano) y producidos durante 100 días (invierno).

[0009] Los volúmenes de gas de trabajo de los almacenamientos de roca porosa oscilan entre 100 y 2.000 x 106 m3 e incluso más. La capacidad de entrega varía de 20.000 a 60.000 m3/h por pozo en promedio. Las tasas de inyección oscilan entre 10.000 y 30.000 m3/h por pozo.

[0010] Los almacenamientos de cavernas de sal se utilizan normalmente como almacenamientos de reducción de picos debido a su WGV relativamente bajo en comparación con UGS de roca porosa y su capacidad de entrega relativamente alta.

[0011] Los volúmenes de gas de trabajo típicos para una caverna de gas están entre 30 y 60 Mio m3. El rango de capacidad de entrega de una caverna de gas es de 50.000 a 200.000 m3/h. Las tasas de inyección son de aproximadamente 100.000 m3/h.

Reservorio de gas agotado

[0012] Estas son la forma más prominente y común de almacenamiento subterráneo. Son las formaciones de yacimientos de campos de gas natural que han producido todo su gas económicamente recuperable. La formación del yacimiento agotado es fácilmente capaz de contener gas natural inyectado. El uso de una instalación de este tipo es económicamente atractivo porque permite la reutilización, con las modificaciones adecuadas, de la infraestructura de extracción y distribución que queda de la vida productiva del campo de gas, lo que reduce los costos de puesta en marcha. Los yacimientos agotados también son atractivos porque sus características geológicas y físicas ya han sido estudiadas por geólogos e ingenieros petroleros y generalmente son bien conocidas. En consecuencia, los yacimientos agotados son generalmente los más baratos y fáciles de desarrollar, operar y mantener de los tres tipos de almacenamiento subterráneo.

[0013] Para mantener las presiones de trabajo en los yacimientos agotados, alrededor del 50 por ciento del gas natural en la formación debe mantenerse como gas colchón. Sin embargo, dado que los yacimientos agotados se llenaron previamente con gas natural e hidrocarburos, no requieren la inyección de gas que se volverá físicamente irrecuperable ya que este ya está presente en la formación. Esto proporciona un impulso económico adicional para este tipo de instalaciones, especialmente cuando el costo del gas es alto. Por lo general, estas instalaciones funcionan en un solo ciclo anual; el gas se inyecta durante los meses de verano fuera de las horas punta y se extrae durante los meses de invierno de máxima demanda.

[0014] Una serie de factores determinan si un campo de gas agotado será o no una instalación de almacenamiento económicamente viable. Geográficamente, los yacimientos agotados deberían estar relativamente cerca de los mercados de gas y de la infraestructura de transporte (tuberías y sistemas de distribución) que los conectará a ese mercado. Dado que los campos alguna vez fueron productivos y estaban conectados a la infraestructura, la distancia del mercado es el factor geográfico dominante. Geológicamente, se prefiere que las formaciones de yacimientos agotados tengan alta porosidad y permeabilidad. La porosidad de la formación es uno de los factores que determina la cantidad de gas natural que el yacimiento puede contener. La permeabilidad es una medida de la tasa a la que fluye el gas natural a través de la formación y, en última instancia, determina la tasa de inyección y extracción de gas del almacenamiento.

Almacenamiento de roca porosa

[0015] El gas se almacenará en los poros, intergranulares o fracturas de una roca, que debe tener un sistema de espacio poroso conectado con una buena permeabilidad. Existen algunas condiciones geológicas previas para un UGS en rocas porosas y/o fracturadas, tanto para yacimientos de gas o petróleo agotados como para acuíferos. Trampa cerrada de tamaño suficiente, Litología arenisca o caliza fracturada o dolomita, Extensión de área mínima 1 km2, altura de cierre mínima 20m, espesor neto útil mínimo de 10 m, rango de porosidad entre 15 y 25 %, permeabilidad mínima de 200 mD, rango de profundidad de 1000 a 1500 m, al menos 600 m, roca de cubierta hermética al gas, en su mayoría arcilla de 20 m como mínimo.

[0016] Hay varios tipos de trampas geológicas cuya estructura anticlinal, es decir, cuatro cierres de buzamiento son los más favorables: estructuras anticlinales, estructura monoclinal (un medio anticlinal con una falla como límite), trampa estratigráfica (el horizonte de almacenamiento se trunca al sellar la arcilla), trampa de facies (el horizonte de almacenamiento cambia lateralmente a arcilla compacta).

[0017] Las areniscas porosas y permeables son generalmente los tipos más comunes de horizontes de almacenamiento debido a las mejores propiedades petrofísicas. Los horizontes fracturados en lugar de las rocas porosas, como las calizas, las dolomías o incluso las areniscas cementadas bastante apretadas y densas, se utilizan menos debido a la extrema heterogeneidad de sus trayectorias fluidas.

Campos gasíferos agotados

[0018] Si están disponibles, los campos gasíferos agotados son generalmente la opción más favorable para los propósitos de UGS en comparación con todos los demás tipos de rocas porosas/fracturadas. Las ventajas más importantes de los campos de gas agotados son:

• La trampa cerrada del yacimiento y la roca de la tapa de sellado ya están confirmadas por la existencia del campo de gas durante períodos de tiempo geológico (varios millones de años); por lo tanto, la exploración es muy limitada o incluso no es necesaria.

• Con base en el historial de producción, existe un buen conocimiento sobre las propiedades y tasas de flujo, el comportamiento de la presión y el impulso del agua desde el acuífero adyacente.

• El gas restante (no producido) se utilizará como gas colchón.

• En comparación con los campos petrolíferos agotados con tres fases diferentes (petróleo residual/agua residual y gas de almacenamiento), solo dos fases (gas/agua) están en el espacio poroso de los campos de gas agotados, lo que da como resultado una permeabilidad al gas mucho mejor.

• Los campos de gas se convierten en UGS cuando el depósito está aproximadamente a la mitad. En promedio, el 50% del gas total de este tipo representará gas colchón. Si el campo de gas se va a convertir en un UGS antes de que el acuífero adyacente haya invadido totalmente el yacimiento despresurizado, el primer llenado de gas es más fácil, más rápido, más seguro y con menos costo en comparación con los acuíferos donde el agua de formación original tiene que ser reemplazada por el agua. gas inyectado. Por lo tanto, es común y recomendable convertir los campos de gas en UGS cuando el yacimiento está aproximadamente medio agotado.

• En muchos casos, algunos de los pozos existentes son adecuados como pozos de almacenamiento o como pozos de observación. Al convertir campos agotados en UGS, siempre existe un riesgo técnico potencial. Podría haber algunos pozos antiguos de exploración o producción con cementación insuficiente del revestimiento. Antes de comenzar la inyección de gas, estos pozos deben repararse para evitar cualquier migración de gas detrás de la tubería de revestimiento.

Yacimientos petrolíferos agotados

[0019] Hay que diferenciar entre yacimientos petrolíferos saturados de gas y no saturados. Mientras que los yacimientos petrolíferos saturados de gas tienen un llamado casquete de gas en la parte superior del depósito que recubre el petróleo, los yacimientos petrolíferos insaturados de gas originalmente solo contienen petróleo. Con la producción, la presión en el yacimiento disminuye. Cuando la presión del yacimiento cae por debajo del llamado punto de burbuja, el petróleo originalmente libre de gas se satura. A continuación, comienza a liberar gas. Dependiendo de las características PVT del petróleo específico, su relación gas/petróleo original, la forma geométrica individual del yacimiento y sus parámetros petrofísicos, incluso la tasa de producción del campo, podría formarse un llamado casquete de gas secundario. Con el tiempo, el gas liberado del petróleo migrará hacia arriba y desplazará el petróleo de la parte superior del yacimiento.

[0020] Pero en comparación con el casquete de gas primario de un campo de petróleo saturado, donde el proceso de separación ha llevado cientos de millones de años, la formación gradual de un casquete de gas secundario tiene lugar solo durante una parte del tiempo de producción. En consecuencia, queda mucho más petróleo en un casquete de gas secundario en comparación con un casquete de gas primario. Los campos petrolíferos agotados sin al menos un casquete de gas secundario no son realmente una primera opción para convertirlos en UGS porque representan un esfuerzo complejo.

• En relación con las instalaciones de superficie para limpiar el gas almacenado cuando se reproduzca. Además, el espacio poroso de un yacimiento petrolífero agotado después de la producción primaria todavía se llena con un 60-70% del petróleo original. Este aceite remanente no solo reduce la porosidad utilizable y, por lo tanto, el espacio para el volumen de gas almacenado, sino que además reduce la permeabilidad efectiva del gas.

Acuíferos

[0021] Los acuíferos son formaciones rocosas subterráneas, porosas y permeables que actúan como depósitos naturales de agua. En algunos casos se pueden utilizar para el almacenamiento de gas natural. Por lo general, estas instalaciones se operan en un solo ciclo anual como con los embalses agotados. Las características geológicas y físicas de la formación del acuífero no se conocen con anticipación y se debe realizar una inversión significativa para investigarlas y evaluar la idoneidad del acuífero para el almacenamiento de gas natural.

[0022] Si el acuífero es adecuado, toda la infraestructura asociada debe desarrollarse desde cero, aumentando los costos de desarrollo en comparación con los embalses agotados. Esto incluye la instalación de pozos, equipos de extracción, tuberías, instalaciones de deshidratación y posiblemente equipos de compresión. Dado que el acuífero inicialmente contiene agua, hay poco o ningún gas natural en la formación y parte del gas inyectado será físicamente irrecuperable. Como resultado, el almacenamiento en acuíferos normalmente requiere mucho más gas colchón que los yacimientos agotados; hasta el 80% del volumen total de gas. La mayoría de las instalaciones de almacenamiento de acuíferos se desarrollaron cuando el precio del gas natural era bajo, lo que significa que sacrificar este gas colchón era económico. Con el aumento de los precios del gas, el almacenamiento en acuíferos se vuelve más costoso de desarrollar.

[0023] Una consecuencia de los factores anteriores es que desarrollar una instalación de almacenamiento de acuífero suele llevar mucho tiempo y ser costoso. Los acuíferos son generalmente el tipo de instalación de almacenamiento de gas natural menos deseable y más costoso.

[0024] En comparación con los campos de hidrocarburos, las estructuras de acuíferos tienen la importante desventaja de la falta de conocimiento del tamaño, forma y condición exactos de la estructura. Mientras que para los campos de petróleo y gas agotados se ha confirmado una trampa cerrada a lo largo de los tiempos geológicos, la integridad de la trampa, la idoneidad de la roca de almacenamiento potencial y la capacidad de sellado de la roca de cubierta deben explorarse con mucho cuidado para las estructuras del acuífero. El trabajo de exploración es muy costoso y requiere mucho tiempo.

Almacenamiento en cavernas

Cavernas de sal

[0025] Las formaciones de sal subterráneas son muy adecuadas para el almacenamiento de gas natural. Las cavernas de sal permiten que muy poco del gas natural inyectado escape del almacenamiento, a menos que se extraiga específicamente. Las paredes de una caverna de sal son fuertes e impermeables al gas durante la vida útil de la instalación de almacenamiento.

[0026] Una vez que se descubre una característica salina adecuada y se determina que es adecuada para el desarrollo de una instalación de almacenamiento de gas, se crea una caverna dentro de la característica salina. Esto se hace mediante el proceso de lixiviación en cavernas. El agua dulce se bombea por un pozo hasta la sal. Parte de la sal se disuelve dejando un vacío y el agua, ahora salina, se bombea de regreso a la superficie. El proceso continúa hasta que la caverna tiene el tamaño deseado. Una vez creada, una caverna de sal ofrece un recipiente subterráneo de almacenamiento de gas natural con una capacidad de entrega muy alta. Los requisitos de gas colchón son bajos, típicamente alrededor del 33 por ciento de la capacidad total de gas.

[0027] Las cavernas de sal suelen ser mucho más pequeñas que las instalaciones de almacenamiento de acuíferos y depósitos de gas empobrecidos. Una instalación de caverna de sal puede ocupar solo una centésima parte del área ocupada por una instalación de depósito de gas agotado. En consecuencia, las cavernas de sal no pueden contener los grandes volúmenes de gas necesarios para cumplir con los requisitos de almacenamiento de carga base. Sin embargo, la capacidad de entrega de las cavernas de sal es mucho mayor que la de los acuíferos o los yacimientos agotados. Esto permite que el gas almacenado en una caverna de sal sea extraído y reabastecido más fácil y rápidamente. Este tiempo de ciclo rápido es útil en situaciones de emergencia o durante períodos cortos de aumentos repentinos de la demanda.

[0028] Aunque la construcción es más costosa que las conversiones de campos agotados cuando se mide sobre la base de dólares por mil pies cúbicos de gas de trabajo, la capacidad de realizar varios ciclos de extracción e inyección cada año reduce el costo efectivo.

[0029] Los almacenamientos de cavernas de sal se construyen mediante técnicas de minería en solución, creando una cavidad subterránea cilíndrica. Las dimensiones comunes son h -120m y d -60m resultando en un volumen geométrico de V - 300000 m3. Asumiendo un rango de presión de operación entre pmax y pmin de 100 bar resulta en un WGV - 30 • 106 m3 en condiciones estándar.

[0030] La sal de roca se deposita originalmente como una capa horizontal. Sin embargo, debido a las propiedades reológicas de la sal de roca, que es un comportamiento semiplástico en lugar del comportamiento elástico como ocurre con las rocas duras, la sal de roca puede elevarse hacia arriba, perforando los horizontes superiores (especialmente debajo de la cobertura de sedimentos espesos) y formando almohadas de sal, domos de sal y incluso paredes de sal alargadas. Durante el ascenso (proceso halocinético), la capa de sal se plegará intensamente junto con las intercalaciones no salíferas en un cuerpo de sal muy complejo.

[0031] Hay algunas condiciones geológicas y técnicas previas para que un cuerpo de sal de roca se utilice para la construcción de un UGS:

• Cuerpo de sal en un rango de profundidad de 600-1900m y de tamaño suficiente

• Cuerpo de sal con espesor suficiente generalmente mayor a 200m

• No hay fallas tectónicas que crucen la supuesta ubicación de las cavernas de sal dentro del cuerpo de sal.

• Cuerpo de sal de pureza suficiente. La cantidad de minerales no saliníferos menos del 25-30% en promedio, no más gruesos, es decir, aproximadamente más de 6 m intercalaciones de sales de potasio altamente solubles o anhidritas no solubles, yeso, kieserita o arcilla.

• Disponibilidad de agua dulce para lixiviación. Se necesitan aproximadamente 8 m3 de agua dulce para lixiviar 1 m3 de sal.

• Posibilidad de eliminación de salmuera

[0032] Mientras que los UGS de roca porosa en promedio tienen capacidades de gas de trabajo de varios cientos de millones y en casos de miles de millones de metros cúbicos, los UGS en cavernas de sal individuales solo tienen capacidades de gas de trabajo promedio en el rango de decenas de millones de metros cúbicos. Por otro lado, los pozos de cavernas de gas tienen capacidades de inyección y extracción mucho mayores que los pozos de UGS en rocas porosas. Por lo tanto, las cavernas de gas se utilizan comúnmente para el afeitado de picos.

[0033] Debido al volumen de gas de trabajo limitado por caverna individual y la operación de lixiviación intensiva en tiempo y costo, en promedio de 1,5 a 2 años, los costos de inversión específicos del volumen para el almacenamiento en cavernas son generalmente más altos que para el almacenamiento en roca porosa. Sin embargo, esta relación se invierte para la capacidad, es decir, los costos específicos orientados a la capacidad de entrega.

[0034] Se observa que las cavernas rocosas y las minas abandonadas también se pueden usar como UGS, sin embargo, generalmente proporcionan almacenamiento para volúmenes de gas de trabajo relativamente pequeños.

Caverna de roca revestida (LRC)

[0035] El almacenamiento de gas natural presurizado en grandes cavernas revestidas de acero excavadas en roca cristalina. El almacenamiento de gas LRC se basa en una masa rocosa (principalmente, roca cristalina) para servir como recipiente a presión para contener gas natural almacenado a presiones máximas de aproximadamente 15 MPa a 25 MPa. El concepto implica la excavación de cavernas cilíndricas verticales relativamente grandes, de 20 a 50 m de diámetro, de 50 a 115 m de altura, con techos abovedados y fondos redondeados para maximizar la estabilidad de la excavación.

[0036] Las cavernas están situadas a profundidades de 100 m a 200 m por debajo de la superficie del suelo, y están revestidas con hormigón armado de aproximadamente 1 m de espesor y revestimientos delgados de acero al carbono (12 mm a 15 mm). El propósito del revestimiento de acero, que es el revestimiento interior, es estrictamente el de actuar como una barrera impermeable al gas natural. El propósito del concreto es proporcionar una transferencia uniforme de la presión del gas al macizo rocoso y distribuir cualquier deformación local en el macizo rocoso (p. ej., desde la apertura de las fracturas naturales de la roca) en la interfase hormigón/roca de manera más uniforme a lo largo del macizo rocoso. concreto a la interfaz de revestimiento de acero/concreto. Para minimizar aún más las deformaciones circunferenciales locales en el revestimiento de acero, se coloca una capa viscosa (- 5 mm de espesor) hecha de un material bituminoso entre el acero y los revestimientos de hormigón.

Almacenamiento de gas natural licuado (GNL)

[0037] Las instalaciones de GNL proporcionan capacidad de entrega durante los períodos pico cuando la demanda del mercado excede la capacidad de entrega de la tubería. Los tanques de almacenamiento de GNL poseen una serie de ventajas sobre el almacenamiento subterráneo. Como líquido a aproximadamente -163 °C (-260 °F), ocupa unas 600 veces menos espacio que el gas almacenado bajo tierra, y proporciona una alta capacidad de entrega en muy poco tiempo porque las instalaciones de almacenamiento de GNL generalmente están ubicadas cerca del mercado y pueden ser transportadas en camión a algunos clientes evitando los peajes del oleoducto. No hay ningún requisito de gas colchón y permite el acceso a un suministro global. Sin embargo, las instalaciones de GNL son más costosas de construir y mantener que desarrollar nuevas instalaciones de almacenamiento subterráneo.

Capacidad de la tubería

[0038] El gas se puede almacenar temporalmente en el propio sistema de tubería, a través de un proceso denominado empaquetamiento de la línea. Esto se hace llenando más gas en la tubería a través de un aumento en la presión. Durante los períodos de alta demanda, se pueden extraer mayores cantidades de gas de la tubería en el área de mercado que las que se inyectan en el área de producción. El proceso de empaquetado de la línea generalmente se realiza fuera de las horas pico para satisfacer las demandas máximas del día siguiente. Sin embargo, este método solo proporciona un sustituto temporal a corto plazo del almacenamiento subterráneo tradicional.

Instalaciones de superficie de UGS:

[0039] El gas para inyección ingresa a la estación desde la línea de transporte y antes de inyectarse en el o los pozos de almacenamiento pasa por la

estación de medición

estación compresora

enfriador

separador de aceite

colector

[0040] El gas producido proviene del (de los) pozo(s) de almacenamiento y antes de ingresar a la línea de transporte pasa por las siguientes unidades:

colector

separador de líquidos

calentador

reducción de presión

deshidratador

sistema dosificador

[0041] Dependiendo de la profundidad del UGS y su rango de presión resultante y la presión en la línea de transporte, la inyección o parte de ella y/o la producción o parte de ella se puede lograr sin usar el compresor.

El sistema de la invención

[0042] De acuerdo con la invención, se proporciona un sistema para el almacenamiento de gas natural a alta presión que comprende al menos un túnel perforado subterráneo (es decir, el túnel es horizontal y está construido por maquinaria técnica capaz de perforar un túnel/tubería en la tierra en una ubicación preferida específica), adecuado para contener dicho gas natural bajo presión, con las características de la reivindicación 1.

[0043] En algunos ejemplos, dicho al menos un túnel perforado (horizontalmente) se perfora a una profundidad adecuada para contener dicho gas natural a una presión predeterminada. Se observa que la profundidad de dicho túnel al menos perforado que contiene gas natural presurizado se selecciona de modo que dicho gas presurizado se mantenga en dicho estado presurizado. Además, la profundidad de dicho túnel también está determinada por la resistencia del suelo en el que está perforado. Por ejemplo, los parámetros mecánicos del macizo rocoso (es decir, la rigidez y la resistencia) se utilizan para estimar la ubicación del túnel (es decir, la profundidad), la cantidad máxima de gas presión. Por lo tanto, para tipos de suelos o macizos rocosos más blandos, dicho al menos un túnel debe perforarse a profundidades mucho más profundas que los macizos de suelo o roca que tienen mayor resistencia. En algunas realizaciones de un sistema de la invención dicha profundidad es de al menos unos 3 m. En algunas otras formas de realización de un sistema de la invención, dicha profundidad es de al menos unos 50 m. En formas de realización adicionales de un sistema de la invención, dicha profundidad está entre alrededor de 50 m a alrededor de 10.000 m.

[0044] En algunas realizaciones, un sistema de la invención comprende al menos dos túneles perforados subterráneos. Además, dicho sistema puede incluir tuberías adicionales tuneladas para otros fines como, por ejemplo: tuberías o túneles perforados para fines de ventilación, para fines de mantenimiento, para fines de vaciado, etc.

[0045] En formas de realización adicionales de un sistema de la invención, dichos al menos dos túneles perforados subterráneos están interconectados.

[0046] En algunas formas de realización de la presente invención, dicho al menos uno o al menos dos túneles perforados son al menos parcialmente revestidos (es decir, no toda la superficie interna del túnel está revestida) con material de sellado. En otras formas de realización, se reviste sustancialmente toda la superficie interna del túnel.

[0047] Según la invención, el método de perforación es hincado de tuberías o pisón de tuberías (utilizando gatos hidráulicos para empujar tuberías especialmente fabricadas, preferiblemente tuberías de hormigón revestidas de acero, a través del suelo detrás de una máquina perforadora de túneles o escudo), perforación de cajas. En algunas formas de realización, dichos túneles perforados también comprenden al menos un pozo.

[0048] En algunas formas de realización, cuando se utiliza un proceso de elevación de tuberías, la tubería con la máquina de avance que crea la tubería o el túnel en su punta es impulsada por cilindros hidráulicos desde el eje de lanzamiento hacia el eje objetivo.

[0049] En algunas formas de realización adicionales, el revestimiento de segmentos (segmentos de revestimiento reforzados con acero en forma de anillo) se añade durante la perforación o la perforación o inmediatamente. En formas de realización adicionales, el suelo o la roca perforados/perforados se sostienen usando dispositivos de aseguramiento de rocas. En algunas formas de realización se utiliza cualquier técnica y máquina de perforación direccional horizontal conocida para perforar dichos túneles.

[0050] En formas de realización cuando la excavación de túneles se logra a través de hinca de tubería, dicha profundidad de túnel puede estar entre aproximadamente 3 y 200 m.

[0051] Se observa que dicho revestimiento del túnel se realiza en cualquier método conocido en la técnica (como, por ejemplo, enchapado, pintura, esterilización, etc.). En formas de realización adicionales, dicho material de sellado se selecciona de al menos un tipo de polímero, al menos un tipo de pintura, al menos un tipo de metal, al menos un tipo de mezcla de hormigón o cualquier combinación de los mismos.

[0052] El volumen de gas colchón del sistema de la invención es inferior a aproximadamente el 5% del gas total almacenado en el sistema.

[0053] Según la invención, el sistema comprende una unidad de superficie capaz de suministrar dicho gas almacenado a la infraestructura del sistema de suministro de gas.

[0054] Según la invención, el sistema comprende una unidad de superficie capaz de comprimir gas natural en dicho al menos un túnel perforado subterráneo.

Claims

REIVINDICACIONES

1. Un sistema de almacenamiento de gas natural a alta presión que comprende

al menos un túnel horizontal subterráneo construido por el hombre, adecuado para mantener dicho gas natural a alta presión; en el que dicho al menos un túnel artificial horizontal está revestido con material de sellado, una unidad de superficie capaz de comprimir gas natural en dicho al menos un túnel artificial horizontal subterráneo, y una unidad de superficie capaz de entregar dicho gas almacenado en una infraestructura de sistema de gas,

caracterizado en que dicho al menos un túnel horizontal construido por el hombre se perfora o se perfora utilizando un proceso de hincado de tuberías y en que el sistema tiene un volumen de gas colchón de menos del 5% del almacenamiento total de gas.

2. Un sistema de acuerdo con la reivindicación 1, que comprende al menos dos túneles artificiales subterráneos horizontales.

3. Un sistema según la reivindicación 2, en el que dichos al menos dos túneles artificiales horizontales subterráneos están interconectados.