DE3021064C2

DE3021064C2 - Verfahren zum Abdecken des Sumpfes von Kavernen

Info

Publication number: DE3021064C2
Application number: DE3021064A
Authority: DE
Inventors: Alexander-Barbu Dipl.-Ing. 4300 Essen Costinescu-Tataranu; Karl Dipl.-Ing. 4320 Hattingen Gloria; Wilhelm Ing.(Grad.) Schuster; Jürgen Ing.(grad.) 6000 Frankfurt Wittekind
Original assignee: Ruhrgas AG
Current assignee: EON Ruhrgas AG
Priority date: 1980-06-04
Filing date: 1980-06-04
Publication date: 1985-06-27
Also published as: GB2080870B; NL8102692A; DE3021064A1; CA1161240A; ES502723A0; ES8300926A1; FR2483897A1; FR2483897B1; DK248681A; GB2080870A; US4403887A

Description

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Die Erfindung ί· ertrifft ein Verfahren zum Abdecken des Sumpfes von Kavernen, insbesondere von in Salzstöcken ausgesolten Kavernen, die zur Speicherung von gasförmigen oder flüssigen, nich' wäßrigen Stoffen vorgesehen sind.

Es ist bekannt, in unterirdischen Salzlagerstätten entsprechender Mächtigkeit durch Aussolen Kavernen zu schaffen, indem nach dem Niederbringen einer Bohrung in die Salzlagerstätte Frischwasser eingebracht und die gebildete Salzsole abgeführt wird. Derartige künstlich geschaffene Hohlräume, die sich in Tiefen von ca. 500 bis 2000 m unter der Erdoberfläche befinden, werden bereits zur Speicherung von Gasen und Flüssigkeiten, insbesondere von Brenngasen und Mineralölprodukten benutzt

Bei Salzkavernen, die in der angegebenen Tiefe liegen und die nur über Bohrungen mit der Erdoberfläche in Verbindung stehen, ist es nicht möglich, die bei der so Kavernenherstellung gebildete Salzsole vor oder während der Befüllung mit dem zu speichernden Medium vollständig zu entfernen, das heißt, am Boden der Kaverne verbleibt in jedem Fall ein aus wäßriger Salzsole bestehender sog. Sumpf.

Insbesondere bei Speicherung von Stoffen, die in dem Kavernenraum vollständig oder teilweise in gasförmigem Zustand vorliegen, das heißt bei Speicherung von z. B. Erdgas oder Flüssiggas (vorzugsweise Propan-Buthan-Gemische) hat das Vorhandensein des Solesump- fes den erheblichen Nachteil, daß Feuchtigkeit bzw. Wasserdampf in die Gasphase des gespeicherten Mediums übertritt Je nach Verweildauer des gespeicherten Mediums in der Kaverne und den in ihr herrschenden Drücken und Temperaturen — die insbesondere von der Teufe abhängen, in der sich die Kaverne befindet — kann es bis zur Wasserdampfsättigung der Gasphase kommen.

Da das gespeicherte Medium nach seiner Entnahme aus dem Speicher bzw. vor der Weitergabe an die Verbraucher, insbesondere durch unter hohem Druck stehende Rohrleitungen, einen sehr geringen Wasserdampfgehalt bzw. einen vorzugsweise unter 0⁰C liegenden Taupunkt haben muß, sind gegenwärtig aufwendige Trocknungsanlagen am Ort der Kavernenspeicher notwendig.

Seit Jahren sind zahlreiche Versuche unternommen worden, die in der Kaverne verbleibende Salzsohle mit einer Sperrschicht zu überdecken, die die Diffusion von Wasserdampf in den darüber befindlichen Gasraum verhindern solL Die Anforderungen an eine derartige Sperrschicht sind außerordentlich hoch. Sie soll nicht nur wasserdampfundurchlässig sein, sondern auch bei den in der Kaverne herrschenden Bedingungen eine hohe chemische Langzeitbeständigkeit aufweisen. Weiterhin wird von dieser Schicht gefordert, daß sie ein sog. »selbstheilendes« Verhalten bei Beschädigungen durch z. B. von der Kavernenfirste herabfallende Gesteinstrümmer aufweist

Zur Verhinderung der Wasserdampfaufnahme eines gasförmig gespeicherten Mediums ist bereits vorgeschlagen worden, den wäßrigen Solesumpf mit Abdichtungs- bzw. Trennschichten aus z. B. Bitumen (DOS 25 39 720), Polyurethan-Kunstharz (DAS 23 46 740) oder mittels eines polymerisierenden oder nichtpolymerisierenden Mediums, bzw. eines Gemisches beider Stoffgruppen (DOS 24 16 591) zu bedecken.

Bisher sind jedoch keine Ergebnisse bekanntgeworden, die mit diesen Abdeckmedien erzielt wurden.

Eigene Versuchs zeigten, daß die Wasserdampf-Sperrwirkung einer Bitumenschicht auch mit einer Dicke von 25 cm nicht ausreichend ist

Bei der Abdeckung mittels Polymer-Schichten ist bei den in der Kaverne herrschenden Bedingungen, z. B. Drücken von bis zu 300 bar und Temperaturen bis zu 75°C zu erwarten, daß die chemischen, vor allem aber die hydrolytischen Angriffe auf eine derartige Schicht außerordentlich groß sein werden. Es ist deshalb zu befürchten, daß die Sperrschicht ;inem derartigen Angriff nur kurze Zeit standhält Außerdem ist die geforderte selbstheilende Wirkung einer derartigen Polymer-Schicht nicht gegeben.

Der vorliegenden Erfindung liegt die Aufgabe zugrunde, den Übergang von Wasserdampf aus dem Sumpf in das gespeicherte Medium zu verhindern, das heißt eine praktisch wasser- bzw. wasserdampfundurchlässige Abdeckung des Sumpfes zu erreichen bei gleichzeitiger Unempfindlichkeit gegen mechanische Beschädigungen. Zur Lösung dieser Aufgabe wird erfindungsgemäß ein Rohöl mit den im Kennzeichen der Ansprüche genannten Eigenschaften und in der dort ebenfalls gekennzeichneten Schichtstärke verwendet — Die Viskosität ist in der geltenden gesetzlichen Einheit, d.h. Pascal Sekunden (Pas) angegeben. (1 Pas - 1 Ns/m² - 1 kg/ms). -

Es hat sich überraschenderweise gezeigt daß ein solches Rohöl eine Reihe von Eigenschaften aufweist, die es für die Lösung der vorliegenden Aufgabe besonders geeignet machen:

Die hohe Viskosität ist vorteilhaft, weil sich dadurch Strömungsvorgänge, insbesondere Gasströmungen, die während der Befüllung oder Entnahme im gespeicherten Medium auftreten, praktisch nicht auf das abdeckende öl auswirken. Andererseits wurde der Viskositätsbereich aufgrund von Versuchen so ausgewählt, daß das Ol auch in Risse der Salzwandung

eindringen kann. Dadurch wird in Verbindung mit der guten Benetzung, die das Oi auch auf einer nassen Salzwandung zeigt, eine gute Randabdichtung erreicht Der geringe Anteil an niederen Kohlenwasserstoffen im Öl gewährleistet, daß ein Austausch von Bestandteilen zwischen dem öl und dem gespeicherten Medium praktisch nicht stattfindet — Ein Rohöl der angegebenen Zusammensetzung wird als (geologisch) altes Öl bezeichnet, aus dem sich seit seiner Entstehung in der natürlichen Lagerstätte die leicht flüchtigen Bestandtei-Ie bereits abgetrennt haben und in dem gewisse Alterungsvorgänge stattgefunden haben. Ein solches Rohöl nimmt, wie eigene Messungen zeigten, auch bei lang dauerndem Kontakt mit gasförmigen oder leichtflüchtigen Kohlenwasserstoffen, das heißt z. B. mit Methan bis Butan, weder Teile dieser Kohlenwasserstoffe auf noch gibt es Bestandteile an diese ab, zumindest nicht in solchen Mengen, daß die Zusammensetzung des gespeicherten Mediums in meßbarem Maße verändert wird.

Das spezifische Gewicht des Rohöls ist um einen genügend hohen Betrag niedriger als das der gesättigten Salzlösung, die abgedeckt werden soll, um unier allen Umständen auf der Sole zu schwimmen.

Um die Diffusion von Wasser bzw. Wasserdampf durch das Abdecköl, die schon wegen der hohen Viskosität des Öles relativ gering ist, weitestgehend zu unterbinden, hat sich die Anwendung einer Mindestschichtdicke des Rohöls als notwendig erwiesen. Die anzuwendende Schichtdicke hängt insbesondere von der Temperatur im Kavernenunterteil ab, die wiederum durch die Teufe bzw. die geothemische Tiefenlage der Kavene bestimmt wird. Zur Ermittlung der Wirksamkeit der Abdeckschicht wurden Versuche in einer Hcchdrucktemperatur durchgeführt, die es ermöglichten, die Bedingungen in einer Kaverne hinsichtlich Druck, Temperatur und Benetzung des Öls an der Salzwandung zu simulieren.

In F i g. 1 und Tabelle 1 sind Ergebnisse dieser Versuche, die bei einem Druck von 100 bar durchgeführt wurden, wiedergegeben.

Die Kurve 1 in F i g. 1 zeigt beispielsweise die Wasserdampfaufnahme — in Abhängigkeit von der Zeit — eines Erdgases, das mit einem Taupunkt von — 20⁰C in den Speicherraum der Versuchsapparatur eingebracht wurde, in dem sich ein Solesumpf aus gesättigter Salzlösung befand.

Aus der Kurve 1 ist ersichtlich, daß ohne Abdeckung des Solesumpfes das Gas bereits nach weniger als 2 Stunden mit Wasserdampf gesättigt war. Die Kurven so 2 und 3 zeigen die Ergebnisse mit einer 1 cm und mit einer 25 cm hohen Ölabdeckschicht Es ist ersichtlich, daß im Laufe längerer Zeiträume eine gewisse Erhöhung des Wasserdampfgehaltes stattfindet, die sich asymptotisch einem Endwert nähert, der aber beträchtlieh unterhalb des. Sättigungswertes bleibt und der bei einer Abdeckung von 25 cm wesentlich niedriger liegt als bei nur 1 cm Abdeckung.

Die Kurvendarstellung von F i g. 1 entspricht den Zahlenwerten von Tabelle 1, bei der in Abhängigkeit von der Zeit außer der Wasseraufnahme des Gases H₂O/Gas in g/m³ auch der zugehörige Taupunkt Tp in "C angegeben ist. Während die Zeitskala für die der Kurve 1 entsprechenden Werte in Minuten angegeben ist, ist die Zeitskala für die Messungen über der mit Öl &> abgedeckten Sole — entsprechend Kurve 2 und 3
Stunden angegeber,.
Die Messungen von Wasserdampfgehalt bzw. Tau punkt begannen bei den beiden zuletzt genannten Meßreihen zwei Stunden nach dem Befüllen der' Versuchsapparatur, wobei versuchbedingt Gase mit unterschiedlichem Wasserdampfgehalt verwendet wur^ den: Bei dem Versuch mit 10 mm ölabdeckung betrug der Wasserdampfgehalt des Gases ursprünglich 0,01 g/m³, bei dem Versuch mit 250 mm ölabdeckung dagegen 0,053 g/m³.

Bei der Bewertung bzw. Übertragung der vorstehend dargestellten Versuchsergebnisse auf die in einem kommerziell genutzten Kavernenspeicherraum herrschenden Bedingungen ist jedoch folgendes von ausschlaggebender Bedeutung:

Das Verhältnis von Soleoberfläche zum darüber befindlichen Speichervolumen ist in einer Versuchsapparatur unverhältnismäßig größer als bei einem Kavernenspeicher. Die erhaltenen bzw. angegebenen Meßwerte gelten deshalb nicht unmittelbar für letzteren, sie können jedoch dazu benutzt werden, die Wasserdampfdiffusion pro Flächeneinheit aus der unbedeckten bzw. mit unterschiedlich hohen Ölschichten abgedeckten Sole zu berechnen. i>abei ergeben sich bei Drücken von 100 bar folgende DiffusBnsraten:

nicht abgedeckte Sole
10 mm ölabdeckung
25Γ^ι mm ölabdeckung

9,77 g/m² - h 0,0464 g/m² ■ h 0,0091 g/m² · h

Hierbei sind die Diffusionsraten aus dem Wasserdampfgehalt des Gases berechnet worden, wobei für die nicht abgedeckte Sole der Wasserdampfgehalt nach einer Stunde und für die ölbedeckte Sole der Wasserdampfgehalt nach 200 Stunden zugrunde gelegt sind.

Die vorstehenden Zahlen zeigen, daß die Wasserdampfdiffusion durch eine 250 mm hohe Ölabdeckung weniger als ein tausendstel derjenigen ohne Abdeckung beträgt

Für eine Gasspeicherkaverne üblicher Abmessungen, d. h. mit einem Hohlraumvolumen von etwa 250 300 bis 350 000 m³ und einer Sole-Oberfläche von z. B. 900 bis 1100 m² würde sich der Taupunkt eines bei ca. 70 bar gespeicherten Gases nach einjähriger Verweiizeit des Gases im Speicher z. B. folgendermaßen verändern:

ohne Soleabdeckung
mit 10 mm ölabdeckung
mit 250 mm ölabdeckung

von-8° C auf+38⁰C von-8° C auf-6° C von-8°Cauf-7°C

in Die Änderungen des Taupunktes bzw. der Feuchtigkeitsaufnahme des Gases bei einer erfindungsgemäß mit öl abgedeckten SoJe sind ersichtlich so geringfügig, daß bei einem derart vorbereiteten bzw. behandelten Kavernenspeicher die bisher notwendige kostspielige t'nd .mirgieaufwendige Anlage zum Trocknen des aus dem Speicher entnommenen Gases entfallen kann.

Weiterhin hat sich gezeigt, daß nach der Erfindung eine Abdeckschicht aus dem beschriebenen Rohöl eine ausgezeichnete >;selbstheilende« Wirkung aufweist. Bei einer Schichtdicke von z. B, 250 mm haben selbst große Gesteinstrümmer, die vom Kavernenfirst fallen und die Abdeckschicht durchschlagen, keinerlei nachteilige Auswirkung auf das Sperrverhalten der Schid.t. Diese schließt sich innerhalb weniger Minuten. Salzsolc, die bei einem derartigen Vorgang auf die Oberfläche der Abdeckschicht gelangen könnte sinkt aufgrund ihres größeren spezifischen Gewichtes, wie entsprechende Versuche zeigten, innerhalb kurzer Zeit wieder ab.

	(⁰C) und	Tp	5	(g/m' Ga<	30 21	064	2	iho/ü.	abgedeckter	6	Tp	H,()/Ga
		(⁰C)		Kurve			Ölahdeckung	(g/m¹)	Kurve		(⁰O	(g/m¹)
TaVIIe 1	Nicht abgedeckte Sole	-27,8	Wassergehalte	10 mm			Tp	0.01			- 8,4	0.053
Taupunkte	Zeit	- 2.0		Zeit	im Normalzustand) über	(⁰C)	0.01		- 7.4	0.06
Kurve 1:	(min)	+ 7,0		(h)	-30	0.014		- 5.0	0.066
	Ö	+ 27.0	H₂O/Gas	2	-30	0,019	und nicht abgedeckter Sol	- 4.5	0.07
	IO	+ 32.0	(g/m³)	4	-25	0,029		- 1.0	0.09
	40	+ 33	0,012	8	-21	0,04	250 mm (!!abdeckung	¹T 1.0	0.1
60	+ 34	0,09	12	- 16.5	0,075	is Zeil	+ 4.5	0.122
80		0,146	18	- 12	0, i 3	(h)	4- 6,9	0.14
100		0.488	24	- 3	0,165	2	+ 8,5	0,16
120		0,62	48	+ 5	0.2	4	+ 9,0	0.165
		0.66	Il	+ 9.5	0,23	8	+ 9,3	0.17
		0.71	96	+ 12	0,24	12	+ 10	0.18
			120	+ 14	0.26	18	+ 9,9	0.18
			144	+ 15	0.29	24	+ 10,1	0.181
			168	+ 17	0.3	48	+ 1(16	0.182
			192	+ 18		72	+ 10.5	0,182
			216	+ 19		96	+ 10.3	0.182
			240			120	+ 11	0.19
						144	+ 12	0.2
					Hierzu 1 Blatt Zeichnungen	168
						192
					216
				240
			264
		288
		312
	336

Claims

Patentansprüche:

1. Verfahren zum Abdecken des Sumpfes von Kavernen, insbesondere von in Salzstöcken ausgesolten Kavernen, die zur Speicherung von gasförmigen oder flüssigen, nicht wäßrigen Stoffen vorgesehen sind, dadurch gekennzeichnet, daß zum Abdecken ein hochviskoses Rohöl verwendet wird, das nicht mehr als 7% Kohlenwasserstoffe mit bis zu 5 C-Atomen im Molekül enthält und dessen spezifisches Gewicht bei +20⁰C höchstens 1,2 g/cm³ beträgt wobei die Höhe der Rohölschicht über dem Solesumpf mindestens 1 cm beträgt

2. Verfahren nach Anspruch 1, dadurch gekennzeichnet, daß, die Viskosität des Rohöls bei +20⁰C 40 bis 150 Pas, vorzugsweise 50 bis 150 Pas, und bei +80⁰C 0,2 bis I^ Pas, vorzugsweise 0,3 bis 1,0 Pas, beträgt

3. Verfahren nach Anspruch 1 oder 2, dadurch gekennzeichnet, daß der Wassergehalt des Rohöls maximal 0,3% beträgt

4. Verfahren nach den Ansprüchen 2 und 3, dadurch gekennzeichnet, daß die Höhe der Rohölschicht über dem Solesumpf 20 bis 50 cm beträgt