Almacenamiento Subterráneo de Gas Natural CASTOR

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Transcripción

Almacenamiento Subterráneo de Gas Natural CASTOR
Almacenamiento
Subterráneo de
Gas Natural
CASTOR
Instalaciones del
almacén CASTOR
Col.legi d’Enginyers Industrials de Catalunya. 20.01.2014
Historia de los AASS
Principios
•
•
•
•
•
Yacimientos agotados de gas próximos a centros de consumo
Cubrir variaciones estacionales
Inyección 200 días, extracción 135 días
1915 Welland, Ontario (Canadá)
1916 Zoar, Buffalo (EEUU)
Evolución
•
Años 30, nueve Almacenamientos subterráneos en EEUU
– Capacidad total 0,5 bcm
•
•
•
Primeros pruebas para almacenamientos en acuífero, años 30
en EEUU
1946 primer AASS en acuífero, Kentucky (EEUU)
1961 primera caverna en sal como AASS, Saint Claire Country,
Michigan (EEUU)
Almacenamiento Subterráneo de Gas Natural
Situación actual en el mundo (1)
PAÍS
Volumen gas útil
(bcm)
Número de
almacenamientos
EEUU
100,80
385
CEI
136,30
46
Alemania
19,10
42
Canadá
14,82
49
Italia
17,45
10
Francia
11,70
15
España
2,12
2
Otros
30,70
57
Total
333,00
606
Fuente: UGS World Data Bank 2006 - International Gas Union (IGU)
Almacenamiento Subterráneo de Gas Natural
Situación actual en el mundo (2)
Fuente: UGS World Data Bank 2006 - International Gas Union (IGU)
Almacenamiento Subterráneo de Gas Natural
Promotor
Escal UGS S.L., Spanish firm participated by:
– ACS 66,67 % (Spanish) (*)
– CLP 33,33 % (Controlled by Dundee Energy of Canada)
(*) After construction and commissioning, once the facilities are operative, ENAGAS (the
Spanish gas transporter), will take half of the ACS participation
Almacenamiento Subterráneo de Gas Natural
Demanda de Gas vs Capacidad AASS
La capacidad de almacenamiento en España es de 21 días de demanda media
(mucho mas baja que la otros países europeos)
La capacidad de extracción en España es MUY limitada (135 días para extraer el
volumen almacenado)
URGENTE NECESIDAD DEL ALMACENAMIENTOS
Almacenamiento Subterráneo de Gas Natural
Tipos de AASS
Clasificación de los almacenamientos
subterráneos por su estructura
geológica:
Yacimientos depletados de gas y petróleo
Acuíferos
Cavernas de sal
Minas abandonadas
Cavernas en roca
Almacenamiento Subterráneo de Gas Natural
Tecnología de los AASS: Principio (1)
¿Qué es un Almacenamiento Subterráneo en
cavernas de sal o roca?
•
Creación de un “hueco” para llenarlo de gas
•
Operación por compresión/expansión
•
Condicionantes geológicos:
9 Profundidad (100-1500 m)
9 Espesor capa almacén
9 Calidad de la sal y % de insolubles
9 Estanqueidad de la capa almacén (minas y cavidades en roca)
•
Otros condicionantes:
9 Suministro de agua dulce y deposición de salmuera
9 Red de distribución
9 Centros de consumo
Almacenamiento Subterráneo de Gas Natural
Tecnología de los AASS: Elementos
de un ASG en caverna
1. Capa de sal (o de roca)
2. Caverna
3. Planta de superficie,
donde se encuentran las
instalaciones lixiviación
4
4. Pozos de explotación
Almacenamiento Subterráneo de Gas Natural
Tipos de AASS: yacimientos
• Alto conocimiento de la
estructura
• Capa de gas (primaria o
secundaria)
• Gas útil/gas colchón: 1:1
• Parámetros operación:
9 Gas útil: 1,5-3 bcm
Demanda estacional
Estratégico
9 Caudal inyección: 10-15 MMm3/día
Comercial (variación
9 Vaciado: 100-150 días
estacional de precios)
9 Caudal extracción 20 MMm3/día
Solucionar problemas
“Take or Pay”
9 Llenado: 100-250 días
Almacenamiento Subterráneo de Gas Natural
Tipos de AASS: cavernas en sal
• Construcción larga
Natural Gas Pipeline
• 10 l agua dulce:1 l sal
disuelta
Surface Plant
Cavern Group
Well Line
• Convergencia
• Parámetros operación:
9 Gas útil:50-80 MMm3/caverna
9 Llenado: 30-60 días
9 Caudal inyección: 2 MMm3/día
9 Vaciado: 18-20 días
9 Caudal extracción: 10-30 MMm3/día
Almacenamiento Subterráneo de Gas Natural
Wells
Roof
Pillar
• Pilares 4 veces el diámetro
Rock-Salt-Formation
• Gas útil/gas colchón: 2:1
Sump
Floor
Cubrir picos de
demanda
Comercial
(trading)
Seguridad de
suministro
Tecnología de los AASS: Operación de
un ASG
Modulación: cubrir
variaciones estacionales
de la demanda
•Inyección: Abril-Octubre
•Extracción: Noviembre-Marzo
Almacenamiento Subterráneo de Gas Natural
Tecnología de los AASS: Principio (1)
¿Qué es un Almacenamiento
Subterráneo en formaciones porosas?
• Formación de un yacimiento de gas artificial
• Condicionantes geológicos:
9 Existencia de una formación porosa y permeable
9 Existencia de un cobertera estanca
9 Existencia de una estructura con una superficie de cierre
9 profundidad que permita una compatibilidad óptima entre
los regímenes de presión en la red de transporte y en el
almacén.
• Otros condicionantes: Proximidad a la Red de transporte y
distribución y centros de consumo
Almacenamiento Subterráneo de Gas Natural
Tecnología de los AASS: Almacén (3)
Conceptos básicos:
Almacén volumétrico
– Prácticamente aislado del
entorno
– Al vaciarse la presión
disminuye
considerablemente
– El caudal de extracción
decrece casi desde el inicio
Almacén “water drive”
– Soportado por el acuífero
inferior
– Al vaciarse la presión
disminuye poco
– Funciona como un “pistón”
– El caudal inicial de
extracción se mantiene
Almacenamiento Subterráneo de Gas Natural
¿Qué es un Almacenamiento
Subterráneo?
Conceptos básicos:
Inyección de gas al
almacén
– Los poros de la roca están
saturados de agua
– El gas desplaza el agua y
la reemplaza parcialmente
Extracción de gas del
almacén
– En la zona de salida parte
del gas queda atrapado
entre los poros (parte del
Gas Colchón)
Almacenamiento Subterráneo de Gas Natural
Valor y Usos de los AASS
Ley 34/98, 35 días
Interrupción suministro
Flexibilidad
Ahorro en
transporte
Seguridad de
suministro (reservas
estratégicas)
Crisis internacionales
Optimización
técnico-económica
Optimización del Sistema
(transporte/transmisión)
Almacenamientos
Subterráneos
Optimización
comercial
Exportación
Estacional (ciclo largo)
Ajuste de la demanda
(estacional, diaria)
Semanal, diaria (ciclo
corto)
Pico demanda invierno
Ajuste interanual
Almacenamiento Subterráneo de Gas Natural
Optimizar producción
Control de precios
Mercado spot
Almacenamientos Subterráneos en
España
CASTOR vs Almacenamientos existentes (Gaviota y Serrablo)
Capacidad de almacenamiento
Vehiculación
3
Mm
1.800
1.600
Capacidad de
3
Mm /día
30
Serrablo
Serrablo Gaviota Castor
Gaviota
Castor
25
1 .7 0 2
1.400
1.200
1 .3 0 0
1.000
20
200
600
400
420
879
600
680
800
15
25,0
10
5
8,0
3,9
0
4,5
6,8
5,7
0
Gas Colchón
Gas Trabajo
Almacenamiento Subterráneo de Gas Natural
Inyección
Extracción
Conclusiones
El proyecto Castor es un almacén de gas natural, no una
regasificadora
Los almacenamientos subterráneos de gas natural son
instalaciones del sistema de transporte gasista y constituyen
básicamente elementos de SEGURIDAD de suministro y
regulación
Las instalaciones del almacenamiento CASTOR constituyen un
sistema cerrado, al estar conectadas mediante gasoducto a la
Red Nacional de Transporte de gas
En el caso de CASTOR el almacén se encuentra a 1800 m de
profundidad y a 22 km de la costa. La función de la planta de
tierra no es almacenar gas sino ser una instalación de paso del
gas desde el gasoducto general al almacén subterráneo y
viceversa
El gas en todo momento se encuentra en forma gaseosa
Los más de 600 almacenes subterráneos en el mundo son
instalaciones integradas en su entorno (generalmente rural)
Almacenamiento Subterráneo de Gas Natural
Almacenamiento Subterráneo de Gas Natural
Almacenamiento Subterráneo de Gas Natural
Situación de Castor: Sistema Gasista Español
Medgaz
Castor
Almacenamiento Subterráneo de Gas Natural
Proyecto CASTOR
RNG
Gasoducto
conexión a RNG
Gasoducto conexión
instalaciones ON/OFF
Planta de Operaciones
(Onshore)
Esquema general de instalaciones.
Almacenamiento Subterráneo de Gas Natural
Plataforma Marina
(Offshore)
CASTOR – Situación de la Concesión
Concesión
Castor
Almacenamiento Subterráneo de Gas Natural
Análogo Estructura CASTOR
En Castor: 5 km
Almacenamiento Subterráneo de Gas Natural
CASTOR UGS – Imagen del almacén
• Red/yellow @ 1800 m (bmsl):
known OWC after drilling Castor1 well (first UGS well)
• Yellow/green @ 1860 m (bmsl)
• Green/blue @ 1940 m (bmsl):
original OWC
Almacenamiento Subterráneo de Gas Natural
Reprocesado Sísmica 3D de 1983
Sondeo Castor-1
Velocidades
1983 reproc.
2005
Profundidad
Mejora sustancial de la definición de
reflectores en 2005
Almacenamiento Subterráneo de Gas Natural
Estructura Castor
Almacenamiento Subterráneo de Gas Natural
Yacimiento con empuje de agua
GAS
Almacenamiento Subterráneo de Gas Natural
Almacenamiento Subterráneo de Gas Natural
Mecanismo Producción: campo Amposta
Petróleo
OOWC
Agua
Petróleo
Agua
OWC1
Almacenamiento Subterráneo de Gas Natural
30
Historia de Producción: campo Amposta
–
El campo, operado por un consorcio liderado por la Shell, produjo 56 Mbbls de
crudo entre 1973 y 1988.
–
Se produjo de forma continua hasta 1979 y de forma discontinua hasta el
abandono.
Amposta
Production
Profile
PerfilField
Producción
Amposta
Campo
Amposta
– Perfil
de
Production
45.000
P = 70 psi
40.000
35.000
BBL/DIA
30.000
25.000
20.000
2650
Producción de crudo: 56 MMbbls
Producción de agua: 0,22%
2600
2550
OWC original: 1940 m (TVD)
OWC al abandono: 1750 m (TVD)
Water drive
2500
2450
15.000
2400
10.000
5.000
en
e73
ju
n7
no 3
v73
ab
r7
se 4
p74
fe
b75
ju
l- 7
di 5
cm 75
ay
-7
6
oc
t -7
m 6
ar
-7
ag 7
o7
en 7
e78
ju
n7
no 8
v78
ab
r7
se 9
p79
fe
b80
ju
l- 8
di 0
cm 80
ay
-8
oc 1
t -8
m 1
ar
-8
ag 2
o8
en 2
e83
ju
n8
no 3
v83
ab
r8
se 4
p84
fe
b85
ju
l- 8
di 5
cm 85
ay
-8
6
oc
t -8
m 6
ar
-8
ag 7
o8
en 7
e88
ju
n8
no 8
v88
0
Almacenamiento Subterráneo de Gas Natural
2350
2300
P (psi)
Max.
2700
Wells
Plataforma en el mar:
Almacenamiento Subterráneo de Gas Natural
Well Architecture
Casing Program:
• 24”: Driven in batch mode
• 18 5/8”/22” OH: Surface casing to 500 m
• 13 3/8”/16” OH: Intermediate casing (to
cover the Ebro Formation
• 9 5/8”/12 ¼” OH: Production casing to
cover the seal formation to approx.
above the reservoir CRITICAL
• 7” liner/8 ½” OH: Reservoir section.
Slotted liner at bottom, in front of the
permeable zones.
Almacenamiento Subterráneo de Gas Natural
Sondeo Castor-1
Resultados del sondeo
Castor-1:
Comienzo: 12 de diciembre de 2004
Finalización: 24 de enero de 2005
Duración: 44 días (incluidas pruebas)
Resultados:
9 Techo almacén : 1715 m TVD
(bnm), 7 m por encima de la
posición más alta perforada por la
Shell (AMB7)
9 Columna saturada de petróleo. Gas
natural libre en el techo de la
estructura, entre 1712-15 m
(Amposta Chalk)
9 Se probó el sondeo a un caudal
restringido de 2,807 bopd con una
caída de presión de 3 psi y sin
agua (segregación por gravedad)
9 Cavernas abiertas (“drilling break”)
9 Alta movilidad fluidos: 50.000 m3 de agua
de mar inyectados en 15 días sin presión en
cabeza (sin resistencia al desplazamiento
dentro de la formación almacén)
Almacenamiento Subterráneo de Gas Natural
Proyecto CASTOR
Esquema general de instalaciones:
Plataforma
Planta Operaciones
60 m
Gasoducto
(22 km mar + 8 km tierra)
Pozos
Almacén
1.750 m
Almacenamiento Subterráneo de Gas Natural
Proyecto CASTOR
• Almacenamiento subterráneo CASTOR. Características principales:
¾ Gas útil: 1,3 bcm (hasta el contacto original P/A)
¾ Gas colchón: 0,6 bcm (hasta el 50% recuperable a caudales
menores)
¾ Ratio gas de trabajo/gas de colchón: próxima a 2:1
¾ Capacidad de extracción: 25 MMm3/día x 8 pozos previstos
(3 MMm3/día x pozo )
¾ Capacidad de inyección: 8 MMm3/día
• YACIMIENTO DE PETRÓLEO AGOTADO (antiguo campo AMPOSTA,
explotado por la compañía SHELL en los 70 y 80).
• OFFSHORE, situado a 21 km de la costa y con una lámina de agua de
60 m.
Almacenamiento Subterráneo de Gas Natural
Mecanismo de producción
Conceptos básicos:
Almacén “water drive”
– Soportado por el acuífero inferior
activo
– Al vaciarse la presión disminuye
poco
– Funciona como un “pistón”
– El caudal inicial de extracción se
mantiene
Almacenamiento Subterráneo de Gas Natural
37
Principios Generales
Actividad del acuífero:
Inyección de gas
Extracción de gas
Acuífero
Acuífero
(Actividad)
(Actividad)
Almacenamiento Subterráneo de Gas Natural
38
Proyecto CASTOR
Plataformas en el mar:
Plataforma
de
Proceso
Plataform
ade Pozos
Almacenamiento Subterráneo de Gas Natural
Proyecto CASTOR
Esquema de proceso durante la inyección del gas:
Almacenamiento Subterráneo de Gas Natural
Proyecto CASTOR
Esquema de proceso durante la extracción del gas:
Almacenamiento Subterráneo de Gas Natural
Sellos Críticos – Test de Fugas (LOT)
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39
40
41
Alcanar Marino A-1
Alfaques-1
Barcelona B-1
Barcelona Marino A-1
Barcelona Marino D-1
Cabriel B-2A
Calella Marina B-1A
Céfalo 1-bis
Delta D-1
Delta D-3
Delta E-1
Delta E-2
Delta E-3
Golfo de Valencia D-1
Grumete C-1X
Grumete F-1X
Ibiza Marino AN-1
Montanazo A-1
Montanazo A-2
Montanazo C-2
Peñíscola-1
Pulpo-1
Rosas 3-1
Rosas 3-2
Rosas 3-3
Rosas 3-3
Salmonete 1A
San Carlos III-2
San Carlos III-3
Sargo-1
Tarragona B-1
Tarragona C-1
Tarragona C-2
Tarragona D-2
Tarragona E-8
Tarragona F-2
Tiburón 1/1A
Torreblanca-1
Torreblanca-1
Valencia 3-1
Castor-1
LOT
Presión
máxima
Resultado
(bar)
620
NF
411
NF
NF
236
NF
180
NF
260
NF
211
NF
NF
440
NF
NF
379
NF
367
FP
378
F
296
NF
322
NF
328
NF
280
NF
211
NF
289
NF
377
NF
497
NF
528
NF
130
F
238
NF
162
NF
177
NF
596
NF
314
NF
265
NF
501
NF
210
NF
142
NF
142
NF
168
NF
467
F
598
NF
160
NF
246
NF
235
NF
165
NF
291
NF
12.25" Casing LOT/FIT
CASTOR-1
Volume
Pumped
bbl
0,25
0,50
0,75
1,00
1,25
1,50
1,75
2,00
2,25
2,50
2,75
3,00
3,25
3,50
3,75
4,00
Applied Surface Pressure
Test 1
+1 min
psi
psi
0
125
200
275
350
475
575
650
750
850
950
1050
1125
1225
1325
1375
Shoe Depth TVD
Shoe Depth MD
Test Mud Weight
Leak Off Pressure
Volume Pumped
Volume Returned
Maximum Pressure
1669,15
1722,43
9,90
1325
4,00
3,75
1375
m
m
lb/gal
psi
bbl
bbl
psi
LOT/FIT EMW
14,55
lb/gal
1400
1300
1200
1100
1000
Applied Surface Pressure (psi)
Sondeo
Techo
Profundidad
Mesozoico
(m)
(m)
3536
3430
2879
2802
2780
2450
2357
2135
1169
983
2246
2190
1573
1565
3336
3156
3029
2735
3321
3230
2796
2616
2440
2444
2403
2422
2771
1829
2438
2286
2504
2492
2373
2003
2334
1440
3126
1792
2666
2566
3420
3385
3423
3103
1363
960
2817
1282
2112
1156
2112
1160
3833
3767
2902
2568
1820
1468
3424
3415
1512
1378
1044
1034
852
865
1550
1142
2443
2283
3392
3144
1578
1087
1726
1720
1726
1723
1207
1041
1746
1670
900
800
700
600
500
400
300
200
Test Pressure
Comments
100
0
0,00
Pressure after 1 minute
1,00
2,00
3,00
4,00
5,00
6,00
7,00
8,00
9,00
10,00
Volume Pumped (bbl)
CALCULOS
Profundidad vertical TVD (RKB)
Densidad agua
EMW (densidad equivalente)
Presión max. de formación
1669,15 m
8,34523 ppg
14,55 ppg
291,07 bar
Algunos de los LOT con fugas fueron realizados dentro
del almacén (Delta E-2 y Delta E-3)
Almacenamiento Subterráneo de Gas Natural
42
Sellos Críticos – Test de Fugas (LOT)
Resultados del sondeo Castor-1: Test de fugas en la cobertera
Datos de LOT en el área del Golfo de Valencia - Golfo de Rosas
(La mayoría de los LOT realizados en las formaciones del Terciario Basal)
0
500
142
130
142160
165180
168
162
177
1000
Profundidad (m)
• P. Máx. dinámica
operación: 212 bar
LÍNEA DE SEGURIDAD
(sin fugas por debajo
de esta línea)
210
211
211
1500
1720
LÍNEA DE
CERTIDUMBRE
(presiones máximas
alcanzadas sin fuga)
238
265
235
246
291
289
296
280
236 260
Techo Alm acén en Castor-1
2000
322
328
314
2500
467
378
367
377
379
411
440
3000
528
497
501
3500
• P. fractura cobertera:
253-322 bar
• Margen de seguridad:
41 –110 bar
CALCULOS
Profundidad vertical TVD (RKB)
Densidad agua
EMW (densidad equivalente)
598
Presión max. de formación
620
1669,15 m
8,34523 ppg
14,55 ppg
291,07 bar
596
4000
0
100
200
253
300
322
400
500
600
700
Presión Máxima del LOT (bar)
Almacenamiento Subterráneo de Gas Natural
43
Resultados estudio geomecánico
De acuerdo a los modelos realizados, la presión de poro en el almacén podría
incrementarse hasta los 229 bar (49 bar por encima de la presión inicial) sin reactivar
ninguna falla.
Almacenamiento Subterráneo de Gas Natural
44
Proyecto CASTOR
Plataforma en el mar:
Pozos de
monitorización en
almacén
Almacenamiento Subterráneo de Gas Natural
45
Sondeos de observación. Instrumentación
Medidores de P y Tª:
intermedio y final
POB
OBN, OBS
16 gauges
(2x8)
10 gauges
(2x5)
Cable: protección y
refuerzo
Salidas en al Árbol de Navidad
Distribución medidores P
y Tª
Portacable e
instrumentación
(doble e individual)
Salidas gráficas, pantallas monitores
Sistema de monitorización permanente de P y Tª SureSENS175
Almacenamiento Subterráneo de Gas Natural
46
Contacto gas/líquido
Almacenamiento Subterráneo de Gas Natural
47
Conclusiones
1. El desplazamiento del agua por el gas no requiere apenas
sobrepresión
2. La sobrepresión (con respecto a la presión hidrostática) a
techo del almacén es únicamente debida a la diferencia de
densidades de fluidos
3. Tras los sismos registrados, y dado que se monitoriza
continuamente el nivel de llenado, NO hay fuga de gas
Almacenamiento Subterráneo de Gas Natural
48
2. Sismicidad
Almacenamiento Subterráneo de Gas Natural
49
Mapas de peligrosidad sísmica
Almacenamiento Subterráneo de Gas Natural
50
Sismos sentidos en España
en los últimos 15 días
Almacenamiento Subterráneo de Gas Natural
51
Sismicidad histórica
• Un área de 100 x 100 km
centrado en Castor
100
80
60
40
20
0
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
Numero total de sismos
• Hay 7.2 sismos al año
52
Secuencia de main-shocks (Valencia)
• 21 de septiembre de 2003 frente a Valencia
• Dos eventos M 4.3 y M 4.2 en media hora
• Intensidad máxima:
IV
Almacenamiento Subterráneo de Gas Natural
53
Secuencia de Valencia 2003
Número de eventos >1.3 por día
Secuencia main shock - aftershocks
20
18
16
14
12
10
8
6
4
2
0
0
1
2
3
4
5
6
Días desde el evento principal
Almacenamiento Subterráneo de Gas Natural
54
Sismicidad
• 516 eventos entre el 5 de septiembre y el 23 de
octubre
• La sismicidad comienza tras el inicio de la inyección
de gas en el almacén
• Magnitud máxima de los eventos: Mw 4.2
• Intensidad máxima: III
Almacenamiento Subterráneo de Gas Natural
55
Campo de esfuerzos
Schindler et al. (1998)
Almacenamiento Subterráneo de Gas Natural
56
Mecanismos focales
Localizaciones del IGN
Solución en diciembre de 2013
Solución en enero de 2014
58
Energía
• Momento sísmico cumulativo (energía liberada por los
sismos):
Mo= 1.46 ·1016 N m
• Energía aportada al sistema por la inyección de gas Trabajo de la
fuerza que ejerce el gas sobre el encajante calculado independientemente
(1) a partir de la energía interna del yacimiento y (2) a partir de la
combustión de fuel gas en la turbina:
Mo(g) ≤ 2 ·1013 N m
Mo = Mo(g) · 103
59
Sismicidad anticipada (Teoría)
Eaportada << E liberada
(103 veces menor)
Las fallas estaban muy cerca de la
ruptura antes de la inyección
= Sismicidad Anticipada
60
Longitud de la Falla Amposta
Perfil sísmico 780-030
61
Datos geofísicos de la Falla Amposta
62
Geometría de la Falla Amposta
• Sísmica 3D Shell
(1983)
• Sísmica 3D ECAL
(2005)
• Numerosos
estudios 2D
Almacenamiento Subterráneo de Gas Natural
63
Geometría de la Falla Amposta
Bloque 3D de
ESCAL
Almacenamiento Subterráneo de Gas Natural
Almacenamiento Subterráneo de Gas Natural
65
Magnitud e Intensidad
Magnitud - es una medida del tamaño del terremoto. Es
un indicador de la energía que ha liberado.
Intensidad - es una medida del tamaño del terremoto
basada en los efectos que produce (sobre las
personas, los objetos, las construcciones y el terreno).
La intensidad es distinta en cada lugar ya que varía con
la distancia al foco del terremoto.
Lo importante es por tanto la intensidad
Almacenamiento Subterráneo de Gas Natural
66
Magnitud e Intensidad
Perea (2006)
Almacenamiento Subterráneo de Gas Natural
67
Tasa de inyección
Volumen de gas en la estructura (MMm3)
____ Volúmen de gas
C1
____ Número de pozos
C5
Profundidad mTVD-SS
C2
C3
C6
C8
Situación actual GWC @ 1800 m TVD
C7
C4
Rango de operación
Número de pozos en la burbuja de gas
Almacenamiento Subterráneo de Gas Natural
Las profundidades de
pozos corresponden a
las de pérdidas totales
68
Rampas de presión
1)
4)
3)
2)
2)
3)
1)
4)
69
Conclusiones
• Debido a la geometría del almacén, las rampas de presión más
fuertes ya han sido superadas.
• La inyección de gas de Castor no aumenta el potencial sísmico de
la zona.
• El potencial sísmico que indica el QAFI, y que ha generado alarma
social, no está soportado por observaciones reales, y por tanto no
está justificado.
• Las observaciones de todos los datos disponibles, realizadas por
ESCAL, indican que la falla es mucho menor y por lo tanto también
lo es su potencial.
Almacenamiento Subterráneo de Gas Natural
70
Onshore Operations Plant View
Onshore Operations Plant. General view of the facilities
Almacenamiento Subterráneo de Gas Natural
Pilotes PUQ
Almacenamiento Subterráneo de Gas Natural
WHP – Descarga de los pilotes
WHP piles unloading
Almacenamiento Subterráneo de Gas Natural
WHP – Izado de los pilotes
Almacenamiento Subterráneo de Gas Natural
WHP Piles
Almacenamiento Subterráneo de Gas Natural
WHP Pile Driving
WHP Pile driving
Almacenamiento Subterráneo de Gas Natural
Drilling rig positioning
Almacenamiento Subterráneo de Gas Natural
Drilling rig in place
Almacenamiento Subterráneo de Gas Natural
Pipeline Installation (Landfall)
Landfall – Microtunnel
Almacenamiento Subterráneo de Gas Natural
Micro-tunnel casing
Pipeline Installation (Landfall)
TBM – Detail of the cutting structure
Landfall – Tunnel Boring Machine TBM
Almacenamiento Subterráneo de Gas Natural
Pipeline Installation (Offshore)
Pipe loading at Castellón Port
Pipeline laying (S-355 stinger)
S-355 vessel
Almacenamiento Subterráneo de Gas Natural
PUQ Platform
WHP/PUG Bridge
Jacket
Almacenamiento Subterráneo de Gas Natural
PUQ Platform
Almacenamiento Subterráneo de Gas Natural
PUQ Top Sides
Almacenamiento Subterráneo de Gas Natural
Instalación Topsides PUQ
Almacenamiento Subterráneo de Gas Natural
Almacenamiento Subterráneo de Gas Natural
CURVA DE AVANCE
CURVA DE AVANCE DEL PROYECTO
100%
90%
80%
70%
50%
40%
Avance Programado
30%
20%
Avance Real
10%
0%
en
e-0
9
feb
-09
ma
r-0
9
ab
r-0
9
ma
y-0
9
jun
-09
jul
-09
ag
o-0
9
se
p-0
9
oc
t-0
9
no
v-0
9
dic
-09
en
e-1
0
feb
-10
ma
r-1
0
ab
r-1
0
ma
y-1
0
jun
-10
jul
-10
ag
o-1
0
se
p-1
0
oc
t-1
0
no
v-1
0
dic
-10
en
e-1
1
feb
-11
ma
r-1
1
ab
r-1
1
ma
y-1
1
jun
-11
jul
-11
ag
o-1
1
se
p-1
1
oc
t-1
1
no
v-1
1
dic
-11
en
e-1
2
feb
-12
ma
r-1
2
ab
r-1
2
ma
y-1
2
jun
-12
Progreso (%)
60%
ene09
feb09
mar09
abr- may- junago- sepjul-09
09
09
09
09
09
oct09
nov09
dic09
ene10
feb10
mar10
abr- may- junago- sepjul-10
10
10
10
10
10
oct10
nov10
dic10
ene11
feb11
mar11
abr- may- junago- sepjul-11
11
11
11
11
11
oct11
nov11
dic11
ene12
feb12
mar12
abr- may- jun12
12
12
Avance Programado 0,00 0,10 0,88 1,85 2,78 4,13 5,47 7,62 11,04 14,65 18,32 21,93 24,96 27,65 30,28 32,61 35,18 37,55 40,37 42,84 45,38 48,17 51,02 54,59 58,09 61,15 64,32 67,42 70,71 73,91 77,31 80,82 84,46 87,72 92,15 95,20 97,86 98,95 99,75 99,93 100,0 100,0
Avance Real
0,00 0,13 1,03 2,10 3,14 4,40 5,53 7,26 9,57 13,07 17,50 19,74 22,49 24,96 29,52 32,56 35,18 37,13 40,25 42,77 44,97 47,87 50,35 54,15 57,37 60,58 63,26 66,19 69,48 73,05 76,64 79,20 83,75 87,38 91,29 94,72 96,29 98,01 99,04 99,25 99,51 100,0
Almacenamiento Subterráneo de Gas Natural
•
Actualización presupuesto en Diciembre 2007:
1.163 M€
Con ingeniería: 12 pozos, separación de líquidos y secado en mar, dos etapas de compresión, la segunda etapa en mar,
reinyección de líquidos en mar, unidad de endulzamiento, nuevo emplazamiento en tierra 6 km alejado del anterior y con
una superficie 3 veces mayor)
•
Presupuesto final revisado Julio 2010:
1.272,9 M€
•
RD 1383/2011 (Cap de Inversión reconocible):
1.272,9 M€
•
Cierre auditado de inversiones a 5/7/2012:
1.259,5 M€
Almacenamiento Subterráneo de Gas Natural

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