Brevet FR2168942A1 — publié le 19730907

La présente invention a essentiellement pour objet des perfectionnements au stockage de gaz combustible et notamment du gaz naturel en réservoir souterrain en nappe aquifère, et se rapporte en outre à un procédé d'ajustement des caractéristiques du gaz avant sa distribution. Pour assurer un taux d'utilisation élevé du réseau de transport, le stockage souterrain en nappes aquifères qui permet de disposer d'importantes réserves de gaz pour les besoins de pointe et pour la régularisation saisonnière représente dans de nombreux cas la sol ut ion la plus intéressante. La capacité d'un réservoir souterrain est limitée en particulier par la nécessité de conserver en stock en fin d'hiver (période de forte consommation) une quantité importante de gaz dénommée "gaz coussin" afi de maintenir le potentiel de soutirage à un niveau suffisant. Ce gaz coussin constitue donc une immobilisation importante et souvent irrécupérable au moins en partie En outre, du fait de l'existence d'une phase discontinue de gaz dans les zones atteintes par le reflux des eaux au cours du soutirage, le gaz coussin représente un stock au moins équivalent, habituellement, à la quantité de gaz pouvant être extraite annuellement du réservoir. De cette façon il arrive fréquemment que le seul coût de l'immobilisation constituée par le gaz coussin formé de gaz naturel atteigne 50% des investissements nécessaires au stockage. Par ailleurs la distribution du gaz s'effectue souvent, pour une région donnée, en maintenant les caractéristiques de ce dernier (notamment le pouvoir calorifique supérieur P.C.S.) aussi constantes que possible. Du fait de la diversification des sources d'approvisionnement on est amené à ajuster le gaz au voisinage des caractéristiques d'un gaz type avant de le distribuer. Conformément à l'invention, on injecte le gaz combustible (gaz naturel notamment) dans la région centrale haute du réservoir ou stockage, et on injecte un gaz secondaire, tel qu'un gaz neutre, de l'azote, des fumées ou de l'air, dans la région périphérique basse ou moyenne du réservoir. Avantageusement, le gaz secondaire est choisi de façon que sa densité soit supérieure à celle du gaz combustible.Lorsqu'on procède de cette manière, on obtient les avantages suivants - on arrive pratiquement à récupérer une grande partie du gaz combustible injecté, et cela en opérant les soutirages de façon que le gaz coussin et notamment le gaz piégé dans les terrains soient constitués essentiellement par le gaz secondaire; - simultanément, on diminue d'autant les investissements d'immobilisation du gaz combustible noble qui est remplacé pour la plus grande partie, par exemple au moins pour les deux tiers, par du gaz secondaire à faible prix de revient (prix de la compression essentiellement); - on peut également ajuster le pouvoir calorifique supérieur (P.C.S.) du gaz avant sa distribution en mélangeant lors du soutirage du gaz stocké des quantités convenables de gaz combustible noble et de gaz secondaire d'ajustement; ceci est particulièrement intéressant en cas de stockage de gaz naturel dont le P.C.S. est habituellement trop élevé pour les réseaux de distribution; - on limite les conséquences des fuites de gaz combustible dans des stockages peu structurés en jouant sur le fait que la partie basse du stockage reçoit essentiellement le gaz secondaire et que cette stratification subsiste lors du stockage du fait notamment que la densité du gaz secondaire a été choisie supérieure à la densité du gaz combustible noble. Dans le cas où le gaz secondaire contient de l'oxygène (air, fumées par exemple) une disparition partielle de I'oxygène pourrait se réaliser soit par oxydation de certains constituants naturels du milieu (lignites, pyrites, etc...) soit par action bactérienne, soit par adsorption. La présence d'oxygène peut localement provoquer l'inhibition de bactéries anaérobies sulfato-réductrices contenues dans le milieu et responsables dans certains cas de la formation d'hydrogène sulfuré (H2S) produit particulièrement indésirable. L'invention se rapporte également à une installation de stockage de gaz combustible pour la mise en oeuvre du procédé de stockage précité, cette installation étant caractérisée en ce qu'elle comprend une station d'injection sous pression du gaz combustible, une station d'injection sous pression du gaz secondaire, des moyens de soutirage séparés dudit gaz combustible et dudit gaz secondaire et des moyens de mélange et de dosage du gaz combustible et du gaz secondaire soutirés. Le procédé est particulièrement avantageux dans le cas de réservoirs de moyenne profondeur (300 à 500 m) pour lesquels le coût de l'énergie de compression du gaz secondaire est faible. il est également avantageux dans le cas où les caractéristiques hydrauliques de la nappe aquifère sont telles que la variation du volume occupé par le gaz reste faible au cours des cycles et de ce fait limite les possibilités de mélange des deux gaz. L'invention se rapporte en outre à un procédé d'exploitation d'une installation du type précité, ce procédé se caractérisant en ce que lors de la constitution du stockage on injecte d'abord dans la région centrale haute du réservoir le gaz combustible, et après constitution d'un certain volume de stockage du gaz combustible, on injecte ensuite dans la partie moyenne du réservoir où se trouvent les forages intermédiaires, le gaz secondaire sous le gaz combustible, éventuellement en poursuivant l'injection de gaz combustible. L'invention apparaîtra plus clairement à l'aide de la description qui va suivre faite en référence aux dessins annexés illustrant de façon schématique une installation de stockage conforme à l'invention et son procédé d'exploitation. Dans ces dessins, les figures 1 à 5 illustrent une installation de stockage conforme à l'invention et diverses phases d'exploitation de cette installation. De façon à faciliter la lecture des dessins on a fait ressortir en traits plus épais les parties de l'installation mises en oeuvre dans chaque phase d'exploitation considérée. Dans les cinq figures annexées, on a illustré en 10 les terrains supérieurs, en 11 une couche de terrain normalement imprégnée par de l'eau, la couche de terrain 1 1 étant prise en sandwich entre deux couches de terrain 12, 13 imperméables constituées par exemple par de l'argile. En 14, 15 et 16 on a repéré respectivement des forages qui débouchent dans la partie centrale haute du stockage ou réservoir à proximité de la cote supérieure s du stockage, des forages qui débouchent dans le stockage dans la région moyenne d eéservoir à proximité d'une cote moyenne m et des forages qui débouchent dans la partie basse périphérique du réservoir au voisinage de la cote basse b en dessous de laquelle le gaz injecté n'est plus stocké dans la structure. De façon pratique, les forages 14, 15, 16 seront pour partie les forages utilisés pour la reconnaissance de la structure de stockage. En 17 on a représenté une station de traitement du gaz combustible pouvant être injecté dans le stockage par le compresseur 18 ou soutiré par la vanne 19. Suivant la profondeur du stockage et sa position par rapport au réseau d'approvisionnement du réservoir, le compresseur 18 sera ou non Installé. En 20 on a représenté une station de traitement du gaz secondaire pouvant entre injecté dans le stockage par le compresseur 21 ou soutiré du stockage par la vanne 22. En 23 on a représenté une station de livraison au réseau 24 du gaz provenant du mélange du gaz combustible issu de la station 17 par la vanne 25 et du gaz secondaire issu de la station 20 par la vanne 26. La station de livraison peut comprendre un système de régulation automatique d'ajustement du gaz, et éventuellement des compresseurs pour la livraison du gaz au réseau. On se reportera maintenant à la figure 2 dans laquelle on a illustré une première phase de remplissage du stockage souterrain. Le gaz combustible, par exemple du gaz naturel, est injecté par les forages 14 à la partie supérieure centrale du stockage et éventuellement sur toute la hauteur de la couche perméable de stockage. Au fur et à mesure qu'il est injecté dans le stockage, le gaz repousse devant lui l'eau qui imprègne la couche aquifère 11. En 30 on a schématisé l'interface séparant le gaz naturel et l'eau qui a été repoussée. Autrement dit le gaz stocké occupe le volume laissé libre 31 au sein de la couche 11 par le reflux de l'eau. Lorsque le volume de gaz naturel stocké commence à devenir important, l'injection se poursuit en injectant du gaz secondaire par les forages intermédiaires 15 comme montré à la figure 7, préférentiellement dans les niveaux inférieurs de la couche aquifère 11 de stockage grâce à un dispositif d'aveuglement (repéré 41 au dessin mais non décrit). L'injection de gaz combustible peut être poursuivie simultanément selon les conditions. L'eau continue à être refoulée au sein de la couche 11 et l'on a montré en 33 l'interface, séparant au sein des terrains, l'eau refoulée du gaz secondaire injecté dans le stockage. En 32 on a schématisé l'interface séparant le gaz naturel du gaz secondaire. Il est bien entendu qu'un certain mélange des deux gaz se produit à ce niveau. Cependant, compte tenu du mode d'injection, des densités différentes du gaz secondaire et du gaz naturel et du facies géologique (alternance en pâte feuilletée de grès ou de sable et d'argile), une stratification importante subsiste et il y a peu de mélange des deux gaz. Ce phénomène est encore accentué du fait de la présence des terrains poreux formant la couche 11 et s'opposant à un mélange homogène des gaz. Par ailleurs la légère diffusion du gaz secondaire dans le gaz combustible n'est pas préjudiciable au procédé puisque ce dernier sert notamment à ajuster les caractéristiques du gaz à distribuer. On se reportera maintenant à la figure 4 dans laquelle on a figuré une phase ultérieure dans laquelle le stockage debite dans le réseau 24. Dans cette phase d'exploitation il y a soutirage simultané du gaz naturel par les forages 14 et du gaz secondaire par les forages 15 en proportion voulue pour obtenir dans le réseau 24 le gaz de caractéristiques voulues. Ces soutirages sont essentiellement réalisés dans la partie supérieure relative des niveaux aquifères grâce à la mise en place d'un dispositif d'isolement (repéré en 40 mais non décrit ici) des niveaux inférieurs. Durant cette phase, les interfaces 32, 33 se déplacent comme illustré en 32', 33'. Ala figure 5 on a montré une phase ultérieure de récupération correspondant à une fin de cycle de soutirage dans laquelle les interfaces 32', 33' se sont déplacées en 32", 33". Dans cette dernière phase, une grande partie du gaz combustible a été récupéré. Eventuellement, du gaz secondaire peut également être injecté par les forages 15 pour aider à la récupération du gaz combustible. Au cours des périodes de reconstitution du stock, en été, un processus analogue à celui décrit pour la phase de premier remplissage peut être utilisé. Dans tous les cas, lors des phases d'exploitation du réservoir on jouera sur la répartition des différents puits de forage 14, 15 et 16 pour injecter et/ou soutirer des débits plus ou moins importants de gaz naturel et de gaz secondaire dans telle ou telle région géographique du réservoir de façon à obtenir une répartition la plus favorable possible des interface s eau-gaz et des interface s gaz naturel-gaz secondaire. Les puits de contrôle 16 permettront de surveiller d'éventuelles fuites des gaz stockés hors de la structure et dans ce cas, il est à noter, qu'il s'agirait de gaz secondaire et non de gaz combuStible. Bien entendu, l'invention n'est nullement limitée au mode de mise en oeuvre décrit qui n'a été donné qu'à titre d'illustration l'invention comprenant tous les équivalents techniques des moyens décrits ainsi que leurs combinaisons si si celles-ci sont réalisées suivant son esprit et mises en oeuvre dans le cadre des revendications qui suivent. -REVENDICATIONS- 1.- Procédé de stockage de gaz combustible, tel que du gaz naturel notamment, en réservoir souterrain en nappe aquifère, caractérisé en ce qu'on injecte le gaz combustible dans la région centrale haute du réservoir et qu'on injecte un gaz secondaire, tel qu'un gaz neutre,de l'azote, des fumées ou de l'air, dans la région périphérique des puits intermédiaires et dans les niveaux inférieurs. 2.- Procédé de stockage selon la revendication 1, caractérisé en ce que ledit gaz secondaire est choisi de densité supérieure à celle du gaz combustible. 3.- Installation de stockage de gaz combustible, tel que du gaz naturel notamment, pour la mise en oeuvre du procédé selon les revendications 1 o v , caractérisée en ce qu'elle comprend une station d'injection sous pression du gaz combustible, une station d'injection sous pression du gaz secondaire, des moyens de soutirage séparés dudit gaz combustible et dudit gaz secondaire, et des moyens de mélange et de dosage dudit gaz combustible et dudit gaz secondaire soutirés. 4.- Installation de stockage selon la revendication 3, caractérisée en ce que lesdits moyens de soutirage et d'injection du gaz combustible comprennent des forages débouchant dans la partie centrale haute du réservoir, tandis que lesdits moyens de soutirage et d'injection du gaz secondaire comprennent des forages débouchant dans la partie périphérique moyenne de stockage du réservoir et éventuellement sur toute l'épaisseur de là couche. 5.- Procédé d'exploitation d'une installation de stockage selon les revendications 3 ou 4, caractérisé en ce qu4ors de la constitution du stockage on injecte d'abord dans la région centrale haute du réservoir le gaz combustible,et,après constitution d'un certain volume de stockage, on injecte simultanément dans la partie. plus périphérique moyenne du réservoir le gaz secondaire sous le gaz combustible. 6.- Procédé d'exploitation d'une installation de stockage selon la revendication 5, caractérisé en ce que lors de la reprise du gaz combustible stocké on soutire en fin de cycle essentiellement le gaz combustible en laissant le gaz secondaire refluer dans la zone centrale haute du réservoir en chassant devant lui le gaz combustible de sorte que le gaz coussin et notamment celui qui reste piégé dans les terrains sont essentiellement constitués par du gaz secondaire. 7.- Procédé d'exploitation d'une installation de stockage selon les revendications 5 ou 6, caractérisé en ce que pour effectuer les injections de gaz combustible on utilise des forages centraux débouchant dans la partie haute du stockage et éventuellement sur toute la hauteur de la couche de stockage, les soutirages étant plus particulièrement effectués à la partie supérieure de la couche, tandis que pour effectuer les injections et soutirages du gaz secondaire on utilise des forages intermédiaires de reconnaissance du réservoir de stockage, les injections du gaz secondaire étant plus particulièrement effectuées dans la partie inférieure de la couche de stockage et que l'on utilise des puits périphériques débouchant dans la partie basse du stockage pour effectuer le controle du stockage.