Brevet FR2483897A1 — publié le 19811211

L'invention concerne un procédé de couverture des puisards dans les cavernes, notamment dans les grottes constituées dans les dômes de sel, exploités par dissolution, en vue du stockage de produits gazeux, voire de produits liquides non aqueux. On connaît le principe selon lequel on crée par le procédé dit de dissolution et en fonction du volume disponible, des cavernes dans les dépôts salins souterrains découverts par forage en y injectant de l'eau et en évacuant ensuite la saumure ainsi obtenue. De telles cavernes artificielles réalisées à des profondeurs variant entre 500m et 2000m sont d'ores et déjà utilisées pour le stockage de certaines catégories de gaz et de liquides, notamment pour le stockage des gaz naturels et des produits pétroliers. Toutefois, lorsqu'il s'agit de cavernes salines qui sont situées dans les profondeurs indiquées et qui ne sont reliées à la surface qu'à tra- vers les puits de forage, il est pratiquement impossible d'évacuer entière- ment la saumure qui s'est formée au moment de la création de la caverne. Il y subsistera donc inévitablement un dép8t salin aqueux, appelé puisard, au fond de la caverne. Or, dans le cas oh l'on stocke des produits qui sont conservés dans la caverne sous une forme entièrement ou même partiellement gazeuse, tels que le gaz naturel ou un gaz liquide, notamment des mélanges de pro- pane et de butane, l'humidité contenue dans le puisard, voire la vapeur d'eau, se mélange à la phase aqueuse du fluide stocké, ce qui représente un grave inconvénient. En effet et compte tenu de la durée du stockage et des tempé- ratures et pressions qui règnent dans la caverne et qui sont essentiellement fonction de la profondeur-sous terre de celle-ci, il peut arriver que la phase gazeuse des produits stockés se trouve saturée de vapeur d'eau. Par ailleurs, on sait que le fluide ainsi, stocké est appelé un jour ou l'autre à être évacué pour être dirigé sur le consommateur, par l'inter- médiaire de canalisations sous haute pression. Pour ce faire, il importe que le fluide ne présente qu'une faible teneur en vapeur d'eau et que son point. de rosée se situe de préférence en-dessous de 00C. A l'heure actuelle, ces conditions ne sont réunies que grâce à d'importantes installations de séchage fort onéreuses, installées à la sortie des cavernes de stockage. De nombreux essais entrepris au cours des dernières années ten- daient à couvrir la saumure résiduelle de la caverne d'une couche étanche, en vue d'empêcher la diffusion de la vapeur d'eau dans l'espace gazeux voi- sin. Or, la liste des exigences auxquelles doit répondre une telle couche est fort longue. En effet, elle ne doit pas être uniquement imperméable à la va- peur d'eau, mais elle doit, de plus, résister aux conditions ambiantes très dures des cavernes et offrir une longue durée de vie chimique. Elle doit, par ailleurs, opposer des qualités dites "autocicatrisantes" aux chutes de pierres et autres éboulis, courants dans les cavernes. De nombreuses propositions ont certes été faites en vue d'empê- cher la diffusion de la vapeur d'eau dans les fluides gazeux stockés dans les cavernes. En effet, la demande allemande publiée sous le numéro 2 539 720 propose de couvrir le puisard d'une couche d'isolation, voire de séparation, constituée de bitumes. La demande allemande mise à l'inspection publique sous le numéro 2 346 740 par contre propose l'emploi de la résine synthétique au polyuréthane, alors que la demande allemande publiée sous le numéro 2 416 591 préconise, dans le même but, l'emploi d'un produit polymérisant ou non polymérisant, ou d'un mélange approprié des deux. Or, jusqu'à présent, l'on ne dispose d'aucun renseignement sur les résultats acquis par ces produits "de couverture". Un certain nombre d'essais entrepris dans ce domaine a fait appa- raitre qu'une couche de bitumes, épaisse de 25cm, n'assurait pas l'étan- chéité voulue à la vapeur d'eau. Il est à supposer également que les polymères utilisés pour la couverture des puisards ne pourront résister ni aux conditions climatiques extrêmes telles que les pressions proches de 300 bars et les températures de près de 750C, ni aux attaques chimiques et surtout hydrauliques intenses qui règnent dans ces profondeurs. Par ailleurs, ces mêmes polymères ne sont pas des produits autocicatrisants. Il incombe à la présente invention d'empêcher la diffusion dans le produit stocké de la vapeur d'eau dégagée par la saumure, c'est-à-dire d'as- surer la couverture du puisard, étanche à l'eau et notamment à la vapeur d'eau, à l'aide d'un produit qui soit en même temps insensible aux accidents mécaniques. Le problème ainsi posé est résolu à l'aide d'unpétrole brut à grande viscosité, ne contenant pas plus de 7 % d'hydrocarbures révélant un maximum de 5 atomes de C par molécule et dont le poids spécifique à la température de 20'C ne dépasse pas 1, 2g/cm et en ce que l'épaisseur de la couche de pétrole brut couvrant le puisard atteint lcm au moins et 20 à cm de préférence. La viscosité est exprimée en unités SI, c'est-à-dire en (Pa. s) pascal-seconde (1 Pa. s = 1 Ns/m? 1 kg/ms). On a pu constater, contre toute attente, qu'un tel pétrole brut se prêtait tout particulièrement à l'usage préconisé par la présente invention. L'avantage de la grande viscosité réside dans le fait qu'elle em- pêche pratiquement que les écoulements, c'est-à-dire les courants- de gaz qui se produisent au moment du remplissage ou lors des prélèvements du produit stocké, n'agissent sur la couverture pétrolière. Par ailleurs, la plage de la viscosité est choisie en fonction d'une expérimentation et de ma- nière qu'elle puisse pénétrer également dans les fissures des parois salines. Ainsi et grâce au mouillage, c'est-à-dire grâce à l'adhérence parfaite du pétrole brut sur les parois salines même humides, on obtient une excellente étanchéité périphérique. La faible teneur'en hydrocarbures très volatils dans le pétrole brut empêche pratiquement l'échange de composants entre le produit stocké et la couverture pétrolière. Un pétrole brut d'une telle composition est appelé aussi huile minérale (géologiquement) vieillie du fait que, depuis sa consti- tution dans son site naturel, elle s'est séparée de ses constituants volatils et a ainsi subi certains processus de vieillissement. Comme l'ont démontré les recherches de la Demanderesse, un tel pétrole brut, même en contact prolongé avec des hydrocarbures très volatils ou gazeux, tels que le méthane et le butane, n'absorbe aucun des composants de ces produits ni ne dégage des composants propres en direction de ceux-ci et, quoi qu'il en soit, pas en quantités telles que la composition chimique de ces produits stockés puisse être sensiblement modifiée. Le poids spécifique du pétrole brut est très inférieur à celui de la solution saline saturée à recouvrir, ce qui fait que le pétrole brut surnage dans tous les cas. Pour limiter au maximum la diffusion de l'eau ou de la vapeur d'eau à travers la couche de pétrole brut, diffusion qui est déjà très réduite par la haute viscosité de ce dernier, il s'est avéré nécessaire de définir une épaisseur minimale de la couche de ce pétrole brut. L'épaisseur de cette couche est essentiellement fonction de la température au fond de la caverne, température qui dépend d'ailleurs de la profondeur, c'est-à-dire de la situa- tion géothermique de la caverne. L'efficacité de la "couverture" qui a été expérimentée dans un appareil à haute pression, a permis de simuler, en tous points, les condi- tions de pression, de température et de mouillage des parois salines de la caverne. La figure 1 ainsi que le tableau 1 renseignent sur les essais réa- lisé.s sous une pression de 100 bars et une température de 50'C dans l'en- ceinte d'essai. La courbe 1 de la figure 1 reflète l'absorption, dans le temps, de la vapeur d'eau par un gaz naturel (point de rosée - 20C), enfermé dans le compartiment approprié de l'appareil d'essai dans lequel se trouvait une solution saline saturée. Cette courbe 1 fait apparaître qu'en l'absence d'un revêtement quelconque de la saumure, le gaz s'est trouvé saturé de vapeur d'eau en moins de 2 heures. Les courbes 2 et 3 présentent le comportement du gaz, séparé de la saumure, par une couche de pétrole brut de respectivement 1 et 25cm d'épaisseur. Il apparaît en effet qu'au cours d'une période plus ou moins longue, la teneur en vapeur d'eau s'accroît et se rapproche d'une ma- nière asymptotique d'une valeur finale qui toutefois reste très nettement inférieure à la valeur de saturation et qui est nettement plus faible en pré- sence d'une couverture de 25cm qu'en présence d'une couverture de 1 cm seulement. L'allure des courbes de la figure 1 reflète les données du tableau 1 qui renseignent sur l'évolution, dans le temps, de l'absorption de la va- peur d'eau par le gaz (H20/gaz) exprimée en g/m et du point de rosée cor- respondant exprimée en 'C. La plage horaire relative à la courbe 1 est graduée en minutes, alors que la plage horaire appliquée aux courbes 2 et 3, c'est-à-dire aux mesures effectuées en présence d'une couverture de pétrole brut, est graduée en heures. Les processus de mesure de la teneur en vapeur d'eau et du point de rosée ont été amorcés, pour les deux dernières séries, deux heures après le remplissage de l'appareil expérimental. Pour les besoins de l'expérience, la teneur initiale des gaz en vapeur d'eau avait été fixée comme suit: 0, 0 1 g/n3pour l'expérience avec une couverture de pétrole brutde lOmr et 0, 053 g/m3 pour l'expérience avec une couverture de pétrole brut de 250mm. Le report des valeurs expérimentales ainsi obtenues sur les con- ditions réelles existant dans les cavernes de stockage exploitées commercia- lement appelle les remarques suivantes. Le rapport de la surface du puisard, au volume de stockage, est immensément plus grand dans un appareil de laboratoire que dans une grotte ou dans une caverne. Les valeurs de mesure obtenues ou indiquées ne s'ap- pliquent donc pas directement à ce lieu de stockage naturel. Elles peuvent toutefois être utilisées pour calculer la diffusion de la vapeur d'eau, par unité de surface, au-dessus d'une saumure libre et au-dessus des saumures recouvertes de couches de pétrole brut, d'épaisseurs différentes. Sous une pression de 100 bars, cette diffusion atteint les valeurs suivantes - puisard libre....................................... 9,77 g/mr. h - - puisard sous une couche de pétrole brut de lOmm 0, 0464 g/m. h -puisard sous une couche de pétrole brut de Z5Omm 0, 0091 _g/m2. h Ces valeurs ont été calculées à partir de la teneur en vapeur d'eau des gaz et ce après une heure dans le cas de la saumure libre et après 200 heures dans le cas de la saumure couverte d'une couche de pétrole brut. Ces chiffres montrent que la diffusion de la vapeur d'eau, à tra- vers une couche de pétrole brut de 250mm, représente à peine le millième de la diffusion mesurée au-dessus d'une saumure libre. Dans une caverne de stockage de dimensions courantes, c'est-à- dire dans une caverne de 250. 000 à 350. OOOm au-dessus d'un puisard, d'une surface de 900 à 1. 100m, le point de rosée d'un gaz, stocké pendant unan sous une pression de 70 bars, se modifierait comme suit - puisard librede -. d C à + 380C 2483897' - puisard-sous une couche de pétrole brut de lOmm.......... de -80C - 60C - puisard sous une couche de pétrole brut de Z50mm.................. de 8 C à 7 C Les variations du point de rosée des gaz stockés sur un puisard recouvert d'une couche de pétrole brut sont apparemment si minimes qu'une telle caverne de stockage aménagée et conçue conformément à l'invention n'a plus à être équipée d'installations cotteuses et énergivores utilisées jusqu'alors pour le séchage des gaz avant de les diriger sur le consommateur. Il est apparu également qu'une telle couverture de pétrole brut, mise en place conformément à l'invention, a un excellent comportement "autocicatrisant". Les pierres qui se détachent du sommet de la caverne et qui traversent la couverture de 250mm par exemple ne perturbent en rien l'étanchéité de la couche qui se referme facilement après quelques minutes seulement. L'étude expérimentale a montré également que la saumure qui, à l'occasion d'un tel phénomène, pourrait être projetée à la surface de la couche de protection, retombe très peu de temps après et sous l'effet de son poids spécifique plus élevé dans sa mare d'origine. T A B L E A U 1 Points de rosée ( C) l10 bar et 50OC et teneur en eau (_/r de gaz en situ' ouveat e au- aessus d'un Duisard J Courbe 1 Courbe 2 Courbe 3 Pulsard couvert parlO nn Puisard couvert par Puisardocouvert de petrole brut. 250 mn de petrole brut Temps temér. H2 0/gaz tpér H20/gz Teps temnSr.20O/gaz (min) (C) (g/n) (h) ( C) g/m) (h) () (g/m) 0 - 27,80,012 2 -30 0,01 2 - 8,4 0,053 - 2,0 0,09 4 30 0,01 4 - 7,4 0,06 ; + 7,0 0,146 8 -25 0,014 8 - 5,0 0,066 + 27,00,488 12 - 21 0,019 12 - 4,5 0,07 + 32,00,62 18 - 16,50,029 18 - 1,0 0,09 + 33 0,66 24 -12 0,04 24 + 1,00,1 + 34 0,71 48 - 3. 0,075 48 + 4,50,122 72 + 5 0,13 72 +6,9 0,14 96 + 9,50,165 96 + 8,50,16 + 12 0,2 120 + 9,0 0,165 144 + 14 0,23 144 + 9,3 0,17 168 + 15 0,24 168 + 10 0,18 192 + 17.0,26 192 + 9,9 0,18 216 + 18 0,29 216 + 10,10,181 240 + 19 0,3 240 + 10,60,182 264 + 10,50,182 288 + 10,30,182 312 + 11 0,19 336 + 12 0,2 - nLInonP1x REVENDICATIONS 1 - Procédé de couverture des puisards dans les cavernes, notam- ment dans les grottes constituées dans les dômes de sel, exploités par dis- solution, en vue du stockage de produits gazeux, voire de produits liquides non aqueux, caractérisé en ce que la couverture est constituée de pétrole brut à grande viscosité, ne contenant pas plus de 7 % d'hydrocarbures ré- vélant un maximum de 5 atomes de C par molécule et dont le poids spéci- fique à la température de 20OC ne dépasse pas 1,2g/cm et en ce que l'épais- seur de la couche de pétrole brut couvrant le puisard atteint 1cm au moins et ZO à 50cm de préférence. 2 - Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que la viscosité du pétrole brut se situe entre 40 et 150 Pa. s. et de préférence entre 50 et 150 Pa. s. à la température de 200C et entre 0, 2 et 1, 2 Pa. s. et de préférence entre 0, 3 et 1, 0 Pa. s. à la température de 800C. 3 - Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 ou 2, caractérisé en ce que la teneur en eau du pétrole brut ne dépasse pas 0, 3 %.