فورمت فایل:word(قابل ویرایش) تعداد24صحفه
تاریخچه
اولین آزمایش جهت ذخیره کردن گاز در جهان درمیدان گازی Ontario در کانادا در سال 1915 انجام شد. ولی اولین تاسیسات ذخیره گاز در مخازن زیر زمینی در زواره آمریکا و در سال 1916 آن هم در یک مخزن تخلیه شده ساخته شد. این مخزن قدیمی ترین مخزن ذخیره گاز در جهان می باشد. امروزه 637 تاسیسات ذخیره ای در مخازن تخلیه شده در جهان وجود دارد. سفره های آبی جهت ذخیره سازی گاز
؟؟؟؟؟؟؟؟؟؟؟؟؟؟؟/
برای اولین بار در سال 1926 در Kentacky در آمریکا ساخته شد تا کنون تعداد 176 تاسیسات ذخیره ای سفره آب در جهان وجود دارد که بیشتر آنها در آمریکا و اتحاد جماهیر شوروی سابق و فرانسه می باشد نیاز به منابع ذخیره ای از کشوری به کشور دیگر مختلف است و این به وضعیت انرژی و منابع گاز و مسافت بین مراکز تولید و نواحی مصرف و همچنین دبی گاز در واحد های مصرف بستگی دارد.
حجم کاز موثر در حال استفاده ( Working Gas) در جهان از سال 1970 تقریباً سه برابر شده است. در دهه 1980 تاسیسات ذخیره ای گاز به سرعت در اروپا توسعه پیدا نمود و حجم گاز موثر از 11 میلیارد متر مکعب در سال 1980 به 53 میلیارد درسال 1997 رسید. سوال این است نیاز ما در آینده به منابع ذخیره ای چه مقدار می باشد؟ پروژه های انجام گرفته در جهان مقدار گاز موثر در حال استفاده اضافی را بیش از 100 میلیارد متر مکعب فراهم می کند. در سال 2015 تقاضای گاز مصرفی در جهان به 3400 میلیارد متر مکعب می رسد، در نتیجه گاز طبیعی 25% انرژی مصرفی در جهان به حساب می آید. در حال حاضر ظرفیت منابع ذخیره ای معادل با 11% مصرف جهان می باش و برای افزایش این مقدار می بایست ظرفیت گاز موثر را به 120 میلیارد متر مکعب رساند.
انواع مخازن زیر زمینی ذخیره سازی گاز طبیعی
به طور کلی چهار روش برای ذخیره سازی گاز طبیعی در فضاهای زیر زمینی وجود دارد:
الف) ذخیره سازی در مخازن هیدروکربنی تخلیه شده .
ب) ذخیره سازی در سفره های آب زیر زمینی.
ج) ذخیره سازی در مغار های درون نمک.
د) ذخیره سازی در سازه های زیر زمینی و معادن متروکه.
روشهای الف و ب به عنوان ذخیره سازی در محیط های متخلخل و روشهای ج و د به عنوان روشهای ذخیره سازی در حفریات مصنوعی زیر زمینی شناخته می شود.
گنبد نمکی
بطور کلی بر جستگیهایی که توسط نمک به علت حرکاتو بالا آمدن آن ایجاد می گردد. گنبد نمکی ( Saltdom) نامیده می شود. بدیهی است اشکال خارجی تمامی گنبدهای نمکی یکسان و یک شکل نبوده و بستگی به سنگهای پوششی آن و میزان فشار درونی آن دارد. به عبارت دیگر گنبد نمکی عبارت است از ساختمان زمین شناسی گنبدی شکلی که هسته آن از نمک تشکیل شده است.
ساخت های گنبدی در نتیجه نیروهای قائم که از پایین به بالا اثر می کنند تشکیل می شوند. ا مهمترین این ساختارها می توان به گنبدهای نمکی اشاره کرد. در شکل زیر تشکیل گنبد نمکی با اعمال فشار از تشکیل زیرین لایه نمک نشان داده شده است.
این گنبد ها بر اثر ناپایداری ثقلی لایه های با چگالی کمتر( نمک یا سایر مواد تبخیری ) که توسط سنگهای چگالتر پوشیده شده است، به وجود می آید. به دلیل وجود مخازن نفتی ، منابع سولفیدی پتاس آهن و نمک دارای ارزش اقتصادی هستند.
اجزای گنبدهای نمکی:
هر گنبد نمکی شامل یک هسته مرکزی است که از نمک تشکیل شده و بخشی که اطراف هسته مرکزی را احاطه می کند و از سنگهای رسوبی محلی تشکیل می گردد که معمولا از رسوبات نمکی هسته مرکزی جوان تر است.
در بیشتر گنبدهای نمکی ، سطح فوقانی بوسیله طبقات رسوبی پوشیده شده و تشکیل پوششی را می دهد که به آن پوش سنگ می گویند. در بعضی از گنبدهای نمکی، ضخامت پوش سنگ به چند صد متر می رسد و بعضی از گنبدهای نمکی نیز فاقد پوس سنگ است . مثلاً گنبد نمکی قم که در شمال ارتفاعات زنگار منطقه قم قرار دارد، فاقدپوس سنگ است. پوش سنگها معمولاً از سنگهای آهکی ، ژیپس و انیدریت تشکیل می شود. در بعضی موارد پوش سنگ حاوی ذخایری از مواد گوگردی است.
شکل گنبد نمکی:
از نظر جکسون و تالبوت( 1986) ، ساختمانهای نمکی ممکن است به صورت تاقدیس نمکی (Salt anticlines) بالشهای نمکی ( Salt pillows) ، برجستگیهای تیغه مانند نمکی ، امواج نمکی ، استوکهای نمکی ، و غیره باشد. شکل گنبد نمکی متغیر است . دیواره بسیاری از گنبدهای نمکی دارای شیب زیاد در حدود 80 تا 90 درجه به طرف خارج است.
گنبد های نمکی متقارن، کمیاب و اغلب گنبدها نامتقارن و شیب دیواره ها در جهت مختلف متفاوت است. مقطع بیشتر گنبدهای نمکی نزدیک به دایره و در بعضی از گنبدها بیضی شکل است. گسترش افقی گنبدها سیار متغیر و اغلب چندین کیلو متر است. درزیر اشکال متنوعی از گنبد نمکی تصویر شده است.
انواع گنبدهای نمکی از نظر عمق سطح فوقانی
گنبدهای نمکی کم عمق:
معمولاً سطح فوقانی این گنبد ها از سطح زمین کمتر از یک کیلومتر است. مانند گنبدهای نمکی ایران
گنبد نمکی دارای عمق متوسط:
سطح فوقانی آنها بین یک یا 5/1 کیلومتر سطح زمین قرار دارد.
گنبد های نمکی عمیق:
فاصله آنها از سطح زمین از 5/1 کیلومتر متجاوز است . اطلاعات از حفاری ها نشان می دهد که بعضی از گنبد های نمکی در اعماق بیش از 3000 متر از سطح دریا توسعه دارد.
اشکال مختلف گنبدهای نمکی ( Salt dom) یا ( Diapirifolds)
گنبد های نمکی متقارن:
کمیاب تر بوده و شیب انها در طرفین تقریباً مساوی است.
گنبد های نمکی نامتقارن:
این گنبدها فراوان تر بوده و شیب دامنه اطراف آن نامساوی است. شکل کانی مقطع عرضی گنبدهای نمکی بیشتر دایره و در برخی از انها بیضی شکل است و گسترش آن در روی زمین از 500 متر تا 8 کیلومتر ( در آمریکا) و در شمال شرقی دریای خزر بین 5 تا 12 کیلومتر گزارش شده است. اشکال مختلف گنبدهای نمکی(Salt dom ) در شکل نشان داده شده است.
ذخیره سازی گاز در گنبدهای نمکی :
با ایجاد حفره های در داخل توده ها و یا گنبد های نمک در اعماق زمین می توان مخازن مناسبی برای ذخیره سازی مواد نفتی و از جمله گاز طبیعی به وجود آورد.
ایجاد حفره های نمکی معمولاً بوسیله شستشوی نمک با آب درداخل توده نمکی انجام می پذیرد . در این روش با حفره چاههایی با عمق مناسب و از پیش تعیین شده و نصب ؟؟؟؟؟؟؟/ خانه تزریق آب و سایر تجهیزات ضروری آب را از درون یک لوله دو جداره که در داخل چاه تعبیه شده به پایین هدایت می نمایند تا در آن نقطه به تدریج نمک شسته شدهو محلول آب نمک از طریق جداره دیگر ب سطح زمین جریان پیدا کرده و به محل مناسبی انتقال یابد. عمل شستشوی نمک به دو طریق مستقیم و معکوس همانطور که در اشکال نشان داده شده است انجام پذیر می باشد. حین عمل شستشوی نمک با تغییر عمق انتهایی پایینی لوله آب ورودی در چاه میزان تزریق آب و انتخاب روش مستقیم و یا معکوس شکل حفره
ایجاد شده را مرتباً تحت کنترل قرار می دهند. در تمامی مدت شستشوی نمک با آب سطح بالایی آب نمک درون حفره را با یک مایع پتویی( Blank Liquid) مانند مواد نفتی سنگین( نفت و گاز و ....) پوشش می دهند تا سنگ نمک سقف مخزن ایجاد شده در آب حل نشده و شکل خود را حفظ نماید.
میزان آب تازه مورد نیاز برای شستوشی نمک تابع چند عامل است نظیر درجه شوری آن و مدت اجرای پروژه . در صورتی که مدت اجرای پروژه کوتاه و حجم مخزن مورد نظر بزرگ باشد. به همان نسبت مقدار آب مورد نیاز افزایش می یابد.
امتیاز بزرگی که مخازن حفره ای نسبت به انواع متخلخل دارند این است که فارغ از اشکالات و مسائلی که معمولاً در مورد مخازن نوع اخیر مطرح است می توان مقدار زیادی گاز را در یک زمان و یا در اختیار داشتن تعداد محدودی چاه به داخل حفره تزریق و همان طور به هنگام تولید حجم زیادی گاز را استخراج و به شبکه انتقال گاز کشور تزریق نمود.
مخازن نفت و گاز تخلیه شده
ذخیره سازی در میدان های هیدروکربنی تخلیه شده یکی ازبهترین و اقتصادی ترین روشها است زیرا یک مخزن هیدروکربنی قبلاً خود به عنوان محل تجمع مواد هیدروکربنی عمل می کرده است.
اولین ذخیره سازی گاز با این روش درسال 1915 با تزریق گازدر یک میدان گازی تلخلیه شده در ولاتد کانتی کانادا صورت گرفت. دومین تزریق برای ذخیره سازی گاز در سال 1916 در میدان نفتی زوار آمریکا در جنوب بوفالوانجام شد و در سومین مورد در سال 1919 در میدان کنتاکی صورت پذیرفت و تا سال 1930 مقدار کل گاز ذخیره شده در آمریکا با این روش به m3108× 16/2 رسید.
در حال حاضر بیش از 637 مخزن ذخیره سازی گاز در جهان از نوع مخازن تخلیه شده هیدروکربنی است. تاقدیس سراجه که در جنوب شرقی تاقدیس البرز قرار دارد یک مخزن گازی تخلیه شده است. این تاقدیس دارای 28 کیلو متر طول و حدود 5 تا 6 کیلو متر عرض می باشد و ساختمان تقریباً متقارن است. دانستن چگونگی ذخیره سازی گاز احتیاج به شناختن چند عامل مهم دارد که عبارتند از :
1) خواص مواد جامد سازنده مخزن.
2) تصویر وکیفیت ساختاری و هندسی مخزن.
3) خواص سیالات مخزن
4) شرایط ترمودینامیکی مخزن( دما و فشار)
5) شرایطی که نوع فعالیت به مخزن تحمیل می کند( نوع تزریق و استحصال و....)چ
مواد جامد سازنده مخزن
در یک بیان کلی هر نوع سنگ که دارای در صد روزنه دارای بیش از پنج درصد باشد به عنوان سنگ مخزن شناخته می شود، اما در اینجا منظور سنگی است که در ان نفت و گاز نیز یافت شود. سنگهای مخزن عمدتاً شامل سنگهای رسوبی می باشد. بیشتر سنگهای مخزن از ماسه سنگها، سنگهای آهکی و سنگهای دولومیتی هستند، اما گاهی شیل و اسلیت و در موارد بسیار نادر برخی از سنگهای آذرین نیز بصورت سنگ مخزن عمل کرده اند.
روزنه داری در سنگهای رسوبی یا ناشی از محیط رسوبگذاری می باشد و یا ناشی از تحولات ثانویه به خصوص انحلال است. این امر را بویژه در سنگهای آهکی می توان ملاحظه نمود. به این دلیل سنگهای آهکی دانه ای از جمله سنگهای مخزن بسیار مفید محسوب می شوند. سنگهای آهکی همانند سازندآسماری
که بطور ثانوی شکسته شده اند. نیز مکانی بسیار مناسب جهت تجمع و ذیخره سازی هیدرو کربنها محسوب می شوند.
کیفیت ساختاری مخزن
برای به دست آوردن ساختاری هندسی مخزن و کیفیت آن از عملیات ژئوفیزیکی استفاده می کنند. در این راستا داده های به دست آمده از عملیات حفاری نیز مورد استفاده قرار می گیرند. داده های بدست آمده پس از پردازش برای رسم نقشه های مختلف از مخزن که کاربردهای متفاوت دارد و مورد استفاده قرار می گیرد. برای هر چاه نیز مقاطع چینه شناسی رسم می شود و در نهایت با مقایسه و تکمیل گزارش زمین شناسی و زمین ساخت منطقه کیفیت ساختاری مخزن نیز مشخص می گردد.
مخازن آب زیر زمینی:
سفره های آب زیر زمینی نواحی متخلخل و آبداری هستند که بستر ناتراوا درند. گاهی این نواحی توسط یک لایه نفوذپذیر نیز پوشیده می شود که این حالت در سفره های تحت فشار دیده می شود. در این سفره ها فشار مخازن بیش از فشار جو است به گونه ای که گاه دراثر حفرچاه ، آب فوران می کندو سفره آبهای سطحی در رسوبات ناپیوسته تشکیل می شوند. در اعماق بیشتر سفره آبها در سنگهای متخلخل وبه ویژه شکافدار ایجاد می شوند.
در صورتی که روزنه داری وتراوایی سنگ مخزن مناسب باشدو پوشش مخزن نیز از نظر نفوذ ناپذیر بودن ، از کیفیت خوبی برخوردار باشد، یا تزریق گاز به داخل چنین سفره هایی می توان آنها را به مخزن ذخیره سازی گاز تبدیل نمود و این امر به واسطه عم قرار گاز از آنها امکان پذیر است.
در این گونه ذخیره سازی ها امکان رویداد دو حالت وجود دارد ، در حالت اول با تزریق گاز و بالا رفتن فشار آب از لایه تراوا تخلیه شده و جای آن را گاز پر می کند و در حالت دوم گاز داخل آب حل می شود و تنها فضاهای خالی را پر می کند و فشرده می گردد. در این حالت فشار مخزن به شدت افزایش می یابد شکل مقطع فرضی یک سفره آب زیر زمینی تحت فشار را برای ذخیره سازی گاز طبیعی نشان می دهد . در این حالت برای ذخیره سازی گاز در درجه اول باید ساختمان به گونه ای باشد که گاز را بتوان در آن جمع آوری نمود. در درجه دوم وجد یک لایه متخلخل با تراوایی مناسب ضروری است و در نهایت کل مخزن باید توسط یک لایه نفوذپذیر با ضخامت مناسب پوشیده باشد.
عمق قرارگیری سفره آب باید به حدی باشد که وزن مواد دوباره با افزایش فشار گاز و در نتیجه افزایش فشار مخزن مقابله کند. به طور معمول این عمق بیش از 300 متر می باشد. و بالاخره شرایط مخزن باید به گونه ای باشد که با تزریق گاز به داخل محیط و افزایش فشار به تدریج مایع از محیط رانده شود.
گامهای اساسی برای مکان یابی و توسعه مخازن ذخیره سازی در سفره های آب زیر زمینی به صورت خلاصه در زیر آمده است.
1- مطالعه داده های زمین شناسی شامل، نقشه های زمین شناسی و دیگر اطلاعات مربوط به مطالعه مورد بررسی.
2- مشاهده معادن و رودخانه ها.
3- مطالعه داده های چاهها مخصوصاً چاههای عمیق برای روستاها و مراکز صنعتی.
4- انجام مطالعات ژئوفیزیکی در چاههای خشک.
5- مغزه گیری و تهیه ستون زمین شناسی.
6- حفاری یک چاه عمیق در ناحیه مورد نظر مطالعه مغزه ها و نمودارگیری.
7- انجام مطالعات روزنه داری و تراوایی سنجی به صورتهای آزمایشگاهی و برجا.
8- مطالعه دقیق سنگ پوشاننده مخزن.
9- حفر چاههای عمیق تر برای توسعه نقشه های ساختاری کم عمق.
10- ارتباط دادن آزمایش های پمپاژ به قابلیت تراوایی بر جای مخزن و قابلیت حرکت آب در سنگ پوشاندن مخزن.
11- بهینه سازی مطالعات امکان سنجی.
12- به دست آوردن موافقت مسئولان محیط زیست برای انجام پروژه.
شرایط لازم جهت ذخیره سازی گاز در سفره های آبده (Aquifers)
شرایط لازم جهت آنکه بتوان از یک آبده جهت ذخیره سازی استفاده کرد عبارتند از :
- ارتفاع کافی به منظور داشتن حجم سازند کافی
- تخلخل کافی به منظور داشتن حجم سازند کافی
- نفوذپذیری کافی به منظور داشتن حداقل میزان جریان
داشتن سنگ پوش مخزن ( Cap Rock) مناسب جهت جلوگیری از مهاجرت گاز.
سازه های زیر زمینی و معادن متروکه
علاوه بر مغارهای درون نمک مخازن نفت و گاز تخلیه شده و سفره های آب زیر زمینی از سازه های زیر زمینی و معادن متروکه نیز می توان برای ذخیره سازی گاز استفاده نمود. البته در مورد استفاده از معادن متروکه موفقیتهای جندانی حاصل نشده است. اما استفاده از سازه های زیر زمینی رئو به افزایش است.
سازه های درون سنگ سخت به صورت اتاق و پایه برای ذخیره سازی گاز مایع (LNG) ، مورد استفاده قرار می گیرد. برای پایین آوردن هزینه ها تا حد امکان باید مغارها را نزدیک سطح زمین حفر نمو. سازه باید در مقابل نشت گاز مقاومت کند و فشار هیدرولیکی در عمق انتخاب شده باید بیشتر از فشار ذخیره سازی باشد.
برای ذخیره سازی های کوچک می توان از معادن متروکه استفاده نمود اما در حالتی که ظرفیت ذخیره سازی بالا است باید از سازه های جدید استفاده کرد.
چگونگی طراحی و ساخت سازه های زیر زمینی وابسته به شرایط زمین و امکانات موجود می باشد. طراحی سازه های زیر زمینی وابسته به خواص ژئومکانیکی سنگها و شکل و عمق سازه است. از آنجا که فضاهای زیر زمینی به لحاظ ابعاد و شکل، کاربرد و هدف ، شرایط زمین شناسی و زمین ساخت و موقت با دایم کردن آنها در طیف وسیعی از شرایط و عوامل مؤثر قرار دارند. مبحث گسترده ای را در دانشهای ژئوتکنیک و مکانیک سنگ تشکیل می دهند.
فرایند ذخیره سازی گاز در سازه های زیر زمینی باید از نظر ایمنی و اقتصادی توجیه گردد. گاز باید در فشاری کمتر از فشار بحرانی ذخیره سازی شود. اگر از آب زیر زمینی طبیعی برای جلوگیری از نشت گاز استفاده می شود ، مغار یا سازه باید در سیطح ایستایی قرار گیرد.
( معیارهای طراحی مخازن UGS )
رفتار گاز در مخزن
قبل از هر چیز می بایست رفتار گاز در مخزن، کاملاً شناخته شود. برای این امر می بایست مشخصات فیزیکی مخزن از قبیل مساحت، ارتفاع، نفوذ پذیری مطلق و نیبی ، تخلخل مؤثر و خواص ترشوندگی مخزن توسط نمودار گیری چاه آزمایی و روشهای لرزه نگاری به خوبی شناسایی شود . همچنین می بایست تغییرات ظرفیت ذخیره گاز در مخزن نسبت به فشار مخزن به صورت شکل و محاسبات موازنه جرمکاملاً شناخته شود.
انتخاب روشهای گوناگون ذخیره سازی در اعماق زمین در هر کشور به ساختار ژئولوژیک موجود در آن کشور بستگی دارد.Tekو Katz سه هدف اولیه را در طراحی و عملکرد یک مخزن ذخیره گاز بیان کردند.
1- اطمینان از ذخیره سازی
2- اسکان بر حسب مهاجرت گاز در مخزن
3- اطمینان از قابلیت تولید گاز از چاهها
بر طبق این نظریات مخازن گازی حجمی تخلیه شده کاندید خوبی برای ذخیره سازی گاز می باسد.
اطمینان از عدم نشت گاز از مخزن
یکی از خطرات احتمالی گاز در مخازن زیر زمینی نشت گاز از مخزن و نفوذ آن به درون سفره های آب شیرین زیر زمینی است. در اثر افزایش حجم گاز تزریقی و به دنبال آن افزایش فشار مخزن احتمال فرار گاز از طریق لوله جداری (سیمانکاری ناقص ) یا از شکافهای ایجاد شده در سنگ پوشش وجود دارد. تعدادی از پروژه های UGS به علت مهاجرت گاز و آلوده کردن سفره آب زیر زمینی متوقف شده اند. بنابراین قبل از تزریق گاز به درون مخزن می بایست حداکثر فشار قابل تحمل مخزن تعیین گردد. لذا می بایست استحکام سنگ پوشش با استفاده از روشهای لرزه نگاری و آزمایشهای مکانیک سنگ تعیین گردد. پس از محاسبه فشار تحمل سنگ مخزن و سنگ پوشش باید توجه شود تا میانگین فشار مخزن حتی برای مدت کوتاهی از 90% این فشار بیشتر نشود. بنابراین برای کسب مجوز حفر چاه و تزریق گاز در مخزن لازم است ابتدا با استفاده از نمودار گیری موقعیت دقیق عمیق ترین سفره آب زیر زمینی را مشخص کرده و گزارشی کامل از مجموعه آزمایش های انجام شده بر روی لوله های جداری و وضعیت سیمان پشت لوله جداری ارائه شود.
در مخازن تخلیه شده این نمودارها و اطلاعاعت کما بیش در دسترس است ولی در مورد مخازن آبی این اطلاعات از چاه حفر شده برای تزریق به دست می آید که این امر یکی از محدودیت های ذخیره گاز در مخازن آبی می باشد.
اطمینان از تحویل دهی
قبل از اجرای یک پروژه ذخیره گاز و صرف هزینه برای احداث تجهیزات سطحی و متراکم کردن گاز باید از توانایی تولید مخزن در مواقع حداکثر مصرف اطمینان حاصل شود. چرا که هزینه های فاز تزریق می بایست با درآمد حاصل از فروش گاز در مواقع افزایش قیمت و تقاضا متعادل گردد.
مسئله مهم دیگر در هنگام تولید مشکل آب همراه است که موجب مشکلات زیر می شود:
1- افت فشار در لوله ها
2- خوردگی قسمتهای فلزی
3- تشکیل ذرات یخ در مسیر
4- نیاز به تجهیزنم زدایی پیچیده
لذا این امر یکی دیگر از محدودیت های ذخیره گاز در مخازن زیر زمینی آبی می باشد در حالی که در مخازن گاز تخلیه شده مشکل آب همراه وجود نداشته و تا حد زیادی از قابلیت تولید مخزن در هنگام تحویل دهی اطمینان وجود دارد.
لذا ذخیره گاز در مخازن زیرزمینی آب در صورتی مقرون به صرفه می باشد که از یک طرف بازار مناسب در هنگام تولید وجود داشته و از طرف دیگر مخزن گاز تخلیه شده در منطقه وجود داشته نداشته باشد.
فرآیندها در ذخیره سازی گاز طبیعی
در ذخیره سازی گاز طبیعی فرآیندهای زیر انجام می پذیرد:
تزریق
بخشی از گاز طبیعی در خطوط لوله اصلی انتقال در مواقعی که میزان مصارف کمتر از تولید است بوسیله یک انشعاب به محل مخزن منتقل می گردد و پس از فیلتراسیون و اندازه گیری و افزایش فشار آن در کمپرسورهای تزریق توسط شبکه توزیع به سر چاهها منتقل و به داخل مخزن تزریق می گردد. میزان تزریق به هر چاه بسته به شرایط و قابلیت نفوذ و پذیرش سنگ مخزن متغیر می باشد.
از آنجا که مدت طولانی از سال میزان نمصراف گاز پیین تراز میانگین مصرف سالانه می باشد ودر نتیجه فرصت نسبتاً زیادی برای ذخیره سازی در یک سال وجود دارد کمپرسور خانه تزریق در طراحی پروژه های ذخیره سازی نسبتاً کم محاسبه می گرد ند.
تولید:
به تناسب گاز دهی هر چاه ومیران مورد نیاز در ماههای سرد سال و یا در هر زمان دیگری که تولید از میادین گازی کشور نسبت به مصرف کاهش می یابد، گاز ذخیره شده در مخازن زیر زمینی تولید و بعد از فیلتر اسیون از ذرات معلق به واحد پالایش هدایت می شود.
پالایش
گاز پس از اینکه به مخزن تزریق گردید بسته به نوع مخزن به موادی نظیر هیدروکربورهای نفتی مایع و یا سنگین و آب ( در صورت ذخیره سازی در مخازن تخلیه شده نفت و یا گاز ) ، آب ( در مورد مخازن عمیق آب ، aquifer و حفره های نمکی ) آغشته می گردد. این امر موجب می گردد که گاز پس از تولید از مخزن، از این ناخالصی ها تصفیه گردد و سپس به شبکه انتقال گاز کشور وارد شود.
در صورت استفاده از مخازن تخلیه شده ضروریست مایعات همراه فیلتراسیون، اصلاح نقطه شبنم هیدروکربوری و آب بر روی گاز تولید انجام شود در حالیکه در مورد مخازن از نوع سفره آب عمیق و حفره های نمکی تنها رطوبت زدایی با سیستم گلایکول کفایت می نماید. در مورد برخی از مخازن ممکن است گاز تزریق شده به مخزن به مواد گوگردی نیز آغشته گردد که در این صورت فرآیند جذب این مواد معمولاً در بستر های جاذب ضرورت خواهد یافت. شکل زیر به اختصار فرایندهای مربوط به ذخیره سازی گاز طبیعی را ناسان می دهد.
اصطلاحات مرسوم در طراحی مخازن UGS
ظرفیت کلی ذخیره گاز (Total gas Capacity)
حداکثر حجم گازی که با توجه به ویژگی های فیزیکی مخازن و تجهیزات سر چاهی و به طور کلی خصوصیات پروژه می توان در مخزن ذیخره کرد لذا این کمیت برای یک مخزن مشخص با توجه به تجهیزات آن ثابت می باشد.
کل گاز در مخزن
این کمیت حجم گاز موجود در مخزن در یک زمان مشخص می باشد که در طول مدت پروژه متغیر می باشد.
گاز پایه
مقدار حجمی از گاز که باید به صورت دائمی در مخزن موجود باشد تا حداقل فشار لازم برای یفرایند را تامین کند. در واقع این مقدار گاز نقش ؟؟؟؟؟؟/ را در مخزن بازی می کند.
ظرفیت گاز کاری :
این کمیت معرف ظرفیت کلی ذخیره گاز در مخزن منهای حجم گاز پایه می باشد با توجه به ویژگیهای مخزن و تجهیزات موجود ثابت می باشد.
گاز کاری
گاز کاری برابر است با حجم گاز موجود در مخزن منهای حجم گاز پایه به عبارت دیگر معرف مقدار گاز موجود برای استخراج و مصرف می باشد که در طول دوران پروژه متغیر می باشد. در شکل که به صورت شماتیک ذخیره گاز در یک مخزن آبی نشان می دهد تفاوت گاز کاری و گاز پایه نشان داده شده است.
قابلیت تحویل دهی
مقدار گازی که در هنگام تولید در هر روز می توان از مخزن استخراج نمود. مسلم است که با استخراج گاز از مخزن این کمیت به علت کاهش فشار مخزن کاهش می یابد.
طراحی و عملکرد نمونه هایی از پروژه های UGS
پروژه Diadema در آرژانتین
Pedro Santistevan ,Juan Jonse Rodriguez دو زمین شناس شرکت Respol – YPF در سال 2001 مطالعاتی بر روی میدان Diadema در آرژانتین انجام دادند. هدف از این مطالعه تبدیل مخزن تخلیه شده Banca Varde به مخزن ذخیره ای گاز در منطقه Patagonia می باشد. در آررژانتین مخازن UGS با وجود تقاضای بالای مصرف در زمستان و همچنین فاصله بسیار دور میادین گازی به مراکز مصرف توسعه نیافته بود. در حقیقت این پروژه اولین مخزن ذخیره گاز زیر زمینی درآرژانتین درنزدیکی شهر Comodoro Rivadavia جهت تامین نیاز گاز مصرفی در زمستان می باشد. تزریق و تولید در این میدان از سال 2001 آغاز گردید.
در سال 1992 کمپانی Gas Del Estado آزمایش تزریق گاز را بر ری میدان انجام داد به کمک 4 چاه تزریق و 5 چاه مشاهده ای، 25 میلیوخن متر مکعب گاز با دبی 400 تا 600 متر مکعب در روز به مخزن تزریق گردید فشار سر چاهی در این حالت 25 تا 30 bar بود. این عملیات به دلیل پایین بودن فشار مخزن بدون کمپرسوررانجام گرفت. در ادامه آزمایشات بهره دهی جهت تأیید توانایی مخزن تحت شرایط گازی
مختلف انجام گرفت . نتایج نشان می دهد که مخزن دارای خواص پتروفیزکی مناسب می باشد و توانایی مخزن جهت ذخیره سازی را تایید می کند.
میدان Diadema در 40 کیلومتر شمال غربی شهر Comodora قرار دارد. مخزن ؟؟؟؟؟؟؟؟؟؟؟//// یک مخزن تخلیه شده گازی با ضخامت 15 متر و درارتفاع 650 متری از سطح زمین قرار دارد و فشار اولیه مخزن بین 25 تا 28 بار می باشد. مخزن این میدان ماسه سنگ و تخلخل ما بین 25 تا 3 و نفوذ پذیری بالای2 دارسی می باشد.
تسهیلات موجود شامل خط لوله انتقال گاز 11 و 12 اینچی بطول 1/7 کیلو متر و متناسب با شرایط عملیاتی بالای 65 bar می باشد و تسهیلات جدید شامل 5 چاه اضافی جهت تزریق گاز با ظرفیت 300 هزار متر مکعب در روز برای هر چاه و فشار 26 بار می باشد. و همچنین تسهیالت جهت تولید از مخزن که شامل کمپرسوری با قدرت 2000 است بخار و تفکیک گر گاز و مایع و واحد اب زدایی می باشد.
جهت تعریف سیکل های تزریق و تولید جندین سناریودر مدل تعریف شد که بهترین آن در حالتی است که بیشترین دبی تزریقی معادل 400 تا 600 هزار متر مکعت در روز بوده، در سال اول تزریق به فشاری معادل با 21 بار می رسیم و گاز ذخیره شده در این حالت برابر 70 میلیون متر مکعب می رسد که این برای 40% تولید در زمستان برنامه شده است. این سیکل پس از دو دوره تابستان و زمستان به صورت یکنواخت وثابت می ماند و حداکثر فشار مخزن به 22 بار می رسد. حجم کل ذخیره 114 میلیون متر مکعب ، حجم موثر گاز قابل استفاده 72 میلیون متر مکعب و حجم گاز 40 میلیون متر مکعب می رسد.
پروژه Donegal در پنسیلوانیای آمریکا
Robert Keenan , John V. MeCallister در سال 2001 مطالعاتی را بر روی مخزن گاز ذخیره شده Donegal در آمریکا انجام دادند . هدف از این مطالعه بکار بردن روش جدیدی از حفاری افقی تحت عنوان حفاری به کمک دستگاه لوله مغزی سیار در حالت زیر تعادلی جهت بهبود تولید از چاه می باشد.
میدان Donegal یک میدان تخلیه شده گازی می باشد که از سال 1907 تا دهه 1940 توسعه یافته ودر سال 1941 تبدیل به یک مخزن ذخیره ای زیرزمینی جهت تامین نیاز مصرفی گردید. توید رایج از میدان 190 میلیون فوت مکعب در روز می باشد و میدان دارای 112 چاه ذخیره ای و 5 چاه مشاهده ای می باشد. ظرفیت ذخیره 5/9 میلیارد فوت مکعب و ظرفیت موثر گاز قابل استفاده 6/3 میلیارد فوت مکعت می باشد.
این میدان به عنوان یک میدان با کارایی بسیار بالا مطرح می باشد . بنابرایی نگهداری تولید با دبی بالا و همچنین بهبود آن بسیار مهم می باشد. از سال 1993 انواع روشهای تکمیل مجدد و تکنیک های شبیه سازی در اینمیدان انجام گرفتاز جمله افزایش مشبک کاری و همچنین تکنولوژی حفاری به شکل Over Balance، ولی هیچ کدام از این رشها موثر واقع نشد. در سال 1998 برای اولین بار حفاری افقی به کمک
دستگاه لوله مغزی سیار به صورت زیر تعادلی بر اساس نتایج مطالعات زمین شناسی و مهندسی مخزن انجام گرفت.
ضخامت مخزن 9 فوت و عمق آن از سطح دریا 1400 فوت و مساحت آن 18377 اگر می باشد. ازمایشات چاه انجام شده بر روی 62چاه از 117 چاه میدان نشان دهنده تغییرات نفوذپذیری از 17 تا 115 میلی دارسی می باشد. و پتانسیل مطلق چاهها بر مبنای فشار 1450 پوند بر اینچ مربع گیج در محدوده 193 – 424 میلیون فوت مکعب استاندارد در روز و مقدار متوسط 8/5 میلیون فوت مکعب استاندارد در روز می باشد. مخزن ذخیره گاز میدان مخزن ماسه سنگ Gordon Stray نام دارد. عمق حقیقی چاه شماره 4621 ( چاه منتخب برای حفاری روش جدید) 2680 فوت می باشد. علت انتخاب این چاه به عنوان کاندیدحفاری افقی، شکل دهانه چاه ، ضخامت ماسه سنگ و کیفیت ضعیف سنگ مخزن و امکان دسترسی آسان به محل می باشد. در سپتامبر 1988 آزمایش جریانی انجام شده بر روی این چاه نشان داد که ظرفیت جریان این چاه 1 میلی دارسی فوت و پتانسیل مطلق این چاه 499 میلیون فوت مکعب در روز می باشد.
حفاری این چاه پس از انجام روش CTD موفقیت آمیز بود وحدود 698 فوت به صورت حالی حفر گردیدکه 450 فوت در مخزن ذخیره بود. آزمایشات اولیه پس از اتمام حفاری نشان دهنده افزایش توان این چاه به بیش از 80% می باشد و پتانسیل تولیدی از زون مخزن به بیش از 45 میلیون فوت مکعب در روز رسید.
پروژه Chiren در شمال غربی بلغارستان
؟؟؟؟؟؟؟؟؟؟؟؟؟؟؟؟؟؟؟؟؟؟/ مطالعاتی در مورد مخزن زیر زمینی ذخیره گاز در میدان Chiren در بلغارستان انجام داده اند. ذخیره سازی در یک مخزن تخلیه شده میعانات گازی انجام گرفت و تولید از لایه های کربناته انجام شده است. مطالعات شبیه سازی نشان داد که دلیل اصلی برای غیر تعادلی بودن گاز و تشکیل نواحی با فشار های بالاتر در نتیجه حرکت آب و تغییر شکل سنگ سازند و تولید آب چاه می باشد. و دلیل عملکرد بد مخزن این است که مدیریت مخزن این فاکتورها را در نظر گرفته است.
عملیات ذخیره سازی گاز به حالت و عملکردمخزن وابسته است. شبیه سازی و پیش بینی عملکرد مخازن شکافدار همراه با تغییر سنگ مخزن و سیستم آبده بسیار مشکل است.
ضخامت مخزن 400 متر و سطح تماس اولیه آب وگاز 1675 متر و فشار اولیه 1/18 مگا پاسکال می باشد خحجم گاز در جای اولیه میدان 6/9 میلیارد متر مکعب تخمین شده است و کلیه این تخمین ها نشان از حجم گاز در فضای خالی ماتریکس می باشد و از حجم شکافها و حفره ها صرفنظر می شود . سازند تولیدی میدان از 4 لایه تشکیل شده است.
بیش از 30 چاه در این میدان حفاری شده است که از این تعداد 17 چاه تولیدی می باشندو دبی اولیه تولید برای چاههای مخژتلف بین 100 تا 600 هزار متر مکعب در روز می باشد. حجم کل گاز تولیدی در انتهای دوره تولید 78/2 میلیارد متر مکعب و میزان مایعات گازی حدود 100 هزار متر مکعب می باشد و فشار نهایی سازنددر انتهای دوره 2/2 مگا پاسکال می باشد.
تاریخچه و عملکرد مخزن ذخیره ای گاز Chiren
در سال 1974 کلیه چاههای تولیدی جهت تزریق مجددا تکمیل گردیدو تا کنون 25 چرخه تزریق و تولید جهت ذخیره سازی در این میدان انجام گرفته است. در طی اولین چرخه تزریق حدود 9/86 میلیون متر مکعب گاز در مخزن تزریق گردید. حداکثر ذخیره گاز مخزن در سیکل 24 به مقدار 1300 میلیون متر مکعب می باشد.حداکثر سازند پس از تزریق گاز 8/10 مگا پاسکال می باشد. بیشترین گاز تزریقی در یک سیکل 442 میلیون متر مکعب می باشدو بیشترین گاز تولیدی در یک سیکل 379 میلیون متر مکعب می باشد.
اصول ذخیره سازی گاز طبیعی در کاواک های نمکی ( روشهای استخراج محلول)
بطور کلی روش استخراج محلول را می توان به دو گروه جریان مستقیم ( عادی 9 و جریان غیر مستقیم ( معکوس ) تقسیم بندی کرد.
اختلاف موجود در تیپ استخراج ناشی از نوع تجهیزات انتقال و یا خروج آب است یعنی بر حسب اینکه انحلال در اثر تزریق آب از لوله مرکزی یا لوله جانبی صورت بگیرد.
روش استخراج مستقیمک
در روش مستقیم محصولات نفتی و گازی ( آب ) از ؟؟؟؟// داخلی تزریق و در برگشت ؟؟؟؟؟؟؟/ با چگالی 22/1 g/ml از فضای آنولوس میان جداره داخلی CSG و جداره خارجی TBG بازیابی می کرد. ؟؟؟؟؟؟؟؟ غیر محلول غالبا انیدریت در اثر جاذبه و نیروی گرا؟؟؟
روش استخراج غیر مستقیم :
اما در جریان غیر مستقیم شورابه رابه داخل تزریق و در عوض محصول ذخیره شده به سطح زمین بازیابی می شود.
جریان معکوس را روش تزریق از بالا نیز می نامند به عبارتی آب را از فضای آنولوس بیرونی ، درونی به پایین تزریق و از درون TBG درونی باز یافت می کند. همچنین نام دیگر جریان عادی رویه تزریق از پایین مخزن می باشد. هزینه ( هزینه نگهداری چاه و مخزن ) جریان معکوس نسبت به روش مستقیم بیشتر است.
سازند نمکی درون گنبدهای نمکی مشکل کمبود نمک استخراجی را بر طرف می کند.
ازمایشات نشان می دهد که غلظت شورابهو شکل کاواک توسط به کارگیری موقعیت های ( شرایط مختلف و متنوع ( ورود) و خروج آب کنترل می شود.
یک کاواک فرضی با به کارگیری جریان معکوس را در نظر بگیرید. گاز از درون انولوس (in) 5/5 ×375/13 تزریق و شورابه را از درون (in) 5/5 بازیابی می کند . هنگامی که خرده ها غیر محلول کاملاض تخلیه شدندCSG 5/5 اینچی را از چاه بیرون کشیده تا امکان انتقال حداکثر گاز به وجود آید. معمولاً در اولین مرحله از ذخیره سازی نرخ هم آمادگی 10% است که تاثیر چندانی بر روی ایمنی کاواک نمیگذارد . به هرحال از حجم کلی کاواک کاسته می شود. از این رو ع شستشوی مجدد لازم است یعنی: دمای گاز کم می شود تا گاز از سقف صعود کند که این رویه را چرخش معکوس می نامند. اما در زمان خلق کاواک، گازوئیل به عنوان سیال پوششی از آنولوس(in )375/13×375/10 برای حفظ جایگاه CSG وارد می کنند. در جریان مستقیم آب تازه را از درون یک CSG 7 اینچی تزریق و از طریق آنولوس (in) 7× 375/10 شورابه تخلیه می گردد. پس از اتمام تست های کاواک و CSGs یک CSG 5/5 اینچی را رانده و گاز را از درون آن به پایین تزریق می کنند. ولی در پریود بازیابی ، گاز از طریق انولوس (in) 5/5 ×375/13 تولید در شورابه نیز از درون (in)5/5 بالا می اید. نهایتاً CSG 5/5 اینچی را بیرون می کشند.
پروژه های بارز در زمینه ذخیرع سازی درون کاواک نمکی
پروژه Spindel Top
یکی از بارزترین نمونه های ذخیره سازی در کاواک نمکی ، گنبد نمکی در شرق تگزاس و نزدیکی Beaumont است. این پروژه در سال 1993 با همکاری دانشگاهA&M تگزاس و کمپانی Chevron به حجم گاز فوقانی (bef) 7/1 آغاز و در ادامه با خلق کاواک ثانویه به عبارتی با گسترش کاواک اولیه حجم گاز فوقانی را به (bef) 5 رسید. دلیل انتخاب گنبدنمکی تیپ فرایند تزریق و بازیابی آن می باشد به ازای هر ( MMcfd) 150گاز تزریقی ، ( bef) 1 گاز را می توان به فاصله زمانی کوتاهی بازیابی کرد.
این ناحیه از لحاظ محل جغرافیایی بسیار ایده ال است، زیرا ذخیرهع به بازار مصرف توسط چندین شاه لوله متصل می شود.
امکانات تاسیسات UGS
تاسیسات شامل : دو چاه ذخیره سازی گاز ، یک کمپرسور hp44000 ، مجمعه آب زدایی گاز ، سه چاه تعبیه شده برای دفن شورابه می باشد . فشار خروجی از واحد های کمپرسوری می بایست مطابق با محدوده فشار MaxوMin کاواک باشد. در نتیجه فشار خط درونی لوله را PMax اسمی در نظر می گیرند.
پروژه Grijpskerk
این طرح درسال 1997 به همکاری کمپانی Shell و Exxon برای اولین با در هلنداجرا شد. گاز از فیلدGroningen بزرگترین فیلدگازی اروپا به 2 مخزن ( مخزن Grijpsk) دردریای شمال با ظرفیت ذخیره سازی bef34 و توانbef3 و مخزن Norg در جنوب شرقی Groningen با ظرفیت bef56 و توان بازیابی bef 3 تزریق می شود. در این پروژه از mile 19000 خط لوله خشکی و دریایی بهره بردند.
کمپرسورها واحد اصلی تاسیسات محسوب می شوند.در Norg دو کمپرسور که هر یک توسط موتور الکتریکی Mw40 رانده می شوند، با تزریق m3 106×24 گاز تحت فشار bar24 کار می کنند. خواص گاز تولید شده ممکن است پس از ارسال به سطح زمین ، تغییر یابد. از این رو گاز به سیکل پردازش نیاز دارد.
سرمایه اولیه پروژه 109× 2/1 با سهام مساوی برای هر یک از دو کمپانی برآورد گشت.
البته سایت سومی نیز در Uelsem شمال غرب المان پیشنهاد شده که گاز ورودی را از نروژ می گیرد. ظرفیت کلی ان bar 30 و توان بازیابی Mmefd 400 می باشد. از این رو فقط با وجود گاز فوقانی 3 سایت فوق الذکر که همگی انها با توجه به تنوع و وفور فیلدهای تخلیه شده Partially در اروپا از این تیپ سایت های ذخیره سازی هستند، نوسانات تقاضای گاز ناحیه شمالی قاره را بر طرف ساختند.
طبق قوانین موجوددر کشور المان، حداکثر حجم مجاز ذخیره سازی گاز درون کاواک های نمکی برابر با m3 350000 بوده ، اما پس از گذشت10 سال این رقم به m3 700000 رسیده است . بر اساس نتایج حاصله از آزمایشات مختلف بازیابی محصولاتذخیره شده در کاواک های نمکی به 92 – 99 % می رسد.
هفت مایلی شمال غربی پالایشگاه Conway کانزاس تاسیساتUGS با ظرفیت 108×4 محصولات نفتی شامل : پروپان ، گازوئین و Feedstok های حد واسط ( بوتان و.....) شناخته شده است.ظرفیت متوسط هر یک از کاواک های نمکی درحدود bbl 50000 می باشد. خطوط لوله برای انتقال محصولاتاز پالایشگاه به ترمینال دیگر کشیده شدند.
فیلدYaggy دراوکلاهما
دلیل ذکر این نمونه منحصر بفرد بودن این سایت از لحاظ رویدادها و مسائل پیش امده در حین تکمیل و بهره برداری از آن، می باشد. فیلد ذخیره سازی Yaggy در اوکلاهما، ایالت کانزاس واقع شده است و این فیلد شامل 98 کاواک در واحد نمکی Hutchinson سازند شیلی در عمق بیشتر از (ft)500 است. کاواک ها توسط انحلال نمک با بکار گیری چاه های آب نمک ساخته شدند . ظرفیت تاسیساترا تا (cf)109×2/3 برآرود کردند. کاواک توسط چاههایی که بر روی یک شبکه با فاصله داری (ft) 400 از یکدیگر قرار داشتند، ایجاد شدند. افت فشاری در چاه ؟؟؟؟؟؟؟؟؟دیده شد. و متعاقباً نشت درون چاه S-1 در عمق (ft) 601 ثبت و گرفته شد. کاوک متصل بدین چاه ( ft) 106×60 گاز را در خود جای داده بود. فشار درونی کاواک از ( psi) 550 تا(psi) 648 متغیر بود.اما بطور عادی فشار را در حدود ( psi) 675 حفظ می کردند. در تاریخ 17-18 ژانویه سال 2001 یکسری انفجار و اتش سوزی در اثر شکستگی
Csg و جابجایی رو به بالا گاز درسایت به وقوع پیوست که منجربه کشته شدن دو نفر شد.گرفتن نمودار های y-ray و ناترونی برای تشخیص لایه و چینه های مختلف ، بالاخص لایه های شیلی Caprock و لای نمکی و دستیابی به مدل یانگ دینامیکی، همیچنین Casing shoe ضروری است.
بر اساس نتایج حاصله از مطالعه بر روی لاگ های موجود در ناحیه ایوانکی واحدشیلی سبز رنگ معمولا از API70تاAPI100و مدل یانگ نیز از PSI106 ×3 تا psi 106 ×6 متغیر است.
پروژه ذخیره سازی در فرانسه
امروزه درفرانسه 13 پروژه UGS شامل :2 طرح کاواک نمکی و 11 طرح آکیفر ذخیره سازی در دست اجراست. 20% از کل مصرف گاز فرانسه از مخازن زیر زمینی تأمینمی شود کلیه پروژه UGS درفرانسه توسط 293 چاه تزریق ، تولیدی و 156 چاه مشاهدهای صورت می گیردی.
بزرگترین پروژه ذخیره سازی گاز در جنوب شرقی فرانسه در Manosque در حال انجام است از سال 1967 ، 7 الی 36 کاواک به روش استخرا محلول در اعماق 900 -1500 متری با محدوده فشاری (Mpa) 6-18 برای ذخیره سازی هیدروکربن مایع ایجاد شدند، اما با تغییر سیاست دول و وضعیت بازار، این کاواک ها را تدریجاً به سایت های ذخیره سازی NG تبدیل می کنند. مجموع ذخیره سازی آنها به (m3) 106 ×450 میر سد. بزرگترین قطر چاه های اصلی تولیدی (in ) 365/13 می باشد.
معرفی قسمتهای مختلف یک سایت UGS
به طورکلی یک پروژه UGS دارای دو فاز اصلی است که شامل :
1) فاز تزریق و 2) فاز تولید می باشد.
در فاز تزریق گاز توسط خط لوله از پالایشگاه به سایت منتقل می گردد و پس از عبور کمپرسورها و خنک کننده ها برای تزریقآماده می شود و در مرحله تولید گازاستخراجی از مخزن UGS پس از عبور از صافی های مخصوص و نم زدایی به خط لوله بر کرداندهمی شود.
چاهای تزریق و تولید
از این چاهها هم برای تزریق و هم برای تولید استفاده می شود برای افزایش سرعت تزریق و تولید حتی
چاه با سازند گردد.برای ذخیره گازدرمخازن آ زیر زمینی از چاه های دیگری برای تخلیه آب مخزن استفاده می شود که اکثرا به صورت عمودی حفاری می گردند.
تجهیزات سر چاهی
این تجهیزات شامل قسمتهای سر چاهی لوله های جداری و لوله های تولید و همچنین شیر ها و اتصالات و غیره می شود که همگی می بایست با فشاری برابر با 5/1 برابر حداکثر فشار در سر چاه ازمایش شده باشد از طرف دیگر خطوط لوله ای که به چاه منتهی می شوندهمگی می بایست مجهز به شیرهای ؟؟؟؟؟؟؟//// سرچاه برای باز و بسته شدن توسط اپراتور باشند.
جدا ساز ها
از این تجهیزات برای کاهش تدریجی فشار و جداساز ی فاز گاز از مایع استفاده می شود.
خنک کننده
متراکم کردن گاز در کمپرسورها موجب افزایش دمای ان می شود که این امر موجب تس
تحقیق در مورد گاز
