STUDIU DE PRE-FEZABILITATE - DEPOZITE SUBTERANE DE INMAGAZINARE A GAZULUI

MOLDOVA

STUDIU DE PRE-FEZABILITATE

DEPOZITE SUBTERANE DE INMAGAZINARE A

GAZULUI

MOLDOVA

STUDIU DE PRE-FEZABILITATE

DEPOZITE SUBTERANE DE INMAGAZINARE A GAZULUI

Prefata

Uniunea Europeana (denumita in continuare in text 'UE'), Banca Europeana de Investitii ('BEI') si Banca Europeana pentru Reconstructie si Dezvoltare ( 'BERD' sau 'Banca') furnizeaza finantarea Guvernului Republicii Moldova, in vederea construirii instalatiilor depozitelor subterane de inmagazinare a gazelor naturale din tara ( 'Instalatiile'). Finantarea este de asteptat sa fie sub forma de imprumut, care ar trebui sa fie rambursat cu ajutorul unui tarif suplimentar adaugat la pretul gazului. Instalatiile depozitelor subterane de inmagazinare a gazelor naturale ar putea fi detinute de catre Guvernul Republicii Moldova si ar putea fi exploatate de catre operatorul national de transport al gazelor naturale Moldovagaz, in temeiul unui contract specific incheiat si cu acordul de a lua parte la pachetul de finantare.

Instalatiile sunt destinate sa acopere cererea de gaze naturale in perioadele de virf de consum din anotimpul rece, si a trata riscul intreruperii aprovizionarii atit pe piata interna cat si internationala, si. prin urmare, reprezinta o alternativa la capacitatea de inmagazinare internationala existenta. Capacitatea totala presupusa a gazului de lucru a Instalatiiilor ar fi intre 200 si 400 de milioane de metri cubi, echivalentul a 15 pina la 30 de zile de consum intern. Instalatiile sunt destinate a fi situate aproape de reteaua internationala de conducte de gaze naturale din partea de sud a Moldovei, precum si in partea de nord, astfel incit sa furnizeze toti potentialii consumatori din Moldova.

In aprilie 2009, Compania Berkley Associates a fost solicitata pentru a defini parametrii de constructie a Instalatiilor, inclusiv identificarea locatiilor corespunzatoare, a optiunilor tehnice si prezentarea parametrilor economici de constructie si functionare a Instalatiilor. In timpul vizitei noastre in Moldova, efectuata intre 14-18 iunie 2009, pentru a colecta date esentiale pentru acest studiu, au fost organizate intilniri cu Agentia Geodezica a Ministerului Ecologiei din Moldova (AgeoM), Academia de Stiinte a Moldovei (ASM), MoldovaGaz SA, Ministerul Economiei si Comertului si cu Valiexchimp SRL. Cu aceasta din urma a fost organizata o excursie la Cimpul Victorovca in partea de sud a Republicii Moldova.

Studiul de fezabilitate a fost posibil datorita sustinerii acordate de Departamentul pentru Dezvoltare Internationala (DFID) al Marii Britanii.

Sumar executiv

Depozitul subteran de inmagazinare a gazului (DSIG) este considerat a fi, pentru Moldova, un furnizor de gaze naturale neintrerupt in perioadele de virf de consum de gaze (iama). O astfel de instalatie DSIG va servi ca o alternativa la capacitatea de depozitare existenta si, prin urmare, reduce riscul intreruperii aprovizionarii pietei interne in perioada critica de consum.

Capacitatea totala presupusa a gazului de lucru in instalatia DSIG ar trebui sa fie intre 200 si 400 de milioane de metri cubi, ceea ce este echivalentul a 15 pina la 30 de zile de consum intern. Instalatiile DSIG, ar fi situate in mod ideal aproape de reteaua internationala de conducte de gaze naturale din partea de sud, precum si din partea de nord a tarii.

Geologia Moldovei se caracterizeaza prin doua regiuni distincte. In partea de sud a Republicii, extinderea provinciei geologice Dobrogene, ce contine secvente de roci sedimentare, care ar putea fi folosite in scopuri de inmagazinare, precum si portiunea Moldovei din Scutul Ucrainean, un fundament Arhaic, format din roci metamorfice si magmatice, in mod normal, improprii pentru inmagazinarea subterana a gazului.

Diferitele tipuri de zacaminte DSIG pot fi considerate a stoca volume strategice de gaze, de exemplu zacamintele de gaze naturale depletate (epuizate), zacamintele in straturi acvifere subterane si cavernele de sare. Desi nu este un zacamint depletat de gaz, cimpul Victorovca a fost evaluat pentru potentialul sau ca instalatie DSIG, dar, de asemenea, au fost identificate, pentru analize ulterioare si sase structuri de adincime, posibile straturi acvifere. Domurile de sare pentru crearea cavernelor de sare nu sunt prezente in Moldova, dar mai mult decit atit, acest tip de depozitare subterana este potrivit, mai degraba, pentru cererile de gaze din perioadele de consum de virf, decit din perioadele de consum sezoniere. Toate locatiile posibile pentm DSIG sunt situate in partea sudica a tarii, iar, din nefericire, partea de nord a tarii este considerata, din cauza compozitiei de roci metamorfice si magmatice, nepotrivita pentru un DSIG conventional.

Pentru a evalua caracterul adecvat al unui cimp ca si DSIG, au fost folosite urmatoarele criterii:

Tipul Zacamintului, anticlinal

Mecanismul de productie pentru cimpurile de depletie, expansiunea gazului

Presiuni, >100 bar (adincime mai mare de 1000 m)

Permeabilitatea si grosimea zacamintului, >100 mD si respectiv 20-50m

Cerinta pentru extractia minima. 235 MMscf/zi

Volumul minim al gazului de lucru, 7.1 Bscf

Volumul pernei de gaz, 8.3 Bscf

In anii '50 si '60 mai multe sonde parametrice au fost forate in partea sudica a Moldovei, ceea ce a dus la descoperirea, in 1957, a cimpului petrolier de la Valeni si in 1963, a cimpului de gaze naturale de la Victorovca. De asemenea, mai multe sonde adinci (> 3000 m), au fost forate, dar fara a fi descoperite hidrocarburi. Explorarile geofizice (gravimetrice si magnetice) sugereaza prezenta unor structuri de adincime la nivelul Paleozoicului, care prezinta sanse posibile pentru un depozit subteran de inmagazinare a gazului.

In timpul vizitei in Moldova de pe 14 pana pe 18 iunie 2009, au fost culese date provenite de la cimpul de gaze Victorovca, si, in plus, au fost solicitate dalele parametrice pentru sondele de adincime. Cu toate acestea, s-a ajuns mai tirziu la concluzia ca aceste date nu au fost disponibile imediat, considerate a fi secrete si fiind subiectul unei proces mai complicat de informare. Acest raport cuprinde, prin urmare, numai considerente ipotetice pentru o structura de adincime DSIG, asa cum s-a decis de comun acord cu BERD.

Cimpul de gaze Victorovca este situat la aproximativ 30 km nord-est de orasul Cahul si produce gaze de la zacamintele Sarmatiene, la o adincime variind intre 420-620 de metri. Gazele naturale provenite din aceste zacaminte sunt distribuite pentru consumul local la satele din apropiere. Datorita presiunii scazute a zacamintului, a zacamintului relativ ingust si a permeabilitatii scazute a rocilor, sondele prezinta o rata de extractie de doar 6650 m3/zi sau 0.235 pe MMscf/zi/sonda. Pentru a satisface criteriul ratei de extractie, dupa cum este descris mai sus, este necesara o capacitate totala de 235 MMscf /zi, ceea ce duce la o cerinta incredibila de 1000 de sonde in conformitate cu cererea totala. Dezvoltarea cimpului Victorovca pentru a produce la aceasta rata nu este, prin urmare, considerata practica. Cu toate acestea, ar putea fi luata in considerare, reducerea extractiei la aproximativ 10% din totalul de aprovizionare cu gaz din sudul Moldovei. Dar aceasta nu este in conformitate cu intentia originala a acestui studiu, deoarece ofera numai o solutie locala si nu rezolva deficitul de gaze din Chisinau si din alte zone ale Moldovei.

Desi cimpul Victorovca poate fi privit ca o solutie partiala a cererii de inmagazinare a gazului din Moldova, cerintele economice si de dezvoltare a instalatiilor DSIG au fost, totusi, elaborate in detaliu. Aceasta s-a realizat, de asemenea, pentru a arata metodologia globala, care poate fi aplicata la asa numitele zacaminte de adincime si pentru a servi ca un instrument de comparatie. Costul total, incluzind cotele de crestere si de contingenta pentru instalatiile DSIG de la Victorovca pot fi rezumate dupa cum urmeaza:

Acest cost este echivalent cu aproximativ 3.8 €/m sau 5.3 $/ m de gaz inmagazinat pentru dezvoltarea, ca si instalatie DSIG, a cimpului de gaze Victorovca.

Alternativ, o structura de adincime din sudul Moldovei, ar putea fi luata in considerare pentru DSIG. Au fost identificate sase structuri potentiale, care garanteaza o analiza ulterioara. Cu toate acestea, fara a avea informatii detaliate, posibil a fi eliberate dupa prezentarea acestui raport, relatarea unui posibil DSIG, nu poate decit sa se bazeze pe o serie de ipoteze. Bazat pe un zacamint de o grosime substantiala, cu o permeabilitate buna pana la exceleta a zacamintului si cu presiuni hidrostatice normale, s-a presupus ca 20 de sonde vor fi necesare pentru furnizarea capacitatii de productie necesare.

L

Acest cost este echivalent cu aproximativ 2.7 €/m³ sau 3.8 $/m³ de gaz inmagazinat pentru dezvoltarea structurii de adincime, ca instalatie DSIG.

Bazat pe o perioada de recuperare de 7 ani si o IRR de 10% se estimeaza ca pentru cimpul Victorovca, pretul gazului consumatorului ar necesita o crestere treptata de 89 €/1000 m³ sau o crestere anuala a pretului gazului de 8,1%, in cei 7 ani de recuperare a investitiei. O relaxare a perioadei de recuperare de pina la 20 de ani va avea ca rezultat o crestere treptata de 66 €/1000 m³ sau o crestere anuala de 3,6% in urmatorii 20 de ani de recuperare a investitiei.

In mod similar, pentru o structura de adincime DSIG, pretul gazului consumatorului ar necesita o crestere treptata de 61 €/1000 m³ sau o crestere anuala a pretului gazului de 6%, pana la replata in cei 7 ani. O relaxare a perioadei de recuperare de pina la 20 de ani va avea ca rezultat o crestere treptata de 4.5 €/1000 m³ sau o crestere anuala 2.6% pe urmatorii 20 de ani de replata.

Concluzia generala este ca Depozitul de Inmagazinare Subterane a Gazului este de asteptat sa fie fezabil in partea de sud a Moldovei, iar cimpul de gaze Victorovca ar putea oferi doar un procent relativ mic din totalul de cerinte si ca sunt necesare investigatii suplimentare pentru a identifica un candidat de inmagazinare potrivit intr-una din cele sase structuri de adincime identificate.

Introducere

Diferite tipuri de depozite subterane de inmagazinare a gazului (DSIG) pot fi considerate pentru a stoca un volum strategic de gaz, care poate fi utilizat pentru cererile energetice naturale din Republica Moldova in cazul unui deficit din perioada rece:

Zacamintul depletat - conversia cimpurilor de petrol sau gaze din productie in inmagazinare, folosind sondele si infrastructura existenta. Geologia si caracteristicile unui cimp depletat sau semidepletat sunt de obicei, bine intelese, desi pot exista diferite incertitudini. Este de remarcat, totusi, ca alegerea locatiei cimpului de inmagazinare si performantele asteptate sunt limitate de inventarul cimpurilor de depletie si de vecinatatea de centrele de consum. Acest tip de locatie de inmagazinare a gazelor naturale fiind solutia preferata pentru inmagazinarea sezoniera.

Stratul subteran acvifer - un acvifer este potrivit pentru inmagazinarea gazului in cazul in care formatiunea acvifera este suprapusa de un strat de roci magazin impermeabile si limitate de o structura inchisa. In timp ce geologia unui zacamint acvifer poate fi similara cu cea a unui zacamint depletat de petrol sau gaze, utilizarea sa ca un spatiu de inmagazinare a gazelor naturale necesita, de obicei, o perna de gaz mai mare si o mai mare monitorizare a performantei de injectie si de extragere, pentru a evita productia daunatoare a cantitatii de apa.

Formatiunea de sare - zacamint natural de inmagazinare a gazului natural in caverna de sare provenit de la o formatiune naturala de sare. Aceste locatii ofera o rata de extractie si o flexibilitate de functionare inalta, cu toate ca, in general, constructia este mai scumpa decit utilizarea unui cimp depletat. Capacitatea sa de a efectua mai multe cicluri de extractie si de injectare, pe o perioada scurta de timp, este deosebit de utila pentru cererea de energie foarte scazuta, desi acestea ar putea fi, de asemenea, folosite si pentru depozitarea sezoniera.

Volumul total al gazului de lucru al instalatiei DSIG ar trebui sa fie intre 200 si 400 de milioane de metri cubi, echivalentul a 15 pina la 30 de zile al consumului intern in Republica Moldova. Acesta este echivalentul cerintei initiale a gazului extras intre 200/30 si 400/15 milioane m³ pe zi (a se vedea tabelul de mai jos). In timpul productiei gazului din zacamint, presiunile sunt in scadere, pina la atingerea unui anumit minim. Volumul ramas in zacamint se numeste 'perna de gaz'. Pentru a reincarca zacamintul, un total de 215 zile au fost asumate pentru a calcula capacitatea totala de injectare necesara. Volumele de gaze calculate, criteriile capacitatii de extractie si injectie, dupa cum sunt specificate in tabelul de mai jos, au fost folosite pentru a scana diferitele structuri geologice ca posibile candidate pentru zacamintul DSIG in Moldova.

Tabel

Geologia Moldovei si a structurilor cu potențial pentru DSIG

Scutul Ucrainean, ce prezinta un fundament Arhaic, format din roci metamorfice si magmatice si, in mod normal, impropriu pentru un depozit subteran de inmagazinare a gazului, constituie cea mai mare parte din teritoriul Republicii Moldova (a se vedea la stanga). Numai in partea sudica a republicii, extinderea provinciei geologice Dobrogene contine secvente de roci sedimentare, care ar putea fi folosite in scopuri de inmagazinare a gazului natural.

Perimetrul Dobrogean, cuprinde, in sud-estul Romaniei si Moldovei, la est de principalul lanț Carpatic, un grup de munti nu prea inalți. Dobrogea, poate fi divizata in patru zone structurale nord-vestice, fiecare delimitata, probabil, de falii cu deplasari mari (a se vedea mai jos).

Depresiunea pre-Dobrogeana, sau promontoriului Dobrogean, este ingropat sub sedimentele Holocene din Delta Dunarii, la nord de Dobrogea propriu-zisa. Flancul sau nordic formeaza Platforma Scitica; parte a Scutului Ucrainean, iar flancul sau sudic este marcat de o panza (de sariaj) sudica. Depresiunea, sau bazinul, formeaza un sinclinal asimetric, cu un flanc sudic abrupt si care este umplut cu o succesiune groasa de roci Jurasice, suprapuse peste o secventa Paleozoica

Dobrogea de Nord contine un fundament de roci metamorfice deformate de varsta Hercinica, suprapuse de o succesiune de roci de tip alpin-mezozoice. Aceste roci cuprind falii si panze (de sariaj) nord-estice formate, probabil, fie la sfarșitul Jurasicului fie spre sfarșitul Cretacic timpuriu.

Dobrogea Centrala contine roci metamorfice Precambriene care sunt acoperite de rocile Jurassice deformate.

Dobrogea de Sud contine roci similare cu cele din Dobrogea Centrala; ele se cufunda usor, spre sud, formind marginea estica a Platformei Moesice. Structurile din Dobrogea pot fi urmarite in subsuprafata inspre Carpati, dar aici rocile Tertiare tarzii din foredeep-ul Carpatic le suprapun.

Cimpul Victorovka

In anii '50 si '60 au fost forate, in promontoriul Dobrogean (Depresiunea Pre-Dobrogeana) si in Dobrogea de Nord, o serie de sonde parametrice. Campul petrolier de la Valeni a fost descoperit in 1957, in Dobrogea de Nord, iar campul de gaze Victorovca in promontoriul Dobrogean, in 1963. Stratigrafia generalizata (provenita de la o sursa romaneasca) este ilustrata mai jos.

Campul Victorovca conține gaze naturale in intervalele calcaroase superficiale (cca. 420 - 620 m mai jos de suprafata) Sarmatiene (Miocenul tarziu) oolitice si fosilifere, incluzand nisipuri, cu o porozitate primara si de fractura. Intervalele zacamantului sunt inguste, separate de intervale argiloase de 3 - 4 m grosime. Zacamintele superficiale Sarmatiane au o grosime bruta intre 10 - 15 m si neta intre 2 - 3 m. Sarmatianul de adincime este de pana la 30 m grosime (brut), si are o grosime neta de circa 3 m. Gazul a fost prins intr-o structura anticlinala cu o dimensiune de circa 20 km:.

O serie de sonde parametrice adanci (> 3000 m), au fost forate in anii '60. Nu au fost descoperite hidrocarburi, dar secventele sedimentare groase Jurassice si Paleozoice au fost penetrate de structuri complexe, probabil legate de un complex de panze tectonice. Explorarea geofizica de gravimetrie si magnetism sugereaza prezenta unor structuri de adancime (la nivelul Paleozoicului), ce prezinta șanse adecvate pentru un depozit subteran de inmagazinare a gazului.

Au fost identificate șase potentiale structuri (a se vedea la stinga), care garanteaza o analiza ulterioara.

Alte date, cu privire la aceste structuri, culese prin intermediul sondelor parametrice forate in anii '60 au fost solicitate in timpul vizitei noastre in Moldova din iunie 2009, urmata de o cerere specificata prin e-mail. Cu toate acestea, s-a ajuns mai tarziu la concluzia ca aceste date nu au fost disponibile imediat, considerate a fi secrete si fiind subiectul unei proces mai complicat de informare. Prin urmare s-a decis de comun acord cu BERD de a continua acest studiu fara a include aceste informatii in raportul de fezabilitate.

3.1 Depozitul Subteran de Inmagazinare a Gazului Optiunea I (Cimpul Victorovca)

Dezvoltarea Cimpului

Cimpul de gaze Victorovca este situat in provincia Cantimir, aproximativ 30 km nord est de orasul Cahul. Campul provine de la zacamintele Sarmatiane, de la o adancime variind intre 420-620 de metri, iar gazul este distribuit la unele sate din apropiere pentru consumul local. Campul are o presiune joasa de aproximativ 40 bari, in timp ce grosimea neta a zacamintului este de numai 4-5 metri in total. Permeabilitatea medie este de 10 md, ceea ce duce la o rata de extractie initiala mica de 6650 m3 zi sau la 0.235 MMscf/zi pe sonda. Dupa cum este specificat in tabelul I de mai sus, o capacitate totala de 235 MMscf/zi este necesara pentru a indeplini cererea totala a ratei de extractie. Acest lucru duce la un incredibil numar de 1000 de sonde necesare pentru a drena campul. Se pot lua in considerate forarile orizontale de sonde, dar acest lucru nu este de asteptat sa reduca numarul de sonde necesare.

Pentru a determina mai exact numarul de sonde de dezvoltare, se recomanda efectuarea unor teste de productie pe sondele existente si, eventual, sa se foreze si testeze o sonda orizontala. Cu toate acestea, nu este de asteptat scaderea drastica a numarului de sonde. Mai mult decat atat, rata de extracție necesara a fost estimata doar ținand cont de conditiile initiale ale zacamintului. Odata cu scaderea presiunii zacamintului, este necesara o capacitatea suplimentara ce poate fi generata doar de un numar considerabil mai mare de sonde.

Prin urmare, dezvoltarea campului Victorovca de a produce la o rata de 235 MMscf/zi este considerata a fi imposibila. Cu toate acestea, ar putea fi luata in considerare reducerea ratei la un nivel mult mai mic, si aprovizionarea cu gaz numai a regiunii de sud a Moldovei. Aceasta solutie nu este in conformitate cu intenția initiala, este o solutie mai mult localizata si nu rezolva deficitul de gaze in Chisinau si in alte zone ale Moldovei.

Este de remarcat faptul ca o alternativa viabila, din punct de vedere economic, de dezvoltare a campului Victorovca este probabila, de exemplu, racordarea la reteaua de energie electrica din apropiere (așa-numita Gaz - Cablu), dar acest lucru este, desigur, dincolo de domeniul de aplicare al acestui studiu.

Deși campul Victorovca este privit doar ca o de solutie redusa si partiala a cererii din Moldova a gazului inmagazinat, cerintele pentru dezvoltarea unui depozit de inmagazinare subterana au fost elaborat de mai jos pentru a demonstra toate aspectele legate de acesta. Aceeasi metodologie va fi folosita pentru a lua in considerare dezvoltarea unui zacamint mai de adancime, descris in capitolul 3.2.

Infrastructura retelei de Gaz de Import si Export

Intenția este ca infrastructura retelei de conducte existente a fi folosita pentru a umple depozitul subteran de inmagazinare de la Victorovca si a trimite gazul de la zona de depozitare inapoi la consumatori atunci cand este nevoie.

Gazul din Rusia trece printr-o retea de conducte ce consta din doua conducte de (2), 820 mm [32-inch] si o conducta de (1), 1200 mm [48-inch] ce trec prin Moldova si Ucraina si mai departe prin Romania. Reteaua de conducte din sudul Moldovei ia gaze de la una din conductele de 820 mm [32 inch]. O linie de gaz de distribuție de 320 mm [12 inch] ia gaz de la Comrat, de unde o noua conducta de 254 mm [10 inch] este planificata sa duca gaz la Campul Victorovca. Aceasta conexiune va alimenta depozitul subteran in timpul perioadei reduse de consum (vara) si va trimite gazul natural inapoi la consumatori in timpul perioadei de criza (deficit). Linia de distribuție de la Comrat este deja extinsa cu o conducta de 159 mm [6 inch] 42 km pana la Sarata Noua. Stațiile de gaze sunt conectate la acesta linie. Capacitatile diferitelor stații de gaze conectate de-a lungul acestei linii, sunt prezentate in tabelul 1 de mai jos.

O verificare a capacitatii conductelor pe baza datelor prezentate in tabelul 1 de mai sus si a datelor prezentate in figura 1 de mai jos arata ca aceasta linie de distribuție nu poate fi utilizata pentru alimentarea cu gaz a campului Victorovca in scopul inmagazinarii, atunci cand gazul, de-a lungul conductei, este livrat la Tvardita, Ferapontievca si Comrat.

Figura Spurline Tvardita – Comrat

Campul poate fi alimentat cu o rata de 40 MMscfd in cazul in care conductele sunt utilizate exclusiv pentru alimentarea depozitului subteran de inmagazinare de la Victorovca. De aceea, din motive de securitate a aprovizionarii se va cere o conducta de 70km - 12 inch conectata la principala linie de 820 mm.

Productia de gaze cu o capacitate de 6-7 milioane de Sm³/zi [250 MMscfd) din depozitul subteran de inmagazinare in reteaua existenta nu este posibila. O conducta de alimentare de 110 km – 24 inch este necesara prin linia Tvardita-Comrat, ce se extinde in continuare in linia Basarabeasca, si care ar putea lua 53.4 MMscfd, si linia Causeni care livreaza gazul la Chisinau. Capacitatea stației de gaze de-a lungul celor 2 linii este prezentata in Tabelul 2.

Tabel - capacity of connected stations to Basabeasca and Causeni spurline

De notat este faptul ca aportul capacitații totale a tuturor stafiilor de gaze conectate se adauga la un volum de 391 MMscfd, care este mult mai mare decat ar putea livra depozitul subteran de inmagazinare si este necesara a se decide care linii si stații de gaze ar fi legate la depozitul de inmagazinare subterana.

O alternativa este de a ajunge la un acord si a se furniza gaze de la depozitul subteran din Ucraina (ACB) la de nord de Moldova si a trimite gazul provenit de la campul Victorovca in conducta de 820 mm (32-inch). Aceasta solutie va necesita o conducta de 70 km - 20- inch pentru a conecta campul de productie cu conducta de export de 820 mm si ar avea o presiune de descarcare de 75 bari. In aceasta alternativa este expusa disponibilitatea Ucrainei de a-si indeplini obligatia, atunci cand este necesar.

Injecția si Productia

Date folosite

Capacitatea de inmagazinare a gazului in Victorovca este de ordinul a 270 mil sm³ [9 Bcf] si s-ar potrivi optiunii de 200 de mln sm³[7 Bcf] si capacitații de productie a instalației de 7 mil sm³/d 250 MMscfd].

Presiunea maxima la care roca magazin poate rezista in conditii de siguranta este de 40- 42 bari, este numita presiunea initiala a zacamintului. Gazul inmagazinat va fi saturat cu apa in conditiile de zacamint si anume la o temperatura de 32 °C si o presiune initiala de 40 bari scazand la 9 bari, presiunea de abandon a zacamintului. Instalația centralei de prelucrare, finind cont de caderea de presiune la linia de curgere, va prezenta o presiune maxima de intrare de 35 de bari si o presiune de injectie minima de 5 bari.

Presiune de funcționare a principalelor conducte de 820 mm din Rusia este de 55 bari. Calitatea gazului de la principala conducta este:

Punctul de roua al apei variind de Ia -8 °C la -l5 °C si 1 bar

Punctul de roua al hidrocarburilor de -82.15° C si 46.4 bari

Compozitia ( vezi tabel)

Tabel - (acestea se adauga la 99.0.31 mol%)

Instalații

Instalațiile de intrare pentru inmagazinarea gazului

O rețea de distribuție de gaze conectata la conducta principala de import/export si la sondele de injectie, contorizarea fiscala si a sistemului de protectie a suprapresiunii (HIPS) pentru a preveni deteriorarea zacamintului reprezinta instalatiile necesare pentru a mari presiunea zacamintului la presiunea sa initiala de 42 bari. Schematica sistemului de intrare este prezentat in figura 1 de mai jos.

Figura - Gas Injection System

Este de remarcat faptul ca dimensiunea conductei de intrare si de distribuție si numarul de sonde de injectie depinde mult de timpul disponibil pentru a umple zacamintul.

Instalați de Producție

Figura 2 prezinta o diagrama bloc ale instalatiilor de productie si suport pentru o centrala de gaze, FTHP-ul variaza de la 40 la 9 bari si luand in considerare caderea de presiune in intreaga retea de colectare, gazul va ajunge la colectorul de aspiratie la o presiune variind de la 35 la 5 bari. De aceea este necesar, un minim de compresie, pentru exportul de gaze naturale, in conducta principala de gaze, care functioneaza la 55 bari. Gazul inmagazinat va fi in contact cu apa si, in consecinta va fi saturat cu apa, astfel o deshidratare suplimentara este necesara pentru a satisface punctul de roua specificat al apei.

Figura - Block flow diagram of gas handling plant

Capacitatatea instalației este determinata de necesitatea de golire a zacamintul in 30 de zile, in consecinta, o rata de 7 mil. Sm³/zi [250 MMscfd] pentru primul scenariu si o rata de productie de 14 mil. Sm³/zi [500 MMscfd] pentru al doilea scenariu.

Conceptul propus de evaluare a costurilor se bazeaza pe doua trenuri, fiecare cu o capacitate de manevrare a gazului de 3,5 mil. Sm³/zi [125 MMscfd].

Conceptul instalației nu este optimizat si este posibil, de exemplu, de a dubla capacitatea sistemului TEG de deshidratare. O alta optimizare cu meritul de a fi investigata este selectia compresorului motor cu privire la dimensiunea turbinei motoare, precum si compararea intre turbina motoare si electrica. O turbina electrica necesita o intreținere redusa si are o disponibilitate mai buna, dar necesita o sursa sigura de alimentare sau o centrala electrica la fata locului.

Conceptul instalației de gaze colecteaza gazul de la sondele individuale intr-un colector. Colectorul de productie este conectat la un separator de gaze sau lichide pentru a proteja instalația impotriva productiei apei si nisipului. Un compresor de gaze in 2 etape, compreseaza gazul pana la aproximativ 60 bari si evacueaza gazul prin intermediul unui sistem glicol de deshidratare si al instalatiilor fiscale de contorizare in principala conducta de export.

Figura - Simplified PFD of two 125 MMscfd train concept

Urmatorul alineat ofera dimensiunile initiale ale echipamentului principal ai instalației.

Separatorul de intrare

Separatorul de intrare de-a lungul colectorului protejeaza instalația impotriva patrunderii nisipului si apei. Debitul este dominat de gaz, prin urmare, este selectat un separator vertical de gaz/lichid cu urmatoarele detalii:

Compresia

La sfirsitul perioadei de productie. 2 etape de comprcsarc sunt necesare pentru a creste presiunea de la 5 la 60 bari. Cu toate acestea, presiunea initiala ala intrarea compresorului este de ordinul a 35 bari. iar aceasta necesita doar o singur etapa. O flexibilitate in proiectarea compresorului este esentiala pentru a acoperi toata gama completa de compresie si minimizeaza consumul de combustibil. Conceptul selectat este un tren compresor care consta din doua turbine individuale compresoare, fiecare cu aceeași turbina motor, aceasta din urma pentru a reduce cerinta de piese de schimb. Prima etapa creste presiunea de Ia 5 la 17.5 bari, in timp ce a doua etapa ia gaz la o presiune de 17 bari si descarca la 59.5 bari.

In perioada initiala de 'back-production' presiunea este de peste 17 bari si, prin urmare, doar cea de-a doua etapa de compresie necesita exploatare. O flexibilitate suplimentara de exploatare pentru fiecare etapa se castiga de la controlul vitezei turbinei, in timp ce punctul de vedere al proiectarii compresorului cu o viteza a turbinei de 100% este de a comprima 125 MMscfd de gaze de la 17 la 59.5 bari, va fi posibil sa se opereze la viteza mai mica, in perioada in care presiunea de intrare este mai mare [35 bari si sa se economiseasca combustibil. Un concept similar este adoptat pentru prima etapa, care ar avea un punct de constructie, la viteza de 100% de 5 bari pana la 17,5 bari cu o capacitate de 125 de MMscfd.

Amprenta sabotului turbinei-compresor este de aproximativ 13 * 3 metri si 85 de tone greutate. Cerinta unui tren compresor de rezerva trebuie sa fie evaluata impotriva 'pedepsei' expuse, si pe perioada limitata de timp [30 zile], in care compresia este activa.

Deshidratarea

Gazul necesita un punct de roua al apei de - l5 °C si, prin urmare, sunt necesare instalații de deshidratare. Un sistem de deshidratare glicol bazat pe Tri-etilena-glicol [TEG] este selectat in acest scop. Sistemele TEG sunt robuste si s-ar putea decide un concept pentru un tren.

Manevrarea lichidului

Apa va fi separata in aval de racire. Simularile arata ca in cazul a 250 MMscfd, aproximativ 24 m³/zi ar fi nevoie ca apa sa fie eliminata.

Generarea energiei

Energia electrica este necesara in instalatii pentru functionarea pompelor de ulei din turbine, a instrumentelor de compresie a aerului, a ventilatoarelor de racire a aerului, a regenerarii glicolului, lumina, etc. Se estimeaza ca o instalatie de 250 MMscfd consuma energie in valoare de 2 la 2.25 MW. In cazul in care o retea de alimentare electrica este disponibila in vecinatatea instalatilor, atunci aceasta putere ar putea fi importata, altfel un generator de energie cu o capacitate de 2.5 - 2.75 MW trebuie sa fie instalat

Gazul combustibil

Instalatia de tratare a gazului va consuma combustibil gazos pentru functionarea turbinelor motoare, a generatorului de energie si pentru degazlinarca din sistemele TEG. Consumul de combustibil gazos pentru o instalație de tratare de 250 MMscfd este de ordinul a 11-12 MMscfd.

Costuri

Instalatiile CAPEX

O estimare a costurilor capitale consta dintr-o serie de elemente, si anume din: Baza de Estimare (inclusiv Indemnizatii), neprevazut, cresterea si ajustarea pietei.

Estimari de baza

Estimarea de baza contine toate elementele pentru care in acel moment in faza de proiect sunt disponibile informatii. In aceasta situație, fara nici o proiectare executata, estimarea este pregatita prin impartirea proiectului in sisteme de blocuri si apoi estimarea costurilor pentru fiecare bloc. Precizia estimarii va creste cu posibilitatea de a diviza proiectul in blocuri mai mici, atunci cand informatiile suplimentare care rezulta din proiectarea de baza si detaliata sunt disponibile. Sistemele folosite pentru aceste estimari sunt:

Separarea de intrare

Compresia

Deshidratarea TEG

Contorizarea Fiscala

Generarea de curent

Distribuția curentului

Controlul/ESO/F&G

Procesul si suportul personalului de supraveghere

Cotele de crestere

Cotele de crestere sunt determinate pentru deseuri, vreme nefavorabila functionarii, cresterea ponderii, cresterea materialelor „bulk” cresterea lungimii conductei, revizuirea, ineficienta, cresterea minuscula a calitatii si alte astfel de asa numite incertitudini, care au o rata mare probabilitate de aparitie. Cresterea cotelor se adauga la estimarea de baza, in conformitate cu evaluarea calitatii in domeniul de aplicare a definitiei. Urmatoarele cote de crestere au fost aplicate in procesul de monitorizare a estimarii.

Contingente

Contingenta se adauga la Baza Estimata pentru a permite definirea incompleta a proiectului si a riscurilor de proiect specifice pentru a aduce estimarea la nivelul de 50/50. Pentru estimarea de 'screening' si de studiu, din cauza lipsei definirii proiectului, se va aplica un procent deterministic sau fix. Acest procent este o functie a calitatii definirii proiectului si a riscurilor de proiect percepute.

Aceste probleme pot fi clasificate la rubricile Tehnice, Economice, Comerciale, Organizatorice si riscuri Politice. Fiecare dintre aceste elemente pot fi marcate si notate diferit, pentru a veni la un scor final de risc, care apoi poate fi tradus intr-un procent necesar de contingenta. Figura 4 arata foaia de ponderare aplicata pentru fiecare categorie aplicata proiectului depozitului de inmagazinare subterana.

Figura - Risk score worksheet

Valoarea totala a riscului poate varia intre 10 si 50 de puncte si Fig. 5 scorul de mai jos se traduce intr-un procent de contingenta care urmeaza a fi adaugat la acest proiect in asteptarea unei estimari de ”screening” sau de studiu.

Figura Contingency versus risk score

Scorul de risc rezultat de 20 justifica un nivel de contingenta de 30% pentru aceasta estimare de 'screening'.

Rezultatul estimarii costurilor instalatiilor

Forari CAPEX

Numarul de sonde necesare pentru a goli campul in unitatea de timp ceruta, așa cum este discutat mai sus, este de ordinul a 1000. Forarea unui numar de astfel de sonde si conectarea tuturor la instalații nu este realista. Cu toate acestea, pentru exhaustivitatea costului estimativ este de presupus ca acest numar de sonde sunt forate si conectate la instalații, printr-o structura de conducte linii de colectare de tip „fishbone”.

Conducta CAPEX

Sunt necesare o conducta de import de 70 km -12 inch si una de export de 110 km-24inch.

Costuri de operare

Estimarea costurilor de operare se bazeaza, in aceasta faza a proiectului pe un procent fix pentru diferitele elemente de investiție.

Instalatii 4% pe an

Conducte 1% pe an

Sonde 1% pe an

3.2 Underground Gas Storage Option 2 (Deep Field)

Dezvoltarea campului

O serie de sonde parametrice adanci (> 3000 m), au fost forate in anii ‚60. Nu au fost descoperite hidrocarburi, dar secvențele sedimentare groase Jurassice si Paleozoice au fost penetrate de structuri complexe, probabil legate de un complex de panze tectonice. Explorarea geofizica de gravimetrie si magnetism sugereaza prezenta unor structuri de adancime (la nivelul Paleozoicului), ce prezinta șanse adecvate pentru un depozit subteran de inmagazinare a gazului.

Au fost identificate șase potențiale structuri (a se vedea la stanga), care garanteaza o analiza ulterioara.

Pentru a permite dimensionarea potentialului depozitului DSIG se constata un zacamint cu urmatorii parametri:

Grosimea zacamintului de l0 m

Permeabilitate de 25-45 mD

Aceasta va avea ca rezultat sonde ce pot produce intre 10 si 25 MMscf/zi si ca rezultat se presupune ca sunt necesare aproximativ 20 sonde.

Gazul de Import si Export – Infrastructura conductelor

Locatia campului nu este cunoscuta si optimizarea conductelor, daca este posibil, nu se poate face. Se presupune, in analogie cu optiunea Victorovca, o linie dedicata de import care va fi necesara pentru injectia gazului si ca o linie dedicata de export va fi instalata pentru conectarea depozitului de inmagazinare la cele trei linii de distribuție. In aceasta evaluare sunt aplicate lungimi si diametre similare cu cele pentru optiunea Victorovca.

Instalații de Injecție si Producție

In comparatie cu optiunea Victorovca, campul nu poate fi completat direct de la conducte, dar compresia este necesara. Cu toate acestea, pentru productie este necesara numai deshidratarea. Capacitatea compresorului de injectie este o functie a timpului de umplere admisibil. Se presupune ca Q2 si Q3 sunt disponibile pentru completarea campului, prin urmare, de 180 de zile. Prin urmare, sunt obligatorii numai compresoare cu o capacitate de 1.1 milioane de Sm³/zi (40 MMscfd). Presiunea de admisie pentru acest compresor este o functie a presiunii de operare in conducta principala care funcționeaza intre 55 [compresor conductei auxiliare in aval] si 25 barg [compresor conductei auxiliare din amonte]. Cu toate acestea, pentru calculele compresorului este asumata o presiune de admisie minima de 25 barg.

Fara a avea cunoștințe despre zacamint, se presupune ca gazul inmagazinat in zacamint va fi saturat cu apa in conditiile zacamintului de 200 barg si 70 – 80 °C. Sondele vor fi conectate la colector in instalația de tratare ce va functiona la o presiune de 60 barg. Gazul produs va curge printr-un racitor de intrare si un separator de gaze lichide in coloana de deshidratare TEG inainte de trecerea gazului printr-un contor fiscal in linia de 24-inch de export.

In mod analog cu optiunea Victorovca e propusa, pentru evaluarea costurilor, proiectarea a 2 trenuri de 125MMscfd. Lucrarile viitoare de „filozofie a functionarii” ar trebui sa stabileasca ce economii sunt necesare.

Costuri

Costurile estimative urmeaza conceptual descris in optiunea 1.

Instalațiile CAPEX

Forari CAPEX

Se presupune ca aproximativ 20 de sonde vor fi necesare. In continuare este prezentata ipoteza posibilitatii forarii sondelor multiple si ca, de-a lungul campului 4 enclave de sonde fiecare cu 5 sonde sunt forate. Fiecare enclava de sonda are propriul sau conector conectat printr-o linie de 8-inch de 1500 de metri la instalatiile de tratare.

Conducta CAPEX

Este necesara o conducta de import de 70 km 12-inch si una de export de 110 km 24-inch.

Costurile de functionare

Estimarea costurilor de functionare se bazeaza, in aceasta faza a proiectului pe un procent fix pentru diferitele elemente investite.

Instalatii 4% pe an

Conducte 1% pe an

Sonde 1% pe an

3.3 Depozitul Subteran de Inmagazinare Optiunea I (Aspecte SSM)

Multe articole suni deja consacrate pentru riscul de sanatate si siguranta a depozitului subterane de inmagazinare a gazului, cel mai recent este studiul executat de catre Preospectiunea Geologica Britanica, in 2008, pentru sanatate si siguranta. [Raport de Cercetare RR 605 de DJ Evans]

Principalele domenii de interes si referiri sunt tipurile de instalații care ar putea fi dezvoltate si daca gazul ar putea ajunge la suprafata punand in pericol populatia. Sectiunea raportului rezuma constatarile din raportul RR605, care de asemenea a facut referiri la multe alte studii despre DSIG.

Peste 90 de ani de experienta a fost acumulata in ceea ce priveste tehnologia pentru DSIG, cu circa 630 instalații DSIG (de diferite tipuri) functionabile in prezent in intreaga lume. Studiul a constatat 65 rapoarte sau conturi cu problemele intimpinate la SIC [= subteran de inmagazinare a combustibilului – care include nu numai gaze, dar si condensat, etc] instalații, in principal, din America si Europa de Vest. S-au gasit si raportat putine cazuri din Rusia sau din Europa de Est, dar nu exista nici un motiv sa credem ca nu au existat incidente, s-ar putea ca acestea sa nu fi fost pur si simplu raportate, sau au fost pierdute in timpul acestei cautari ample. Din cauze foarte severe, aceste incidente au fost gasite asociate cu 9 decese, in jur de 62 de vatamari si cel putin 6700 de evacuari. Din incidentele raportate, 15 au fost insotite de o explozie si sau de incendii, 10 au avut loc in instalatiile cavernelor de sare. Din cele 9 decese raportate in 5 incidente SIC, 8 au fost in 4 incidentele din cavernele de sare din SUA si care nu au fost limitate doar la gaze naturale, dar care au inclus si depozite de alte hidrocarburi. Cel de-al noualea incident a avut loc in instalația unui acvifer de depozitare la vest de Berlin, in anul 1960. Natura si magnitudinea cauzei, a scarii, si severitatea celor 65 de probleme raportate s-au dovedit a fi extrem de variabile in amploare, depinzand de o combinatie de mai multi factori. In mod obisnuit, eliberarile si accidentele apar prin esecull infrastructurii de natura umana (incluzand sonde de tubare, conducte, supape si compresoare), erori umane (utilizarea necorespunzatoare si a cavernelor existente, planificare slaba, de conducere slaba sau de proasta functionare si de lipsa de verificare de catre companie sau operatorul depozitului). Una sau doua probleme au rezultat din cauze naturale (extreme) – de exemplu, activitatea seismica. Contrar opiniei publice, depozitul de tip DSIG este considerat de catre alte sectoare ale industriei si de cercetare, ca avand inregistrate conditii excelente de sanatate, de siguranta si de protectie a mediului (Lippman & Benson, 2003; Imbus & Christopher, 2005).

In concluzie, instalatiile DSIG sunt proiectate si exploatate pentru a evita scurgerea de gaze. Variatia presiunii de functionare a instalatiilor DSIG este conceputa pentru a fi mai mica decat cea care ar putea induce fracturi hidraulice (deschiderea fracturilor) in roca. Pentru a evita scurgerea prin roca magazin, suprapresiunea aplicata, trebuie, prin urmare, sa fie mai mica decat presiunea de deplasare/intrare, care este, in general, mai mica decat presiunea de fisurare. Dintre multele rapoartele dedicate pentru DSIG, este clar ca un numar de factori sunt critici pentru proiectarea si construcția cu success si in siguranta a depozitelor DIG, incluzand:

locatia ofera straturi destul de adanci, sigure si viabila din punct de vedere economic al depozitului de inmagazinare a gazului sub presiuni inalte

Dezvoltarea depozitului DSIG cere ca locatia sa fie caracterizata in mod adecvat, geologic

Ca instalația sa fie conceputa si exploatata in masuri de siguranta suficiente pentru a asigura ca zacamintul de inmagazinare sau caverna de sare sa nu poata accidental sau in alt mod sa fie suprapresurizata

Proiectarea, constructia, monitorizarea si intreținerea corespunzatoare a sondelor de injecție/extracție

Sondele abandonate, in si in jurul zonei de depozitare propuse, trebuie sa fie localizate cu precizie si completarile precedente verificate pentru integritatea si etanseitatea gazului.

In mod clar toate cele de mai sus pot fi obținute doar prin intermediul caracterizarii detaliate a locatiei si prin investigatii geologice. In campurile de petrol si gaze depletate, multe dintre aceste lucrari ar fi fost efectuate in timpul fazelor de explorare si productie, atunci cand astfel de cunoastere detaliata a zacamantului si structurii este necesara pentru a maximiza productia. Pentru acvifere, cea mai mare parte a investigatiilor necesare pentru a descoperi si dezvolta campurile de petrol gaze trebuie inca sa fie intreprinse. Din acest motiv, dezvoltarea acviferelor de inmagazinare sunt, in general, mai costisitoare. Dezvoltarea cavernelor de sare ca depozite de inmagazinare necesita investigatii geologice detaliate, cu scopul de a determina adancimea, grosimea, intinderea si gradul de puritate al straturilor de sare in care este propus pentru a dezvolta depozitul. Forajele trebuie sa fie forate pentru a furniza probe din halit pentru teste „in situ” si de laborator, pentru a obtine informatii referitoare la taria si proprietatile mecanice. Cu toate acestea, exista o situație numita „Catch 22”. Cavernele de depozitare ideale sunt mai sigure atunci cand cateva foraje patrund in roca magazin si in succesiunea de sare. Aceasta este, poate, de asemenea, valabila si pentru campurile depletate, deși mai putin posibil, va fi versiunea ceva mai lenta, datorita constrangerilor fizice ale gazului, fiind „produs” in spatiul porilor. Prin urmare, este necesara proiectarea si planificarea cu grija a forajelor pentru a genera un numar minim de penetrari, care ar putea forma traseul inapoi la suprafata pentru orice gaz, care ar putea scapa din caverna de sare. In mod ideal, caracterizarea locatiei ar implica tehnici non-invazive de investigatie, cum ar fi date seismice de reflectie (poate un cub 3D) ce ajuta la construirea unui model 3D al structurii subsuprafetei a distributiei straturilor de sare. Datele seismice (probabil dobandite cu surse de inalta frecventa), legate de diagrafiile geofizice de sonda, ar oferi cel mai mare potențial pentru a obtine imaginea oricarei fracturi ce ar putea afecta locatia de depozitare propusa.

Evaluare Economica

Urmatoarele ipoteze sunt luate in considerare in evaluarea economica:

O durata de construcție si forare de 4 ani cu distribuția costurilor de 15%. 40%. 40% si 5 % pe 4 ani

Scazut la 7% si 10%

Pretul de vanzare al gazului, in tara, va creste la semnarea contractului de construire si functionare a depozitului subteran

Inceputul proiectului este in 2010

Calculele economice pe perioada 2010 - 2042

Inceperea proiectului in 2014

Pretul de achizitie pentru pernele de gaz introduse initial in depozitul subteran este de €184/1000m³

In ansamblu, consumul/vanzarile de gaz in Moldova este de 1300 mln m³/an

Costul instalatiilor si de functionare al depozitului subteran este platit printr-o crestere a pretului gazului vandut in Moldova

O crestere a pretului direct la inceperea proiectului si o crestere procentuala in fiecare an

Nu s-a luat in considerare nici o depreciere sau amortizare

Rezultatele Campului Victorovca

Creșterea treptata treptata

Ipoteza acestui scenariu este faptul ca pretul de vanzare in tara va creste direct de la semnarea contractului de construcție. Rezultatele diferitelor termene de plata sunt prezentate de mai jos:

Pentru a obtine un IRR de 10% replata, in 7 ani, ar fi necesara o crestere instantanee de 89 €/1000 m³. Un pas mare in costul gazului variind de la 28 la 50% din pretul actual la inceputul serviciilor DSIG este putin probabil sa fie usor de acceptat de catre consumatori prezenti si o crestere mai blanda a costurilor vanzarilor de gaze, a fost elaborata, prin urmare, in cadrul unui scenariu de crestere procentuala.

Cresterea procentuala

O evaluare pe baza unuei cresteri procentuale in fiecare an, pana cand proiectul este platit, in timp ce pretul gazului va ramane, ulterior constant, a fost elaborata mai jos:

In mod similar cu cresterea treptata, prin cresterea pretului la gaze cu 8% pe an un IRR de 10% si replata in termen de 7 ani pot fi realizate. In cazul in care pretul gazului ar ramane constant, pe timpul de viața de 30 de ani al proiectului, un supliment de 1004 milioane € poate fi caștigat.

Results Deep Field Resultatele Campului de Adancime

Cresterea treptata

Ipoteza in acest scenariu este faptul ca pretul de vanzare in tara va creste direct de la semnarea contractului de constructic. Rezultatele pentru diferite termene de plata este prezentat mai jos:

Pentru a obtine un IRR de 10% si replata, in 7 ani, ar fi necesara o crestere instantanee de 61.4 €/l000 m3.

Un pas mare in costul gazului variind de la 20 la 35% din pretul actual de vanzare pentru public direct la inceputul proiectului nu se considera acceptabil, astfel o crestere mai blanda a pretului de vanzare al gazului a fost considerata.

Creșterea procentuala

O evaluare pe baza unui cresteri procentuale in fiecare an, pana cand proiectul este platit, ulterior, pretul nu mai creste si ramane la nivelul atins arata urmatoarele niveluri:

In mod similar cu cresterea treptata, se poate realiza un IRR de 10% si replata in termen de 7 ani prin cresterea preturilor la gaz. cu 6% pe an. In cazul in care pretul gazului, ar ramane constant, ulterior, pe timpul de viata de 30 de ani al proiectului, se poale cistiga un supliment de 665 milioane €.

Concluzii si Recomandari

Geologia Moldovei se caracterizeaza prin doua regiuni distincte prin doua regiuni distincte, partea de sud a Republicii, ce contine secvente de roci sedimentare, care ar putea fi folosite in scopuri de inmagazinare, precum si portiunea ramasa, formata din roci metamorfice si magmatice, in mod normal, improprii pentru inmagazinarea subterana a gazului.

Diferitele tipuri de zacaminte DSIG pot fi considerate a stoca volume strategice de gaz de exemplu, zacaminte de gaze naturale depletate (epuizate), zacaminte in straturi acvifere subterane si cavernele de sare. Domurile de sare pentru crearea cavernelor de sare nu sunt prezente in Moldova, dar mai mult decat atat, acest tip de depozitare subterana este potrivit, mai degraba, pentru cererile de gaze din perioadele de consum de varf, decat din perioadele de consum sezoniere. Atenția acestui raport a fost, prin urmare, indreptata catre zacamintele de gaz depletate si catre acvifere

Desi nu este un zacamant de gaz depletat, campul Victorovca a fost revizuit ca 'potential DISG, dar identificat, de asemenea, pentru o analiza ulterioara a șase posibile structuri purtatoare de apa.

Campul de gaze Victorovca, ca urmare a presiunii scazute a zacamintului, a zacamintelor relativ inguste si a permeabilitații scazute a rocii, prezinta o rata initiala de extracție de numai 6650 m³/zi sau de 0.235 MMscfd pe sonda. Pentru a satisface criteriul ratei de extracție de 235 MMscf/zi un numar incredibil de 1000 de sonde este necesar pentru a se conforma cererii globale. Dezvoltarea campului Victorovca pentru a produce la aceasta rata este, prin urmare, considerata nepracticabila.

S-ar putea lua in considerare reducerea ratei de extractie a campului Victorovca la aproximativ 25 MMscfd si de aprovizionare cu gaz numai in partea sudica a Moldovei. Dar aceasta nu este in conformitate cu intenția originala deoarece ofera numai o solutie localizata si nu rezolva deficitul de gaze din Chisinau si din alte zone ale Moldovei.

Șase concentrari de adancime, au fost identificate in timpul vizitei noastre in Moldova si datele de la sondele parametric adanci in aceste structuri au fost solicitate. Cu toate acestea, s-a ajuns mai tarziu la concluzia ca aceste date nu au fost disponibile imediat, considerate a fi secrete si fiind subiectul unei proces mai complicat de informare. Acest raport cuprinde, prin urmare, numai considerente ipotetice pentru o structura de adancime DSIG, așa cum s-a decis de comun acord cu BERD.

Deși campul Victorovca poate fi privit ca o solutie partiala a cererii de inmagazinare a gazului din Moldova, cerintele economice si de dezvoltare a instalatiilor DSIG au fost, totusi, elaborate in detaliu pentru a demonstra metodologia globala. Costul total, incluzand cotele de crestere si de contingenta va fi aproximativ 770 mil. € sau 3.8 €/ m³ sau 5.3 $/ m³ de gaz inmagazinat

Alternativ o structura de adancime din sudul Moldovei ar putea fi luata in considerare pentru DSIG. Costul total pentru dezvoltarea unei structuri de adancime ca depozit DSIG incluzand cotele de crestere si de contingenta ar fi aproximativ 535 milioane € sau 2.7 €/ m³ sau 3.8 $/ m³ de gaze inmagazinate

Bazat pe o perioada de recuperare de 7 ani si un IRR de 10%. se estimeaza ca pentru campul Victorovca, pretul gazului consumatorului ar necesita o crestere treptata de 89 €/1000 m³ sau o crestere anuala a pretului gazului de 8.1%, in cei 7 ani de recuperare a investiției. O relaxare a perioadei de recuperare de pana la 20 de ani va avea ca rezultat o crestere treptata de 66 €/1000m³ sau o crestere anuala de 3,6% in urmatorii 20 de ani de recuperare a investiției.

In mod similar pentru o structura de adancime DSIG, pretul gazului consumatorului ar necesita o crestere treptata de 61 €/1000m³ sau o crestere anuala a pretului gazului de 6% este de ajuns, pana la replata in 7 ani. O relaxare a perioadei de replata de pana la 20 de ani va avea ca rezultat o crestere anuala treptata de 4.5 €/1000 m³ sau 2.6% de-a lungul a 20 de ani

Concluzia generala este ca Depozitul Subteran de Inmagazinare a Gazului este de asteptat sa fie fezabil, in partea de sud a Moldovei, dar ca sunt necesare investigații suplimentare pentru a identifica un candidat potrivit pentru inmagazinarea subterana din cele șase structuri de adancime identificate

Atasament 1 (Domeniu de lucru)

Locatia si optiunile tehnice ale Instalatiilor

Consultantul va efectua urmatoarele:

Identificarea si prezentarea unui potențial de pana la patru formatiuni geologice subterane, care s-ar putea califica si ca posibile Instalaii, cu o capacitate totala de gaz de lucru intre 200 si 400 de milioane de metri cubi. Pentru fiecare locatie, sa prezinte caracteristicile tehnice ale formatiunii geologice, inclusiv tipul de depozitare folosit (zacaminte depletate, caverne de sare, acvifere, altele).

Prezentarea pentru fiecare din locatiile naturale identificate a: 1) conditiilor tehnice de construire a depozitului conținand inclusiv evaluarea riscului geologic; 2) unui rezumat al lucrarilor si echipamentului necesar; 3) conditiilor pentru conectarea depozitului la reteaua de transport de gaze; precum si a 4) conditiilor tehnice de reglementare a standardelor din Moldova si Uniunea Europeana (UE) in materie de sanatate, conditii de sanatate, siguranta si de mediu ('SSM').

Identificarea si prezentarea pana la doua locatii potențiale de construire „ad hoc” a instalatiilor de suprafata.

Prezentarea pentru fiecare din locatiile 'ad hoc' a: 1) conditiilor tehnice de construire a depozitului, 2) unui rezumat al lucrarilor si echipamentului necesar, 3) conditiilor pentru conectarea depozitului la reteaua de transport de gaze, si a 4) conditiilor tehnice de reglementare a standardele din Moldova si UE in materie de sanatate, conditii de siguranta si de mediu ('SSM'),

Prezentarea unei clasificari a locatiilor identificate si recomandarea unor posibile locatii de inmagazinare, cu un total de cel putin 200 de milioane de metri cubi de gaz de lucru, clasificate in functie de complexitatea tehnica, cantitatea de munca necesara, in conformitate cu standardele UE pentru SSM, precum si costurile implicate.

Analizarea posibilitatii de furnizare a gazelor naturale, de catre locatiile recomandate, pentru toate zonele conectate in prezent la reteaua de gaze naturale a Republicii Moldova.

Pentru fiecare locatie recomandata, prezentarea oricarui risc semnificativ social si de mediu. Aceasta va include locatiile din zonele protejate sau din zonele populate, care ar putea implica relocarile. In mod special, sa se indice daca exista alte preferinte ale societatii in acest sens din punct de vedere etic al locatiilor.

Plan economic si de pre-dezvoltare pentru construcția si functionarea Instalatiilor

Pentru locatiile recomandate, consultantul va efectua urmatoarele:

Prezentarea unui detaliu preliminar al lucrarilor necesare pentru a transforma fiecare formatiune geologica intr-un depozit de inmagazinare subteran, precum si o sinteza a lucrarilor de infrastructura, necesare pentru prelucrarea gazelor naturale, precum si conectarea la reteaua existenta de transport a gazelor naturale. Prezentarea duratei aferente finalizarii Instalatiilor.

Prezentarea costurilor estimative pentru construirea fiecarui depozit cit si pentru conectarea la reteaua de transport de gaze naturale, separate pe tipuri de cheltuieli de capital, cheltuieli de functionare si cheltuieli neprevazute, inclusiv costurile SSM.

Prezentarea unui calcul net initial pentru Instalații presupunand ca operatorul va genera o taxa pe baza gazelor naturale inmagazinate. Va rugam sa furnizati estimativ taxa ceruta in USD pe mia de metri cubi pentru a permite din punct de vedere economic o rata interna a rentabilitații de 10%.

Atasament 2

Definitii ale Depozitelor Subterane

Exista mai multe masuratori volumetrice, utilizate pentru a cuantifica caracteristicile fundamentale ale unui depozit de inmagazinare subterana si a gazului conținut in acesta. Pentru unele dintre aceste masuratori, este important sa se faca distincții intre caracteristica unui depozit subteran, cum ar fi capacitatea sa, dar si caracteristica gazului natural din cadrul depozitului subteran, cum ar fi nivelul de inventar actual. Aceste masuratori sunt dupa cum urmeaza:

Capacitatea totala inmagazinata a gazului este volumul maxim de gaz, care poate fi inmagazinat intr-un depozit de inmagazinare subteran in conformitate cu dimensiunile acestuia, ce cuprinde caracteristicile fizice ale zacamintului de gaz, echipamentul instalat, precum si procedurile de operare speciale locatiei.

Gazul total inmagazinat este volumul inmagazinat in depozitul subteran la un moment dat.

Perna de gaz este volumul de gaz cu destinația de inventar permanent intr-un zacamint de inmagazinare pentru a mentine presiunea si ratele de extracție adecvate in timpul sezonului de productie.

Capacitatea gazului de lucru se refera la capacitatea totala de inmagazinare a gazului minus perna de gaz.

Gazul de lucru este volumul de gaz din zacamant deasupra nivelului gazului de baza. Gazul de lucru este cel disponibil pe piata.

Extracția este de cele mai multe ori, exprimata ca masura cantitatii de gaz care poate fi emis (extras) dintr-un depozit de inmagazinare in fiecare zi. De asemenea, recunoscuta si ca rata de extracție sau de extragere a gazului, sau capacitate de extracție, extracția este, de obicei, exprimata in termeni de milioane de m³ pe zi (Mm³/zi). Ocazional, extracția este exprimata ca si conținutul echivalent de caldura al gazului extras din depozitul de inmagazinare; exprimat de cele mai multe ori in dekatherms/zi. Extracția unui anumit depozit de inmagazinare este variabila si depinde de urmatorii factori: cantitatea de gaz din rezervor la un anumit timp, presiunea in rezervor, capacitatea de comprimare disponibila a suprafetei depozitului asociata zacamintului, precum si de alți factori. In general, rata de extracție a depozitului variaza direct cu cantitatea totala de gaz in rezervor, creste in cazul in care zacamintul este plin si scade in timp ce gazul de lucru este extras.

Injecția reprezinta complementul ratei de extracție sau extragere. Aceasta este cantitatea de gaz care poate fi injectat intr-un depozit de inmagazinare in fiecare zi. Ca si in cazul extracției, capacitatea de injectie este adesea exprimata in Mm³/zi, desi therms/zi este, de asemenea, utilizat. Capacitatea de injectare a unui depozit de inmagazinare este de asemenea variabila, si este dependenta de factori, comparabili cu cei care determina extracția. Prin contrast, rata de injectie variaza invers proportional cu cantitatea totala de gaze din depozitul de inmagazinare: scade in cazul in care zacamantul este plin si creste cand gazul de lucru este extras.

Nici una dintre aceste masuri pentru orice depozit de inmagazinare dat nu sunt fixe sau absolute. Ratele de injectare si extragere variaza daca in cadrul depozitului de inmagazinare nivelul de gaz variaza. In plus, in practica, un depozit de inmagazinare poate fi in stare sa depaseasca, in anumite circumstante, capacitatea totala certificata prin depașirea anumitor parametrii operationali. Dar capacitate totala a depozitului de inmagazinare poate, de asemenea, varia temporar sau permanent, daca parametrii care-i definesc variaza.

Mai mult, masurile din pernele de gaz, gazul de lucru, si capacitatea gazului de lucru pot, de asemenea, varia din cand in cand. Acest lucru se produce, de exemplu, in cazul in care un operator de inmagazinare reclasifica o categorie de gaz la alta, de multe ori, ca urmare a noilor sonde, echipamente sau practici de operare (in general, o astfel de schimbare necesita aprobarea autoritatii de reglementare adecvata). De asemenea, depozitele de inmagazinare pot extrage pernele de gaz pentru aprovizionarea pietei in timpul unei cereri speciale mai grele, cu toate ca, prin definitie, acest gaz nu este destinat pentru utilizarea respectiva.

Atasament 3

Tipuri de inmagazinarc subterana

Adesea gazul natural este stocat in zacaminte depletate de gaze natuale sau petrol, care sunt in apropierea zonelor industriale si energetice. Conversia statutului unui zacamant de la productie la inmagazinare tine cont de existenta sondelor, a sistemelor de colectare, precum si de o retea de gaze. Zacamintele depletate de petrol si gaze sunt utilizate cel mai frecvent ca depozite de inmagazinare subterana din cauza nivelului inalt de disponibilitate.

In unele regiuni, mai ales in Statele Unite, acviferele naturale au fost transformate in depozite de inmagazinare a gazului. Un acvifer este potrivit pentru inmagazinarea gazului in cazul in care formatiunea acvifera este suprapusa de un strat de roci magazin impermeabile si limitate de o structura inchisa. In timp ce geologia unui zacamint acvifer poate fi similara cu cea a unui zacamant depletat de petrol sau gaze, utilizarea sa ca un spatiu de inmagazinare a gazelor naturale necesita, de obicei, o perna de gaz mai mare si o mai mare monitorizare a performantei de injecție si de extragere. Ratele de extractie pot fi imbunatatite prin prezenta unui regim de lucru al zacamantului cu impingere de apa.

Cavernele de sare ofera rate de extragere si injectare foarte mari in raport cu capacitatea gazului de lucru. Marea majoritate a cavernelor de sare folosite ca depozite subterane de inmagazinare de gaze s-au format in formatiunile de sare de pe coastele americane. Cavernele de sare au fost, de asemenea, provenite din formatiunile de sare din tarile Nordice si Vestice. Construcția cavernelor este mult mai costisitoare decat conversia zacamintelor depletate daca ne bazam pe costurile in USD la mia de metri cubi de gaze a capacitații gazului de lucru, dar capacitatea de a efectua mai multe cicluri de extragere si injectie in fiecare an, reduce costul pe unitate pentru fiecare mie de metri cubi de gaz injectat si extras.

Figura 1 este reprezentativa pentru diferitele tipuri de depozite subterane de inmagazinare