CH711711A2 - Prozess und Anlage zur Speicherung von Gas in einer unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte. - Google Patents

Abstract

Ein Prozess zur Speicherung von Gas in einer unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte umfasst die Schritte: a) Identifizieren einer unterirdischen Lagerstätte, b) Bereitstellen eines Gases an einer Eintrittsstelle der unterirdischen Lagerstätte, c) Komprimieren des Gases auf einen Injektionsdruck und d) Injizieren des Gases in die unterirdische Lagerstätte. Er umfasst weiterhin die Schritte: e) Beschaffung der Bedingungen der unterirdischen Lagerstätte und f) Komprimieren des Gases auf Injektionsdruck, der sich in der Nähe des Taupunktdrucks des Gases unter den Bedingungen der unterirdischen Lagerstätte befindet. Durch Einstellen des Gasdrucks auf einen Wert nahe seines Taupunktdrucks beim Injizieren in die unterirdische Lagerstätte ermöglicht es das Verfahren nach der Erfindung, das Ausfällen von Kondensat zu verhindern und somit die Kondensatrückspeisung zu maximieren. Es ermöglicht auch, die Skin-Bildung in der Lagerstätte zu verhindern und folglich die Injektivität und Ausspeisefähigkeit zu erhöhen. Da weiterhin der Lagerstättendruck höher sein kann, ist die Ausspeisefähigkeit der Bohrung ebenfalls höher und es sind weniger Produktionsbohrungen erforderlich.

Description

Beschreibung Technisches Gebiet [0001] Diese Erfindung bezieht sich auf einen Prozess nach der Präambel zum unabhängigen Anspruch 1 und insbesondere auf eine unterirdische Gasspeicheranlage nach der Präambel zum unabhängigen Anspruch 15.

[0002] Dieser Prozess, bestehend aus den Schritten: Identifizieren einer unterirdischen Lagerstätte, Bereitstellen eines Gases an einer Eintrittsstelle oder einer Bohrung zu einer unterirdischen Lagerstätte, Komprimieren des Gases auf einen Injektionsdruck und Injizieren des Gases in die unterirdische Lagerstätte, kann zur Speicherung von Gas in einer unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte eingesetzt werden.

Bisheriger Stand der Technik [0003] Die unterirdische Gasspeicherung (UGS) ist ein wichtiger Bestandteil der Erdgasindustrie. Aus historischer Sicht ist die unterirdische Gasspeicherung weit verbreitet, seit Fernleitungen zur Anwendung kommen. 1915 wurde Erdgas in Well and [siel] County, Ontario, Kanada, erfolgreich unterirdisch gespeichert. Mehrere Bohrungen in einem teilweise erschöpften Erdgasfeld wurden nachgerüstet und im Sommer wurde Gas in die Lagerstätte injiziert und im folgenden Winter daraus entnommen. 1916 nahm die Iroquis Gas Company das Erdgasfeld Zoar südlich von Buffalo, New York, USA, als Speicheranlage in Betrieb, und es ist noch heute in Betrieb. 1919 injizierte die zentrale Erdgasgesellschaft von Kentucky Gas in das erschöpfte Erdgasfeld Menifee in Kentucky, USA. Bis 1930 waren neun Speicheranlagen in sechs verschiedenen Bundesstaaten in Betrieb. Vor 1950 bestanden im Wesentlichen alle UGS-Projekte aus ganz oder teilweise erschöpften Gaslagerstätten, die einer neuen Verwendung zugeführt wurden. Das Injizieren von Gas in eine Grundwasser führende Schicht, die Salzkaverne, eine aufgelassene Mine und ausgekleidete Felskaverne fand 1946 (Kentucky, USA), 1961 (Michigan, USA), 1963 (Colorado, USA) und 2002 (Skallen,Schweden) statt. Die erste UGS-Anlage in der UdSSR wurde im erschöpften Gasfeld Bashkatovskoye im Osten von Kuibyshev Oblast errichtet. Die Gasinjektion wurde 1958 aufgenommen und das Gas wurde 1959 in eine neue wasserführende Konstruktion in der Nähe von Moskau (heute «Ka-luga UGS»-Anlage) verbracht.

[0004] Ende er 1950er Jahre war man überzeugt, dass die Nuklearenergie die zukunftsträchtigste Energiequelle darstelle und dass diese Energie sehr billig werden würde. Diese Situation änderte sich durch die erste Energiekrise 1973 und die zweite, die einige Jahre später folgte. Darüber hinaus greift das Bewusstsein um sich, dass Kernenergie nicht die Bedeutung erreicht, die man sich von ihr erhofft hatte (Harrisburg, Tschernobyl). In der Folge stieg die Nachfrage nach Erdgas rapide an. Das Ergebnis der wachsenden Nachfrage nach Gas war eine Zunahme von UGS-Anlagen.

[0005] 2008 waren Gasspeicheranlagen in etwa 33 Ländern in Betrieb, von denen die USA das grösste darstellten. In Frankreich kam 2008 über die Hälfte des Gasverbrauchs der privaten Haushalte zu Heizzwecken aus Speicheranlagen. Laut Analysen der jüngsten Entwicklungen waren 2013 Speicheranlagen in 48 weltweit in Betrieb. Weltweit bestehen etwa 688 Anlagen und etwa 236 Projekte sind im Bau- oder Planungsstadium. Die weltweite Gasspeicherkapazität wird mit 377 Milliarden Kubikmetern angegeben.

[0006] Über 50 Jahre lang wurde in der Russischen Föderation ein fortschrittliches UGS-System als Bestandteil des Einheitlichen Gasversorgungssystems entwickelt. Derzeit sind ca. 25 UGS-Anlagen in Betrieb, die seit Beginn der Entnahmeperiode ca. 64 Milliarden Kubikmeter gewerblich genutztes Gas und 620 Millionen Kubikmeter pro Tag an potentieller Spitzen-Ausspeisungskapazität verzeichnen. Die Russische Föderation betreibt die weltweit grösste UGS-Anlage, die in einem erschöpften Gasfeld gebaut wurde, und die UGS-Anlage Kasimovskoye, die in einer Grundwasser führenden Schicht geschaffen wurde, mit einer Gesamtkapazität von 24 bzw. 9 Milliarden Kubikmetern.

[0007] Im Vereinigten Königreich deckte der Kohlebergbau bis in die 1950er Jahre fast 90% des Energiebedarfs. Mit den Krisen im Zusammenhang mit Kernkraft und der Entdeckung des Nordseegases fand in den 1980er Jahren im Energieerzeugungssektor ein «Run auf Gas» statt, wobei Kohlekraftwerke durch Gaskraftwerke ersetzt wurden. Obwohl Frankreich, Deutschland und Italien jeweils über Gasspeicherkapazitäten von über 20% des Jahresverbrauches verfügen, sind im UK die Erdgasspeicheranlagen ausserordentlich begrenzt und entsprechen nur 4% des jährlichen Verbrauchs. UGS ist im UK eine relativ neue Technik. Im UK erreichte das aus der Nordsee und der Irischen See geförderte Gas 1999 seinen Höhepunkt. Seither ist die Produktion etwa um die Hälfte zurückgegangen. Dank der rückläufigen Produktionszahlen wurde das UK 2004 zum Netto-Gasimporteur. Im UK sind bis zu 7 UGS-Anlagen in Betrieb.

[0008] In China ist der Bedarf an Erdgas über die letzten Jahre dramatisch gestiegen. 2010 betrug der Gasverbrauch der privaten Haushalte über 100 Milliarden Kubikmeter und bis 2020 dürfte er 450 Milliarden Kubikmeter erreichen. CNPC plant bis 2015 den Bau von 10 Gasspeicheranlagen mit einer Gesamtspeicherkapazität von 22,4 Milliarden Kubikmetern.

[0009] In den letzten Jahren hat sich die Gasentnahmepraxis insofern verändert, als Erdgas zur Stromerzeugung verwendet wird. Das bedeutet, dass die UGS sommers wie winters eingesetzt werden. Die Erdgasindustrie erkannte, dass die Kapazität von Fernleitungen nicht ausreicht, um stark besiedelte Gebiete während Spitzenverbrauchszeiten mit Gas zu beliefern. Daher verzeichnen die UGS-Standorte weltweit erhebliche Zuwachsraten. Darüber hinaus spielt Erdgas aufgrund seines reichlichen Vorkommens, seiner Vielseitigkeit und seiner sauberen Verbrennungseigenschaften eine zunehmend wichtige Rolle bei der Deckung des weltweiten Energiebedarfs. In den nächsten 20 Jahren dürfte die durchschnittliche

Wachstumsrate der tatsächlichen Gasnachfrage mehr als 1,8% pro Jahr betragen. Weiterhin dürfte sich die Gasnutzung bis 2035 im Vergleich zum bisherigen Verbrauch verdoppeln. Daher wäre eine spezifische Konzentration auf die Gaserzeugung und unterirdische Gasspeicherung ausserordentlich günstig. Dieses Dokument konzentriert sich im Sinne einer Forschungslücke auf die unterirdische Kondensatgasspeicherung, die bisher in der Literatur übergangen wurde. Das Thema ist deshalb von Bedeutung, weil Kondensatgas verglichen mit Erdgas und anderen Gastypen andere technische Eigenschaften aufweist, die in dieser Abhandlung im Mittelpunkt stehen.

[0010] Allgemein verändert sich die Gasnachfrage in der Regel zu gegebener Zeit in Abhängigkeit vom Wetter, der Saison, dem Gaspreis und weiteren Einflussfaktoren. Eine ganz normale Änderung der Gasnachfrage besteht im jährlichen Anstieg im Winter. Aufgrund der gestiegenen Nachfrage im Winter können die Pipelines nicht genug Gas transportieren, um den Bedarf der Kunden zu decken. Im Sommer gilt das Gegenteil - d.h. die Pipelines können grössere Gasmengen transportieren als erforderlich. Diese Situation führt normalerweise zu Ineffizienzen im Gastransportsystem.

[0011] Eine Verbesserung dieser Situation ist einer der Hauptgründe, weshalb UGS heute zur Anwendung kommen. Somit wird im Sommer das überschüssige Gas zu den UGS transportiert und in diese injiziert, und bis zum nächsten Winter gespeichert. Dadurch können die Pipelines mit höherer Effizienz arbeiten. Durch Prozesse, die sich UGS bedienen, nimmt auch die Verfügbarkeit während der Wintermonate zu.

[0012] Es gibt mehrere Möglichkeiten zur Speicherung von Erdgas. Die gängigen Arten einer unterirdischen Gasspeicherung sind z.B. erschöpfte Öl- und Gaslagerstätten, Grundwasser führende Schichten und Salzkavernenformationen.

[0013] Das wichtigste Merkmal von UGS ist deren Erzeugungs- und Injektionsrate sowie die Speicherkapazität. Die Speicherkapazität ist abhängig von der Struktur, dem maximal zulässigen Speicherdruck, dem Rohvolumen, dem Porenvolumen und der Wassersättigung. Andererseits sind die Gaserzeugungs- und Injektionsrate abhängig vom Lagerstättendruck, der Speicherkapazität, der Durchlässigkeit, der Gesteinsporosität, der Gesteinsdurchlässigkeit, der Bruchbildung, der Stärke der Grundwasser führenden Schicht, der hydrostatischen Druckhöhe, dem Produktionsweg und der Bohrungskonfiguration.

[0014] Bei den meisten Gasspeicher-Lagerstätten handelt es sich um erschöpfte Öl- und Gaslagerstätten. Die erschöpften Öl- und Gaslagerstätten können sich in der Nähe von Verbrauchsstellen befinden und die Umwandlung von Lagerstätten von der Produktion zur Speicherung kann den Vorteil bieten, dass Bohrungen, Verarbeitungseinheiten, Sammelsysteme und Pipelineanschlüsse bereits vorhanden sind.

[0015] Natürliche Grundwasser führende Schichten können in unterirdische Gasspeicher überführt werden. Eine Grundwasser führende Schicht ist für die Gasspeicherung geeignet, wenn die wasserführende Sedimentgesteinsformation von einem wasserundurchlässigen Deckgestein überlagert wird. Für deren Einsatz zur Gaslagerung ist in der Regel mehr Puffergas und mehr Überwachung der Injektion und Produktion erforderlich.

[0016] In einigen der Salzstockformationen wurden Salzkaverneneinrichtungen entwickelt. Einige Salzkavernen wurden auch aus Salzformationen in geschichteter Lagerung ausgewaschen. Kavernenspeicher sind normalerweise kostspieliger als erschöpfte Lagerstätten, darüber hinaus sind sie normalerweise kleiner und bieten damit eine kleinere Kapazität als die erschöpften Lagerstätten. Ihr Vorteil kann darin bestehen, dass sie eine hohe Injektions- und Erzeugungsrate aufweisen und relativ wenig Puffergas benötigen.

[0017] Die Wahl des Speichertyps kann sich nach der Verfügbarkeit richten. Heute entfallen auf Grundwasser führende Schichten und Salzkavernen etwa 34% der westeuropäischen Speicherkapazität im Vergleich zu ca. 14% in den USA, wo besserer Zugang zu erschöpften Felder möglich ist.

[0018] Ein Umstand, der die Gasspeicherung in unterirdischen Lagerstätten vergleichsweise teuer gestalten kann, ist das Puffergas. Der Begriff «Puffergas» in diesem Kontext bezieht sich auf das Gasvolumen in der Lagerstätte, das während der gesamten Produktion einen geeigneten Druck für die Gas-Ausspeiseleistung erhalten soll.

[0019] Die Arbeitsgaskapazität ist abhängig von der Gesamt-Gasspeicherkapazität und dem Puffergas. Das Haupthindernis für die gesamte Gasspeicherkapazität ist der Lagerstättendruck. Der maximale Gasspeicherdruck kann dem anfänglichen krestalen Druck entsprechen.

[0020] Um zu verhindern, dass das Deckgestein der Lagerstätte abbricht, darf der Gasspeicherdruck nicht auf einen Wert über den anfänglichen Lagerstättendruck erhöht werden. Das Puffergas ist normalerweise hauptsächlich abhängig von der Gaserzeugungsrate, der erforderlichen hydrostatischen Druckhöhe, der Bohrungskonfiguration und dem Wasseranteil. Das Puffergas kann für die unterirdische Gasspeicherung auf der Basis einer Wirtschaftlichkeitsstudie und des Prozessoptimierungsverfahrens optimiert werden.

[0021] Wie vorstehend aufgeführt, nimmt der Lagerstättendruck in Gaskondensat-Lagerstätten aufgrund der Gaserzeugung normalerweise ab. Wenn der Lagerstättendruck auf den Taupunktdruck abgefallen ist, findet in der Lagerstätte eine Kondensatabscheidung statt. Dieser Effekt verstärkt sich mit abnehmendem Lagerstättendruck. Die Sättigung des flüssigen Kondensats aus dem Lagerstättenfluid ist normalerweise gering, weshalb es an den Wänden der Gesteinsporenräume anhaftet und somit das an der Oberfläche erzeugte Gas einen niedrigeren Flüssigkeitsgehalt aufweist. Mit abfallendem Lagerstättendruck steigt die Sättigung des Kondensats. Wenn die Kondensatsättigung einen kritischen Wert erreicht hat, fliesst das überschüssige Kondensat nach unten.

[0022] Eine kritische Kondensatsättigung ist abhängig von der Gesteinsporosität und -durchlässigkeit, der Gesteinsart, der Benetzbarkeit, der Wassersättigung, der Fluidzusammensetzung, dem Lagerstättendruck und der Temperatur. Wenn das Kondensat/Gas-Verhältnis eine bestimmte Schwelle unterschreitet, fliesst das ausgefällte Kondensat nicht und es liegt ein Verlust vor. Bei der Nutzung von Trocken- oder Nassgaslagerstätten als UGS zur Maximierung der Arbeitsgaskapazität wird der Lagerstättendruck durch die Menge Puffergas vermindert, aber in Gaskondensatlagerstätten sollten die Konden-satausfällung und deren Auswirkungen berücksichtigt werden.

[0023] Die Kondensatausfällung wirkt sich negativ auf die Kondensatrückspeisung aus. Mit anderen Worten: Ein Teil des wertvollen Kondensats geht verloren. Die andere negative Wirkung besteht darin, dass es einen negativen Skin-Effekt verursacht, wodurch die Ausspeisefähigkeit und Injektivität der Bohrung abnimmt.

[0024] Vor dem Hintergrund der vorstehend aufgeführten Schwierigkeiten oder der UGS nach dem früheren Stand der Technik besteht Bedarf nach einem Prozess oder einer Anlage, die eine effiziente Speicherung von Gas in einem unterirdischen Speicher gestattet.

Offenlegung der Erfindung [0025] Nach der Erfindung wird dieser Bedarf durch einen Prozess erfüllt, wie er durch die Merkmale des unabhängigen Anspruchs 1 definiert ist, und durch eine unterirdische Gasspeicherungsanlage, wie sie durch den unabhängigen Anspruch 15 definiert ist. Bevorzugte Ausführungsformen sind Gegenstand der Unteransprüche.

[0026] Die Erfindung befasst sich insbesondere mit einem Prozess zur Speicherung von Gas in einer unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte. Der Prozess umfasst die folgenden Schritte: a) Identifizieren einer unterirdischen Lagerstätte, b) Bereitstellen eines Gases an einer Eintrittsstelle der unterirdischen Lagerstätte, c) Komprimieren des Gases auf einen Injektionsdruck und d) Injizieren des Gases in die unterirdische Lagerstätte.

[0027] Er umfasst insbesondere weiterhin die Schritte der e) Beschaffung der Bedingungen der unterirdischen Lagerstätte und f) des Komprimierens des Gases auf Injektionsdruck, der sich in der Nähe des Taupunktdrucks des Gases unter den Bedingungen der unterirdischen Lagerstätte befindet. Beim Komprimieren des [sic!] auf Injektionsdruck können die Bedingungen der unterirdischen Lagerstätte beurteilt werden. So kann z.B. ein Soll-Injektionsdruck basierend auf den Bedingungen des Untergrundes und den Bedingungen des zu speichernden Gases berechnet werden. Das Gas kann dann auf den Soll-Injektionsdruck komprimiert werden.

[0028] Bei der Beschreibung des Prozesses nach der Erfindung ist die Nummerierung a) bis e) der betreffenden Schritte nicht als Abfolge zu verstehen, in der diese Schritte ausgeführt werden müssen. Die Schritte a) bis f) können stattdessen in einer anderen als der oben aufgeführten Reihenfolge durchgeführt werden.

[0029] Der Begriff «Eintrittsstelle», wie er in diesem Schriftstück verwendet wird, bezieht sich auf eine geeignete Öffnung der unterirdischen Lagerstätte, durch die Gas in das Innere der Lagerstätte eingeleitet werden kann. Er kann sich auf jede natürliche oder künstliche Öffnung der Lagerstätte beziehen. Es kann sich dabei insbesondere um eine Bohrung handeln. In derartigen Ausführungsformen kann der Begriff «Eintrittsstelle», so wie er in diesem Schriftstück verwendet wird, durch den Begriff «Bohrung» ersetzt werden. Wenn das Verfahren nach der Erfindung durchgeführt wird, wird oder ist die unterirdische Lagerstätte die unterirdische Gaskondensat-Lagerstätte.

[0030] Der Begriff «in der Nähe», wie er in Verbindung mit dem Taupunktdruck verwendet wird, kann sich auf einen Druck beziehen, der in der Nähe des Taupunkts des Gases in der Lagerstätte liegt. Er kann sich insbesondere auf einen Druck beziehen, der um ca. 1%, ca. 5%, ca. 10% oder ca. 15% vom Taupunktdruck abweicht.

[0031] Durch Einstellen des Gasdrucks auf einen Wert nahe seines Taupunktdrucks beim Injizieren in die unterirdische Lagerstätte ermöglicht es das Verfahren nach der Erfindung, das Ausfällen von Kondensat zu verhindern und somit die Kondensatrückspeisung zu maximieren. Es ermöglicht auch, die Skin-Bildung in der Lagerstätte zu verhindern und folglich die Injektivität und Ausspeisefähigkeit zu erhöhen. Da weiterhin der Lagerstättendruck höher sein kann, ist die Ausspeisefähigkeit der Bohrung ebenfalls höher und es sind weniger Produktionsbohrungen erforderlich. Auf diese Weise kann eine effiziente Gasspeicherung in einem unterirdischen Gasspeicher (UGS) bereitgestellt werden.

[0032] Wenn der Lagerstättendruck unterhalb des Taupunktdrucks absinken kann, nimmt das Arbeitsgas zu, aber es geht wertvolles Kondensat verloren. Während der Gasinjektion bedient sich ein Mechanismus zum Auflösen des Kondensats zu Gas der Diffusion und die Diffusion ist ein relativ langsamer Prozess, so dass nur eine geringe Menge des ausgefällten Kondensats rückgespeist werden kann.

[0033] Die Bedingungen der Lagerstätte umfassen vorzugsweise die Gesteinsporosität und -durchlässigkeit, die Gesteinsart, Benetzbarkeit, Wassersättigung, Fluidzusammensetzung, den Lagerstättendruck und die Lagerstättentemperatur oder eine beliebige Kombination von diesen. Die Einbeziehung dieser Bedingungen der Lagerstätte kann eine genaue Beurteilung des Taupunktdrucks, angepasst an die individuelle Situation der unterirdischen Lagerstätte ermöglichen.

[0034] So umfasst vorzugsweise die Bereitstellung des Gases am Eintrittspunkt der unterirdischen Lagerstätte den Transport des Gases durch eine Pipeline. Ein derartiger Transport via Pipeline ermöglicht eine effiziente Überführung des Gases, so dass der Prozess effizient durchgeführt werden kann.

[0035] Vorzugsweise komprimiert ein Gas-Turbokompressor das Gas auf Injektionsdruck. Ein derartiger Kompressor ermöglicht eine effiziente und vergleichsweise präzise Kompression des Gases. Dabei werden flüssige und feste Partikel vorzugsweise durch einen Saugwäscher aus dem Gas entfernt, bevor das Gas vom Turbokompressor komprimiert wird. Durch das Entfernen kann der Verschleiss des Kompressors vermindert werden, so dass seine Leistung relativ lang erhalten werden kann.

[0036] Vorzugsweise wird das Gas nach dem Komprimieren gekühlt. Durch das Kühlen kann das Gas an die Bedingungen in der Lagerstätte angepasst werden, so dass es effizient aufbereitet werden kann. Weiterhin kann dadurch im Voraus Kondensat entfernt werden.

[0037] Das Gas wird vorzugsweise in mehreren Stufen komprimiert. Insbesondere kann das Gas auf den verschiedenen Stufen seriell komprimiert werden. Dieses mehrstufige Komprimieren ermöglicht ein effizientes Komprimieren und Konditionieren des Gases auf den Taupunktdruck.

[0038] Der Prozess umfasst vorzugsweise die Bereitstellung einer Flüssigkeitsadsorptionssteuereinheit, einer Entfeuchtungssteuereinheit, einer Taupunkteinheit oder einer Kombination von diesen. Eine derartige Einheit bzw. diese mehreren Einheiten können zur Veredelung des Austrittsgases und/oder des Einlassgases verwendet werden.

[0039] Vorzugsweise umfasst der Prozess ferner die Speicherung des Gases in der unterirdischen Lagerstätte während einer Speicherzeit und die Ausspeisung des Gases aus der unterirdischen Lagerstätte nach Ablauf der Speicherzeit. Dabei wird das Gas vorzugsweise im Sommer gespeichert und während einer Spitzenbelastung, vorzugsweise im Winter, ausgespeist. Ein derartiges Verfahren ermöglicht die effiziente Durchführung des Prozesses nach der Erfindung in Anpassung an den Bedarf der Verbraucher.

[0040] Vorzugsweise behandelt eine Gaskondensat-Stabilisationseinheit bei der Ausspeisung des Gases aus der unterirdischen Lagerstätte das dazugehörige Gaskondensat. So kann das Austrittsgas so veredelt werden, dass seine Qualität zunimmt.

[0041] Vorzugsweise wird das Gas entfeuchtet. Ein derartiges Entfeuchten des Gases kann zur Steuerung des Taupunktes des Austrittsgases zweckmässig sein. Dadurch wird das Gas vorzugsweise entfeuchtet, bevor es in die unterirdische Lagerstätte injiziert wird.

[0042] Der Prozess umfasst vorzugsweise das Stabilisieren des gesammelten Gaskondensats. Dadurch ist eine generelle Effizienzsteigerung des Prozesses möglich.

[0043] Ein weiterer Aspekt der Erfindung bezieht sich auf eine unterirdische Gasspeicheranlage. Sie umfasst eine Gastransportpipeline, um das Gas von einem Lieferanten zu beziehen, eine Kompressionseinheit, um das Gas auf Injektionsdruck zu komprimieren, und um das Gas in die unterirdische Lagerstätte zu injizieren. Sie umfasst ferner eine Taupunktsteuereinheit, die dazu angeordnet ist, das Komprimieren des Gases auf einen Druck in der Nähe des Taupunktdrucks des Gases unter vorgegebenen Bedingungen der unterirdischen Lagerstätte zu gewährleisten.

[0044] Eine derartige unterirdische Gasspeicheranlage ermöglicht die effiziente Implementierung des vorstehend beschriebenen Prozesses sowie dessen Effekte und Vorzüge.

[0045] Diese und andere Aspekte der Erfindung gehen aus den nachstehend beschriebenen Ausführungsformen hervor und werden unter Bezugnahme auf diese erläutert.

Kurzbeschreibung der Zeichnungen [0046] Der Prozess und die Anlage zur unterirdischen Gasspeicherung nach der Erfindung sind nachstehend detaillierter mittels beispielhafter Ausführungsformen und unter Bezugnahme auf die beigefügten Zeichnungen beschrieben, wobei:

Fig. 1 eine schematische Ansicht des Gesamtprozesses einer Ausführungsform des Prozesses nach der Erfindung und einer Ausführungsform einer unterirdischen Gasspeicheranlage nach der Erfindung darstellt;

Fig. 2 eine schematische Ansicht von Details des Prozesses und der Anlage zur unterirdischen Gasspeicherung aus Fig. 1 darstellt, insbesondere einschliesslich einer Kompressionseinheit;

Fig. 3 eine schematische Ansicht von Details des Prozesses und der Anlage zur unterirdischen Gasspeicherung aus Fig. 1 darstellt, insbesondere einschliesslich einer Kohlenwasserstoff-Taupunkt-Entfeuchtungseinheit;

Fig. 4 eine weitere schematische Ansicht von Details des Prozesses und der Anlage zur unterirdischen Gasspeicherung aus Fig. 1 darstellt, insbesondere einschliesslich der Kohlenwasserstoff-Taupunkt-Entfeuchtungsein-heit;

Fig. 5 eine schematische Ansicht von Details des Prozesses und der Anlage zur unterirdischen Gasspeicherung aus Fig. 1 darstellt, insbesondere einschliesslich einer Kondensat-Stabilisierungseinheit;

Fig. 6 eine schematische Ansicht von Details des Prozesses und der Anlage zur unterirdischen Gasspeicherung aus Fig. 1 darstellt, insbesondere einschliesslich einer Gastransportpipeline;

Fig. 7 eine schematische Ansicht von Details des Prozesses und der Anlage zur unterirdischen Gasspeicherung aus Fig. 1 darstellt, insbesondere einschliesslich einer Zusatzausrüstung;

Fig. 8 eine schematische Ansicht von Details des Prozesses und der Anlage zur unterirdischen Gasspeicherung aus Fig. 1 darstellt, insbesondere einschliesslich eines Stickstofferzeugungspakets;

Fig. 9 eine schematische Ansicht von Details des Prozesses und der Anlage zur unterirdischen Gasspeicherung aus Fig. 1 darstellt, insbesondere einschliesslich eines Instrumentenluftpakets;

Fig. 10 eine schematische Ansicht von Details des Prozesses und der Anlage zur unterirdischen Gasspeicherung aus Fig. 1 darstellt, insbesondere einschliesslich eines Chemikalieninjektionspakets;

Fig. 11 eine schematische Ansicht von Details des Prozesses und der Anlage zur unterirdischen Gasspeicherung aus Fig. 1 darstellt, insbesondere einschliesslich einer weiteren Zusatzausrüstung;

Fig. 12 eine weitere schematische Ansicht von Details der weiteren Zusatzausrüstung aus Fig. 11 darstellt;

Fig. 13 eine schematische Ansicht von Details des Prozesses und der Anlage zur unterirdischen Gasspeicherung aus Fig. 1 darstellt, insbesondere einschliesslich einer anderen, weiteren Zusatzausrüstung;

Fig. 14 eine schematische Ansicht von Details des Prozesses und der Anlage zur unterirdischen Gasspeicherung aus Fig. 1 darstellt, insbesondere einschliesslich noch einer anderen, weiteren Zusatzausrüstung; und

Fig. 15 eine schematische Ansicht von Details des Prozesses und der Anlage zur unterirdischen Gasspeicherung aus Fig. 1 darstellt, insbesondere einschliesslich noch einer anderen, weiteren Zusatzausrüstung;

Beschreibung der Ausführungsformen [0047] In der folgenden Beschreibung können bestimmte Begriffe der Einfachheit halber verwendet werden, und sollen den Geltungsbereich der Erfindung nicht einschränken. Die Begriffe «rechts», «links», «oben», «unten» und «oberhalb» beziehen sich auf Richtungen in den Figuren. Die Terminologie umfasst die ausdrücklich aufgeführten Begriffe sowie deren Ableitungen und Begriffe mit einer ähnlichen Bedeutung. Auch können räumlich relative Begriffe wie «unten», «unte-re/r/s», «oben», «ober/e/r/s», «proximal», «distal» und dergleichen verwendet werden, um die Beziehung eines Elements oder Merkmals zu einem anderen Element oder Merkmal zu beschreiben, wie in den Figuren dargestellt. Diese räumlich relativen Begriffe sollen unterschiedliche Positionen und Ausrichtungen der Vorrichtungen im Gebrauch oder Betrieb zusätzlich zu der in den Figuren dargestellten Position und Ausrichtung umfassen. Wenn zum Beispiel eine Vorrichtung in den Figuren umgedreht wird, würden Elemente, die als «unten» oder «unterhalb» anderer Elemente oder Merkmale liegend beschrieben sind, dann «oben» oder «über» den anderen Elementen oder Merkmalen liegen. Demnach kann der beispielhafte Begriff «unten» beide Positionen und Ausrichtungen «oben» und «unten» umfassen. Die Vorrichtungen können anders ausgerichtet (um 90 Grad oder in andere Richtungen gedreht) und die in diesem Schriftstück verwendeten räumlich relativen Deskriptoren entsprechend interpretiert werden. Ebenso umfassen Beschreibungen von Bewegungen entlang und um verschiedene Achsen verschiedene räumliche Positionen und Ausrichtungen der Vorrichtung.

[0048] Um Wiederholungen in den Figuren und den Beschreibungen der verschiedenen Aspekte und veranschaulichenden Ausführungsformen zu vermeiden, sei klargestellt, dass zahlreiche Merkmale zahlreichen Aspekten und Ausführungsformen gemeinsam sind. Das Weglassen eines Aspekts aus einer Beschreibung oder Figur bedeutet nicht, dass der Aspekt in den Ausführungsformen, die diesen Aspekt enthalten, fehlen würde. Stattdessen kann der Aspekt aus Gründen der Verständlichkeit, und um weitschweifige Beschreibungen zu vermeiden, weggelassen worden sein.

[0049] Zur Untersuchung einer unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte in einem Prozess nach der Erfindung und deren Eignung als UGS-Lagerstätte wurde eine Simulation durchgeführt und als Beispiel erläutert. Dabei kann die Arbeitsgaskapazität, wenn der Lagerstättendruck geringfügig niedriger, d.h. nahe dem Taupunktdruck, liegt, beurteilt werden.

Beschreibung der Lagerstätte der Simulation [0050] Dieses Beispiel basiert auf einer unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte im Nahen Osten. Das Feld wurde durch Herstellen von Bohrung 1 entdeckt. Das Lagerstättengestein besteht hauptsächlich aus verfestigtem Sandstein mit Ton, Karbonat und einer kleinen Menge Anhydrit. Anfangs beträgt der Lagerstättendruck und die Lagerstättentemperatur bei einer gegebenen Tiefe von 2591 MSS 354 bara und 122 °C. Das anfänglich vorhandene Gas wird geschätzt auf 33 GSm3 (1,165 TCF). Insgesamt produzieren 7 Produktionsbohrungen Gas. Das Kondensat/Gas-Verhältnis wird mit 56,14 Sn-rfVMSm3 (10 STB/MMSCF) gemessen. Die gesamte Gas- und Kondensatproduktion aus 7 Bohrungen über 20 Jahre beträgt 15,84 GSm3 (559 TCF) bzw. 882 KSm3 (5,55 MMSTB). Die maximale tägliche Gaserzeugungsrate beträgt 6 Mcm3D.

Produktionsbedingt sank der Lagerstättendruck auf 214 bara. Basierend auf verfügbaren PVT-Daten < Druck, Volumen, Temperatur > beträgt der Taupunktdruck 243 bara.

Modellinitialisierung der Simulation [0051] Bezüglich des geometrischen Aufbaus ist das Lagerstättenmodell aufgebaut als 51*34*5 Netzwerkraster unter Verwendung eines IRAP-RMS-Modells. Die geologischen Schichten in der Lagerstätte sind D1 und D2. Schicht D1 liegt unten und Schicht D2 liegt oben. Ein kartierbares Karbonat trennt die Teilschichten D1 und D2. Das Verhältnis zwischen den Lagerstättenschichten und den Modellschichten stellt sich wie folgt dar: Lagerstättenschicht D2 entspricht den Modellschichten 1, 2, 3, und Lagerstättenschicht D1 entspricht den Modellschichten 4, 5. Die Schichten D2 und D1 sind ebenfalls in 3 bzw. 2 Modellschichten unterteilt.

[0052] Bezüglich der Gitterblock-Eigenschaften werden nach dem Aufbau des geologischen 3D-Modells mittels IRAP-RMS-Software unter Verwendung von geologischen und petrophysikalischen Daten alle Lagerstätten-Gesteinseigenschaf-ten einschliesslich Porosität, Wassersättigung und dem Netto/Brutto-Dickenverhältnis auf das Rastermass 51 χ 34 χ 5 nach oben skaliert und die erforderlichen Outputs im Format Eclipse300 bearbeitet. Um die Porendurchlässigkeit der Matrix zu beurteilen, wird die Durchlässigkeit im Verhältnis zur Porosität graphisch dargestellt. Die Gleichung der Linie Porosität-Durchlässigkeit wird wie folgt festgelegt: Logk = 0.086 EXP (0,1548*Phi) bei Phi < 10% und Logk = 0,0013 EXP (0,5648*Phi) bei Phi > 10%. Die Durchlässigkeit in y- und z-Richtung ist definiert als gleich der anfänglichen Durchlässigkeit in x-Richtung.

[0053] Bezüglich der Modellbereiche werden Sättigungsbereiche einbezogen. Ein Gesteinsartenbereich ist im Modell definiert. Alle relativen Durchlässigkeitskurven werden normiert und die beste Kurve wird angepasst. Weiterhin werden PVT-Bereiche einbezogen. Die verfügbaren PVT-Daten in Bohrung 2 werden dazu verwendet, PVT-Eigenschaften im Modell zu definieren. Hierzu wird ein erstes PVTi-Paket verwendet, um die Zustandsgleichung unter Verwendung von CVD, CCE und physikalischen Eigenschaften abzustimmen. Die erzeugte PVT-Tabelle wird vom PVT-Paket nach Eclipse exportiert. Ein PVT-Bereich wird im Modell definiert. Eine VFP-Tabelle wird wie folgt generiert: Unter Berücksichtigung von Rohrlänge und -Durchmesser wird eine VFP-Tabelle generiert und im Modell verwendet. In einem VFP-Datenblatt werden Parameter wie der Reibungsverlustgradient-Multiplikator und der hydrostatische Druckgradient-Multiplikator mittels Erzeugungsrate, der Daten für die hydrostatische Druckhöhe sowie des Lochbodendrucks angepasst.

[0054] Die verfügbaren, in der Modellkonstruktion verwendeten Daten sind Folgende: Geologische Daten werden zur Definition des petrophysikalischen Modells für die Log-Auswertung verwendet. Die Daten werden auch im geologischen statischen Modell verwendet. Als petrophysikalische Daten stehen bei einigen Bohrungen Logs zur Verfügung stehen. Diese Daten dienen zur Generierung der Karten mit gleichen Eigenschaften, die zum Aufbau des Rastersystems des Modells erforderlich sind. Bohrungs- und Produktionsdaten werden für das sog. «Historymatch» verwendet. Im Modell kommen Bohrungs-Spezifikationsdaten wie z.B. x-y-Positions- und Komplettierungsintervalle zur Anwendung. Als Druckdaten kommen die verfügbaren Daten für das «Historymatch» zur Anwendung. Weitere Daten, die im Modell zur Anwendung kommen, sind: anfänglicher Lagerstättendruck = 353,7 bar; Lagerstättentemperatur = 121,7 °C; GWC-Tiefe = 2930 MSS; Kompressibilität des Gesteins = 5,8*10-05; Kompressibilität des Wassers = 4,54*10-05; FVF Wasser = 1,053.

[0055] Als Zusammenfassung der Modellinitialisierung verfügt der produktive Bereich über 33 Milliarden Kubikmeter Gas. Es ist anzumerken, dass die Schätzungen der ursprünglichen Gasmengen durch IRAP_RMS und Eclipse ziemlich nahe beieinander liegen. Die Durchschnittswerte lauten: durchschnittliche Porosität, Netto/Brutto-Verhältnis, Wassersättigung und Dickewerte. Diese Werte werden für jede geologische Schicht und jeden Bereich extrahiert. Die Verteilung der aktiven Zellen stellt sich wie folgt dar: nach der Modellinitialisierung werden Zellen mit einem Netto/Bruttoverhältnis von Null automatisch deaktiviert. Das 51 *34*5-Raster enthält 8670 Zellen, von denen 3470 aktiv sind. »Historymatch» der Simulation [0056] Die Lagerstätte wurde 19 Jahre lang für die Produktion genutzt. Die Aufgabe besteht darin, die statischen Drücke der Bohrung und die Erzeugungsraten, die durch das nummerische Verfahren mit echten Felddaten generiert werden, durch Einstellen von kritischen Parametern, wie z.B. der Gesteinsdurchlässigkeit, von Durchlässigkeitsmultiplikatoren und der Stärke der Grundwasser führenden Schicht abzustimmen. Die Ergebnisse unterschiedlicher Simulation werden mit Ist-daten verglichen und es wird die beste Übereinstimmung mit Ist-daten beobachtet.

[0057] Hinsichtlich der absoluten Durchlässigkeit werden während des «Historymatch»-Prozesses vor allem die Parameter und Durchlässigkeiten der Grundwasser führenden Schicht eingestellt. Die berichteten Kernpermeabilitäten sind äusserst gering. Bei den gemeldeten Permeabilitäten ist die beobachtete Produktion von den Bohrungen nicht möglich. Das Vorliegen von Haarrissen und geschichtetem Sand und Schiefer zusätzlich zu den Bohrungsraten belegt, dass die Gesamtpermeabilität erheblich höher sein dürfte als die berichtete Matrix-Permeabilität. Daher steigt basierend auf Bohrungstests die absolute Permeabilität der Matrix in Produktionsbereichen auf den durch die Bohrungstestanalyse berechneten Wert und es werden für jede Schicht Permeabilitätskarten generiert. Permeabilitäten steigen proportional zum Net-to-/Brutto- <?> Wert der Zelle an.

[0058] Bezüglich der Grundwasser führenden Schicht sind zwei verschiedene Carter Tracy-Grundwasserschichten mit den Seiten der Lagerstätte verbunden. Die erste Grundwasser führende Schicht ist mit der Lagerstätte von I = 37 bis 49 und J = 11 verbunden. Die zweite ist von I = 39 bis 49 und J = 31 verbunden. Nach der Modellabstimmung werden die Erzeugungsraten des Feldes und der Bohrungen mit den Gesamtproduktionswerten abgeglichen. In den Bohrungen fällt kein Wasser an und das Modell erzeugt kein Wasser. Es werden die Erzeugungsrate der Bohrungen, der statische Lochbodendruck und die THP-Drücke in allen Bohrungen abgeglichen.

Modellvorhersage der Simulation [0059] Das abgestimmte Modell dient zur Feststellung der maximal möglichen Arbeitsgasspeicherung. Hierzu werden verschiedene Vorhersagen durchgeführt, wobei in jeder von ihnen der maximale Lagerstättendruck am Ende des Injizie-rens geschätzt wurde. Da der anfängliche Lagerstättendruck 354 bara beträgt und es nicht zulässig ist, den Lagerstättendruck auf mehr als seinen anfänglichen Druck zu erhöhen, nahm unter Berücksichtigung des Sicherheitsfaktors die Druckbelastung einen Wert von 300 bara an. Der Injektions- und Erzeugungszyklus umfasst 8 Monate Injektion und 4 Monate Produktion. Die maximale Tagesproduktion beträgt für 8 Monate 20 MSm3D und für 4 kalte Monate 40 MSc3D. Die geschätzten Injektoren/Produzenten nach dem Modell sind 20 plus 19 vertikale Produktionsbohrungen. Um die Anzahl der Bohrungen zu reduzieren, können Doppelbohrungen verwendet werden. Daher beträgt die Arbeitsgaskapazität 4,8 Gm3.

[0060] Das Bohren von schrägen und horizontalen Bohrungen wird untersucht. Das Ergebnis der Studie zeigt, dass durch Bohren von schrägen Bohrungen mit einer Neigung von 70° die Erzeugungs- und Injektionsrate um das 1,4-fache über der von vertikalen Bohrungen liegt. Durch Bohren von horizontalen Bohrungen mit einer 300 m langen horizontalen Strecke steigt die Rate um das 1,7-fache. Bei UGS ist die Kondensatrückspeisung höher.

Schlussfolgerung aus der Simulation [0061] Das ursprünglich vorhandene Gas, das durch eine Materialbilanz, RMS-IRAP und Eclipse berechnet wurde, betrug 33, 33,15 bzw. 33,0 GSm3.

[0062] Es wird auch die Nutzung von Lagerstätten als unterirdisches Gaslager untersucht. Das Ergebnis der Studie zeigt, dass es durch Bohren von 20 neuen Injektoren/Produzenten und 19 neuen Produzenten möglich ist, über 8 Monate 20 Millionen Kubikmeter schwefelarmes Gas zu injizieren und in 4 Monaten bis zu 40 Millionen Kubikmeter zu erzeugen.

[0063] Das Ergebnis der Simulation zeigt, dass bei der Verwendung einer Gaskondensat-Lagerstätte für UGS die Kondensatrückspeisung bei einem Gasinjektionsdruck in der Nähe des Taupunktdrucks hoch ist.

[0064] Wenn der Ausgangsdruck in der Nähe des Taupunktdrucks liegt, wird kein Kondensat ausgefällt und es entsteht kein positiver Skin-Effekt, um die GasinjektionsVErzeugungsrate zu vermindern.

[0065] In den folgenden Abschnitten wird eine oberirdische Anlage bzw. werden mehrere Ausführungsformen einer solchen als Beispiel für eine unterirdische Gasspeicheranlage nach der Erfindung zur Implementierung einer Ausführungsform des Prozesses nach der Erfindung beschrieben. Übersicht über die Anlage und den Prozess [0066] Fig. 1 gibt einen Überblick über die Anlage und den Gesamtprozess. In der Anlage und im Prozess ist beabsichtigt, eine Gaskondensat-Lagerstätte in eine Gasspeicher-Lagerstätte zu verwandeln, um den Spitzenverbrauch an Gas in der kalten Jahreszeit zu bewältigen. Die vorstehende Simulation der Lagerstätte zeigt, dass die Lagerstätte durch Injektion von 20 MSm3D Gas in 8 Monaten und Produktion von 40 MSm3D Gas in den 4 kalten Monaten auf Gas UGS umgestellt werden kann. Das Projekt oder der Prozess ist in zwei Phasen unterteilt. In der ersten Phase beträgt die Injektionsrate für die 8 Monate 10 MSm3D und die Produktion in den 4 kalten Monaten 20 MSm3D.

[0067] Die Aktivitäten für die erste Phase sind erledigt und die erste Phase ist in Betrieb. Das erforderliche schwefelarme Gas wird in der warmen Jahreszeit (8 Monate) aus dem Gasverteilungsnetz übertragen und mit Druck beaufschlagt und in die Lagerstätte injiziert. Das in die Lagerstätte injizierte Gas wird in den 4 kalten Monaten des Jahres aus der Lagerstätte entnommen und zur Entfeuchtung und zur Steuerung des Taupunktes in vorgelagerte Anlagen überführt.

[0068] Die Definitionen der Einheiten der Projektanlage lauten: Die Pipeline für den Gastransport vom Netz zur Anlage, die Gasdruckbeaufschlagungseinheit zur Speicherung von 10,5 MMSCMD schwefelarmer Gase mittels Gasturbokompressoren, die 8 Monate des Jahres arbeiten; die Gas-Flüssigkeitsadsorptions-, Entfeuchtungs- und Taupunktsteuereinheiten zur Aufbereitung des Systems für 20 MMSCMD produziertes Gas, das während der 4 kalten Monate des Jahres in Betrieb ist; die Gaskondensat-Stabilisationseinheit für die Aufbereitung des dazugehörigen Gaskondensats, die während der Gasproduktionszeit läuft.

[0069] Erforderliche Serviceeinheiten sind: Instrumentenluft und N2-Generator, Brandschutzsystem, Abwasser- und Brauchwasseraufbereitungsanlagen, Stromgenerator, Abfackelnetze, Chemikalieninjektionsskids, Gebäude und weitere Einheiten. Während der Speicherungszeit sind die Produktionsanlagen abgeschaltet, und umgekehrt.

Pipeline für den Gastransport und Injektion in den Bohrkopf der Anlage und Prozess [0070] Zur Speicherung des Gases in der Lagerstätte wird Gas in einem Trockengasstrom mit einer Kapazität von 10,5 MMSCMD durch eine 36" Pipeline aus der Raffinerie zur Kompressions- und Injektionsstation übertragen. Eine Kompres sionseinheit besteht aus zweistufigen Turbogaskompressoren zum Komprimieren von Gas und Überführen in den Bohrkopf. Diese Anlage ist 8 Monate im Jahr in Betrieb. Die Gaskapazität beträgt 10,5 MMSCMD, daher werden drei Kompressorstränge basierend auf jeweils 3,5 MMSCMD Kapazität berücksichtigt (Anordnung des Strangs: 3 + 0).

[0071] Basierend auf der Anordnung eines jeden Strangs kann bei einer minimalen Strömung ein Strang in Betrieb sein. Bei einer hohen Kapazität der Durchflussrate sind drei Kompressorstränge in Betrieb. Jeder Strang enthält ebenfalls Folgendes: Kompressor-Saugwäscher (1. und 2. Stufe), einen Gasturbokompressor (zweistufig) und einen dem Kühler nachgeschalteten Kompressor (nach jeder Stufe). Die Gaskompressorkapazität für jeden Strang beträgt 3,67 MMSCMD. Der Kompressor-Saugwäscher ist ein vertikales Gefäss zum Entfernen von 99,9% der enthaltenen Flüssigkeit und von mehr als 5 Mikron grossen Feststoffpartikeln. Interne Vorrichtungen werden vom Hersteller fertig gestellt. Es wird trockenes Gas eingespeist und das Kondensieren von Flüssigkeit ist weniger gut möglich, dann fungieren diese Wäscher als An-saug-Pufferbehälter.

Einheit 20 und 30 aus Fig. 1: Gasentfeuchtung und Steuerung des Taupunktes [0072] Diese Einheiten sind zur Entfeuchtung und zur Steuerung des Taupunkts des Gases konzipiert. Sie bestehen aus WasserVFeststoffabscheidem und Adsorbersäulen (Trocknern). Der Entfeuchtungsprozess erfolgt mit Silikagel als Adsorbens. Aufgrund der grossen Bedeutung von Silikagel als Adsorbens und der Neigung der Kunden, das Silikagel-Adsorp-tionsverfahren zu verwenden, und angesichts von dessen im Vergleich zu anderen Verfahren angemessenen Kosten wird Silikageladsorption zur Auslegung einer Entfeuchtungseinheit gewählt und genutzt.

Einheit 40 aus Fig. 1: Kondensatstabilisator und Heissölpaket [0073] Diese Einheit kommt zur Stabilisierung von Gasflüssigkeit, die dem Bohrlochkopf oder dem Trennbereich entnommen wurde, plus abgeschiedenem flüssigem Kohlenwasserstoff aus dem nassen Gas in den Einheiten 20 und 30 in Betracht. Stabilisiertes Kondensat darf kein freies Gas enthalten. (Der Methananteil muss nahe Null und dem stabilisierten Kondensat liegen, um einen Zweiphasenstrom am Einlass zum Speicherbehälter zu verhindern). Der RVP von stabilisiertem Kohlenwasserstoff sollte nahe des Bereichs von 8-11 PSIA liegen. Heisses Umlauföl wird für den Betrieb des Reboi-lers verwendet.

Beschreibung der Prozesseinheiten der Anlage und Prozess [0074] Fig. 2 zeigt ebenfalls detaillierter eine Kompressionseinheit (Einheit 10) oder eine Kompressorstation bestehend aus 3 identischen/parallelen Strängen. Jeder Strang besteht aus zwei vertikalen K.O.-Behältern (SC-401, SC-402), zwei zwischengeschalteten Luftkühlern (AC-401 als Zwischenstufe, AC-402) und schliesslich zwei Radialverdichtern, die auf der gemeinsamen Welle durch den Gasturbinenantrieb, C-401, C402 (Tandem) angetrieben werden. Der Trockengasstrom tritt mit einem Druck von 50 barg und einer Temperatur von 40 °C ein und dieser Strom passiert den vertikalen Gas-K.O.-Behälter der ersten Stufe. Kohlenwasserstoff und - soweit vorhanden - Wasser werden dem geschlossenen Ablauf zugeführt. Der Kompressor der ersten Stufe (C-401) komprimiert das Gas auf 140 barg und die Gastemperatur erreicht 161 °C. Dann kühlt es im Luftkühler ab auf 57 °C und wird dem vertikalen Gas-K.O.-Behälter der 2. Stufe zugeführt. Eventuelles Kondensat und Wasser werden dem geschlossenen Ablauf zugeführt. Das Gas wird abschliessend mit 345 barg beaufschlagt und Abgas wird durch den Luftkühler auf 57 °C gekühlt; dann wird das Gas der Pipeline für den Transport von Injektionsgas zugeführt.

[0075] Wie ebenfalls detaillierter in Fig. 3 und Fig. 4 dargestellt, umfasst eine Kohlenwasserstoff-Taupunktentfeuchtungseinheit (Einheit 20 und 30) zwei Einheiten für Gasentfeuchtung/Taupunkt, die für die gesamte Anlagen-Kapazität von 20 MMSCMD Produktionsgas mittels der Silikagel-Technologie vorgesehen sind. Jede Einheit hat eine Betriebsleistung von 10 MMSCMD. Jede Entfeuchtungs-/Taupunktsteuereinheit besteht aus einem Einlassluftkühler (AC200), einem vertikalen Behälter (D-200), zwei Einlassfiltern (F-200 A/B) und 4 Silikagelbett-Adsorber-Türmen (PK-200-AD1,2,3,4), von denen zwei im Adsorptionsmodus arbeiten und die anderen beiden periodisch regeneriert und gekühlt werden, bevor sie in den Adsorptionsmodus gehen. Der Gasdurchsatz von 5,03 MMSCMD bei 78 barg tritt in jedes Silikagelbett ein. Vorgeschaltete und nachgeschaltete Filter werden eingebaut, um Feinteile aus dem Gasstrom zu entfernen.

[0076] Für jede Einheit bestehen die Regenerierungeinrichtungen aus zwei Leitungsfiltern (F-200,201), einem Wärmetauscher als Vorheizvorrichtung (E-200), einer befeuerten Heizvorrichtung (H-200), einem Regeneriergas-Luftkühler (AC-201), einem Dreiphasentrenner (SP-201), einem Gas-K.O.-Behälter (D-201) und einem Kompressor (PK-201-C1 A/B, einer im Standby-Modus). Ein Teil des entfeuchteten Gases, ca. 2,5 MMSCMD, wird dazu verwendet, den regenerierten Adsorber im Kühlmodus zu kühlen, und wird dann zur befeuerten Heizvorrichtung geleitet. Die Gastemperatur in der Heizvorrichtung wird auf 300 °C erhöht. Um die befeuerte Heizvorrichtung zu entlasten, wird der Gasstrom mit dem Heissgasaustritt von den Regenerier-Adsorberbetten durch den Wärmetaucher vorgeheizt und dieser Strom anschliessend in die befeuerte Heizvorrichtung geführt. Der Gasstrom wird von 64,8 °C auf 222 °C vorerwärmt. Das Regenerations-Heizgas mit einem Durchsatz von 2,5 MMSCMD durchläuft den Luftkühler, den Dreiphasentrenner, den K.O.-Behälter; anschliessend wird der Gasstrom bis auf die Druckwerte am Einlass des Dreiphasentrenners mit Druck beaufschlagt und zum Einlass der Anlage zurückgeleitet.

[0077] Wie ebenfalls in Fig. 5 detaillierter beschrieben, durchläuft in einer Kondensat-Stabilisationseinheit (Einheit 40) das Heisskondensat einen Dreiphasentrenner (SP-400), eine Säule (TW-400), einen Reboiler (RB-400), einen Wärmetauscher (E-400), einen Luftkühler (AC-400), einen Schwimmdachtagesbehälter (TK-401) und einen Festdach-Behälter für Off-Spec-Material (TK-402) und Ladepumpen (P-401 A/B.P-402 A/B). Die Stabilisierungssäule umfasst 5 ideale Böden und erzeugt stabilisiertes Kondensat mit der erforderlichen Spezifikation durch Strippen der leichten Komponenten. Um die RVP-Spezifikation einzuhalten, werden ca. 85% des Kondensatstroms nach Passieren des Einlass-Dreiphasentrenners (SP-400) mit dem heissen Auslassstrom aus stabilisiertem Kondensat erwärmt, anschliessend tritt er in den 4. idealen Boden der Stabilisatorsäule ein und es wird auch ein Teil des unteren Kondensatstroms durch den Reboiler verdampft und tritt mit 105 °C in die Säule ein. Die Säule wird bei 3.5 barg (Druck unten in der Säule) betrieben.

[0078] Die Reboilerwärme wird mittels Heissölpaket bereitgestellt. Es ist möglich, das gesamte Kondensat Boden 1 zuzuführen, ohne dass es E-400 passiert. In diesem Zustand wird E-400 umgangen und die Belastung des Heissölpakets erhöht. Das stabilisierte Kondensat vom unteren Bereich des Säulenstabilisators wird mit Druck beaufschlagt und durch Wärmetauscher (E-400) und Luftkühler (AC-400) gekühlt und anschliessend in einem Speicherbehälter für stabilisiertes Kondensat (Tk-401), oder im Fall eines Off-Spec-Produkts, in einem Off-Spec-Kondensat-Speicherbehälter (Tk-402) gesammelt und anschliessend einer Raffinerie zugeführt. Das Stabilisator-Kopfabgas wird in einen Niederdruckabscheide-K.O.-Behälter überführt.

[0079] Wie ebenfalls detaillierter in Fig. 6 dargestellt, wird eine 36"-Pipeline als Gasübertragungs-Pipeline von der Raffinerie zum Einlass der Kompressorstation für folgende Szenarien zur Verfügung gestellt: Überführen eines 10,5 MMSCMD Trockengasstroms von der Raffinerie zur Gaskompressorstation über 8 Monate der heissen Jahreszeit und Übertragen von 20 MMSCMD Trockengas von der Entfeuchtungs-/Taupunkteinheit zur Austrittsleitung der Raffinerie.

Beschreibung der Versorgungseinrichtung, des Aussenbereichs der Anlage und des Prozesses [0080] Wie in Fig. 7 detaillierter dargestellt ist, besteht Einheit 50 als eine Zusatzausrüstung aus folgenden Hauptpaketen: Hochdruck- und Niederdruck-Brenngas-Knock-Out-Behälter (D-500.D-501), die Brenngas von den Kopfgasströmen der Einheiten 10, 20, 30 und 40 in unterschiedlichen Zuständen aufnehmen. Das gesamte über den Injektionszeitraum erforderliche Brenngas (HP &amp; LP) wird vom Trockeneinlassgas der Einheit 10 zugeführt. Es kann in diesem Zeitraum zum Hochfahren der Anlage verwendet werden. Das einströmende Gas der Einheiten 20 &amp; 30 kann für den Anlaufverbrauch in der Produktionsphase verwendet werden. Die hauptsächliche Brenngasversorgung erfolgt jedoch durch trockenes Austrittsgas der Einheiten 20 &amp; 30 für die Hochdruckversorgung und durch Abzapfgas der Einheit 40 für die Niederdruckversorgung. HP-Gas wird dazu verwendet, die Nachfrage nach LP-Gas bei einem Mangel an Gas von Einheit 40 zu kompensieren. Der Betriebsdruck von LP-Brenngas beträgt 4,3 barg und der von HP-Brenngas 40,3 barg.

[0081] Wie in Fig. 8 Stickstofferzeugungspaket (PK-501) detaillierter dargestellt, das eine Membran verwendet, um Stickstoff aus der Luft abzuscheiden, sowie einen Instrumentenluftspeicher (D-503) <sic>. Stickstoff ist als Schutzgas, zur Reinigung von Ausrüstungen und Leitungen sowie ggf. als Sperrgas erforderlich.

[0082] Wie in Fig. 9 detaillierter dargestellt, besteht das Instrumentenluftpaket (PK-500) aus einem Luftkompressor mit erforderlichen Einrichtungen mit Zwischenstufen-Luftkühlern und Einlassfiltern, Nassluftspeicher, Silikagel-Lufttrockner und auch dem Instrumentenluftspeicher (D-502).

[0083] Wie in Fig. 10 detaillierter dargestellt, umfassen Chemikalien-Injektionspakete den Korrosionshemmer (PK-502), Methanol (PK-503) und Biozid- (PK-504)-Injektionspakete. Jedes Injektionspaket unterstützt einen Speicherbehälter für die Chemikalienversorgung, Dosierpumpen und weitere erforderliche Einrichtungen.

[0084] Wie in Fig. 11 und Fig. 12 detaillierter dargestellt, stellt Einheit 55 eine weitere Zusatzausrüstung dar. Die von den Einheiten abgeleitete Flüssigkeit wird in dieser Einheit aufbereitet. Sie umfasst folgende Pakete und Ausrüstungen: geschlossenes Ablaufsystem (D-550), offenes Ablaufsystempaket (PK-550), Feuerstellen- und Zündpaket (PK-551, BP-550); Verdunstungsbecken (EP-550). Diese Einheit ist dazu ausgelegt, intermittierend abfliessende Kohlenwasserstoffe und öliges Oberflächenwasser aus unterschiedlichen Einheiten aufzufangen. Flüssige Kohlenwasserstoffe werden aus dem Wasser und dem dazugehörigen System entfernt, und flüssige Kohlenwasserstoffe werden zu Einheit 40 zurückgeführt. Abgeschiedenes Wasser wird zum Verdunstungsbecken geleitet, um durch Sonneneinwirkung zu verdunsten.

[0085] Wie in Fig. 13 detaillierter dargestellt, handelt es sich bei Einheit 65 um eine weitere Zusatzausrüstung bestehend aus dem Dieselbrennstoffsystem (D-650) und dem Diesel-Notstrompaket (PK-650). Der Dieselspeicher liefert Diesel für unterschiedliche Einheiten, einschliesslich der Löschwasser-Dieselpumpe, der Notstromaggregate sowie der Chemikalien-Injektionspakete. Die Diesel-Notstromaggregat-Pakete erzeugen Strom bei Stromausfall sowie zum Hochfahren der Haupt-Gasturbinengeneratoren (GTGs). GTGs erzeugen den erforderlichen Strom für die gesamte Anlage.

[0086] Wie in Fig. 14 detaillierter dargestellt, handelt es sich bei Einheit 70 um noch eine weitere Zusatzausrüstung bestehend aus allen Ausrüstungen und Einrichtungen zur Aufbereitung von Rohwasser für Bewässerungszwecke, Anlagenservice und zur Trinkwasserversorgung. Sandfilter (PK-700F1 A/B) werden am Einlass zu dieser Einheit berücksichtigt. Sandgefiltertes Wasser wird in einem Festdach-Speicherbehälter (TK-700) gespeichert. Dann wird es zur Deckung jeder Art von Wasserbedarf der Anlage verwendet. Umkehrosmose wird für die Aufbereitung von Wasser zur Trinkwasserher-

Stellung berücksichtigt. Der Wasserhochbehälter (TK-701) bevorratet Trinkwasser für den täglichen Verbrauch. Speisepumpen zum Druckbeaufschlagen des gefilterten Wassers wurden für unterschiedliche Verwendungen berücksichtigt.

[0087] Wie in Fig. 15 detaillierter dargestellt, stellt Einheit 80 noch eine andere, weitere Zusatzausrüstung dar. Alle Fackelgase aus verschiedenen Einheiten unter Normal- und Notfallbedingungen werden in dieser Einheit abgebrannt. Sie besteht aus zwei Flochdruck-Fackeln (PK802A/B) und einer Niederdruckfackel (PK-801). Zu jeder Fackel wurden verbundene Knock-Out-Behälter (D801, D-802 A/B) berücksichtigt.

Leistung der Einheit und «Turn-down» der Einrichtung und des Prozesses [0088] Hinsichtlich der Leistung bietet die EntfeuchtungsVTaupunkteinheit 10 MMSCMD (je Strang), die Stabilisierungseinheit 720 SCMD und die Gaskompressions- und Injektionseinheit 10,5 MMSCMD.

[0089] In Bezug auf die zulässige «Turn-down-ratio» beträgt die pro GasentfeuchtungsVTaupunktstrang 20% (laut der Beschreibung für das grundlegende Prozesskonzept), die der einzelnen Stabilisierungseinheit 20% (laut der Beschreibung für das grundlegende Prozesskonzept), und die der Gaskompressions- und Injektionseinheit 30% (entsprechend den zugekauften Kompressoren hat jeder Strang eine «Turn-down-ratio» von ca. 70%). Die «Turn-down»-Einheiten sind vom jeweiligen Anbieter zu bestätigen.

Produktspezifikation für die Anlage und den Prozess [0090] Das in der Anlage erzeugte Trockengas und Kondensat hat folgende Daten: Trockengas weist einen Wasserdampf von max. 110 mg/SCM und Kohlenwasserstoff einen Taupunkt von -13 °C bei 72,5 barg auf. Das Kondensat hat einen Methananteil von nahezu Null, eine einzige Phase am Einlass zum Speicherbehälter für stabilisiertes Konzentrat TK-401 und ein RVP sollte in der Nähe des Bereichs von 8-11 Psia liegen.

Inbetriebnahmeverfahren für die Anlage und den Prozess [0091] Allgemein umfasst die Inbetriebnahme die folgenden Tätigkeiten: Inbetriebnahme der Ausrüstungen, Anlauf der Versorgungssysteme, dynamische Überprüfung der rotierenden Anlagenteile sowie Ablassen und Vorbereitung zum Start der Prozesssysteme. Jede Funktionsprüfung ist nach einem spezifischen Funktionsprüfverfahren durchzuführen, das in der Vorbereitungsphase zur Inbetriebnahme festzulegen und zu genehmigen ist. Soweit zutreffend und je nachdem, was in der Vorbereitungsphase zur Inbetriebnahme zu genehmigen ist, wird jedes Teilsystem einer Funktionsprüfung unterzogen, sofern die Grundfunktion des Teilsystems den Funktionstest bestanden hat.

[0092] Der Funktionstest besteht aus der Inbetriebsetzung eines gegebenen Systems unter Bedingungen, die Normalbedingungen möglichst nahe kommen. Dies umfasst das Prüfen der Automatiken, Steuerelemente, Normal- und Ausschaltsequenzen im Betrieb im Hinblick auf die Feststellung mechanischer oder elektrischer Störungen, die während des längeren Normalbetriebs der Ausrüstung wahrscheinlich auftreten. Derartige Fehler können aufgrund von eindeutigen Leistungsmängeln, Vibrationen, Überhitzung, Überlastung und dergleichen entstehen. Soweit zutreffend, sind im Rahmen dieser Funktionstests die Leistungsgarantien der Lieferanten zu überprüfen. Typische Teilsysteme, die einer Funktionsprüfung zu unterziehen sind, sind Löschwasserpumpen, Luftkompressoren, das ESD-System, Prozess und Kompressoren im Regenerierungsmodus (möglichst unter Luft, Stickstoff usw.), Stickstoffeinheiten, Abwasseraufbereitungseinheiten, Messsystem, Abfackel-und Abblasesystem, Korrosionsschutzpaket und chemisches Inhibitorenpaket.

[0093] Hinsichtlich Durchflussleitungen und Pipelines wird nach Abnahme der Drucktests durch NGSC das CP-(Katho-denschutz-) System durch einen spezialisierten Subunternehmer des EPC-Auftragnehmers getestet und in Betrieb genommen. Die Durchflussleitungen und Sammelpipelines werden dann durch den EPC-Auftragnehmer nach ASME B31.3 in Betrieb genommen. Die Anzahl der Durchflussleitungen und die Reihenfolge ihrer Entwässerung ist abhängig vom Bohrprogramm. Allerdings sind die Durchflussleitungen möglichst so zu konzipieren, dass diese Durchflussleitungen einzeln entwässert werden können. Beim Entwässern der Sammelsystem-Pipelines wird ein «intelligenter Molch» durch die Rohrleitung geschleust, um NGSC einen «System-Fussabdruck» zu liefern.

[0094] Nach der vorläufigen Inbetriebnahme und bei Durchführung der Überprüfung der Garantienähte/Dichtigkeitstests wird das CP-System durch einen spezialisierten Subunternehmer des EPC-Auftragnehmers in Betrieb genommen. Parallel zu dieser Inbetriebnahme wird die Inbetriebnahme der Absperrventilstellen einschliesslich der Vorort-Messgeräte, Telekommunikationsausrüstungen und Glasfaserkabel abgeschlossen und in das Pipeline-Leckageerkennungssystem integriert.

[0095] In Bezug auf die Checkliste sollten Anweisungs-, AnlagenaufstellungsWorabnahmeformulare und spezifische Inbetriebnahmedokumentationen verwendet werden, wie nachfolgend beschrieben, um die Inbetriebnahme der einzelnen Elemente, Ausrüstungsteile, -Systeme und Aktivitäten in der Anlage zu dokumentieren: Die Inbetriebnahme der Anlage erfolgt systemweise. Alle Inbetriebnahmedokumente sind für jedes System separat zu führen. Für jedes System muss ein Satz Blankoformulare für die Inbetriebnahme zur Verfügung stehen, der alle Elemente innerhalb des Systems abdeckt. Die Inbetriebnahme eines Systems darf erst nach Abarbeitung der entsprechenden Vorabnahme-Restpunkteliste und der Ausstellung einer Zertifikation der Inbetriebnahmebereitschaft durch den Betreiber beginnen. Wenn ein System zur Inbetriebnahme bereit ist, ist der Betreiber schriftlich über die Absicht zum Inbetriebnahmebeginn zu informieren. Dabei sind

Claims (15)

dem Betreiber die Blankoformulare für die Inbetriebnahme des Systems mit der Aufforderung zuzusenden, auf den Formularen die Elemente zu kennzeichnen, bei deren Inbetriebnahme die Anwesenheit des Betreibers erforderlich ist. Bei Abschluss der Inbetriebnahmetätigkeit ist jedes Element auf den Ausrüstungs-Checklisten/Systeminbetriebnahmeformu-laren vom Inbetriebnahmevertreter des EPC-Auftragnehmers auszufüllen oder anzukreuzen, mit Datum und Unterschrift zu versehen. Fallsein Element nicht vollständig ist oder nicht den Auslegungszeichnungen und -Spezifikationen entspricht, muss der Inbetriebnahmevertreter eine Restpunkteliste von allen diesen Elementen erstellen. Diese Restpunkteliste und Inbetriebnahmedokumentation ist zur Prüfung und Genehmigung an den Betreiber zu senden. Wenn alle Mängelpunkte von der Restpunkteliste abgearbeitet sind, wird das Formular für die Anlaufbereitschaft ausgefüllt und das Einverständnis des Betreibers eingeholt. [0096] Die Beschreibung und die Begleitzeichnungen, die Aspekte und Ausführungsformen dieser Erfindung veranschaulichen, sind nicht als Einschränkung der Ansprüche zu verstehen, durch die die geschützte Erfindung definiert ist. Mit anderen Worten: während die Erfindung in den Zeichnungen und der vorstehenden Beschreibung detailliert veranschaulicht und beschrieben wurde, sind diese Veranschaulichung und Beschreibung als veranschaulichend oder beispielhaft und nicht einschränkend zu verstehen. Es können verschiedene mechanische, die Zusammensetzung betreffende, strukturelle, elektrische und operative Änderungen vorgenommen werden, ohne vom Geist und Geltungsbereich dieser Beschreibung und der Ansprüche abzuweichen. In einigen Fällen wurden bekannte Schaltungen, Strukturen und Techniken nicht im Detail gezeigt, um die Verständlichkeit der Erfindung nicht zu beeinträchtigen. Somit sei klargestellt, dass innerhalb des Geltungsbereichs und Geistes der nachfolgenden Ansprüche Veränderungen und Abänderungen von Personen mit durchschnittlicher Fachkenntnis vorgenommen werden. Insbesondere umfasst diese Erfindung weitere Ausführungsformen mit einer beliebigen Kombination von Merkmalen aus den vor- und nachstehend beschriebenen Ausführungsformen. [0097] Die Offenlegung deckt ferner alle weiteren in den Figuren einzeln dargestellten Merkmale ab, selbst wenn diese nicht in der vor- oder nachstehenden Beschreibung enthalten sind. Weiterhin können einzelne Alternativen der in den Figuren und der Beschreibung erläuterten Ausführungsformen und einzelne Alternativen von deren Merkmalen vom Gegenstand der Erfindung oder vom offengelegten Gegenstand ausgeschlossen werden. Die Offenlegung umfasst Inhalt bestehend aus den in den Ansprüchen oder den beispielhaften Ausführungsformen definierten Merkmalen, sowie Inhalt, der die genannten Merkmale umfasst. [0098] Weiterhin schliesst in den Ansprüchen das Wort «umfassend» nicht andere Elemente oder Schritte aus, und der unbestimmte Artikel «ein/eine/eines» oder «einer/eine/eines» schliesst mehrere von ihnen nicht aus. Eine einzige Einheit oder ein einziger Schritt kann die Funktionen von mehreren in den Ansprüchen genannten Merkmalen erfüllen. Der Umstand allein, dass bestimmte Massnahmen in gegenseitig abhängigen unterschiedlichen Ansprüchen genannt sind, bedeutet nicht, dass eine Kombination von diesen Massnahmen nicht vorteilhaft genutzt werden könnte. Die Begriffe «im Wesentlichen», «ungefähr», «etwa» und dergleichen in Verbindung mit einem Attribut oder einem Wert definieren insbesondere auch genau das Attribut bzw. genau den Wert. Der Begriff «ungefähr» im Kontext eines gegebenen Zahlenwerts oder -bereichs bezieht sich auf einen Wert oder Bereich, der z.B. innerhalb von 20%, innerhalb von 10%, innerhalb von 5% oder innerhalb von 2% des gegebenen Werts oder Bereichs liegt. Als gekoppelt oder verbunden beschriebene Komponenten können elektrisch oder mechanisch direkt gekoppelt sein oder sie können durch ein oder mehrere dazwischen angeordnete Komponenten indirekt gekoppelt sein. Alle Verweiszeichen in den Ansprüchen sind nicht als einschränkend für den Geltungsbereich zu verstehen. Patentansprüche

1. Prozess zur Speicherung von Gas in einer unterirdischen Gaskondensat-Lagerstätte, umfassend: a) Identifizieren einer unterirdischen Lagerstätte, b) Bereitstellen eines Gases an einer Eintrittsstelle der unterirdischen Lagerstätte, c) Komprimieren des Gases auf einen Injektionsdruck und d) Injizieren des Gases in die unterirdische Lagerstätte, dadurch gekennzeichnet, dass er weiterhin umfasst: e) Beschaffung der Bedingungen der unterirdischen Lagerstätte und f) Komprimieren des Gases auf Injektionsdruck, der sich in der Nähe des Taupunktdrucks des Gases unter den Bedingungen der unterirdischen Lagerstätte befindet.

2. Prozess nach Anspruch 1, wobei die Bedingungen der Lagerstätte vorzugsweise umfassen: die Gesteinsporosität und -durchlässigkeit, die Gesteinsart, Benetzbarkeit des Gesteins, die Wassersättigung, Fluidzusammensetzung, den Lagerstättendruck, die Lagerstättentemperatur oder eine beliebige Kombination von diesen.

3. Prozess nach Anspruch 1 oder 2, wobei die Bereitstellung des Gases am Eintrittspunkt der unterirdischen Lagerstätte den Transport des Gases durch eine Pipeline umfasst.

4. Prozess nach einem der vorstehenden Ansprüche, wobei ein Gas-Turbokompressor das Gas auf Injektionsdruck komprimiert.

5. Prozess nach Anspruch 4, wobei flüssige und feste Partikel durch einen Saugwäscher aus dem Gas entfernt werden, bevor das Gas vom Turbokompressor komprimiert wird.

6. Prozess nach einem der vorstehenden Ansprüche, wobei das Gas nach dem Komprimieren gekühlt wird.

7. Prozess nach einem der vorstehenden Ansprüche, wobei das Gas in mehreren Stufen komprimiert wird.

8. Prozess nach einem der vorstehenden Ansprüche, der die Bereitstellung einer Flüssigkeitsadsorptionssteuereinheit, einer Entfeuchtungssteuereinheit, einer Taupunkteinheit oder einer Kombination von diesen umfasst.

9. Prozess nach einem der vorstehenden Ansprüche, der ferner die Speicherung des Gases in der unterirdischen Lagerstätte während einer Speicherzeit und die Ausspeisung des Gases aus der unterirdischen Lagerstätte nach Ablauf der Speicherzeit umfasst.

10. Prozess nach Anspruch 9, wobei das Gas im Sommer gespeichert und während einer Spitzenbelastung, vorzugsweise im Winter, ausgespeist wird.

11. Prozess nach Anspruch 9 oder 10, wobei eine Gaskondensat-Stabilisationseinheit bei der Ausspeisung des Gases aus der unterirdischen Lagerstätte das dazugehörige Gaskondensat aufbereitet.

12. Prozess nach einem der vorstehenden Ansprüche, wobei das Gas entfeuchtet wird.

13. Prozess nach Anspruch 12, wobei das Gas entfeuchtet wird, bevor es in die unterirdische Lagerstätte injiziert wird.

14. Prozess nach einem der vorstehenden Ansprüche, der das Stabilisieren des gesammelten Gaskondensats umfasst.

15. Anlage zur unterirdischen Gasspeicherung, umfassend eine Gastransportpipeline, um Gas von einem Lieferanten zu beziehen, eine Kompressionseinheit, um das Gas auf Injektionsdruck zu komprimieren und um das Gas in die unterirdische Lagerstätte zu injizieren, dadurch gekennzeichnet, dass sie weiterhin umfasst: eine Taupunktsteuereinheit, das dazu angeordnet ist, das Komprimieren des Gases auf einen Druck in der Nähe des Tau punktdrucks des Gases unter vorgegebenen Bedingungen der unterirdischen Lagerstätte zu gewährleisten.