Resumen

El rápido aumento de la demanda de consumo de gas natural ha atraído el interés por almacenar el gas natural en un depósito acuífero. Sin embargo, la inyección de gas natural en el depósito acuífero podría provocar la deformación de la superficie del suelo y la destrucción de la integridad mecánica de la roca madre. Tomando el almacenamiento de gas en el acuífero de S como objeto de investigación, de acuerdo con la estructura geológica y la información hidrogeológica, se establece un modelo hidromecánico de acoplamiento a gran escala para evaluar el riesgo de daño del depósito de gas en el acuífero de S. La metodología propuesta se basa en el desarrollo del acoplamiento fluido-sólido y la aplicación del MEF. Los diferentes mecanismos de fallo de la roca sello del acuífero S pueden ser evaluados sobre la base del criterio de fallo por tracción y el criterio de fallo por cizallamiento de Mohr-Coulomb. Para analizar con mayor claridad el cambio de la roca sello en el proceso de inyección y producción de gas, se define un modelo de referencia como condición ideal de cálculo para discutir la respuesta mecánica, la variación de la presión de poros y las características de deformación de la superficie de la roca sello durante la inyección y la producción. Sobre esta base, se define el segundo esquema de análisis de sensibilidad. Se consideran la tasa de inyección de presión, los parámetros del yacimiento, la tensión in situ y otros factores, respectivamente, y se analiza la influencia de los diferentes parámetros de entrada en la estabilidad mecánica y la deformación superficial de la roca sello. Por último, se analiza la estabilidad mecánica y se combinan los dos criterios anteriores para predecir la presión de inyección de límite superior de S. Los resultados de la simulación muestran que la permeabilidad y la tensión in situ influyen significativamente en la deformación de la superficie del suelo y en la integridad mecánica de la roca madre, pero el módulo de Young y la relación de Poisson pueden ignorarse; el coeficiente de presión de límite superior de S es de 1,908.

• Materias:Dióxido de carbono Perforación de pozos de minas Yacimientos minerales Minería Minas y minería Geofluidos
• Subjects:Carbon dioxide Shaft sinking Mineral deposits Mining Mines and mining Geofluids
• Palabras claves:gas natural, deformación de la superficie del suelo, almacenamiento de gas en acuíferos, tensión in situ, estabilidad mecánica, depósito de acuíferos, coeficiente de presión límite, diferentes mecanismos de fallo, características de deformación de la superficie, tasa de inyección de presión
• Keywords:natural gas, ground surface deformation, aquifer gas storage, situ stress, mechanical stability, aquifer reservoir, limit pressure coefficient, different failure mechanism, surface deformation characteristics, pressure injection rate