Rubıs Yazılımı Kullanarak Bır Yeraltı Gaz Depolama Sahasının Tasarımı

Abstract

Doğal gaz bir yeraltı enerji kaynağı olarak bilinmektedir. Doğal gaz endüstrisinin ilk başlarında, gaz genel olarak sokak lambaları ve evleri aydınlatmada kullanılmaktaydı. Teknolojik gelişmeler ve dağıtımdaki ilerleme ile doğal gaz birçok farklı alanda kullanmaya başladı. EIA’ nin verdiği bilgilere göre, 2009 yılında, ABD de doğal gazın %21‘i evlerde, %31‘i elektrik enerjisi sektöründe, %13‘ü ticari sektörde, %32‘si endüstriyel sektöründe ve % 3 ü de taşıma sektöründe kullanılmıştır. Doğal gaza talep yıl boyunca değişiklik gösterir. Konutlarda kullanılan gaz yazın minimumdan kışın maksimum miktara değişir. Soğuk aylarda ısıtma sebebi ile doğal gaza talep artar. Arz ve talep dengeleme sorunu, doğal gaz depolaması ile ortadan kalkabilmektedir. Depolanan gaz tahmin edilmeyen kaza ve doğal afetler ve ya beklenmeyen müşteri talepleri nedeniyle dalgalanma oluştuğunda bir sigorta gibi düşünebilmektedir. Ayrıca depolanan doğal gaz yaz aylarında kullanılmayan fazla gazın kışın artan ihtiyaça cevap vermesini sağlar. Doğal gaz değişen ihtiyaca göre gerektiği zaman kullanılmak üzere yeraltında ve ya yüzeyde çeşitli şekillerde depolanabilir. Doğal gazın boru hatlarında depolanması basıncın artırılması ile sağlanır. İkinci Dünya Savaşından sonra doğal gaza artan talebin sadece boru hatları dağıtımı ile karşılanamayacağı ortaya çıkmıştır. Boru hatlarının düşük depolama kapasitesi sadece saatlik ihtiyacları karşılamak için uygundur. Yüksek basınçlı çelik tanklar doğal gazın yüzeyde depolanmasının başka bir yoludur. Gaz yüksek basınç altında sıkıştırılıp çelik tanklarda depolanır. Bu yöntemde boru hatları gibi düşük kapasiteye sahiptir. Ayrıca bu tesislerin kurulumu ve işletmesi maliyetleri yüksektir. Doğal gaz LNG olarak da yüzeyde depolanabilir. Gaz -162 °C ‘de sıvılaştırılıp, depolanır. Sıvılaştırma ve tekrar gaza dönüştürme işlemleri maliyetli olduğu için bu yöntem sadece diğer depolama yöntemleri mümkün olmadığı zaman kullanılır. Doğal gaz yeraltında da depolanabilir, bu yöntemlerden biri tuz yataklarında veya tuz domlarında depolamaktır. İnce tuz tabakalarında oluşan tuz yatakları, tuz domları kadar uygun veya derin değildir. Bu nedenle doğal gaz depolanmasında tuz domları kadar tercih edilmezler. Tuz oyukları yüksek geri üretim kapasitesine sahiptir ama kullanım alanlarına her zaman yakın olmaması ve işletme maliyetlerinin yüksek olması nedeni ile iyi analiz edilmeleri gerekmektedir. Akiferler eğer geçirimsiz örtü kayacı ile kapanmış ise gaz depolanması için uygudur. Akiferler yastık gazı basıncını dengeleyerek yastık gazı ihtiyacını azaltır. Doğal gaz depolanmasında en çok tükenmiş gas rezervuarları tercih edilir. Çünkü depolanan doğal gazın oluşumundaki yapıya benzerler bu nedenle tükenmiş pek çok doğal gaz rezervuarı, daha sonra bir depolama rezervuarı olarak kullanılmaya başlanmıştır. Üretim sırasında rezervuara ait bütün özellikler elde edildiği için, depolama sahası olarak düsünülen bu yapılara araştırma maliyetleri de düşük olur. Depolama yapılacak jeolojik yapının boyutları, kayaç özellikleri, geçirgenlik-gözeneklilik ilişkileri, karot bilgileri ve yapıyı oluşturan formasyonun basınca karşı uygunluğu gibi depolama işlemleri için gerekli olan bilgiler üretim sırasında elde edilen verilerin incelenmesi ile kolayca sağlanabilmektedir. Bu çalışmada, X gaz sahası depolama amacıyla modellenmiştir. Modellemenin amacı farklı kriterlere göre delinmesi gereken kuyu sayılarını bulmaktır. İlk bölümde, kuyu adedi maksimum üretim ihtiyacını karşılayacak şekilde bulunmuştur. İkinci bölümde, kuyu adeti belli aralıktaki kuyubaşı akış basınçlarına göre hesaplanmıştır. Rezervuar performansı RUBIS programı kullanarak modellenmiştir. Sonuçlara göre, maksimum üretim yükünü karşılayacak düşey kuyu sayısı farklı kuyubaşı akış basınçlarına göre hesaplanmıştır; örneğin, 70 barlık kuyubaşı akış basıncında 30 kuyu gerektiği hesaplanmıştır. Zar faktörün artması ile gerekli kuyu sayısının artığı görülmüştür. Yatay kuyu uzunluğunun gerekli kuyu sayısı uzerinde etkili olduğu görülmüştür. Yatay kuyularda düşey kuyulara göre daha fazla geri üretim veya injeksiyon yapılmaktadır.

Natural gas has been known to be a very useful energy source. In the early days of the natural gas industry, the gas was mainly used to light streetlamps and houses. However, with much improved distribution and technological advancements, natural gas is being used in different areas. According to the EIA (Energy Information Administration) in 2009, 21% of natural gas is used in the residential sector, 31% in the electric power sector, 13% in the commercial sector, 32% in the industrial sector and 3% in the transportation sector in the UAS. The demand of natural gas is not uniformly distributed through the year. Residential consumption varies from minimum values during the summer to a maximum in winter. In cold seasons, the natural gas demand increases because of space heating consumption. This problem of balancing supply and demand can be handled effectively by storage of natural gas. Stored natural gas can act as insurance if any unforseen accidents, natural disasters, or unexpected consumer demand fluctuation occur. Also, stored natural gas ensures that any excess supply delivered during the summer months is available to meet the increased demand of the winter months. Natural gas could be stored in various types, either aboveground or underground, to honor variations in demand. Natural gas can be stored in pipelines by increasing the pressure. After World War II, the natural gas industry noted that seasonal demand increases could not be met by pipeline delivery alone. The low capacity of pipelines are suitable only to overcome hourly varying demands. High pressure steel tanks are another type of aboveground storage. The gas compressed under high pressure and stored in steel tanks. Similar to storage in pipeline, the storage capacity is low. In addition, the cost of installment and operation process of such facilities are high. Natural gas storage as LNG is one of the aboveground storage types. The gas is stored at low temperatures of -162°C. Since the liquification and gasification processes are costly, the storage in LNG forms should only be used when other feasible storage operations are not possible. Other way of storing natural gas is storing in underground. The salt deposits are found in two forms: salt beds, or salt domes. Salt beds are more prominent and consist of a thinner layer of salt. They are usually not as dense as a salt dome nor as deep, for these reasons salt beds are less popular than salt domes for salt cavern construction. The salt caverns have the high deliverability, but are not always located near the consumer markets. Additionally the cavern’s operation is costly. An aquifer is suitable for gas storage if the water bearing sedimentary rock formation is overlaid with an impermeable cap rock. Also, the aquifer helps to maintain base gas pressure and to decrease the base gas capacity. Depleted gas reservoirs are the most common type of natural gas storage. They are the most economical and easiest to develop, operate and maintain. They have already been tapped of their recoverable natural gas and just need to be filled again. From a practical stand point, using an already developed reservoir allows the use of equipment left behind from when the field was last productive. The other important factor in depleted oil/gas reservoir is assurance of deliverability. The storage reservoir should be able to deliver 50% or more of its original content within a 3 or 4 month period. Then more wells should be drilled to increase the deliverability of the reservoir. In this study the X gas field is modelled as a storage pool. The purpose of the modelling is to determine number of wells due to two different criteria considered in this study. In the first criterion, the number of wells is determined based on desired peak day requirments. In the second criterion the number of wells is determined in terms of wellhead flowing pressure constraints. The reservoir performance is modelled by using the RUBIS software. First the number of wells for various wellhead pressures in vertical wells is determined. The number of wells becomes 30 if the wellhead flowing pressure is 70 bar. The effect of skin factor on the number of vertical wells is investigated. Increasing the skin factor causes an increase in required number of wells to maintain the desired peak day requirements. The well length in horizontal wells has significant effect on the number of wells required to maintain peak day load. By increasing the well horizontal length, the number of required wells decreases. The required number of wells due to wellhead flowing pressure in vertical wells and horizontal wells is determined. The results show that horizontal wells produce or inject more gas than vertical wells as expectedly.