Doğal Gazın Yeraltında Depolanmasının Modellenmesi Ve Etkileyen Parametrelerin İncelenmesi

Abstract

Enerji ihtiyacını karşılayan kaynaklar incelendiğinde, fosil kökenli yakıtların bu kaynakların başında geldiği görülmektedir. Petrol, kömür, doğalgaz gibi fosil kökenli enerji kaynakları toplam enerji ihtiyacının % 80 ninden fazlasını karşılamaktadır. Fosil kökenli kaynakların dörtte birinden fazlasını ise doğalgaz oluşturmaktadır. Günümüzde toplam enerji tüketiminin % 24 ünü karşılayan doğalgaz; stratejik değeri fazla olan önemli bir ekonomik kaynaktır. Yeryüzünde mevcut teknoloji ile ispat edilen toplam 180 trilyon metreküplük doğalgaz rezervi bulunmaktadır. Yılda, bu doğalgazın yaklaşık olarak 3 trilyon m³ bir kısmı çıkarılıp tüketilmektedir. Tüketilen bu doğalgazın 750 milyar metreküplük bir kısmı ise çıkarıldığı ülke sınırlarının dışına iletilmektedir. Yeryüzündeki kanıtlanmış doğalgaz rezervleri ve tüketim trendlerini incelediğimizde, yaklaşık 60 yıl yetebilecek kadar doğalgaz miktarı olduğu öngörülmektedir. Hızlı nüfus artışı, sanayileşme ve şehirleşme gibi nedenlerden dolayı Türkiye’de doğal gaza olan talep her sene artmaktadır. Talep edilen doğal gazın yaklaşık %50’si elektrik üretimi için kullanılmaktadır. Doğal gazın ısıtma amaçlı kullanımının artması, arz güvenliği ve de gelişen çevre bilinci gibi nedenlerden dolayı doğal gazın depolanması Türkiye için kaçınılmaz olmuştur. Türkiye için doğal gazın depolanmasının asıl amacı arz ve talep arasındaki olası dengesizlikleri gidermektir. Bunun yanında depolama, ana hatta meydana gelebilecek arızalara karşı arzın devamını sağlayacaktır. Talepte meydana gelen dalgalanmaları gidermek amacıyla depolama yer altında veya yer üstünde farklı şekillerde yapılabilir. En yaygın depolama yöntemleri boru hatlarında depolama, yüksek basınçlı tankalar da depolama, sıvılaştırılmış doğal gaz depolanması, yer altında açılan boşluklarda depolama, akifer depolama ve terk edilmiş petrol ve doğalgaz rezervuarlarında depolamadır. Doğal gaz depolamada en yaygın uygulama alanı terk edilmiş petrol ve doğal gaz rezervuarlarında depolamadır. Trakya bölgesinde bulunan Kuzey Marmara doğalgaz sahası depolama rezervuarına dönüştürülmüştür. Bu saha, civarda bulunan diğer sahalara göre daha yüksek geçirgenliğe sahip olmasından ve yüksek miktarlarda gaz kullanılan kentlere ve Türkiye’nin arzını sağlayan ana hatta olan yakınlığından dolayı seçilmiştir. Bu çalışmada depolama amaçlı kullanılmaya başlanan X doğalgaz sahası modellenmiştir. Modeldeki yaklaşım; belirli kuyu sayısı, rezervuar ve kuyu özellikleri için çalışma gazı kapasitesini en yüksek seviyede tutmaya yöneliktir. Hesaplamalarda ortalama basınca karşı yerinde gaz miktarı kullanılmıştır. Rezervuar içinde akış performansı US Bureau of Mines tarafından önerilen dağıtımlılık denklemiyle modellenmiştir. Denklemelerdeki rezervuar ve akışkan özelliklerini veren C katsayısı ise düşey ve yatay kuyular için Satman (1997) tarafından verilen denklemler yardımıyla bulunmuştur. Çalışma gazı hacmini maksimize etmek için McVay ve Spivey tarafından önerilen optimizasyon yöntemi kullanılmıştır. Modelleme sonuçları farklı durumlar için bulundu ve aşağıdaki gibi özetlenebilir: -Kuyu sayısının kabul edilen koşullarda depolama hacmine olan etkisinin tasarımda düşünülmesi gereken ana parametrelerden biri olduğu görülmüştür. Kuyu sayısının arttırılması depolama gazı hacmini ciddi şekilde değiştirmektedir. -Kuyu başı akış basıncının tasarımı belirleyici ana parametrelerden biri olduğu görülmüştür. Kuyu başı akış basıncının düşürülmesi belirli kuyu sayısında depolama gazı hacminde artışı sağlamıştır. -Depolama amaçlı kazılan kuyuların yatay olmasının depolama gazı hacmine önemli etkileri görülmüştür. -Mekanik zar faktörünün kuyu üretilebilirlğine ve depolama hacmine etkileri olduğu görülmüştür. Kuyu kirlenmesini engellemeye çalışmak üretilebilirliği ve depolama kapasitesini arttıracaktır. -Bu çalışmanın amacı bir depolama çalışmasının planlanmasıdır. Örneğin bu model kullanılarak verilen kuyu ve yüzey özellikleri için depo performansı tahmin edilebilmektedir.

Fossil-based fuels are the dominant resource when resources to meet energy needs are examined. Fossil-based energy sources such as oil, coal, natural gas meet more than 80% of total energy needs. Natural gas composed more than a quarter of fossil-based sources. Today, natural gas which meets 24% of the total energy consumption is an important economic resource with a high strategic value. Proven natural gas reserves of the earth is 180 trillion cubic meters with existing technology. Yearly, approximately 3 trillion cubic meters of natural gas is being produced and consumed. 750 billion cubic meters of this natural gas consumption is being transmitted beyond the country borders. Considering the proven natural gas reserves of the earth and the consumption trends, it has been assumed that natural gas can meet the world’s needs for another approximately 60 years. Because of the rapid population growth, industrilization and urbanization, the demand for natural gas increases rapidly every year in Turkey. More than 50 % of the total demand for natural gas is being consumed for the power generation only. Increased use of natural gas for heating, and the growing environmental awareness as well as the security of supply creates an inevitable result which is the need for storage of natural gas in Turkey. The main purpose for the storage of natural gas in Turkey is to eliminate possible imbalances between supply and demand. In addition to this, storage will secure in the case of supply deficiencies that may occur in the main pipeline. There are various ways of natural gas storage either underground or on the ground facilities for the purpose of satisfying the variations in demand. The most common types of storage are in pipelines, in high pressure steel tanks, or in the form of liquefied natural gas, in man made caverns, in aquifers or in depleted oil or natural gas reservoirs. The most common practice of the storage is in depleted oil or gas reservoirs. The Northern Marmara natural gas field located in the Thrace region has been converted to a storage facility. This field was chosen due to the relatively high permeability of the field when compared with the other natural gas reservoirs in the area and the location, where the field is also located close to the industrial plants, major gas consuming cities as well as the main transmission line. In this study the X natural gas field is modelled as a storage pool. Our approach for modelling the gas field in storage purposes is to maximize the working gas capability of the field for a given number of wells in the reservoir as well as their properties. The reservoir performance was modelled by using material balance. The inflow performance of the reservoir is predicted by the deliverability equation given by the US Buruau of Mines. The C constant in the equation may be predicted by using the method proposed by Satman for vertical and horizontal wells. For maximizing the working gas capacity of the reservoir, the optimization method which is proposed by McVay and Spivey was used in the study. Results are presented for various cases and could be summarized as follows: -Increasing the number of wells significantly increase the working gas capacity. -Wellhead flowing pressure is one of the essential parameters for the design of underground storage facility. Considering a given number of wells, decrease in wellhead flowing pressure results in increase in the working gas capacity. -The number of horizontal wells required to obtain the desired strongly. -Selecting the wells which are drilled for the purpose of underground storage as horizontal affects working gas capacity significantly. -Mechanical skin factor affects the deliverability of the wells and the working gas capacity. Efforts to prevent the wellbore damage result in the increase of production and working gas capacity. -The purpose of this study is to plan and operate a gas storage facility. For instance, using this model with the given well and surface facilities, one can predict the performance of the storage facility.