Effect of wellbore conditions on the performance of underground gas-storage reservoirs

Yeraltı gaz depolama rezervuarlarının performansında kuyu koşullarının etkisi

PDF İndir

Tez No: 101121
Yazar: ÖMER İNANÇ TÜREYEN
Danışmanlar: PROF.DR. ABDURRAHMAN SATMAN
Tez Türü: Yüksek Lisans
Konular: Petrol ve Doğal Gaz Mühendisliği, Petroleum and Natural Gas Engineering
Anahtar Kelimeler: Belirtilmemiş.
Yıl: 2000
Dil: İngilizce
Üniversite: İstanbul Teknik Üniversitesi
Enstitü: Fen Bilimleri Enstitüsü
Ana Bilim Dalı: Belirtilmemiş.
Bilim Dalı: Belirtilmemiş.
Sayfa Sayısı: 81

Özet

ÖZET Hızlı nüfus artışı, sanayileşme ve şehirleşme gibi nedenlerden dolayı Türkiye'de doğal gaza olan talep her sene hızla artmaktadır. Talep edilen doğal gazın yaklaşık % 50' si elektrik üretimi için kullanılmaktadır. Günümüzde doğal gaza olan talep yaklaşık olarak 10 milyar sm3'tür. Gelecek için yapılan tahminler ise bu rakamın 2005, 2010, 2015 ve 2020 yıllan için sırasıyla 46, 55, 67 ve 82 milyar sm3 olacağım göstermektedir. Günümüzde doğal gaza olan konutsal talep 2 milyar sm3'tür Fakat bu talep yıl boyunca değişimler gösterir. Konutsal talep sıcak yaz aylarında en az olurken soğuk kış aylarında ise doğal gazın ısıtma amaçlı kullanılmasından dolayı maksimum değere ulaşmaktadır. Türkiyenin yıllık arzının yıl boyunca sabit debide karşılandığı göz önüne alındığında, konutsal talep doğal gaza olan arz ve talep arasında dengesizliklere neden olmaktadır. Bu dengesizlik doğal gazın depolanması yoluyla giderilebilir. Doğal gazın ısıtma amaçlı kullanımından kaynaklanan talepteki mevsimsel dalgalanmaları karşılayabilmek için büyük miktarlarda depolama gerekir. Doğal gazın depolanması özellikle gaz üreticileri ve tüketicileri için çok iyi bilinen bir uygulamadır. Depolama yıllar boyunca bir çok amaç için kullanıldı ve gelişen endüstri günümüzde depolama için yeni roller bulmaktadır. Depolamanın asıl amacı konutsal ısıtmanın yapılabilmesi için gerekli miktarlarda arz yaratmaktır. Bunun ötesinde depolama tüm yıl boyunca gerek depoya gerekse kullanıcıya gaz iletilmesi sayesinde gaz boru hatlarının tam kapasiteyle çalışmasına olanak sağlar. Özellikle doğal gaz taleplerini dışarıdan sağlayan ülkeler için depolama, boru hattında olası arızalara karşı güvenlik oluşturmaktadır. Talepte meydana gelen dalgalanmaları gidermek amacıyla depolama yeraltında ya da yerüstünde birçok şekilde yapılabilir. En yaygın depolama yöntemleri aşağıda sıralanmaktadır:. Boru hatlarında depolama,. Yüksek basınçlı tanklarda depolama,. Sıvılaştırılmış doğal gaz depolaması,. Yeraltında açılan boşluklarda depolama,. Akiferlerde depolama,. Terkedilmiş petrol yada gaz rezervuarlannda depolama. Depolama boru hatlarında basıncın yükseltilmesiyle gazı sıkıştırarak yapılır. Fakat bu tür depolama düşük kapasiteli olması nedeniyle sadece saatlik dalgalanmaları karşılayabilmektedir.Yüksek basınçlı tanklarda depolama bir başka yerüstü depolama şeklidir. Burada depolama yüksek basınçlara dayanıklı tanklar içine gazın sıkıştırılması ile gerçekleştirilir. Fakat boru hatlarında olduğu gibi bu tür depolama da talepteki mevsimsel dalgalanmaları karşılayabilecek düzeyde değildir. Doğal gaz yaklaşık olarak -161 °C'da sıvılaşmaktadır ve sıvılaştığında doğal gazın hacmi 1/600 oranında azalmaktadır. Sıvılaştırılmış doğal gaz depolaması talepteki mevsimsel dalgalanmaları karşılayabilecek düzeyde olmasına rağmen doğal gazı sıvılaştırma ve gazlaştırma işlemleri maliyeti yükselttiği için bu yöntem sadece daha ucuz depolama yöntemlerinin (gaz rezervuarlannda depolama gibi) uygun olmadığı durumlarda kullanılır. Yeraltında açılan boşluklarda depolamada gaz daha önceden açılmış boşluklarda (gerek gaz depolama amacıyla açılmış, gerekse çeşitli mineral ve madenleri üretmek amacıyla açılmış boşluklar) depolamr. İki tür boşluktan bahsetmek mümkündür. Bunlardan ilki çeşitli madenleri üretmek amacıyla geleneksel madencilik teknikleriyle açılmış olan galerilerdir. Diğeri ise çözme işlemiyle yeraltından mineral üretimine dayalı açılmış boşluklardır. Burada saf su yeraltında bulunan tuz formasyonuna basılarak tuzun su içinde çözünmesi sağlanır ve oluşan tuzlu su yüzeyde üretilerek yeraltında boşluk açılmış olur. Doğal gaz bu boşluklar içinde depolanabilmektedir. Akiferler geçirimsiz bir tabaka ile kapanlanmış su içeren formasyonlardır. Doğal gaz bu formasyonlar içinde de depolanabilmektedir. Gaz depolama amacıyla enjekte edildiğinde formasyon içinde hava kabarcığı oluşturur. Akiferlerde doğal gazın depolanmasının en büyük avantajı akiferin kendi basıncından kaynaklanmaktadır. Akifer basıncı yastık gazı miktarının düşürülebilmesine olanak sağlamaktadır. Bunun yanında akiferlerde depolamanın en büyük dezavantajı ise kayacın kuvvetli su ıslatımlı olmasındsan dolayı gazın su tarafından kapanlanmasıdır. Doğal gaz depolamasının en yaygın uygulanma alanı terkedilmiş petrol ve doğal gaz rezervuarlannda depolamadır. Doğal gaz rezervuarları depolama için en uygun adaylardır çünkü bir gaz rezervuarı uzun bir süre boyunca içinde gaz bulundurmuş ve tekrar bulundurabilir. Bir gaz rezervuarının depoya çevrilmesindeki en önemli tasarım faktörü doğal gazın kaçışım engelleyecek güvenlik önlemleridir. Bu nedenle tasarım aşamasında reservuar kayacı, kapammı sağlayan geçirimsiz üst tabaka ve kuyular gözden geçirilerek doğal gazın kaçmaması için uygun hale getirilirler. Tasarımı etkileyen önemli faktörlerden bir diğeri ise gerekli miktarda doğal gazın iletiminin temin edilmesidir. Rezervuar yılın en soğuk dönemlerinde en yüksek talebi karşılayabilecek kapasitede iletebilecek kapasitede olmalıdır. Unutulmamalıdırki bir gaz rezervuarı depo amaçlı kullanıldığında yerinde gaz miktanmn % 50' si yada daha fazlasını 3-4 aylık dönemlerde iletebilmelidir. Bu nedenle depoya dönüştürülmüş gaz rezervuarlannda üretim dönemine göre çok daha fazla sayıda kuyuya gereksinim vardır. Bir depolama rezervuan için iki önemli kapasite tanımı gündeme gelir:. En yüksek gaz depolama kapasitesi. Yastık gazı kapasitesi. XIEn yüksek depolama kapasitesi bir gaz rezervuannın alabileceği maksimum miktardaki gaz miktarını gösterir ve en yüksek depolama basıncı ise en yüksek depolama kapasitesindeki rezervuarın ortalama basıncına eşittir. En yüksek depolama basıncı genelde rezervuarın çatlatma basınç gradyenine eşit alınır. Yastık gazı kapasitesi ise belirli bir debiyi sağlayabilmek için rezervuar içinde bırakılması gereken gaz miktarıdır. Yastık gazı kapasitesinin seçimi gazın pazara belirli bir debide verilebilmesi için gerekli beygir gücüne, üretim sorunlarına, rezervuar özelliklerine, kuyu sayısına ve ekonomik koşullara bağlıdır. İşletilen gaz kapasitesi; en yüksek depolama kapasitesi ve yastık gazı kapasitesi arasındaki fark alınarak belirlenir. Doğal gazın ısıtma amaçlı kullanımının gelişmesi ve ayrıca güvenlik ve gelişen çevre bilinci nedeniyle doğal gazın depolanması Türkiye için kaçınılmaz olmuştur. Türkiye için doğal gazın depolanmasının asıl amacı arz ve talep arasındaki dengesizliği gidermektir. Bunun yanında depolama aynı zamanda ana hatta meydana gelebilecek olası arızalara karşı arzın devamını sağlayacaktır. Trakya bölgesinde bulunan Kuzey Marmara doğal gaz sahasının depolama rezervuarına dönüştürülmesi planlanmaktadır. Bu saha civarda bulunan diğer sahalara göre daha yüksek geçirgenliğe sahip olmasından ve yüksek miktarlarda gaz kullanan kentlere ve Türkiyenin arzım sağlayan ana hatta olan yakınlığından dolayı seçilmiştir. Bu çalışmada Kuzey Marmara doğal gaz sahası depo rezervuan olarak modellenmiştir. Modeldeki yaklaşım; belirli kuyu sayısı, rezervuar ve kuyu özellikleri için işletilen gaz kapasitesini en yüksek seviyede tutmaya yöneliktir. Modelde rezervuar performansı kütle denge grafikleriyle modellendi. Hesaplamaları kolaylaştırmak amacıyla ortalama basınca karşı yerinde gaz miktarı grafiği kullanıldı. Rezervuar içinde akış performansı US Bureau of Mines tarafından önerilen dağıtımlılık denklemiyle modellendi. Denklemdeki rezervuar ve akışkan özelliklerini veren C katsayısı ise düşey ve yatay kuyular için Satman [21,25] tarafından verilen denklemler yardımıyla bulundu. Kuyu içindeki akış ise eksponansiyel yöntem kullanılarak modellendi. İşletilen gaz kapasitesini maksimize etmek amacıyla McVay ve Spivey tarafından önerilen optimizasyon yöntemi kullanıldı. Modelleme sonuçlan farklı durumlar için bulundu ve aşağıdaki gibi özetlenebilir:. 70 barlık kuyubaşı basıncında 1.3 milyar sm3'lük işletilen gaz kapasitesini elde edebilmek için Kuzey Marmara#3 kuyusuyla aym kuyu ve akış özelliklerine sahip yaklaşık 50 üretim/enjeksyon kuyusuna ihtiyaç duyulmaktadır. Kuyubaşı basıncının depo performansı üstünde önemli etkileri mevcuttur. Kuyu başı basıncının 20 bar olması durumunda 1.3 milyar sm3'lük işletilen gaz kapasitesini sağlayabilmek için gerekli kuyu sayısı 29' a düşmektedir.. İstenen işletilen gaz kapasitesini elde edebilmek için gerekli yatay kuyu sayısı kuyu civarındaki kirlenmeye, yatay kuyu uzunluğuna ve kısmi tamamlama özelliklerine önemli ölçüde bağlıdır.. Üretim/enjeksyon performansını arttırmak için kuyu civarındaki kirlenmenin en düşük düzeyde tutulması gerekmektedir. Kuyu kirlenmesinin hiç olmadığı bir durumda 1 milyar sm3'lük işletilen gaz kapasitesini elde edebilmek için 100' er metre yatay uzunluğa sahip 10 kuyu gerekmektedir. Mekanik zar faktörünün 20 XIIolması durumunda ise mevcut 10 kuyunun yatay uzunluklarının yaklaşık olarak beş katına çıkarılmaları gerekmektedir. Bu modelleme çalışmasının amacı bir depolama çalışmasının planlanmasıdır. Örneğin bu model kullanılarak verilen kuyu ve yüzey özellikleri için depo performansı tahmin edilebilmektedir. X111

Özet (Çeviri)

SUMMARY With 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 is consumed for power generation only. The total demand presently for Turkey is around 10 billion sm3. Future predictions yield demands of 46, 55, 67 and 82 billion sm3 for the years 2005, 2010, 2015 and 2020, respectively. The residential demand for natural gas is presently around 2 billion sm3. However this demand is not uniformly distributed throughout the year. Residential consumption varies from a minimum value during the summer time to a maximum in winter. This fluctuation is caused because of space heating consumption of natural gas. It causes a disturbance between the supply and demand of natural gas considering the fact that nearly all the supply is maintained from the Russian Federation with a constant daily rate throughout the whole year. The problem of balancing supply and demand can be handled effectively by storage of natural gas. Long term demand variations of natural gas caused by the increased fuel consumption needed for space heating during cold weather require large amounts to be stored. Storage of natural gas is a very well known practice to gas utilities, gas producers and large ultimate gas consumers for mainly economical reasons. Storage over the past years has served a number of purposes and the developing industry is still finding roles for it. The primary objective of underground storage is to provide an economical way to store gas. Furthermore storage allows the transmission lines to be used at full capacity throughout the entire year by delivering gas to the consumer or to the storage reservoir. Also storage could act as a safeguard for possible pipeline failures thus becoming a strategic reserve. There are various ways of storing natural gas for the purpose of satisfying the variations in demand either aboveground or underground. The most common types of storage pools are as follows:. Storage in pipelines,. Storage in high pressure steel tanks,. Storage as liquefied natural gas,. Storage in man made caverns,. Storage in aquifers,. Storage in depleted oil or gas reservoirs. Pipelines are used for storage purposes simply by increasing the pressure in the pipeline. However due to its relatively low capacity pipelines are used only to overcome hourly varying demands. High pressure steel tanks are another type of aboveground storage. Here the gas is compressed under high pressures in steel tanks. But like in storage in pipelines the XIVstorage capacity is also relatively small to overcome seasonal variations in demand. This type of storage is mostly used by the industry to maintain hourly fluctuations in demand. Natural gas liquefies at nearly -161°C under atmospheric conditions. When liquefied the volume is compressed by a factor of 600. Storage as liquefied natural gas may be used to maintain seasonal fluctuations in the demand. However liquefication and gassification processes are costly. Therefore LNG storage should only be practiced in cases where other feasible storage operations (such as underground storage) are not possible. Storage in man made caverns is a type of underground storage where the gas is stored in caverns opened underground either for the purpose of storing natural gas or for production of ore's or minerals with later conversion to storage. Natural gas can be stored in conventional mines (where it is stored in large galleries opened for production of various ore's) or in artificial caverns opened by using solution mining techniques. Solution mining techniques are usually applied to salt bearing formations where pure unsaturated water is injected and brine is produced therefore creating a cavity within the salt bearing formation. This process is called the leaching process and natural gas is stored within the cavities formed as a result of the leaching process. Aquifers are water bearing formations trapped by an impermeable rock. Natural gas can be stored in such formations. Here the injected gas tends to form a gas bubble within the formation. The major advantage of aquifer storage is that the aquifer pressure maintains the base gas pressure therefore reducing the base gas capacity. However there is also a major disadvantage with aquifer storage which is the capillary trapment of gas considering the fact that almost all aquifers are strongly water-wet. The most common practice of storing gas presently is storage in depleted oil or gas reservoirs. Depleted gas reservoirs are prime candidates for conversion to storage. Most early storage pools and a high percent of all pools today were developed in depleted reservoirs. This is the main concept since the reservoir had contained natural gas for a period of time and should be capable of doing so again. The prime factor in the design of a depleted reservoir to a storage pool is the safeguards against migration. Therefore during the design phase the reservoir should carefully be studied and made sound that the gas will not migrate away from the designated area. In this manner carefull studies of reservoir, caprock and well data are carried out to ensure that the gas will not migrate away from the designated area. Another important parameter in undergorund storage operations is the assurance of deliverability. The reservoir must be able to deliver the peak load requirements of the country during the coldest days of the winter season. It should be remembered that the storage reservoir must be able to deliver 50 % or more of its original content within 3 or 4 months therefore storage operations require many more wells than the number of wells drilled for original production. A storage reservoir is considered to be made up of two components:. Top gas, XV. Base gas. The top gas capacity of the reservoir is the maximum amount of gas the reservoir can store and the top gas pressure corresponds to the pressure at top gas capacity. The top gas pressure of the reservoir is usually determined as the fracturing pressure gradient of the reservoir. The base gas is the amount of gas that needs to be left in the reservoir to maintain a desired rate of deliverability. The base gas requirements are strongly dependent on horsepower requirements for compression of gas to the market, production problems, reservoir properties, number of wells to be used and economics. The working storage content of the reservoir is determined by selecting the pressure ranges of the top gas and base gas pressures. The working gas capacity may be determined by taking the difference of the base gas capacity and the top gas capacity. With the rapid increase of space heating consumption of natural gas in Turkey, underground storage of natural gas has become a necessity for reasons of safety, security and environmental quality. The primary objective of underground storage in Turkey is to balance the supply and demand of natural gas However underground storage will also be acting as a safeguard against possible failures on the main transmission line. The Northern Marmara natural gas field located in the Thrace region is planned to be converted to a storage pool. This field was chosen due to the relatively high permeability of the field when compared with the other gas reservoirs in the area and to the location, where the field is located close to industrial plants, major gas consuming cities and the main transmission line extending from the Malkoçlar region. In this study the Northern Marmara natural gas field is modelled as a storage pool. Our approach to modelling the Northern Marmara gas field for storage purposes is to maximize the working gas capacity of the field for a given number of wells, reservoir and well properties. The reservoir performance was modelled by using material balance graphs. For simplifying the calculations the graph has been converted to an average pressure versus gas in place graph. The inflow performance of the reservoir is predicted by the deliverability equation given by the US Bureau of Mines. The C constant in the equation may be predicted by using the method proposed by Satman for vertical wells and horizontal wells. The wellbore performance is modelled with the exponential method. For maximizing the working gas capacity of the reservoir the optimization method proposed by McVay and Spivey was used in this study. Results are presented for various cases and could be summarized as follows:. To maintain a working gas capacity of 1.3 billion sm3 at a minimum wellhead pressure of 70 bar 50 injection/withdrawal wells are required under the assumption that all the wells used have the same wellbore and flow characteristics as the Northern Marmara Well#3. The wellhead pressure has significant effects on the performance of the underground storage reservoir. The number of wells required to maintain 1.3 billion sm3 becomes 29 if the wellhead pressure is 20 bar.. The number of horizontal wells required to obtain the desired working gas capacity strongly depends on the wellbore damage conditions of the wells, the horizontal lengths, and the partial completion characteristics. XVIEfforts to minimize wellbore damage help to improve the production/injection performance of the storage reservoirs. A working gas capacity of 1 billion sm3 is estimated to be obtained by using 10 horizontal wells each with a horizontal length of 100 m if there is no wellbore damage. Keeping the well number the same, 1 billion sm3 is obtained by increasing the horizontal length of each well nearly five times if the mechanical skin factor is 20. The main application of the model discussed in this study is the planning and operation of gas storage project. For example, using this model, one can predict the deliverability of the pool and assess the performance based on wellbore conditions. For a given configuration of surface facilities, wells and wellbore conditions, it is possible to determine readily the working gas volume. xvu

Benzer Tezler

Tez No
66843
Yatay kuyularda basınç düşümü ve verimliliğe etkisi
The influence of pressure drop along the wellbore on horizontal well productivity
NURTEN CAN
Yüksek Lisans
Türkçe
1997
Petrol ve Doğal Gaz Mühendisliği İstanbul Teknik Üniversitesi
Petrol ve Doğal Gaz Mühendisliği Ana Bilim Dalı
DOÇ. DR. TURHAN YILDIZ
Tez No
3576
Effect of carbondioxide on PVT behavior of geothermal fluids and prevention of calcite deposition by in hibitor injection
Karbon dioksitin jeotermal akışkanların PVT davranışları üzerindeki etkisi ve kalsit çökelmesinin inhibitör basımı ile engellenmesi
MAHMUT PARLAKTUNA
Doktora
İngilizce
1988
Petrol ve Doğal Gaz Mühendisliği Orta Doğu Teknik Üniversitesi
Petrol ve Doğal Gaz Mühendisliği Ana Bilim Dalı
DOÇ. DR. ENDER OKANDAN
Tez No
14134
Yatay kuyuların verimliliği
Horizontal well productivity
KUBİLAY MENEKŞE
Yüksek Lisans
Türkçe
1990
Petrol ve Doğal Gaz Mühendisliği İstanbul Teknik Üniversitesi
PROF.DR. ABDURRAHMAN SATMAN
Tez No
167398
Comprehensive modeling of gas condensate relative permeability and its influence on field performance
Gözenekli ortamda gaz kondensatın göreli geçirgenlik etkisinin modellenmesi ve saha performansına etkisi
HÜSEYİN ÇALIŞGAN
Doktora
İngilizce
2005
Petrol ve Doğal Gaz Mühendisliği Orta Doğu Teknik Üniversitesi
Petrol ve Doğal Gaz Mühendisliği Ana Bilim Dalı
PROF. DR. BİROL DEMİRAL
DOÇ. DR. SERHAT AKIN
Tez No
46491
Kısmi aralıklarla tamamlanmış kuyuların performansı
Selectively-completed well performance
YILDIRAY ÇINAR
Yüksek Lisans
Türkçe
1995
Petrol ve Doğal Gaz Mühendisliği İstanbul Teknik Üniversitesi
Y.DOÇ.DR. TURHAN YILDIZ

Geri Dön