Simulation of depleted gas reservoir for underground gas storage
Doğal gazın tükenmiş gaz rezervuarlarında depolanmasının modellenmesi
- Tez No: 153639
- Danışmanlar: PROF. DR. SUAT BAĞCI
- Tez Türü: Yüksek Lisans
- Konular: Petrol ve Doğal Gaz Mühendisliği, Petroleum and Natural Gas Engineering
- Anahtar Kelimeler: Yeraltı Gaz Depolama, Tükenmiş Gaz Rezervuan, Tarihsel Eşleştirme ve Simulator. vn, Underground Gas Storage, Depleted Gas Reservoir, History Matching and Simulator
- Yıl: 2004
- Dil: İngilizce
- Üniversite: Orta Doğu Teknik Üniversitesi
- Enstitü: Fen Bilimleri Enstitüsü
- Ana Bilim Dalı: Petrol ve Doğal Gaz Mühendisliği Ana Bilim Dalı
- Bilim Dalı: Belirtilmemiş.
- Sayfa Sayısı: 205
Özet
öz DOĞAL GAZIN TÜKENMİŞ GAZ REZERVUARINDA DEPOLANMASININ MODELLENMESİ ÖZTÜRK, Bülent Yüksek Lisans, Petrol ve Doğal Gaz Mühendisliği Bölümü Tez Yöneticisi: Prof. Dr. Suat Bağcı Aralık 2004, 188 sayfa Doğal gaza olan talep yıl içinde değiştiği için, doğal gaz ihraç eden bir ülke için“al ya da öde”yaklaşımı problemler yaratmaktadır ve fazla miktarı depolanmalıdır. Bu çalışmada tükenmiş gaz rezervuarı olan M sahası yer altı gaz depolaması projesinde değerlendirilmiştir. Saha ile ilgili bütün gerekli rezervuar, akışkan, üretim ve basınç değerleri toplandıktan sonra, bu bilgiler CMG (Computer Modelling Group) 'nin yeni nesil Simülatöründe (IMEX) kullanılmak üzere sahanın tarihsel eşleştirmesinin gerçekleştirilmesi için bilgisayar diline uyarlanmıştır. Gaz rezervuannın 4 senelik üretiminin tarihsel eşleştirilmesi işlemi, bu çalışmanın ilk ayağı idi. Kullanılan parametrelerle, simülasyon programı iyi bir tarihsel eşleştirme yapmayı başarmıştır. Tarihsel eşleştirmeyi temel alarak, beş farklı senaryo yaratılmış ve rezervuarın enjeksiyon ve üretim performansları öngörülmüştür. Bu vısenaryolar mevcut kuyularla birlikte kullanılan 5 yeni yatay kuyuyu içermektedir. Bütün senaryolar ve kuyularda kullanılan ve de önceden 13 MMcf/gün olarak kararlaştırılmış olan enjeksiyon debisinde, 5 yatay - 6 dikey enjeksiyon kuyuları ve 5 yatay - 6 dikey üretim kuyuları senaryosu bütün senaryolar arasında gaz envanterini en iyi değerlendirme ve gazın enjeksiyonu ve üretiminin aldığı zaman açısından en iyisi olarak görülmüştür. Kuyu konfîgürasyonun kararlaştırılmasından sonra, bütün kuyularda değişik enjeksiyon debiler kullanılarak saha için en uygun enjeksiyon debisi 130 MMcf/gün olarak elde edilmiş ve ardından sadece yatay kuyular için, dikey kuyuların enjeksiyon debisi 130 MMcf/gün' de sabit tutularak, değişik debiler tekrar denenmiştir. Bu denemelerin ardından, 5 yatay - 6 dikey enjeksiyon kuyuları ve 5 yatay - 6 dikey üretim kuyuları konfigürasyonunu içeren 5 nci senaryo, yatay ve dikey kuyularda 130 MMcf/gün enjeksiyon debisi kullanılmak şartı ile en iyi senaryo olarak görülmüştür. 5nci senaryo dahilindeki denemelerde, enjeksiyon debisinin 1.3 Bcf/gün ve 13 Bcf/gün olarak değiştirilmesi maksimum ortalama rezervuar basıncında kaydadeğer bir değişikliğe neden olmamasından dolayı, bu projenin 130 MMcf/gün enjeksiyon debisi kullanılarak uygulamaya geçirilmesi daha uygundur. Maksimum ortalama rezervuar basıncının enjeksiyon sayesinde 1881 psi değerine kadar toparlandığı ve de sabitlendiği 5 nci senaryoda, 2012 yılma kadar, üretilen gaz 394 Bcf ve enjekte edilen gaz 340 Bcf olarak görülmüştür. 5 nci senaryo diğer senaryolarla karşılaştırıldığında, enjeksiyon ve üretim performansının %90 arttığı görülmektedir.
Özet (Çeviri)
ABSTRACT SIMULATION OF DEPLETED GAS RESERVOIR FOR UNDERGROUND GAS STORAGE ÖZTÜRK, Bülent M.Sc, Department of Petroleum and Natural Gas Engineering Supervisor: Prof. Dr. Suat Bağcı December 2004, 188 pages For a natural gas importing country,“take or pay”approach creates problems since the demand for natural gas varies during the year and the excess amount of natural gas should be stored. In this study, an underground gas storage project is evaluated in a depleted gas Field M. After gathering all necessary reservoir, fluid, production and pressure data, the data were adapted to computer language, which was used in a commercial simulator software (IMEX) that is the CMG's (Computer Modelling Group) new generation adoptive simulator, to reach the history matching. The history matching which consists of the 4 year of production of the gas reservoir is the first step of this study. The simulation program was able to accomplish a good history match with the given parameters of the reservoir. Using the history match as a base, five different scenarios were created and forecast the injection and withdrawal performance of the IVreservoir. These scenarios includes 5 newly drilled horizontal wells which were used in combinations with the existing wells. With a predetermined injection rate of 13 MMcf/D was set for all the wells and among the 5 scenarios, 5 horizontal - 6 vertical injectors & 5 horizontal - 6 vertical producers is the most successful in handling the gas inventory and the time it takes for a gas injection and production period. After the determination of the well configuration, the optimum injection rate for the entire field was obtained and found to be 130 MMcf/D by running different injection rates for all wells and then for only horizontal wells different injection rates were applied with a constant injection rate of 130 MMcf/d for vertical wells. Then it has been found that it is better to apply the 5th scenario which includes 5 horizontal - 6 vertical injectors 8b 5 horizontal - 6 vertical producers having an injection rate of 130 MMcf/d for horizontal and vertical wells. Since within the 5th scenario, changing the injection rate to 1.3 Bcf/d and 13 Bcf/d, did not effect and change the average reservoir pressure significantly, it is best to carry out the project with the optimum injection rate which is 130 MMcf/d. The total gas produced untill 2012 is 394 BCF and the gas injected is 340 BCF where the maximum average reservoir pressure was recovered and set into a new value of 1881 psi by injection and cushion gas pressure as 1371 psi by withdrawal. If 5th scenario is compared with the others, there is an increase in injection and production performance about 90%.
Benzer Tezler
- Genetic algortithm for the optimization of a gas storage field converted from a depleted gas reservoir
Tüketilmiş gaz rezervuarından dönüştürülen yeraltı gaz depolama sahasının genetik algoritma kullanılarak optimizasyonu
BARIŞ GÜYAGÜLER
Yüksek Lisans
İngilizce
1998
Petrol ve Doğal Gaz MühendisliğiOrta Doğu Teknik ÜniversitesiPetrol ve Doğal Gaz Mühendisliği Ana Bilim Dalı
DOÇ. DR. FEVZİ GÜMRAH
- Simulating CO2 sequestration in a depleted gas reservoir
CO2 tecridinin tüketilmiş bir gaz rezervuarlarında simülasyonu
ÖKE İSMET ÖZKILIÇ
Yüksek Lisans
İngilizce
2005
Petrol ve Doğal Gaz MühendisliğiOrta Doğu Teknik ÜniversitesiPetrol ve Doğal Gaz Mühendisliği Ana Bilim Dalı
PROF. DR. FEVZİ GÜMRAH
- Utilisation of an existing natural gas storage field for hydrogen storage: Northern Marmara depleted gas field simulation study
Mevcut bir doğal gaz depolama sahasının hidrojen depolama için değerlendirilmesi: Kuzey Marmara sahası simülasyon çalışması
HASAN GÜRSEL
Yüksek Lisans
İngilizce
2022
Petrol ve Doğal Gaz MühendisliğiOrta Doğu Teknik ÜniversitesiPetrol ve Doğal Gaz Mühendisliği Ana Bilim Dalı
DOÇ. DR. ÇAĞLAR SINAYUÇ
DR. MURAT FATİH TUĞAN
- Tükenmiş doğal gaz rezervuarlarının hidrojen depolama için kullanılmasının sayısal modelleme yoluyla incelenmesi: Tekirdağ sahası örneği
Underground hydrogen storage in a depleted gas field for seasonal storage: A numerical case study of the Tekirdağ gas field
EMRAH SARI
Yüksek Lisans
Türkçe
2024
EnerjiGazi ÜniversitesiEnerji Sistemleri Mühendisliği Ana Bilim Dalı
DOÇ. DR. ERDEM ÇİFTÇİ
- Modeling of the Değirmenkoy underground gas storage field
Değirmenköy yeraltı gaz depolama sahasının modellenmesi
GULZADA SAGNALIYEVA
Yüksek Lisans
İngilizce
2016
Petrol ve Doğal Gaz Mühendisliğiİstanbul Teknik ÜniversitesiPetrol ve Doğal Gaz Mühendisliği Ana Bilim Dalı
DOÇ. DR. ÖMER İNANÇ TÜREYEN