Modeling of the Tekirdağ natural gas field for underground gas storage

Tersiyer yaşındaki Trakya baseni Türkiye'nin en fazla doğal gaz üreten bölgelerinden biridir. Trakya bölgesi, hem büyük hem de çoğunlukla küçük ölçekte doğal gaz rezervlerine sahiptir. Ancak, Trakya bölgesinde bulunan doğal gaz sahalarının üretimi, Türkiye'nin doğal gaz ihtiyacının %1'inden daha azını karşılamaktadır. Diğer taraftan, Türkiye'ye yurt dışından gelen uzun mesafeli doğal gaz boruhatlarının yanında politik ve teknik riskler, Türkiye'nin gaz ihtiyacını tehlikeye sokmaktadır. Bundan dolayı, acil durumlarda veya beklenmedik kısa dönemli aşırı doğal gaz talebi olması durumunda, doğal gaz depolama, bir ülkenin enerji ihtiyacı açısından önemli bir rol oynamaktadır. Sonuç olarak, üretimi tamamlanmış ya da tamamlanmakta olan gaz rezervuarlarının doğal gaz depolamaya dönüştürülmesi kaçınılmazdır. Tekirdağ sahası, Trakya bölgesinde delta tipi Osmancık formasyonundan üreten en büyük sığ gaz rezervuarlarında birisidir. Tekirdağ sahası 1998 yılında keşfedilmiş ve üretimi tamamlanmaya yakın olmasına rağmen, veri eksikliğinden dolayı, yerinde gaz miktarına ve rezervine yönelik bir çalışma yapılamamıştır. Bu çalışmada, ilk önce statik ve dinamik verileri kullanarak, hem rezervuar A diye adlandırılan hem de rezervuar B diye adlandırılan rezervuarlar için yerinde gaz miktarı hesaplanmıştır. Sonrasında, bu rezervuarlar yeraltı doğal gaz depolaması için modellenmiştir. Böylece, RUBIS adlı modelleme programı kullanılarak, Tekirdağ sahası, doğal gaz depolaması için modellenmiştir. Rezerv hesabına yönelik ilk çalışma, statik verilerin analizi sonucunda Monte Carlo similasyonundan yararlanılarak yapılmıştır. İlk olarak, ilgili rezervuları kesen kuyular içinde alınan wireline logları yorumlanmıştır. Bu logların yorumlanması sonucunda, her bir kuyu için net kalınlık, ortalama gözeneklilik ve su doymuşluk değerleri hesaplanmıştır. A rezervuarına ait minimum ve maksimum net kalınlık değerleri sırasıyla 0.4 m ve 27.6 m hesaplanmıştır. B rezervuarına ait minimum ve maksimum net kalınlık değerleri ise, sırasıyla 0.6 m ve 22.0 m hesaplanmıştır. Her iki rezervuara ait histogram grafiği oluşturulup incelendiğinde, verilerin dağılımının log-normal dağılım sergilediği görülmüştür. A rezervuarına ait minimum ve maksimum gözeneklilik değerleri sırasıyla %22.6 ve %25.7 hesaplanmıştır. B rezervuarına ait minimum ve maksimum gözeneklilik değerleri ise, sırasıyla %22.8 ve %25.5 hesaplanmıştır. Her iki rezervuara ait histogram grafiği oluşturulup incelendiğinde, verilerin dağılımının normal dağılım sergilediği görülmüştür. A rezervuarına ait minimum ve maksimum su doymuşluğu değerleri sırasıyla %19.2 ve %29.3 hesaplanmıştır. B rezervuarına ait minimum ve maksimum su doymuşluğu değerleri ise, sırasıyla %19.9 ve %28.6 hesaplanmıştır. Her iki rezervuara ait histogram grafiği oluşturulup incelendiğinde, verilerin dağılımının normal dağılım sergilediği görülmüştür. Monte Carlo modellemesi kullanılarak elde edilen yerinde gaz miktarı, A rezervuar için 12.7 bscf ile 43.4 bscf arasında hesaplanırken, B rezervuarı için 9.0 bscf ile 29.0 bscf arasında hesaplanmıştır. Rezerv hesabına yönelik ikinci çalışma, dinamik verilerden yararlanılarak yapılmıştır. Özellikle, kuyu bazında üretim ve basınç değerleri kullanılarak hesaplamalar yapılmıştır. Fakat, her ne kadar A ve B rezervuarlarından üretim yapan kuyular 1998 den itibaren üretime başlamış olsa da, kapama basınç değerleri ancak 2006 yılından itibaren düzenli olarak kayıt edilmiştir. Ayrıca, A ve B rezervuarlından yapaılan keşif sonrasında, orjinal basınca yönelik bir çalışma yapılmamıştır. Buna rağmen, 2006 yılından sonra, bu rezervuarlardan üretim yapan sahanın, herhangi bir sebeple de olsa uzun süre kapalı kaldığı süreler incelenmiş ve ortalama rezervuar basınçları hesaplanmıştır. Sonrasında, bu ortalama rezervuar basınçları, kütle denge denkleminde kullanılarak yerinde gaz miktarı hesaplanmıştır. Kütle denge denkleminde, A rezervuarı için farklı tarihlerde 3 farklı ortalama rezervuar basıncı hesaplanmıştır. Bu 3 farklı tarihte hesaplanan basınç değerleri, göreceli olarak en uzun kapama süreleri dikkate alınarak yapılmıştır.Buna göre, A rezervuarına ait yerinde gaz miktarı 32.1 bscf olarak hesaplanmış. Ayrıca kütle denge grafiğinden, orjinal rezervuar basıncı 452 psia olarak tahmin edilmiştir. Aynı şekilde, kütle denge denkleminde, B rezervuarı için farklı tarihlerde 3 farklı ortalama rezervuar basıncı hesaplanmıştır. Bu 3 farklı tarihte hesaplanan basınç değerleri, göreceli olarak en uzun kapama süreleri dikkate alınarak yapılmıştır.Buna göre, B rezervuarına ait yerinde gaz miktarı 17.5 bscf olarak hesaplanmış. Ayrıca kütle denge grafiğinden, orjinal rezervuar basıncı 473 psia olarak tahmin edilmiştir. Son olarak, mevcut kuyu ve saha bilgileri kullanılarak, Tekirdağ sahasının doğal gaz yeraltı depolanması ile ilgili çalışmalar yapılmıştır. Bu çalışma, RUBIS yazılımının yardımıyla değişik senaryolarda incelenmiştir. Birinci senaryoda, Tekirdağ sahası, rezervuar A'dan üretim yapan 22 kuyu ve rezervuar B'den üretim yapan 8 kuyu ile yeraltı doğal gaz depolaması için kullanılmıştır. İkinci senaryoda, mevcut kuyuların hepsinde mekanik zar faktörü eklenmiş ve son olarak üçüncü senaryoda ise, her bir rezervuara birer yatay kuyu yerleştirilmiş ve bütün sonuçlar ayrı ayrı değerlendirilmiştir. İstenilen sonuçları elde edebilmek için, bir yıllık dönemi kapsayan üretim ve enjeksyion aralıkları şu şekilde planlanmıştır; • 5 aylık enjeksiyon dönemi. Bu dönemde, enjeksiyon basıncı orijinal rezervuar basıncı olarak kullanılmıştır. • 1 aylık kapama dönemi. • 5 aylık üretim dönemi. Bu dönemde, kuyubaşı üretim basıncı 145 psia olarak sabitlenmiştir. • 1 aylık kapama dönemi. Birinci senaryoda, üretim ve enjeksiyon miktarlarındaki denge hem A hem de B rezervuarı için 10 yıl içinde sağlanamamıştır. İkinci senaryoda ise, mekanik zar faktörü (+10) eklenmiş ve sonuçlar irdelenmiştir. Kuyularda mekanik zar faktörü olma durumunda, üretim ve enjeksiyon denge süresi daha kötü bir durum sergilemiştir. Son senaryoda ise, mevcut kuyulara ek olarak, her bir rezervuar için birer yatay kuyu eklenmiştir. Bu durumda ise, yıllık bazda işletilen gaz üretim kapasitesinin önemli miktarda arttığı gözlenmiştir.