Underground Gas Storage in a Partially Depleted Gas Reservoir
Stockage souterrain de gaz dans un réservoir de gaz partiellement déplété
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Department of Chemical Engineering, School of Engineering, Persian Gulf University, Bushehr 75169 - Iran
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Tehran Energy Consultants (TEC), Tehran - Iran
Corresponding authors: reza.azin@pgu.ac.ir a.nasiri@tehranenergy.com a.jodeyri@tehranenergy.com
In this work, underground gas storage (UGS) was studied on a partially depleted gas reservoir through compositional simulation. Prediction of reservoir fluid phase behavior and history matching was done by utilizing detailed reservoir information. The performance of UGS with different scenarios of reservoir depletion, gas injection, and aquifer strength was analyzed. The injection capacity and deliverability of reservoir was set to 350 MMSCF/D (6 months) and 420 MMSCF/D (5 months), respectively. Based on different scenarios and the anticipated target rate, the optimum pressure for converting this reservoir to UGS was found to be about 1600 psia. Also, it was found that if the reservoir is depleted to a lower pressure, it contains insufficient base gas reserve and may not meet the target withdrawal rate. Results showed that this problem can be overcome by injecting higher volume of gas in the first cycle. Furthermore, it was shown that an active aquifer can lead to irreversible reservoir shrinkage, increase in water-gas ratio, and pressure rise in reservoir. Another source of pressure rise during the UGS operations is the difference between z-factors of injected and reservoir fluids. It was found that injecting lean gas with high z-factor into a reservoir containing fluid of lower z-factor results in pressure rise at the end of each cycle. At successive cycles, composition of reservoir fluid approaches that of the injected gas because of continual mixing. Theoretically, composition of reservoir fluid will be near the injected fluid after infinite cycles, provided complete mixing occurs in reservoir. Under these conditions, difference between z-factors of injected and reservoir fluids become smaller, and reservoir pressure stabilizes.
Résumé
Dans cet article, on étudie par simulation compositionnelle le stockage souterrain de gaz dans un réservoir de gaz partiellement déplété. La prédiction du comportement du fluide de réservoir et le calage d'historique ont été effectués en utilisant des informations détaillées de réservoir. La performance du stockage a été analysée avec différents scénarios de déplétion de réservoir, d'injection de gaz et de force d'aquifère. La capacité d'injection et la productivité de réservoir ont été respectivement fixées à 350 MMSCFD (6 mois) et 420 MMSCFD (5 mois). Sur la base de différents scénarios et d'un débit ciblé anticipé, la pression optimum pour convertir ce réservoir en un stockage souterrain a été évaluée à environ 1600 psia. En conséquence, il a été établi qu'en épuisant le réservoir à une pression plus basse, le volume du gaz coussin sera insuffisant et on ne peut pas arriver au débit cible de soutirage. Les résultats ont démontré qu'on peut surmonter ce problème en injectant un volume plus élevé de gaz pendant la première période. En outre, il a été montré qu'un aquifère actif peut mener au rétrécissement irréversible du réservoir, à une augmentation du rapport eau-gaz et à une élévation de pression dans le réservoir. Une autre source de la hausse de pression pendant le stockage souterrain de gaz est la différence entre le facteur de compressibilité du fluide injecté et celui du fluide de réservoir. Il a été trouvé que l'injection de gaz pauvre, avec un haut facteur de compressibilité, dans un réservoir contenant un fluide avec un facteur inférieur, aboutit à une augmentation de pression à la fin de chaque période. La composition du fluide de réservoir avoisine celle du gaz injecté en raison du mélange continuel au cours des périodes successives. Théoriquement, la composition du fluide de réservoir s'approchera de celle du fluide injecté après un nombre infini de périodes, sous réserve que le mélange complet ait lieu dans le réservoir. Dans ces conditions, la différence entre les facteurs de compressibilités devient plus faible et la pression de réservoir se stabilise.
© IFP, 2008