Investigation of Underground Sour Gas Storage in a Depleted Gas Reservoir

Étude de stockage souterrain de gaz naturel acide dans un réservoir épuisé

¹ Department of Chemical Engineering, School of Engineering, Persian Gulf University, Bushehr 7516913817 – Iran
² Persian Gulf Science and Technology Park, Bushehr – Iran
³ Department of Petroleum Engineering, Petroleum University of Technology, Ahwaz – Iran
⁴ Department of Chemical & Petroleum Engineering, Schulich School of Engineering, University of Calgary, Calgary, Alberta, Canada T2N 1N4 – Canada
e-mail: reza.azin@pgu.ac.ir – reza.malakooti@pet.hw.ac.uk – helalizadeh@yahoo.com – mzirrahi@ucalgary.ca

^* Corresponding author

Abstract

Underground Gas Storage (UGS) involves storage of large quantities of natural gas to support the natural gas demand in domestic, commercial and industrial areas. Storage of sour gas can be advantageous from economic standpoint, as it reduces treatment costs and increases the potential of production from shared reservoirs. This paper investigates feasibility of UGS in one of Iranian depleted fractured gas condensate reservoirs. Compositional simulation was employed to build dynamic reservoir model, develop the history matching phase of the reservoir and construct Injection/Withdrawal (I/W) cycles. One sweet gas stream and three sour gas streams with different compositions were tested for storage into reservoir during summer season.

Results of simulation showed that presence of H₂S and CO₂ in the injected gas stream improves condensate production. Condensate Production Enhancement (CPE), defined as the percentage of condensate recovery increase due to sour gas injection relative to the sweet gas injection, was calculated for different compositions of storage gas. Also, Condensate Holding Ratio (CHR), defined as the ratio of condensate in the withdrawn sour gas to that in the withdrawn CH4, was estimated for different storage gas compositions. Results showed that CPE has a higher rate in earlier cycles and declines at later cycles. CHR is higher for sour gas storage compared to sweet gas. Furthermore, heating value of produced gas was calculated in all I/W cycles and compared with heating value of injected gas. It was indicated that difference between heating value of produced and injected gas increases with increase of H₂S and CO₂ content of the injected gas. Also, it was found that the reservoir has lower pressure rise at the end of I/W cycles in the case of underground sour gas storage compared to sweet gas storage. The presence of acid gas components decreases the z-factor of injected gas stream resulting in smaller difference between z-factors of injected gas and reservoir fluid.

Résumé

Le Stockage Souterrain de Gaz (SSG) implique le stockage de grandes quantités de gaz naturel pour satisfaire la demande en gaz naturel des secteurs domestiques, commerciaux ou industriels. Le stockage du gaz naturel acide peut être avantageux du point de vue économique car il réduit les coûts de traitement et augmente le potentiel d’exploitation de réservoirs partagés.

Cet article étudie la faisabilité du SSG dans un gisement iranien fracturé et épuisé de gaz à condensat. La simulation compositionnelle est utilisée pour construire le modèle dynamique de réservoir, développer la phase d’adaptation de l’histoire d’exploitation et établir les cycles d’Injection/Soutirage (I/S). Un flux de gaz peu corrosif et trois flux de gaz acide de compositions différentes ont été testés pour stockage dans le réservoir pendant une période estivale.

Les résultats de simulation montrent que la présence de sulfure d’hydrogène et de dioxyde de carbone dans le flux de gaz injecté améliore la production de condensats. L’Amélioration de Production de Condensats (APC), définie comme le pourcentage d’augmentation de la récupération de condensats grâce à l’injection de gaz acide par rapport à l’injection de gaz peu corrosif, a été calculée pour les différentes compositions du gaz stocké. Le Taux de Contenance en Condensats (TCC), défini comme le rapport entre la production de condensats dans le gaz acide soutiré et celle dans le méthane soutiré, a été également évalué pour les différentes compositions de gaz stocké. Les résultats ont montré que l’APC a des taux plus élevés pendant les premiers cycles, mais qu’elle diminue dans les derniers. Le TCC est plus élevé pour le gaz acide comparativement au gaz peu corrosif. De plus, le pouvoir calorifique du gaz produit, calculé pour tous les cycles d’injection/soutirage, est comparé avec celui du gaz injecté. Il est apparu que la différence de pouvoir calorifique entre le gaz produit et le gaz injecté augmente avec la teneur en sulfure d’hydrogène et dioxyde de carbone du gaz injecté. En outre, il est aussi apparu que le réservoir possède, à la fin des cycles d’injection/soutirage, une pression plus basse dans le cas du stockage souterrain de gaz acide que dans celui de gaz peu corrosif. La présence des composants acides fait baisser le coefficient z du flux de gaz injecté et induit une différence plus faible entre le coefficient z du gaz injecté et celui du fluide de réservoir.