بررسي پارامترهاي ژئومكانيكي آبخوان در فرآيند ذخيره سازي زيرزميني گاز طبيعي

Investigation of Geomechanical Parameters of Aquifer in Underground Natural Gas Storage Process

ذخيره سازي زير زميني گاز به طور عمده به سه روش ذخيره سازي در مخازن نفت و گاز تخليه شده، ذخيره سازي در سفره هاي آب زير زميني (آبخوان ها) و ذخيره سازي در گنبدهاي نمكي انجام مي شود. ذخيره سازي زير زميني گاز طبيعي در آبخوان ها به دليل نزديكي به شهر هاي بزرگ و بازارهاي مصرف، از اهميت بسزايي برخوردار است. تاكنون ذخيره سازي گاز طبيعي در آبخوان ها از جنبه هاي مختلف مورد بررسي قرار گرفته است، اما از نقطه نظر ژيومكانيكي تاكنون مطالعه اي صورت نگرفته است. لذا در اين پژوهش به منظور بررسي پارامترهاي ژيومكانيكي اثرگذار بر روي فرآيند ذخيره سازي زير زميني گاز طبيعي در يك آبخوان، به شبيه سازي فرآيند با استفاده از نرم افزار المان محدود آباكوس پرداخته شده و پارامترهاي ژيومكانيكي موثر بر اين فرآيند مورد مطالعه قرار گرفته است.در ابتدا تاثير تزريق و توليد گاز بر فشار منفذي و جابجايي قايم مخزن در زمان ها و مكان هاي مختلف پس از پايان تزريق و در انتهاي توليد بررسي شد. در ادامه آناليز حساسيت نسبت به پارامترهاي ورودي مدل انجام شد. نتايج نشان داد كه نسبت تنش هاي افقي به تنش قايم اوليه بيشترين تاثير را در بالابردن احتمال گسيختگي كششي دارد. همچنين مقدار دبي تزريقي و توليدي بيشترين تاثير را بر افزايش احتمال گسيختگي برشي دارد و پس از آن، نسبت تنش هاي افقي به تنش قايم اوليه بيشترين تاثير را بر روي احتمال گسيختگي برشي دارد. در مورد جابجايي قايم مخزن در درجه اول دبي تزريقي و توليدي بيشترين تاثير را داشته و پس از آن مدول يانگ مخزن در رتبه بعدي قرار مي گيرد. بيشترين ميزان جابجايي پس از تزريق در محل تزريق در حدود 8 ميلي متر و پس از پايان توليد در محل توليد در حدود 12 ميلي متر مي باشد. بيشترين ميزان افزايش فشار منفذي، در اطراف چاه تزريقي و يك سال پس از شروع تزريق مي باشد، كه ميزان اين افزايش فشار نسبت به فشار اوليه آبخوان برابر با 534 كيلو پاسكال است..

Underground storage of natural gas is mainly accomplished by three methods: storage in depleted oil and gas reservoirs, storage in aquifers, and storage in salt domes. Among these methods, underground storage (UGS) in aquifers is of much paramount due to more accessibility to metropolises and consumption markets, proper conditions, and ability to keep the gas for long period of time. So far, storage of natural gas in aquifers has been studied from various aspects, but from a geomechanical point of view, no studies have been conducted to date. So, in this study, in order to investigate the geomechanical parameters affecting the process of underground storage of natural gas in an aquifer, the process has been simulated by Finite Element Method (FEM) using ABAQUS software and the geomechanical parameters affecting this process have been studied. For this purpose, first, the impacts of gas injection and production on pore pressure and vertical displacement in different times and locations are thoroughly investigated after injection and production phases. Afterwards, the sensitivity analysis is done regarding to the input parameters of the model. The results showed that the ratio of horizontal stresses to initial vertical stress is considered to have the maximum impact on increasing the probability of tensile failure. Also, injection/production rate and the horizontal stresses to initial vertical stress ratio have the greatest influences on probability of shear failure respectively. Besides, injection/production rate and reservoir Young modulus have the highest impact on vertical displacement respectively. The highest vertical displacement after injection phase and after production phase are 8 at the injection location and 12 (mm) at the production location, respectively. In addition, the highest increase of pore pressure took place around injection wells one-year after injection start time which is equal to 534 KPa compared to the aquifer initial pressure.