بررسی پارامتر‌های ژئومکانیکی آبخوان در فرآیند ذخیره‌‌سازی زیرزمینی گاز طبیعی

ذخیره‌سازی زیر‌زمینی گاز به طور عمده به سه روش ذخیره‌سازی در مخازن نفت و گاز تخلیه شده، ذخیره‌سازی در سفره‌های آب زیر‌زمینی (آبخوان‌ها) و ذخیره‌سازی در گنبدهای نمکی انجام می‌شود. ذخیره‌‌سازی زیر‌زمینی گاز طبیعی در آبخوان‌ها به دلیل نزدیکی به شهر‌های بزرگ و بازارهای مصرف، از اهمیت بسزایی برخوردار است. تاکنون ذخیره‌سازی گاز طبیعی در آبخوان‌ها از جنبه‌های مختلف مورد بررسی قرار گرفته است، اما از نقطه نظر ژئومکانیکی تاکنون مطالعه‌ای صورت نگرفته است. لذا در این پژوهش به منظور بررسی پارامترهای ژئومکانیکی اثرگذار بر روی فرآیند ذخیره‌سازی زیر‌زمینی گاز طبیعی در یک آبخوان، به شبیه‌سازی فرآیند با استفاده از نرم افزار المان محدود آباکوس پرداخته شده و پارامترهای ژئومکانیکی موثر بر این فرآیند مورد مطالعه قرار گرفته است.در ابتدا تاثیر تزریق و تولید گاز بر فشار منفذی و جابجایی قائم مخزن در زمان‌ها و مکان‌های مختلف پس از پایان تزریق و در انتهای تولید بررسی شد. در ادامه آنالیز حساسیت نسبت به پارامترهای ورودی مدل انجام شد. نتایج نشان داد که نسبت تنش‌های افقی به تنش قائم اولیه بیشترین تاثیر را در بالابردن احتمال گسیختگی کششی دارد. همچنین مقدار دبی تزریقی و تولیدی بیشترین تاثیر را بر افزایش احتمال گسیختگی برشی دارد و پس از آن، نسبت تنش‌های افقی به تنش قائم اولیه بیشترین تاثیر را بر روی احتمال گسیختگی برشی دارد. در مورد جابجایی قائم مخزن در درجه اول دبی تزریقی و تولیدی بیشترین تاثیر را داشته و پس از آن مدول یانگ مخزن در رتبه بعدی قرار می‌گیرد. بیشترین ‌میزان جابجایی پس از تزریق در محل تزریق در حدود 8 میلی‌متر و پس از پایان تولید در محل تولید در حدود 12 میلی‌متر می باشد. بیشترین ‌میزان ‌افزایش‌ فشار ‌منفذی،‌ در ‌اطراف‌ چاه ‌تزریقی و‌‌ یک سال ‌پس‌ از شروع‌ تزریق ‌می‌باشد، که میزان این افزایش فشار نسبت به فشار اولیه آبخوان ‌برابر با 534 کیلو‌پاسکال است. بیشترﯾﻦ ﻣﯿﺰان اﻓﺖ ﻓﺸﺎر در ﭘﺎﯾﺎن دوره ﺗﻮﻟﯿﺪ در ﻣﺤﻞ ﭼﺎه ﺗﻮﻟﯿﺪی و ﺑﻪ ﻣﯿﺰان 2727 ﮐﯿﻠﻮ ﭘﺎﺳﮑﺎل ﻧﺴﺒﺖ ﺑﻪ ﻓﺸﺎر اوﻟﯿﻪ آﺑﺨﻮان ﻣﯽﺑﺎﺷﺪ.

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

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.