4. PETROL SAHASINDA DOĞAL GAZ DEPOLAMADA DÜNYADAN ÖRNEKLER
4.2 Pecorade Petrol Sahasında Doğal Gazın Depolanması
Pecorade sahası, Fransa’nın güneybatısında, Bordeaux’tan 150 km uzaklıkta yer almakta ve 1978’den bu yana petrol üretmektedir. Yapılan çalışmalar neticesinde, çeşitli seçenekler arasından bu saha depolama için uygun bulunmuştur ve şu avantajlara sahiptir [16];
-var olan bir gaz hattına yakındır,
-kanıtlanmış bir gaz kapasitesine sahiptir,
-rezervuar tüketilmiştir ve basıncı 4000 psi’dan 1500 psi’a kadar gerilemiştir, -kanıtlanmış bir sızdırmaz hacme sahiptir.
Rezervuar, gaz depolama standartlarına göre derindir ve hidrojen sülfür içermektedir. Bunlar sahanın olumsuz yönleridir ve projenin maliyetini artırmaktadır. Yapılan fizibilite çalışması sonucunda, sahanın ekonomik olarak depo rezervuara dönüştürülmesine karar verilmiştir [16].
2000 yılında, fizibilite çalışmasının yapılmasına karar verildiği zaman, sahanın yalnızca 1970 ve 80’lerden kalma 2 boyutlu sismik haritası mevcuttu. Bu yetersiz veriler ışığında rezervuar yapısıyla ilgili net bir görünüm elde edilememişti. Bundan dolayı yeni üç boyutlu sismik bir çalışma yapıldı. 2004 yılında, 12kmx10km’lik bir alanda yapılan çalışma neticesinde bulunan rezervuar temel özellikleri Tablo 4.2’de
Tablo 4.2: Pecoreda Petrol Sahası Fiziksel Özellikleri [16]
Rezervuar Kayacı Karbonat&Dolomit Ortalama Gözeneklilik %6-7
Geçirgenlik 0.01-0.1 md Çatlak Geçirgenliği 1-160 md
Sıcaklık 99oC @-2450 m bsl Keşif Basıncı 4000 psi@-2450 m bsl Orijinal Yerinde Petrol Miktarı 24 Milyon sm3
Petrol Yoğunluğu 875 kg/m3 Orijinal Yerinde Gaz Miktarı 4125 Milyon sm3
Gazın H2S İçeriği 0.07 İlk Gaz/Petrol Oranı 160 hacim/hacim
Rezervuar örnekleriyle laboratuar çalışmaları yapılmıştır. Bu sayede rezervuar içersindeki gaz hareketi incelenmiş ve döngülerde gerçek difüzyonun nasıl olacağı konusunda veriler elde edilmiştir. Sonunda 25 yıllık verilerle beraber yeni bir rezervuar simülasyon modeli oluşturulmuş ve rezervuar hakkında bilinmezlikler azaltılmıştır [16].
Simülasyon içerisinde; 6 ay enjeksiyon, 6 ay geri çekiş döngüsü varsayılmıştır. Depo üst basıncı ile alt basınç arasında 2300 psi’lık bir fark seçilmiştir. Döngü sonuçları Şekil 4.3’teki gibidir. Yapılan döngüler sonucunda, esas durum olarak 800 Milyon sm3 depo hacmi olabileceği sonucuna ulaşılmıştır. Daha iyimser geçirgenlik ve gözeneklilik değerleri için, bu rakamın 1 Milyar sm3’e kadar yükseldiği görülmüştür. Depo rezervuarda bulunan yastık gaz genellikle işletilen gazdan daha fazladır veya eşit miktardadır. Bu yüzden, yastık gaz miktarı depolama projelerinde ana ekonomik girdilerden birisidir. Yastık gaz maliyeti, projenin diğer tüm masraflarına eşit olabilmektedir. Simülasyon neticesinde, Pecorade sahasında ihtiyaç olunan yastık gaz miktarının oldukça küçük bir hacme (işletilen gazın yaklaşık % 20’si kadar hacim) sahip olduğu ve rezervuarda var olan gazın bu miktarı karşılamak için yeterli olduğu sonucuna ulaşılmıştır.
Şekil 4.3: Pecorade Sahası Simülasyon Döngü Davranışı [16]
Yapı ilk keşif edildiği zaman, 3900 psi basınçta, 220 Milyon sm3 gaz başlığına sahipti. Rezervuar deniz seviyesinden 2450 m aşağıdadır. Bu bilgiler ışığında, kapan kayacın sızdırmaz olduğu kanısına varılmış ve bu sahanın gaz depolama için güvenli olduğu sonucuna ulaşılmıştır [16].
Enjeksiyon-üretim döngülerinin yapı üzerine etkisini görmek için, jeo-mekanik bir model oluşturulmuştur. 2280 psi’lık basınç farkı ile yapılan döngülerde sonuç olumlu çıkmış ve hiç risk olmadığı kanısına varılmıştır.
Yeni veriler elde etmek için, 2008 yılında terk edilmiş kuyular üzerinde bir çalışma planlanmıştır. Bu çalışmada; kuyuların çimento ve mekanik durumları ile ilgili bilgiler alınacaktır. Buna göre; depolama operasyonuna başlamadan önce; kuzey fayının basıncı hakkında veri almak için, bu kuyuların gözlem kuyusuna dönüştürülmesi planlanmıştır (Bakınız Şekil 4.4) [16].
Şekil 4.4: Pecorade Sahası Eşderinlik Haritası ve Kuyular [16]
2006 yılı sonunda Pecorade sahasından toplam 3 Milyon m3 29 APIo graviteli petrol
ve 1 Milyar sm3 gaz üretilmiştir. Üretim oranları; petrol için %13 iken, gaz için
%24’tür. Bu küçük oranların sebebi, petrolün çoğunun düşük geçirgenlikli bölgede kalmasındandır. Rezervuarın üst kısımları çatlaklı yapısından dolayı yüksek üretilebilirliğe sahiptir [16].
Üretime bakılacak olunursa, günlük petrol üretimi 100 sm3’e kadar gerilemiştir. Aynı
zamanda günde 0.2 milyon sm3 gaz üretimi devam etmektedir. Sahanın ekonomik
olarak 2013 yılında terk edilmesi düşünülmekteydi, ancak sahanın depoya dönüştürülmesi ile rezervuardan ek petrol üretimi gerçekleştirilmesi planlanmaktadır. Burada petrol üretiminin sadece gazın üretimi ile beraber yapılacağı varsayılmıştır [16].
Yapılan simülasyon sonucunda esas durum için (esas senaryo: 800 Milyon sm3 gaz);
ilk döngüde, şimdiki üretilen petrolün biraz üzerinde petrol üretileceği ve bu miktarın; 40 döngü sonrasında, günde 50 sm3‘e kadar düşeceği öngörülmüştür. Bu
durumda yapılan toplam petrol üretimi, 40 yılda 0.6 Milyon sm3 olacaktır. Bu miktar
gerçekleşen toplam üretiminin % 20’si kadardır ve sahanın toplam üretim oranını %15.6’a kadar yükselecektir. İyimser durum için (iyimser senaryo: 1 Milyar sm3
işletilen gaz); kırk yıl sonunda 1 Milyon sm3 petrol üretilecektir ve bu miktar
gerçekleşen toplam üretimin % 33’ü kadardır. Beklenen petrol üretimi % 17.4’e kadar yükselecektir. Üretilen petrolün yarısı petrol kuyularından olurken, diğer yarısı gaz kuyularından olacaktır. 40 döngü sonrasında, üretilen gaz ila enjekte edilen
gaz arasında esas senaryo için 475 milyon sm3 fark oluşmuştur. İyimser senaryo için bu rakam 630 milyon sm3’tür [16].
Sahada bugün 6 üretim ve 14 terk kuyu yer almaktadır. Gaz depolama ve petrol üretimi için gerekli olan kuyu sayısı tahmini;
-7 kuyu, enjeksiyon ve üretim için. (var olan 4 kuyu, 4,5” üretim borularıyla yeniden tamamlanmış; 3 yeni kuyu, 5” üretim borularıyla tamamlanmış.)
-var olan 4 kuyu petrol üretimi için 3,5” lik üretim borularıyla hazırlanmıştır. Var olan kuyular 1980’lerde delinmiştir. Koruma borularının durumunun depoya dönüştürülmeden önce netleştirilmeleri gerekmektedir. Devreye alınmadan önce korozyon logu ve CBL(Cement bond log) planlanmıştır [16].
% ± 30 aralığında yanılma ile, esas durum için maliyetler aşağıdaki gibi tahmin edilmiştir:
Teknik çalışma : 17 Milyon Euro Boru hatları : 26 Milyon Euro Kuyular : 59 Milyon Euro Yastık gaz : 26 Milyon Euro Kompresörler : 50 Milyon Euro Yüzey donanımı : 71 Milyon Euro Gaz ayrıştırma : 51Milyon Euro Toplam : 300 Milyon Euro
Yatırımın büyük kısmı gaz ayrıştırma tesisi içindir. Ayrıca, sondaj maliyetleri de dikkat çekici büyüklüktedir. Bu da kuyuların derinliği ile ilişkilidir. Bu proje de yastık gaz maliyeti diğer projelere göre daha azdır [16].
Toparlanırsa; her bir sm3 işletilen gaz için maliyet 0.37 Î dur. İyimser senaryo için toplam maliyet % 10 artmakta, fakat bir sm3 gaz için maliyet, 0.33Î’ a düşmektedir. Beklenen işletme maliyeti yatırımın % 5-7’si aralığındadır [16].
Yapılan çalışmalar neticesinde bu sahanın doğal gaz depolama için elverişli olduğu sonucuna ulaşılmıştır. Depolama operasyonu neticesinde, Fransa ve İspanya için ek gaz arzı güveliği sağlanması ve yapılan üretimden %20-30 fazla ek petrol üretiminin gerçekleşmesi gibi iki kritik kar elde edilecektir.
4.3 Honor Rancho Petrol Sahasında Doğal Gaz Depolanması ve Ek Petrol