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Coupled Thermal-Hydraulic-Mechanical (THM) modelling of underground gas storage – A case study from the Molasse Basin, South Germany

Zain-Ul-Abedin, Muhammad (2022):
Coupled Thermal-Hydraulic-Mechanical (THM) modelling of underground gas storage – A case study from the Molasse Basin, South Germany. (Publisher's Version)
Darmstadt, Technische Universität Darmstadt,
DOI: 10.26083/tuprints-00022537,
[Ph.D. Thesis]

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Item Type: Ph.D. Thesis
Status: Publisher's Version
Title: Coupled Thermal-Hydraulic-Mechanical (THM) modelling of underground gas storage – A case study from the Molasse Basin, South Germany
Language: English
Abstract:

Thermal-hydraulic-mechanical (THM) models of gas storage in porous media provide valuable information for various applications. The range of these applications varies from prediction of ground surface displacements, determination of stress path changes, and maximum reservoir pressure to storage capacity for maintaining fault stability and overburden integrity. The study, conducted in collaboration with research institutes and storage companies in Germany, addresses the numerical modelling of geomechanical effects caused by the storage of methane in a depleted gas field. The geomechanical assessment focuses on a former gas reservoir in the Bavarian Molasse Basin east of Munich, for which a hypothetical conversion into underground gas storage (UGS) is considered. The target reservoir is of Late Oligocene age, i.e., the Chattian Hauptsand with three gas bearing layers having a total thickness of 85 m. The reservoir formation is highly porous with an average porosity of 23% and permeability is in the range between 20 mD and 80 mD. The reservoir has produced natural gas from 1958 till 1978 and has been in a shut-in phase ever since. The storage operations require precise understanding of reservoir mechanics and stresses; therefore, the selected methodology helps to analyze these issues in detail. The geomechanical analysis is performed with the help of a state-of-the-art THM model with the following objectives: (1) analyze the variation of principal stress field induced by the field activities (2) analyze the effective stress changes with changing pore pressure in short-term as well as long-term using hypothetical injection-production schedule cases (3) prediction of ground surface displacements over the field, (4) analyze the possible reactivation of faults and fractures as well as the safe storage capacity of the reservoir; and (5) thermal stress changes with injection of colder foreign gas in underground reservoir. The methodology comprises 1D mechanical earth modelling (MEM) to calculate elastic properties as well as a first estimate for the vertical and horizontal stresses at well locations by using log data. This modelling phase provide complete analyses of log, core and laboratory data which leads to detailed 1D MEM of all the wells available for case study reservoir. This information is then used to populate a 3D finite element MEM) which has been built from seismic data and comprises not only the reservoir but the entire overburden up to the earth’s surface as well as part of the underburden. The size of this model is 30 × 24 × 5 km3 and 3D property modelling has been done by applying geostatistical approach for property inter-/extrapolation. The behavior of pore pressure in the field has been derived from dynamic fluid flow simulation through history matching for the production and subsequent shut-down phases of the field. Subsequently, changes in the pore pressure field during injection-production and subsequent shut-down phases are analyzed for weekly and seasonal loading and unloading scenario cases. The resulting pore pressure changes are coupled with 3D geomechanical model in order to have complete understanding of stress changes during these operations. In two scenario cases, the surplus electricity in Germany from renewable energy sources such as solar and wind from the year 2017 is considered. It results that the German surplus electricity can be stored in underground gas storage facilities with a Power-to-Gas (PtG) concept and that the stored gas can be reused again. Additionally, fault reactivation and thermal stress analyses are also performed on THM model in order to evaluate maximum threshold (injection) pressure as well as safe storage capacity of the reservoir. The fault reactivation already occurs at 1.25 times the initial reservoir pressure which provides a safe storage rate of 100,000-150,000 m3/day in the case study reservoir. The validated THM model is ready to be used for analyzing new wells for future field development and testing further arbitrary injection-production schedules, among others. The methodology can be applied on to any UGS facility not only in German Molasse Basin but anywhere in the world.

Alternative Abstract:
Alternative AbstractLanguage

Thermohydromechanische (THM) Modelle der Gasspeicherung in porösen Medien liefern wertvolle Informationen für verschiedene Anwendungen, die von der Vorhersage von Verschiebungen an der Bodenoberfläche über die Bestimmung des maximalen Lagerstättendrucks bis hin zur Speicherkapazität zur Aufrechterhaltung der Störungsstabilität und der Integrität des Deckgebirges reichen. Die in Zusammenarbeit mit Forschungsinstituten und Untertage-Gasspeicherunternehmen in Deutschland durchgeführte Studie befasst sich mit der numerischen Modellierung von geomechanischen Effekten, die durch die Speicherung von Erdgas (potenziell Wasserstoff) in einem unterirdischen, erschöpften Gasfeld verursacht werden. Die geomechanische Bewertung konzentriert sich auf ein ehemaliges Gasfeld im Bayerischen Molassebecken östlich von München, für das eine hypothetische Umwandlung in einen unterirdischen Gasspeicher (UGS) betrachtet wird. Das Zielreservoir ist der Chatt Hauptsand aus dem oberen Oligozän mit drei gasführenden Schichten mit einer Gesamtdicke von 85 m. Die Reservoirformation ist hochporös mit einer durchschnittlichen Porosität von 23 % und einer Permeabilität im Bereich zwischen 20 mD und 80 mD. Die Lagerstätte hat von 1958 bis 1978 Erdgas produziert und befindet sich seither in einer Shut-in-Phase. Der Speicherbetrieb erfordert ein genaues Verständnis der Reservoirmechanik und der Spannungen; daher hilft die gewählte Methodik, diese Fragen im Detail zu analysieren. Die geomechanische Analyse wird mit Hilfe eines modernen THM-Modells mit den folgenden Zielen durchgeführt: (1) Analyse der Variation des Hauptspannungsfeldes, die durch die Feldaktivitäten induziert wird, (2) Analyse der effektiven Spannungsänderungen mit sich änderndem Porendruck in kurz- und langfristigen, auch unregelmäßigen Injektions-/Produktionsplan-Fällen, (3) Vorhersage der Verschiebung der Erdoberfläche über dem Feld, (4) Analyse der möglichen Aktivierung von Verwerfungen und Brüchen und der sicheren Speicherkapazität des Reservoirs, und (5) thermische Spannungsänderungen mit der Injektion von kälterem Fremdgas in das unterirdische Reservoir. Die Methodik umfasst eine 1D mechanische Erdmodellierung (1D MEM) zur Berechnung der elastischen Eigenschaften sowie eine erste Abschätzung der vertikalen und horizontalen Spannungen an den Bohrlochstandorten anhand von Logdaten. Diese Modellierungsphase bietet vollständige Analysen von Log-, Kern- und Labordaten, die zu detaillierten 1D-MEM aller für das Fallstudienreservoir verfügbaren Bohrungen führen. Diese Informationen werden dann verwendet, um ein 3D-Finite-Elemente-Modell (3D MEM) aufzubauen, das aus seismischen Daten erstellt wurde und nicht nur das Reservoir, sondern das gesamte Deckgebirge bis zur Erdoberfläche sowie einen Teil des Unterlagers umfasst. Die Größe dieses Modells beträgt 30 × 24 × 5 km3 und die 3D- Parametrisierung wurde durch Anwendung eines geostatistischen Ansatzes für die Inter-/Extrapolation von Eigenschaften durchgeführt. Das Verhalten des Porendrucks in dem Feld wurde aus der dynamischen Strömungssimulation durch History Matching für die Produktions- und anschließenden Shut-down-Phase des Feldes abgeleitet. Anschließend werden die Veränderungen im Porendruckfeld während der Injektions- und Produktionsphase und der anschließenden Shut-down-Phase für wöchentliche und saisonale Testsszenarien analysiert. Die daraus resultierenden Porendruckänderungen werden mit einem geomechanischen 3D-Modell gekoppelt, um ein vollständiges Verständnis der Spannungsänderungen während dieser Vorgänge zu erhalten. In zwei Szenarien wird der Stromüberschuss in Deutschland aus erneuerbaren Energiequellen wie Sonne und Wind aus dem Jahr 2017 berücksichtigt. Es zeigt sich, dass der Deutsche Überschussstrom in unterirdischen Gasspeichern mit einem Power-to-Gas (PtG)-Konzept gespeichert werden kann und dass das gespeicherte Gas wiederverwendet werden kann. Zusätzlich werden am THM-Modell auch Störungsreaktivierungs- und thermische Spannungsanalysen durchgeführt, um den maximalen Schwellenwert (Injektionsdruck) sowie die sichere Speicherkapazität des Reservoirs zu bewerten. Die Störungsreaktivierung erfolgt bereits beim 1,25 fachen des anfänglichen Reservoirdrucks, was eine sichere Speicherrate von 100.000-150.000 m3/Tag im Fallstudienreservoir ermöglicht. Das validierte THM-Modell kann u. a. für die Analyse neuer Bohrungen für die zukünftige Feldentwicklung und das Testen weiterer beliebiger Injektions-Produktionspläne verwendet werden. Die Methodik kann auf jede UGS-Anlage nicht nur im Molassebecken, sondern überall auf der Welt angewendet werden.

German
Place of Publication: Darmstadt
Collation: xxii, 117 Seiten
Classification DDC: 500 Naturwissenschaften und Mathematik > 550 Geowissenschaften
Divisions: 11 Department of Materials and Earth Sciences > Earth Science
11 Department of Materials and Earth Sciences > Earth Science > Engineering Geology
TU-Projects: PTJ|03G0869B|SUBI THM-Multiphasen
Date Deposited: 25 Oct 2022 12:41
Last Modified: 26 Oct 2022 05:40
DOI: 10.26083/tuprints-00022537
URN: urn:nbn:de:tuda-tuprints-225379
Referees: Henk, Prof. Dr. Andreas ; Schill, Prof. Dr. Eva
Date of oral examination: 7 July 2022
URI: https://tuprints.ulb.tu-darmstadt.de/id/eprint/22537
PPN: 500763518
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