Yeraltı gaz depolama (UGS) teknolojisi, doğal gaz talebindeki dalgalanmaları karşılamak için kritik olup, çevresel etkilerini de göz önünde bulundurarak, verimli ve güvenli depolama süreçleri gerektirir. Bu bağlamda gerçekleştirilen tez çalışması; sera gazı emisyonlarında büyük payı olan karbondioksit gazının (CO2) tükenmiş petrol/gaz formasyonlarında doğal gaz depolamada yastık gazı olarak kullanımının etkilerini numerik modelleme ile (Computer Modelling Group (CMG)) incelemeyi hedeflemiştir. Modelleme çalışmasında farklı yastık gazı enjeksiyon oranlarının (0%, 20%, 30%, 40%) zamana bağlı (1., 5., ve 10. senelerdeki) etkileri, doğal gaz ve karbondioksit üretim verilerinin yanısıra bu gazların rezervuardaki mol fraksiyonları ışığında değerlendirilmiştir. Çalışmadan elde edilen sonuçlar, CO2’nin yeraltı gaz depolama projelerinde belirlenen optimum oranlarda yastık gazı olarak kullanımının, yalnızca doğal gaz enjeksiyonuna kıyasla daha yüksek oranlarda doğal gaz kurtarımı sağlayarak verimli bir gaz depolama ve geri üretim süreci sunabileceğini göstermiştir. Buna ek olarak, çalışma, %30 oranında CO2'nin yastık gazı olarak kullanılmasının, rezervuardan üretilemeyen CH4 gazının yerinden geri kazanılmasına da katkı sağlayabileceğini öne sürmüştür.

Underground gas storage (UGS) technology is critical for meeting fluctuations in natural gas demand, requiring efficient and safe storage processes while also considering its environmental impact. In this context, the thesis study aimed to numerically model (using Computer Modelling Group (CMG)) the effects of using carbon dioxide (CO2), a greenhouse gas with a significant share in emissions, as cushion gas in depleted oil/gas formations for natural gas storage. The modelling study assessed the effects of different cushion gas injection ratios (0%, 20%, 30%, 40%) at different times (1st, 5th, and 10th years), based on natural gas and CO2 production data, as well as the molar fractions of these gases in the reservoir. The results obtained from the study indicated that using CO2 as cushion gas at optimal ratios in underground gas storage projects could provide a more efficient gas storage and recovery process, offering higher natural gas recovery rates compared to only natural gas injection. Furthermore, the study proposed that using CO2 as cushion gas at a 30% ratio might also contribute to the recovery of CH4 gas in place that could not be produced from the reservoir.