PROF. DR. SERHAT AKIN

Development of a predictive model for carbon dioxide sequestration in deep saline carbonate aquifers Karbondioksitin derin tuzlu karbonat akiferlere depolanması için tahmini modelin geliştirilmesi

Derin tuzlu akiferler her tortul havzada bulunmasına ve geniş depolama kapasiteleri olmasına rağmen, nadir araştırma alanları olduğu için çok az özellikleri bilinmektedir. Ayrıca, derin tuzlu akiferlere CO2 depolama amaçlı yapılan birçok deney ve modelleme çalışmaları kumtaşı formasyonları ile ilgilidir. Bu çalışmanın amacı, derin tuzlu karbonat akiferlerin depolama kapasitelerinin bulunabilmesi için bir tahmini modelin oluşturulmasıdır. Bu modeli oluşturmak için CO2 depolama kapasitelerini etkileyen değişkenler ve değişken aralıkları literatürden tespit edilmiştir. Bu değişkenler kayaç özellikleri (gözeneklilik, geçirgenlik, yatay/dikey geçirgenlik oranı), akışkan özellikleri (indirgenemez su doygunluğu, gaz geçirgenliğinin son noktası, Corey su ve Corey gaz katsayıları), reaksiyon özellikleri (ileri ve geri reaksiyon hızı), akifer özellikleri (derinlik, basınç gradyanı, sıcaklık gradyanı, formasyon eğim açısı, tuzluluk), difüzyon katsayısı, Kozeny-Carman katsayısıdır. Gözenek hacmi sıkıştırılabilirliği ve tuzlu suyun özkütlesi gibi diğer değişkenler literatürden bulunan korelâsyonlardan hesaplanmıştır. Tüm olasılıkları göz önünde bulundurmak için Latin Hiperküp Uzaysal Dağılım Tasarım yöntemi kullanılarak 100 modelleme çalışması hazırlanmış ve CMG STARS kullanılarak modelleme yapılmıştır. Derin tuzlu karbonat akiferlerin CO2 depolama kapasitesini hesaplamak için literatürden bulunan değişkenler ve model sonuçları kullanılarak en küçük kareler metodu ile doğrusal korelâsyon katsayısı 0.81 olan bir korelâsyon elde edilmiştir. Izgara bloklarının boyutları arttırılarak sayısal dağılım etkisi incelenmiştir. Izgara blok boyutları 250 ft’den (76 m) 750 ft’e (228 m) arttırıldığında korelâsyon katsayısının 0.77’ye düştüğü görülmüştür. Ayrıca hassasiyet analizi yapılarak hangi değişkenin akifer CO2 depolama kapasitesini nasıl etkilediği incelenmiştir. Hassasiyet analizi depolama kapasitesini etkileyen en önemli değişkenin derinlik olduğunu göstermiştir, çünkü formasyon basıncı ile çatlatma basıncı arasındaki fark derinlikle artmaktadır. Ayrıca, CO2 depolama mekanizmaları 300 yıllık modelleme sonrası incelenmiş ve enjekte edilen CO2 gazının büyük bir kısmının (%90 kadar) formasyon suyunda çözündüğü ve ihmal edilebilecek bir kısmının da karbonat ile tepkimeye girdiği görülmüştür. Bu sonuç hassasiyet analizi sonuçları ile uyumludur; çünkü CO2 çözünürlüğünü etkileyen değişkenlerin akiferlerin CO2 depolama kapasiteleri üzerinde daha çok etkisi bulunmaktadır. Derin tuzlu karbonat akiferlerin CO2 depolama kapasitesini hesaplamak için boyutsuz doğrusal ve doğrusal olmayan tahmini modeller oluşturulmuştur ve en iyi boyutsuz tahmini modelin doğrusal akifer hacminden bağımsız olan tahmini model olduğu görülmüştür.

Well test analysis in the presence of carbon dioxide in fractured reservoirs Çatlaklı rezervuarlarda karbon dioksit varlığında kuyu testi analizleri

Son yıllarda, karbondioksit enjeksiyon uygulaması geliştirilmiş petrol kazanımı ve/veya depolama acısından ivme kazanmıştır. Bilindiği uzere, kuyu testi analizleri rezervuar ozellikleri ve sınır koşulları hakkında bilgi edinmekte ciddi rol oynar. Catlaklı rezervuarlarda kuyu testi analiziyle ilgili ceşitli calışmalar var olsa da, bu calışmaların bircoğu rezervuara karbon dioksit enjeksiyonu uzerine yoğunlaşmamıştır. Doğal catlaklı rezervuarlar hidrokarbon rezervlerinin ve bugunku uretiminin onemli bir yuzdesini temsil eder. Rezervuar simulasyonları, bu tip rezervuarları tanımlayabilen temel bir yontemdir. Catlak sistemlerinin tanımlaması zor oluğundan dolayı coğu zaman catlaklara ait ozellikler net değillerdir. Ote yandan, kuyu testi analizleri bilindik ve sıkca uygulanan rezervuar tanımlama tekniğidir. Doğal catlaklı rezervuarlarda kuyu testi analizi iki onemli tanımlama parametresine ulaşılmasını sağlar; depolama katsayı oranı ve interporozite akış katsayısı. Depolama katsayı oranı (?) catlak gozenekliliğiyle ilgilidir. Interporozite akış katsayısı (?) catlak aralığının bir fonksiyonu olan şekil faktorune bağlıdır. Bu calışmada, catlak ve akışkan akım faktorlerinin (geometri, oryantasyon, akım ozellikleri) basınc ve basıncın turevi uzerindeki etkileri bir rezervuar simulasyon modeli aracılığıyla incelenmiştir. CO2 enjeksiyonu yapılmış rezervuarlarda, yukarıda bahsedilen ozellikler farklı değer aralıklarında değiştirilerek ceşitli simulasyonlar yurutulmuştur. Kuyu testi analizi sonucları simulasyon programında kullanılan girdilerle karşılaştırılmıştır.

Uncertainty evaluation through ranking of simulation models for Bozova oil field Bozova petrol sahası için yapılan simülasyon modellerinin belirsizlik değerlendirmesi ve sıralaması

Bozova Sahası 1995’ten itibaren üreten ve yeniden değerlendirilmesi yapılacak olan bir petrol sahasıdır. Bir petrol sahasını değerlendirirken yapılan rezervuar simülasyonu çalışmasında takip edilen genel yaklaşım şu şekildedir: Rezervuarı temsil etmesi beklenen bir jeolojik model oluşturmak; rezervuarı en iyi temsil eden dinamik datayı kullanarak simülasyon modelini kurmak; ve tarihsel çakıştırma sağlanmış bir simülasyon modeli elde etmek için en iyi senaryo üzerinde duyarlılık analizi yapmak. Her basamakta çeşitli belirsizliklerle çalışıldığından, her seferinde bir parametreyi değiştirmek tüm belirsizlik uzayını kapsamaz. Sadece her bir tekil parametreye ilişkin belirsizliğin etkisi değil, aynı zamanda bu belirsizliklerin bileşik etkilerinin de bilinmesi, rezervuarı daha iyi anlamaya ve daha iyi rezervuar yönetimine yardımcı olur. Bu çalışmada, sadece akışkan özellikleri, kayaç fiziği fonksiyonları ve su petrol kontağına ait belirsizlikler derinlemesine çalışılmıştır. En iyi ihtimal senaryosu üzerine çalışılan duyarlılık analizi belirsizliğin sadece bir kısmını kapsayacağından, tam faktöriyel deneysel tasarım tekniği kullanılmıştır. Tarihsel çakıştırma sağlanmış bir senaryo oluşturma amacı güdülmeden, özel karot analizlerinden gelen 19 set kılcal basınç ve göreli geçirgenlik eğrisi; 2 set PVT analizi ve 3 set su petrol kontağı derinliğiyle oluşabilecek tüm olası kombinasyonlar için simülasyonlar koşturulmuştur. Sonuç olarak, sözkonusu parametrelere ait belirsizliklerin Bozova sahası tarihsel çakıştırması üzerindeki etkisini göstermek amacıyla 114 (2 x 3 x 19) simülasyon sonucundan gelen tarihsel üretim ve basınç profilleri sunulmuştur. En iyi tarihsel çakıştırmayı sağlayan simülasyon modelleri bir amaç fonksiyon hesaplamasıyla belirlenmiş ve simülasyon modelleri uyum iyiliklerine göre sıralanmıştır. Tarihsel çakıştırma değerleri üzerinde en çok etkiye sahip olan belirsizliğin kılcal basınç/göreli geçirgenlik eğrileri belirsizliği olduğu, su petrol kontağı derinliğinin bunu takip ettiği ve en az etkinin PVT datası belirsizliğinden kaynaklandığı bulunmuştur. Bu çalışma, en iyi çakıştırma sağlanmış modeller üzerinde tarihsel çakıştırma amaçlı yapılacak gelecek çalışmalar için sağlam bir temel oluşturmaktadır.

Analyzing reservoir thermal behavior by using thermal simulation model (Sector model in stars) Termal simülasyon modeli (Stars sektör modeli) kullanarak reservuarın termal davranışının analizi

Üretim, enjeksiyon veya kuyunun kapatılması sonucu kuyu-dibi sıcaklık (FHBT) değişimleri gözlenmiştir. Sıcaklıktaki farklılık daha çok jeotermal gradyan, enjekte edilen sıvı sıcaklığı, sürtünme ısısı ve Joule-Thomson etkisinden dolayı oluşur. Sonuncu akış süreci içinde bir sıvının genleşme veya sıkışması sonucu hiç ısı transferi olmadan veya iş yapılmadan sıcaklık değişmesidir. Bu çalışmada geliştirilen bir CMG STARS termal simülasyon sektör modeli FHBT değişikliklerini analiz etmek ve nedenlerini anlamak için kullanılmıştır. Bu model kullanılarak geliştirilen 23 ana ve 5 ek senaryo simülasyonda çalıştırılarak BHT’nin diğer parametrelerle ilgisi araştırıldı. Gerçekten sıcaklığın kuyu-dibi basınç ve gaz-petrol oranı gibi bazı parametrelerin değişimine yanıt verdiği saptandı ve bu unsurlar arasında korelasyon kurulmaya çalışıldı. Gözlemler, genellikle GOR azaldıkça ve/veya akan kuyu-dibi basıncı (FHBP) yükseldikçe FBHT’nin arttığını gösterdi. Bu bilgi sürekli ölçülen BHT verilerinden günlük gaz-petrol oranlarını hesaplamaya izin verir. Simülasyon sonuçları gerçek bir durumla karşılaştırıldı ve hemen hemen aynı tepkiler görüldü. Su ve gaz enjeksiyonuna başlama veya komşu üretim kuyularini durdurma nedeniyle sıcaklık artışı kuyular arası iletişimi gösterdi. İlk sıcaklık rezervuar boyunca sabit olduğu zaman BHT’de değişiklik olup olmadığını belirlemek için ek senaryolar çalıştırılmıştır. İterasyon hatalarını analiz etmek için farklı iterasyon sayıları ve fazlalaştırılmış grid’ler kullanıldı; ancak iterasyon sayısı farklılıkları ve fazlalaştırılmış grid nedeniyle anlamlı bir değişim gözlenmedi. Bu senaryolar sıcaklığın sadece jeotermal gradyana göre değil, aynı zamanda basınç ve doygunluk değişiklikleri nedeniyle meydana geldiğini açıkça gösterdi. Genellikle, BHT doğru analiz edildiğinde gaz-petrol oranından kuyular arası iletişime kadar veri almak mümkündür.

A study of brightwater injection efficiency on sector model using stars software ?Stars? bilgisayar programı kullanılarak sektor modeli üzerinde ?Brightwater? enjeksiyon verimi çalışması

Rezervuarda etkin bir su enjeksiyonu sağlayabilmek/devam ettirebilmek su enjeksiyonunun en kritik aşamasıdır. Etkin su enjeksiyon için kullanılan yöntemler çoğu zaman yetersiz kalmaktadır. Basılan suyu rezervuarın süpürülmemiş bölgelerine yönlendirmek ve daha kararlı/etkin akış sağlayabilmek için özgün bir yöntem geliştirilmiştir. Bu yöntemde rezervuardaki sınırlama enjeksiyon ve üretim kuyuları arasında termal bölgede olacaktır. Bu sınırlamayı sağlayabilmek için ısı yolu ile aktif hale gelen nano parçacıklı sistem olan ?Brightwater? geliştirildi. ACG sahasında BRİGHTWATER enjeksiyonunun uygulanabilirliğini araştırmak için ACG sahasının sektör modeli geliştirildi. Üretime başladıktan sonra bazı kuyularda petrol üretiminde azalma ve su üretiminde artma görüldü. Güney kanadı kuyuları çok fazla su üretiyordu. Simulasyon sonuçlarına göre süpürülmemiş alanların varlığı görüldü. Bu sebeplerden dolayı bu tez çalışmasında yeni teknolojinin denenmesine karar verildi. BRİGHTWATER yoğunluğunun, çapraz bağlayıcı yoğunluğunun, enjeksiyon hızının ve basıncının, enjeksiyon sıcaklığının , enjeksiyon zamanının ve enjeksiyon kuyusu yerlerinin etkisini öğrenmek için çeşitli simülasyon çalışmaları yapıldı. Sonuçlar tablolar ve çizimler halinde verildi ve kısaca tartışıldı. Aynı zamanda en iyi ve en kötü senaryolar belirlendi ve detaylı şekilde analiz edildi. Son olarak ekonomik değerlendirme yapıldı. Polimerin slag halinde enjeksiyonun devamlı enjeksiyondan daha faydalı olacağı görüldü. Polimeri enjeksiyon projesinin daha erken zamanlarında basmanın daha iyi sonuçlar verebileceği sonucuna varıldı. Polimer enjeksiyonunun 3 slug boyutunda 6 ay aralıklarla yapılmasının daha faydalı olacağı görüldü. Simülasyon sonuçlarına göre en uygun polimer yoğunluğunun 0.0005 % ve polimer enjeksiyon sıcaklığının 78 ? F olduğu anlaşıldı. En iyi sonuçlar 65000, 75000 ve 85000 varil/gün enjeksiyon debisinde alındı. Simülasyonlar sonucunda 1.4% ile 3.8 % oranında petrol artışına karşılık gelen 11 ile 31 MMSTB arasında ekstra petrol üretimi görüldü. Simülasyon sonuçlarına göre BRİGHTWATER enjeksiyonunun uygulanabilir olduğu sonucuna varıldı.

Quantification of the uncertainties in shale gas reservoirs, a case study for Dadas shale formation Şeyl gaz rezervuarlarında belirsizliklerin giderilmesi, Dadaş şeyl formasyonu için bir durum çalışması

Konvansiyonel petrol ve gaz kaynaklarının giderek azaldığı ve enerji fiyatlarının da artış eğiliminde olduğu bir dünyada, konvansiyonal olmayan gaz kaynakları, petrol ve doğal gaz endüstrisinin yeni ilgi odağı olma yolundadır. Özellikle, Amerikan şeyl gazı devrimi sonrasında, gerek petrol endüstrisi gerekse de dünya ekonomileri, sahip oldukları potansiyel şeyl gazı kaynaklarını arama ve yeryüzüne çıkarma çabasındalardır. Türkiye de, toprakları altında önemli şeyl gazı kaynakları olduğu varsayılan ülkeler arasında yer almaktadır. Güneydoğu Anadolu baseninde yer alan Dadaş formasyonu, mevcutlar içinde en umut verici olan ana kaya olarak nitelendirilmektedir. Ne yazık ki, yeterli miktarda teknik veri olmadığı için rezerv miktarı ve rezervuar özellikleri tam olarak bilinmese de, bu konudaki arama faaliyetleri devam etmektedir. Söz konusu saha geliştirme planı kapsamında ilk kuyular kazılırken, bu çalışmada, rezervuar hakkındaki bazı belirsizlikleri gidermek için olasılıkçı yaklaşımlardan yararlanarak rezerv miktarı belirlenmeye ve sahanın geliştirilip üretime geçilmesi için gerekli ekonomik yatırımın yaklaşık miktarının tespit edilmesine çalışılmıştır. Bu doğrultuda, Dadas formasyonunu içerdiği 88,6 Tcf? lik yerinde gaz miktarı, %15? lik kurtarma oranı ve 13,3 Tcf? lik üretilebilir kaynak miktarı hesaplanacak, ardından sahada açılması gereken optimum kuyu sayısı 5189 olarak belirlenecek ve ilk 10 yılında gerekli sondajların tamamlanmasını öngören 25 yıllık saha geliştirme ve üretim planı ile ilk 25 yılında gerekli sondajların tamamlanmasını öngören 40 yıllık saha geliştirme ve üretim planları kapsamında projenin Net Bugünki Değeri ile İç Karlılık Oranı hesaplanacak ve gerekli karşılaştırma yapılacaktır.

Uncertainties in reservoir limit test results: Effect of input parameters Rezervuar sınır test sonuçlarındaki belirsizlikler: Girdi parametrelerinin etkisi

Kuyu test verilerinden elde edilen rezervuar parametreleri rezervuar yönetimi için gereklidir. Kuyu test değerlendirmesi, özellikle rezervuar sınırlarının varlığının belirlenmesi için çok önemlidir. Yeni kuyu yerleri verebilme, kuyu yerleşimini belirleme ve kuru kuyulardan kaçınarak, rezerv tahminini doğru bir şekilde hesaplanması sağlanır. Test parametrelerini hesaplamada kullanmadan önce, girdi verilerinin büyük bir hassasiyetle belirlenmesi gereklidir. Girdi verilerinin hataları kaçınılmaz bir konu olduğu için, bu hataların sınır testlerinden elde edilen sonuçların belirsizliğine katkı sağladığı göz ardı edilmemelidir. Kuyu testleri yorumlanırken, girdi parametrelerinin her birinin kendi hata kaynağını getirdiği bilinmelidir. Bu tezde, rezervuar kayaç ve akışkan özellikleri gibi girdi parametrelerden kaynaklanan ayrıca basınç ve debi gibi kaydedilen veriden kaynaklı belirsizlikler dikkatli bir şekilde tartışılmıştır. Bu verilerle deneysel dizayn tasarlanmıştır. Hataları en aza indirmek ve güvenlik sınırlarını arttırmak için, birden fazla kapamalar, yeterli akış sonrası uzun süreli kapamalar ve bunların yeterli olmadığı yerlerde deconvolüsyon yöntemi kullanılmıştır. Deneysel dizayndan elde edilen örneklerin kullanılmasıyla elde edilen sonuçlar tahmini model oluşturmakta kullanılmış ve hassasiyet analizi yapılmıştır. Böylece gerçek saha verileri ile bu verilerdeki hataların belirlenmesi ve belirlenmesinde kullanılan yöntemler anlatılmıştır.

Estimation of the formation temperature from the inlet and outlet mud temperatures while drilling geothermal formations Jeotermal formasyon sondajları esnasındaki çamur giriş ve çıkış sıcaklıklarından formasyon sıcaklığının hesaplanması

Jeotermal sondajlarda formasyon sıcaklığı; sondaj akışkanı, sondaj operasyonları ve ekipmanları gibi unsurları çamur sıcaklıkları aracılığıyla etkileyen önemli bir parametredir. Bu çalışmanın ana hedefi Germencik-Ömerbeyli jeotermal sahasındaki beş jeotermal kuyudaki formasyon sıcaklıklarının, sondaj esnasında elde edilen çamur giriş ve çıkış sıcaklık verileri kullanılarak hesaplanmasıdır. Bu amaçla, sondajın simüle edilmesi ve beş kuyudaki formasyon ve matkap sıcaklıklarının hesaplanması için bir kuyu termal simülatörü olan GTEMP kullanılmıştır. GTEMP’in formasyon ve matkap sıcaklık hesaplamaları ile çamur giriş ve çıkış saha sıcaklık verileri kullanılarak, beş kuyunun iki farklı durum için sıcaklık-derinlik grafikleri çizilmiştir. Durum 1’de soğutma kulesinin çamur sıcaklıkları üzerindeki etkisi ihmal edilirken, Durum 2’de bu etki hesaba katılmıştır. Son derinliğin formasyon sıcaklığının hesaplanmasında Durum 2 % 1,5-24,5 sapma ile Durum 1’in % 3,6-25,2 sapmasına göre daha iyi sonuç vermiştir.

Feasibilty study of sequestration of carbon dioxide in geological formations Jeolojik formasyonlarda CO2 yakalama-depolama fizibilite çalışması

Dünya genelinde bazı CO2 yakalama-depolama projeleri olmasına rağmen, fazla maliyetlerinden dolayı fizibilite problemleri mevcuttur. Bu çalışmanın amacı Afşin Elbistan Termik Santrali’nin CO2 yakalama depolama projesinin fizibilite çalışmasını değerlendirmektir. Diyarbakır, Batman ve Adıyaman civarındaki aday sahaların seçimi, CO2 yakalama ve tutma kriterlerine göre belirlenmiştir. Bu değerlendirmelere göre CO2 yakalama-depolama fizibilite çalışmaları Çaylarbaşı petrol sahası, Midyat Akiferi ve Dodan CO2 gaz sahasında uygulanmıştır. Fizibilite çalışmasında, Afşin Elbistan Termik Santrali kaynaklı CO2 emisyonunun boru hattı ve tanker transferiyle bertaraf edilişi analiz edilmişir. Fizibilete çalışmasını gerçekleştirmek için, yayınlanmış literatürlerden CO2 yakalama teknolojileri tespit edilmiştir. CO2 taşınması boru hattı veya tanker aracılığı ile gerçekleşmektedir. Hesaplamalara göre, CO2’nin boru hattı ile taşınması, tanker ile taşımasından çok daha ekonomiktir. Hesaplamalarda, pompa istasyonu sayısı, boru hattı uzunluğu, CO2 debisi boru hattı maliyetini etkileyen unsurlar olduğu ortaya çıkmıştır. Tanker transfer maliyeti yakıt maliyetine, transfer mesafesine, tanker depo kapasitesine, çekici maliyetine ve CO2’nin depolanacağı depolama tank kapasitesine bağlıdır. CO2 yakalama ve tutma projesinin son aşaması ise CO2’in aday sahalara enjeksiyonu ve depolanmasıdır. Rezervuar sıcaklığı ve basıncı, akış direnci, geçirkenlik, rezervuar kalınlığı, CO2 yoğunluğu ve CO2 enjeksiyon boru çapı parametreleri enjeksiyon kuyularının sayısını ve maliyetini belirlemiştir.