TARAMA SONUÇLARI
Tarama sonuçları yıla göre kronolojik olarak sıralanmıştır.
Tarama sonucu 40 tane kayıt bulundu.



Sıra No :14026
Üniversite

505101513

Enstitü

Istanbul Technical University

Anabilim Dalı

Institute of Science and Technology

Program

Petrol ve Doğalgaz Mühendisliği

Danışman Adı

Assistant Professor Murat Çınar

Tez Türü

Yüksek Lisans

Ay

Eylül

Yıl

2013

Tez Öğrencisi

Ali Jahed ORANG

Başlık

ALIŞILAGELMEMİŞ GAZ REZERVUARLARINDA ÜRETİM DEBİSİ AZALIM EĞRİSİ YÖNTEMLERİNİN KARŞILAŞTIRILMASI

Özet

Son yıllarda petrol ve doğal gazdaki talep artışı özellikle düşük geçirgenlikli gaz ve şeyl gazı gibi alışılagelmemiş enerji kaynaklarının geliştirilmesine yol açmıştır. Düşük geçirgenlikli gaz rezervuarlarının geçirgenlik değerleri, hidrolik çatlatma olmadan üretimin ekonomik değerlere ulaşmasını mümkün kılmamaktadır. Tanım gereği bu tip rezervuarların geçirgenlik değerleri 0.1 mD’den (0.9869×10-15 m2) gözeneklilik değerleri ise yüzde 10’dan küçüktür. Bu tip rezervuarların geçirgenliklerinin çok düşük olmasından dolayı yarı kararlı akışa geçiş süreleri alışılagelmiş rezervuarlar kıyaslandığında çok uzundur. Bu tezde dört yöntem tamamı MATLAB (2010) yazılımında yazılan programlarla değerlendirilmiştir. Sonuçlar dokuz kuyunun saha verileri ve ECRIN (2012) yazılımında üretilen 3 sentetik örnek ile karşılaştırılmıştır. Yazılan programlar akış debilerini, özetlenen matematiksel modeller ile simule etmektedir. Kümülatif üretim değerleri her model için hesaplanmış ve çıktılar kuyu bazında karşılaştırılmıştır. Üretim debisi azalım eğrisi yöntemleri alışılagelmiş olarak ancak verilerin sınır etkilerini hissettikleri yarı kararlı akış bölgesine uygulanabilir.

Title

COMPARISON OF DECLINE CURVE METHODS FOR UNCONVETIONAL GAS RESERVOIRS

Abstract

In recent years increasing demand of oil and gas evoked the development of unconventional energy resources especially tight gas and shale. Tight gas reservoirs have such a low permeability that huge hydraulic fracturing is necessary to produce a well at economic rates. Tight gas reservoirs by definition have permeability less than 0.1 mD (0.9869×10-15 m2) and porosity less than 10 percent. For a long time unconventional gas reservoirs have been thought too complicated to produce because of very low permeability of these reservoir systems; however, recent advances in the fracturing technology lead the way for the exploitation of these reservoir systems. trustable methods are needed for prediction of producible portion of hydrocarbon in place. Therefore, estimation of hydrocarbon in place is one of the important issues regarding unconventional resources. In this thesis four methods are discussed by written scripts in MATLAB (2010). The results are compared with field data from 9 wells and 3 synthetic cases generated using ECRIN (2012) software. The written codes simulate the flow rates using summurized mathematical models. Cumulative production is calculated for each flow rate model and all the outputs are compared on a well basis.

Anahtar Kelime

düşük geçirgenlikli gaz, şeyl gaz, alışılagelmiş rezervuar, akış debi.

Bilim Kodu

0




Sıra No :14112
Üniversite

505062503

Enstitü

Istanbul Technical University

Anabilim Dalı

Institute of Science and Technology

Program

Petrol ve Doğalgaz Mühendisliği

Danışman Adı

Prof. Dr. Mustafa Onur, Doç Dr. Ömer İnanç Türeyen

Tez Türü

Doktora

Ay

Ekim

Yıl

2013

Tez Öğrencisi

Yıldıray Palabıyık

Başlık

TEK-FAZ SU İÇEREN JEOTERMAL REZERVUARLARIN ÇEŞİTLİ ÜRETİM/ENJEKSİYON DURUMLARINDAKİ BASINÇ VE SICAKLIK DAVRANIŞLARI

Özet

Rezervuarların karakterizasyonu için, son zamanlarda sıcaklık verilerinin araştırılması birçok araştırmacının dikkatini çekmektedir. Basınç verilerine ek olarak sıcaklık ölçümleri rezervuar tanımlamasında katkı sağlamaktadır. Jeotermal rezervuar tanımlaması için sıcaklık ölçümlerinin kullanımı, bir jeotermal sistemin sıcaklık davranışını modelleyebilen ileri bir modelin kullanımını gerektirir. Bu çalışmada, tek-faz sıvı hakim jeotermal sistemlerin hem basınç hem de sıcaklık davranışlarını modelleyebilen izotermal olmayan bir rezervuar simülatörü sunulmaktadır. Model, rezervuar için kütle ve enerji denge denklemlerini birlikte çözme esasına dayanmaktadır. Üstelik, model kuyuda yapılacak sıcaklık simülasyonlarını gerçekleştirerek rezervuardan tabakalara olan ısı kayıplarını da modelleyebilmektedir. Bütün denklemler, doğrusalsızlığın üstesinden gelmek için iyi bilinen Newton yöntemi kullanılarak tamamen kapalı bir halde çözülmektedir. Model iki boyutlu (r-z) silindiriktir ve bu sebeple, kuyudibi basınç ve sıcaklık davranışlarının gerçekçi tanımlamalarını sağlamaktadır. Geliştirilen modeli kullanarak, basınç ve sıcaklık davranışları üzerine birçok formasyon ve kuyu özelliğinin duyarlılığı çalışılmaktadır. Bu çalışmada gerçekleştirilen sentetik örnekler kuyudibi sıcaklığının geçirgenlik, zar faktörü ve gözenekliliğe kayaç ve akışkan ısıl iletkenliği, kayaç ısı kapasitesi gibi diğer petrofiziksel parametrelere kıyasla önemli ölçüde duyarlılığı olduğunu göstermiştir. Bu sebeple, sıcaklık verisinin tarihsel çakıştırmasıyla bazı rezervuar parametrelerini tahmin etmenin mümkün olduğu sonucuna varılabilir.

Title

PRESSURE AND TEMPERATURE BEHAVIORS OF SINGLE-PHASE WATER GEOTHERMAL RESERVOIRS UNDER VARIOUS PRODUCTION/INJECTION SCHEMES

Abstract

The investigation of temperature data for the purpose of reservoir characterization has recently attracted the attention of various researchers. Temperature measurements in addition to pressure data have been shown to aid in reservoir characterization. The use of temperature measurements for geothermal reservoir characterization requires a forward model which is capable of simulating the temperature behavior of a geothermal system. In this study, a non-isothermal reservoir simulator that is capable of simulating (or forwarding) both pressure and temperature behaviors of single-phase liquid-dominated geothermal systems is presented. The model is based on solving the mass and energy balance equations for the reservoir. Furthermore, the model is also capable of simulating heat losses from the reservoir to the strata enabling realistic simulations of temperature to be made in the well. All equations are solved in a fully implicit manner using the well-known Newton’s method for handling the non-linearity. The model is 2D (r-z) cylindrical and hence provides realistic descriptions of wellbore pressure and temperature behaviors. The transient behavior of especially temperature and various sensitivities of formation and well properties on the pressure and temperature responses are studied by using the model developed. The synthetic examples considered in this study have shown that the wellbore temperature show significant sensitivities to permeability, skin factor, and porosity compared to the other petrophysical parameters such as rock and fluid termal conductivity and rock heat capacities. Hence, it can be concluded that such parameters can be reliably estimated by history matching of temperature data.

Anahtar Kelime

Sıcaklık Davranışları, Isı Kayıpları, Duyarlılıklar

Bilim Kodu

6170106




Sıra No :12571
Üniversite

505081515

Enstitü

Istanbul Technical University

Anabilim Dalı

Institute of Science and Technology

Program

Petrol ve Doğalgaz Mühendisliği

Danışman Adı

Prof. Dr. Abdurrahman SATMAN

Tez Türü

Yüksek Lisans

Ay

Haziran

Yıl

2012

Tez Öğrencisi

Akram NURSHIMOV

Başlık

KOMSOMOLSKOE SAHASI VE YERİNDE PETROL MİKTARI TAHMİNİ

Özet

2005 yılında KomMunay şirketi tarafından devletten kiraya alınarak işletim devam etti. Şu ana kadar Komsomolskoe sahasında araştırma çalışmaları devam etmektedir. Çalışmalar sonucunda yeni verilerle eski veriler karşılaştırarak sahayla ilgili analiz yapıldı ve sahanın jeolojik yapısıyla ilgili yeni bilgi edinildi. 1986 yılında karot incelemesi yapıldı. J-I üretim zonunun genel ortalama özelliğine bakacak olursak, laboratuvar analizlerine göre gözeneklilik %16.7, geçirgenlik 28.88md ve Hidrokarbon doymuşluğu %63.49 olarak bulundu. J- II üretim zonunu ancak 9 nolu kuyudan alınan karot analizi temsil etmektedir. Analiz sonuçlarına göre ortalama gözeneklilik değeri %15.5’e, geçirgenlik 3.67md’ye ve hidrokarbon doymuşluğu %60.4’e eşittir. taz çalışması esnasında material denge yöntemi ile yerinde petrol miktarı tahmini yapıldı ve 16.8 milyon ton bulunmuştur.

Title

KOMSOMOLSKOE OIL FIELD AND ESTIMATION OF ITS OIL IN PLACE

Abstract

Komsomolskoe field was discovered in 1984, and is located in Mangistau region of Mangistau oblast. The structure was detected as a result of seismic surveys carried out in 1977 – 1978. The oil content is connected with terrigenous deposits of upper and middle Jura (J-I and J-II). Four productive formations (A, B, C and D) were distinguished in J-I. The report “Oil reserves of Komsomolskoe field” was approved in 1987, the field was in suspension until 2005. At 2005 Komsomolskoe field rented by KomMunay to produce HC (hydrocarbon) and for further development.The general material balance equation was used to estimate the oil in place in Komsomolskoe field. The original oil in place was determined to be 16.8 million ton.

Anahtar Kelime

Rezervuar, gözeneklilik, formasyon

Bilim Kodu

0




Sıra No :12568
Üniversite

505081515

Enstitü

Istanbul Technical University

Anabilim Dalı

Institute of Science and Technology

Program

Petrol ve Doğalgaz Mühendisliği

Danışman Adı

Abdurrahman SATMAN, Ö. İnanç TÜREYEN

Tez Türü

Yüksek Lisans

Ay

Haziran

Yıl

2012

Tez Öğrencisi

Akram NURSHIMOV

Başlık

KOMSAMOLSKOE SAHASI VE YERİNDE PETROL MİKTARI TAHMİNİ

Özet

Komsomolskoe sahası 1984 yılında keşfedildi. Bu saha Mangıstau bölgesinin Mangıstau eyaletinde bulunmaktadır. Rezervuar yapısı 1977-1978 yıllarındaki sismik çalışmalarının sonucunda hazırlanmıştır. Petrol üst ve orta jura terrigenus çökeltisine bağlı kalmaktadır (sırasıyla J-I ve J-II). J-I ’de de dört üretim formasyon zonunun olduğu tespit edildi (A, B, C, D). 1987 yılında Komsomolskoe sahasının yerinde petrol ve doğal gaz miktarı hesabı yapıldı, rapor onaylandı ve 2005 yılına kadar saha koruma altında kaldı. 1986 yılındaki çalışmalara göre bu sahanın yerinde petrol miktarı 15.88 miyon ton olarak hesaplanmıştır. Tez çalışmasında materal denge denklemi ile eski ve yeni veriler kullanılarak yerinde petrol miktarı hesaplanmıştır. Tez çalışması sonucuna göre sahanın yerinde petrol miktarın 16.8 milyon ton ve kurtarım oranı %1.8 çıkmıştır.

Title

KOMSOMOLSKOE OIL FIELD AND ESTIMATION OF ITS OIL IN PLACE

Abstract

Komsomolskoe field was discovered in 1984, and is located in Mangistau region of Mangistau oblast. The structure was detected as a result of seismic surveys carried out in 1977 – 1978. The oil content is connected with terrigenous deposits of upper and middle Jura (J-I and J-II). Four productive formations (A, B, C and D) were distinguished in J-I. The report “Oil reserves of Komsomolskoe field” was approved in 1987, the field was in suspension until 2005. At 2005 Komsomolskoe field rented by KomMunay to produce HC (hydrocarbon) and for further development. In this thesis we estimated the oil in place for this undersaturated reservoir. The general material balance equation was used to estimate the oil in place in Komsomolskoe field. The original oil in place was determined to be 16.8 million ton and and recovery factor is %6.1 if the pressure decrease until the bubble point pressure.

Anahtar Kelime

Komsomolskoe, Yerinde Petrol miktarı, Material denge

Bilim Kodu

0




Sıra No :12525
Üniversite

505062502

Enstitü

Istanbul Technical University

Anabilim Dalı

Institute of Science and Technology

Program

Petrol ve Doğalgaz Mühendisliği

Danışman Adı

Yrd.Doç.Dr. Gürşat Altun

Tez Türü

Doktora

Ay

Nisan

Yıl

2012

Tez Öğrencisi

Mustafa Hakan Özyurtkan

Başlık

YÜKSEK BASINÇLI VE SICAK KUYULAR İÇİN GEÇİRİMSİZ ÇİMENTO HARCI TASARIMI

Özet

Bu çalışma, petrol, gaz ve jeotermal kuyularda kullanılan çimento harcı özelliklerinin ve özellikle geçirgenliğinin önlenmesi için yapılan deneysel çalışmaları kapsamaktadır. Çalışmanın odak noktası petrol ve doğal gaz sektöründe hala sıcak bir gündem olan çimento matriks geçirgenliğinin önlenmesi amacı ile uygun çimento kompozisyonu tasarımının yapılmasıdır. Çimento matriks geçirgenliğinin önlenmesi için kod adı ARI olan doğal bir madde ilk defa bu çalışmada çimento katkısı olarak kullanılmıştır. ARI maddesi ile hazırlanan G Sınıf çimento örnekleri üzerinde gaz geçirgenliği ve gaz göçü deneyleri gerçekleştirilmiştir. Matriks geçirgenliğinin ARI katkısının kullanılmasıyla önlenebildiği belirlenmiştir. Bununla birlikte, ARI maddesi ve yaygın olarak kullanılan diğer katkılar ile hazırlanan çimentoların farklı sıcaklık ve basınç koşullarında reoloji, su kaybı, kıvamlılık ve basınç dayanımı özellikleri de incelenmiştir. ARI maddesinin neden olduğu yüksek viskozite değerleri günümüzde sıkça kullanılan ticari katkılar ile kontrol altına alınabilmiştir. ARI maddesinin kıvamlılık deneylerinde donma zamanını hızlandırıcı bir etkisi olduğu ve, bu durum çimentonun donma zamanını ve bekleme süresini düşürerek sondaj maliyetlerini azaltabilir. ARI katkısıyla hazırlanan ve donması için küp kalıplara yerleştirilen çimento örneklerinin donma sürecinde çimento küpleri üzerlerinde biriken serbest suyun çok az olduğu veya küpler üzerinde hiç su oluşmadığı belirlenmiştir. Donmuş çimentonun hacminde büzülme nedeniyle bir azalımın oluşmadığı görülmüştür. Bu sonuç literatürde belirtilen hacim değişiminin önlenmesi kriterini sağlaması açısından çok önemlidir. ARI maddesinin çimentonun dayanım özelliğini geliştirerek, önemli miktarda arttırdığı görülmüştür. Katkılı çimento örnekleri için gaz geçirgenliği ve gaz göçü testlerinde, ARI maddesi içeren çimento örneklerinin, hem kısa dönem hem uzun dönem için gaza geçirgen olmayan bir matriks oluşturduğu belirlenmiştir.

Title

DESIGNING IMPERMEABLE CEMENT SLURRY FOR HIGH PRESSURE AND HOT WELLS

Abstract

This study contains experimental work performed to control slurry properties and particularly permeability of oil well cement at high temperature and high pressure conditions. Mitigation of cement matrix permeability, which is a contemporary issue, and designing proper cement composition are main focus of the study. This is the first implementation of substance named ARI as a cement additive. Gas permeability and gas migration experiments on Class G cement samples having ARI have been carried out. It was determined that matrix permeability might be prevented by usage of additive ARI. Rheology, water loss, consistency, and strength properties of cement slurries prepared with ARI and commonly used additives are also examined at high temperature and high pressure conditions. High viscosity caused by ARI could be controlled by usage of commercial additives. It is found that substance ARI has an accelerator effects on the consistency property and such situation might decrease drilling costs due to waiting on cement. ARI has no effect on water loss. It is determined that free water accumulated on top of set cubic cement samples taken out from molds are few or none. It is observed that shrinkage effect did not occur at set cement samples. This result is very important due to preventing shrinkage effect criteria. ARI significantly develops compressive strength. It was observed that ARI significantly improves long term strength of cement. Gas permeability and gas migration experiments results are exposed that cement samples prepared with ARI creates impermeable matrices for short and long period of times.

Anahtar Kelime

Kuyu çimentosu, geçirgenlik, gaz göçü, dayanım, katkılar, ARI

Bilim Kodu

6170200




Sıra No :12232
Üniversite

505091516

Enstitü

Istanbul Technical University

Anabilim Dalı

Institute of Science and Technology

Program

Petrol ve Doğalgaz Mühendisliği

Danışman Adı

Prof. Dr. Mustafa Onur

Tez Türü

Yüksek Lisans

Ay

Ocak

Yıl

2012

Tez Öğrencisi

Atakan Sever

Başlık

İKİ FAZLI PETROL VE SU AKIŞININ SAYISAL SİMÜLASYONU

Özet

İki fazlı petrol ve su akışı, pek çok rezervuar mühendisliği uygulamasının konusunu oluşturmaktadır. Yaygın kullanımı ve önemi nedeniyle bu çalışmanın amacı, iki fazlı petrol ve su akışının temellerinin anlaşılması ve basınç-saturasyon davranışlarının gözlemlenebilmesi için tek kuyulu bir sistem için silindirik koordinat sisteminde simülatör geliştirmektir. Çalışmada geliştirilen simülatörün doğruluğu test edildikten sonra literatürde bulunan bazı örnek kuyu-testi verileri kullanılarak simülatör çalıştırılmış ve basınç farkı-basınç farkı türevi grafikleri simülatörden alınan basınç sonuçlarına göre çizilerek farklı parametrelerin etkileri incelenmiştir.

Title

NUMERICAL SIMULATION OF TWO-PHASE OIL AND WATER FLOW

Abstract

Two-phase oil and water flow is a subject of variety of applications in reservoir engineering processes. The main purpose of this study is to understand the fundamental of two-phase oil and water flow and to develop a general single-well simulator to simulate pressure and saturation behavior of water and oil two-phase three-dimensional flow in a cylindrical reservoir. After the solutions generated from the simulators developed during the course of this work were validated, some well-test applications are run with the simulator and pressure differences and their derivatives (diagnostic plots) are analyzed. Behaviors and effects of different parameters are discussed.

Anahtar Kelime

İki faz, Petrol, Su, Sayısal simülasyon

Bilim Kodu

617




Sıra No :12221
Üniversite

505101502

Enstitü

Istanbul Technical University

Anabilim Dalı

Institute of Science and Technology

Program

Petrol ve Doğalgaz Mühendisliği

Danışman Adı

Prof. Dr. Mustafa Onur, Yrd. Doç. Dr. Ö. İnanç Türeyen

Tez Türü

Yüksek Lisans

Ay

Ocak

Yıl

2012

Tez Öğrencisi

Cihan Alan

Başlık

KURU BİR GAZ REZERVUARLARINDAKİ DİK BİR KUYUNUN BASINÇ DAVRANIŞININ SAYISAL SİMÜLASYON ÇALIŞMASI

Özet

Bir petrol rezervuarının, rezervuar yönetimi için üretim performansı tahmini, basınç ve akışkan dağılımlarının zaman ve pozisyona bağlı olarak davranışlarını anlamayı gerektirir. Son yıllarda rezervuar simülatörleri kapsamlı kullanılmasıyla, çok sayıda rezervuar modelleri oluşturularak bu süreç değişik koşullarda incelenmek ve görsel olarak canlandırılmaktadır. Rezervuar simulasyonu, fizik, matematik, rezervuar mühendisliği ve bilgisayar programlama branşlarını birleştirerek, çok çeşitli çalışma koşulları altında rezervuar performansını tahmin edebilecek bir araç geliştirmeyi esas alır. Sayısal rezervuar simulatörleri yaygın ve öncelikli olarak kullanılır, çünkü herhangi başka bir yol ile çözülemeyecek problemleri çözebilirler. Daha hızlı ucuz ve güvenilir sonuçlar elde edebildiğimiz için basit problemleri bile sayısal rezervuar simülatörleri yardımıyla çözmek çoğu zaman en iyi yol olarak görülebilir. Günümüzde, gelişmiş rezervuar simülatörleri, üretim planlaması tahmini ve çeşitli kararların vermesi gibi amaçlar için endüstride önde gelen petrol şirketleri tarafından kullanılıyor. Modern simülatörlerin güvenilirliği ve bilgisayarların her zaman her yerde mevcut ve kullanıma hazır olması, rezervuarların büyüklüğüne bakılmaksızın günlük planlama ve karar verme amaçları için rezervuar simülasyonu kullanımını pratik yapmaktadır. Hem olgun ve hem de geliştirme aşamasında olan sahalar için uygulanan çok çeşitli senaryolar, simülatörlerin kullanımını rezervuar mühendisliğinin kaçınılmaz bir parçası haline getirmiştir. Şu anda, tüm dünyada rezervuar mühendisleri güvenle rezervuar yönetimi, saha tanımı, rezervuar karakterizasyonu ve fiziksel yorumlama amaçları için sayısal simülatörleri kullanmaktadır. Bu çalışmanın amacı, iki boyutlu (r-z), sayısal, tamamıyle implicit, tek fazda, gerçek gaz ve silindir bir rezervuarın merkezinde tek kuyuya sahip modeller geliştirmektir. Öncelikle kuyu içi depolaması, zar faktörü ve Darcy olmayan akışı içeren matematiksel formülasyon detaylı bir şekilde tanımlanmıştır. Daha sonra bu projede geliştirilen simulatör sonuçlarının endüstride çok iyi bilinen bir kuyu testi analiz yazılımı ile kıyaslanması ve doğruluğununun kapsamlı bir şekilde teyit edilmesi amacıyla doğal gaz endüstrisinin standart ve rutin testleri (akış üstüne akış, isochronal ve düzeltilmiş isochronal gibi) kısmi ve tamamen tamanlanmış bir kuyu için tek ya da tabakalı rezervuar sistemlerinde uygulanmıştır. Ayrıca simulator geçirgenlik, zar faktörü gibi rezervuar parametlerinin tahminini sağlayan packer-probe (MiniDST) testlerinin modellenmesi ve uygulanması kapasitesine de sahiptir. Tüm akış boyunca kuyu dibindeki ve ayrıca rezervuarın tüm noktalarındaki basınç çözümleri üzerinde Darcy olmayan akışın etkisi matematik formülasyonda tanımlanandan farklı bir yöntemle araştırılmıştır. Bu yöntem Radyal eksende Darcy olmayan bir akış alanı oluşturularak, bu alanın kuyuyla ortak merkezli belirli bir yarıçapa kadar sınırlandığı varsayılmıştır. Her bir hücredeki basıncı belirli bir zamanda çözümlemek, lineer olmayan bu problem için birden fazla yineleme (iterasyon) gerektirebilir. Bu tür sistemlerin çözümünü sağlayabilen foksiyonel iterasyon yöntemi ve Newton yöntemi analiz edilerek sonuçların en az iki farklı matriks çözücü yardımıyla duyarlılık ve hız özellikleri dikkate alınarak teyit edilmesi gerçekleştirilmiştir. Grafiksel arayüz, basınç dağılımlarının görsel olarak çalışılmasını sağlayarak, davranışlara klavuzluk eder. Bu şekilde geliştirilmiş bir simülasyon aleti, basıncın sistem içerisindeki değişiminin, bir üretim ya da injeksiyon kuyusuyla, rezervuar parametlerinin değişimiyle, heterojen ya da homojen geçirgenlik ve gözeneklilik dağılımlarıyla, birden fazla gözlem probe’larıyla olan bağlantısını daha iyi kavramaya yardımcı olur. Simülatör, kendi üretim stratejisine sahip birden çok üretim ya da injeksiyon senaryosuyla rezervuar sistemini modelleyerek, kuyu dibi basınçlarını her bir hücrede çözer. Logaritmik olarak artan zaman adımını seçen bir algoritmaya ek olarak ayrıca otomatik zaman adımı seçimini sağlayan bir algoritma geliştirilerek, basınçtaki hızlı değişimlerin bu adımların daha küçük atılması sağlanarak modellenir. Kullanıcının gözeneklilik ve geçirgenlik için heterojen dağılımlar oluşturulmasına imkan sağlanır. Simülatör, nesne yönelimli programlamayı ve arayüz oluşturmayı temel alan Visual Basic .NET’te kodlanmıştır. Düşey eksende düzenli olmayan gridlerin oluşturulması, gözeneklilik, geçirgenlik ve basınç dağılımları ile üretim stratejilerinin kaydedilmesi, yeniden yüklenmesi ve bu parametrelerin grafiksel analizlerini gerçekleştirmek amacıyla iki boyutlu gösterimlerinin sunulması simülatörün diğer özelliklerindendir. Birçok örnek rezervuar simülasyon modelleri göz önüne alınarak, simülatörün ve arayüzün yararları gösterilmiştir.

Title

A NUMERICAL SIMULATION STUDY OF THE PRESSURE BEHAVIOR OF A VERTICAL WELL IN A DRY GAS RESERVOIR

Abstract

Predicting production performance of a dry gas reservoir for reservoir management acquires understanding the behavior of pressure transients and fluid distribution over both space and time. In recent years, reservoir simulators have been extensively used to build various reservoir and well models to investigate and visualize the process under a series of potential scenarios, such as drilling new wells and injecting fluids. The objective of this project is to develop and present applications of a two-dimensional (2-D) r-z, fully implicit, single-phase, real gas simulation model with a single well located at the center of a cylindrical reservoir. The mathematical formulation is described in detail with wellbore storage, skin and non-Darcy flow effects firstly, and then it is followed by an extensive verification of the simulator developed in this project with a well-known well test analysis software in order to perform a number of real field applications such as standard and routine tests of natural gas industry (i.e., flow-after-flow, isochronal and modified isochronal tests) for both partially and fully penetrated wells either in a single or multilayered systems. The simulator is also capable of conducting a packer-probe test called as Mini-Drill Stem Test (MiniDST) for estimation of reservoir properties such as permeability, skin, etc. The effect of non-Darcy flow on pressure solutions at the tested well as well as throughout the reservoir for the entire flow rate history is also investigated in a different manner than described in mathematical formulation such that the a non-Darcy flow area in radial direction is introduced and restricted to a region of a specific radius which is concentric with wellbore. As the problem is non-linear, solving pressures at each gridblock at a specific time may require more than one iteration. Since two different methods called as functional iteration and Newton’s methods are applicable to solve such systems, they are analyzed, verified using at least two different solvers with respect to accuracy and speed. With the great help of user friendly interface in windows, numerous useful tips are available such as graphical outputs for pressure responses or well test analysis purposes, creating non-uniform grids on vertical axis, viewing heterogeneous porosity and permeability distributions after putting heterogeneous distributions of permeability, porosity as well as skin and non-Darcy flow coefficient in the radial direction (at the gridblocks adjacent to the wellbore) manually as input. It is also very easy to generate and investigate the consequences of various injection and production scenarios. Using such a simulation tool proves useful to have a better insight into how pressure transients move around in a reservoir due to production and/or injection of a single well located at the center of the cylindrical reservoir. In addition to logarithmically sampled time step selection algorithm, an automatic time step selection algorithm has also been implemented so that the simulator can accurately simulate fast changes in pressure by allowing shorter time steps automatically to be taken in simulation. The simulator is coded in Visual Basic .NET which allows object oriented programming and working on a windows friendly interface. The interface is also capable of visualizing pressure distributions over space and time. Several example reservoirs are considered for demonstrating the utility of the developed simulator and the interface coupled with GUI which may enable one to conduct visual studies of well pressure transients in homogeneous reservoirs as well as heterogeneous reservoirs.

Anahtar Kelime

Gaz akışı, Gaz üretimi, Gaz fazı, Sayısal çözüm yöntemleri, Simülasyon

Bilim Kodu

6170105




Sıra No :11985
Üniversite

505071509

Enstitü

Istanbul Technical University

Anabilim Dalı

Institute of Science and Technology

Program

Petrol ve Doğalgaz Mühendisliği

Danışman Adı

Yrd. Doç. Dr. İ. Metin Mıhçakan

Tez Türü

Yüksek Lisans

Ay

Haziran

Yıl

2011

Tez Öğrencisi

Cansın Baycan

Başlık

TRAKYA BASENİ İKİHÖYÜK GAZ SAHASININ DELTA TİPİ DANİŞMEN VE OSMANCIK FORMASYONLARI REZERVUARLARINDA NİTELİĞİ DENETLEYEN UNSURLAR, GAZ VEREBİLME VE REZERV KESTİRİMİ

Özet

Bu çalışmada, Danişmen ve Osmancık formasyonlarının Trakya baseni kuzeyi içindeki rezervuarları belirlemek ve tanımlamak üzere, 3B sismik veriler yorumlanmıştır. Bölgedeki jeoloji ve 3B sismik yorumlama sonuçlarına dayalı olarak, İkihöyük sahası içinde ve dışında kalan alandaki her bir çökel çevriminin depolanma karakterisitiklerini belirlemek için bir dizinsel stratigrafi çalışması gerçekleştirilmiştir. Kuyu logları ile birlikte kuyularda yapılan geçici ve gaz sağlama testlerinden elde edilen veriler yorumlanarak, gaz içeren kayaç bölümlerinin fiziksel rezervuar özelikleri ile gaz sağlama yetkinlikleri kestirilmiştir. Son olarak gaz üretim verilerinin yanısıra gaz özelikleri, İkihöyük sahası altındaki rezervuarların var olan gaz rezervlerinin kestirimi için kullanılmıştır. 3B sismik veri analizi sin-sedimenter fayların çalışma alanındaki formasyonların rezervuar dağılımlarını başlıca kontrol eden faktörler olduğunu ortaya koymuştur. Üretim analizi verileri de bu sin-sedimenter fayların kontrol ettiği alanla oldukça iyi bir uyumluluk göstermiştir.

Title

RESERVOIR QUALITY CONTROLLING FACTORS, DELIVERABILITY AND RESERVE ESTIMATES IN DELTAIC DANİŞMEN AND OSMANCIK FORMATIONS AT İKİHÖYÜK GAS FIELD, THRACE BASIN, TURKEY

Abstract

In this study, 3D seismic survey data was used to identify the areal extension of reservoirs in Danişmen and Osmancık formations. Based on the regional geology and the 3D seismic interpretation results a sequence stratigraphy study is performed to identify the depositional characteristics of each sedimentary cycle within and without İkihöyük field. The acquired data from the well logs and the transient and deliverability tests in wells are interpreted to estimate the physical reservoir properties as well as the deliverability capacity of gas bearing zones. Eventually the data of gas production along with the gas properties are utilized to estimate the existing reserves in the reservoirs under İkihöyük field. 3D seismic data has also revealed that syn-sedimentary faults were the major controlling factor for reservoir distributions in both formations within the study area. The production analysis data is found to be in very good agreement with an area that were controlled by these syn-sedimentary faults.

Anahtar Kelime

3B sismik yorum, 2B sismik yorum, Sismik, Sekans stratigrafisi, Litostratigrafi, Trakya Baseni, Basen evrimi, Trakya Baseni bölgesel jeoloji, Trakya Baseni stratigrafisi, Osmancık formasyonu, Danişmen formasyonu, Alt Danişmen formasyonu, Trakya petrol sistemi, Sekans stratigrafik korelasyon, Gaz kuyusu sondajı, Gaz kuyusu tamamlama, Perforasyon, Açık kuyu log analizi, Log yorumu, Gaz kuyusu test analizi, Gaz sağlama testi, Basınç gradyan araştırması, Sıcaklık gradyan araştırması, Horner plot analizi, Eğri çakıştırma, Gaz rezerv tayini

Bilim Kodu

6170101




Sıra No :11237
Üniversite

505091514

Enstitü

Istanbul Technical University

Anabilim Dalı

Institute of Science and Technology

Program

Petrol ve Doğalgaz Mühendisliği

Danışman Adı

Prof. Dr. Mustafa Onur

Tez Türü

Yüksek Lisans

Ay

Ocak

Yıl

2011

Tez Öğrencisi

Dastan Ospanov

Başlık

ORTALAMA REZERVUAR BASINÇ HESAPLAMA YÖNTEMLERİN İNCELENMESİ

Özet

Bu tez çalışmasında, altı farklı ortalama rezervuar basınç yöntemlerin incelenmesi söz konusudur. Bu altı yöntemlerin içinde kısa, uzun dönem basınç yükselim testi (“buildup”) yöntemleri veya yeni sunulan basınç düşüm testi (“drawdown”) tekniği tarif edilmektedir. Her yöntem için analitik denklemler ve kullanım amaçlı anlatımlar açıkça tanılmatktadır. Bu metotları kullanarak dört farklı örnek uygulamalar için değişen parametreler olarak kısa ve uzun dönem kapama zamanları ve drenaj alanı geometri değişimi etkileri tartışılmaktadır. Ortalama rezervuar basıncı yerinde petrol hesaplamalarında ve diğer gelecek rezervuar üretim perspektiflerini bulabilmek için önemli parametrelerin bir aleti olarak kullanılır. Bu yüzden uygun ortalama rezervuar yöntemin belgelenmesi, rezervuar mühendisliğinde kullanımın bulunması hedeflenmektedir.

Title

INVESTIGATION OF METHODS FOR ESTIMATING AVERAGE RESERVOIR PRESSURE

Abstract

In this thesis, we investigate six different methods of estimating average reservoir pressure. These six methods concern either middle, late time region methods using buildup pressure responses and the newly introduced drawdown method. Analytical equations for each method and explanations to apply every technique are clearly provided. Using these methods, we consider four different example applications with changing parameters of short and long shut-in times and comparison to varied drainage area geometry to see the effects. Average reservoir pressure is a tool to calculate oil in place and other significant parameters to predict future recovery prospects of oil reservoir, therefore it is the aim to justify proper method of average pressure estimation to make use in reservoir engineering discipline.

Anahtar Kelime

Average Reservoir Pressure, Well Testing, Reservoir Engineering, Matthews-Brons-Hazebroek, Ramey-Cobb, Modified Muskat, Arps-Smith, Crump-Hite, Agarwal

Bilim Kodu

6170101




Sıra No :11715
Üniversite

505081509

Enstitü

Istanbul Technical University

Anabilim Dalı

Institute of Science and Technology

Program

Petrol ve Doğalgaz Mühendisliği

Danışman Adı

Prof. Dr. Mustafa Onur

Tez Türü

Yüksek Lisans

Ay

Haziran

Yıl

2011

Tez Öğrencisi

Melek Deniz

Başlık

KISMİ ÇİFTE OLASILIKLI PARAMETRE TAHMİN YÖNTEMİNİN AZ TANIMLI VE AŞIRI TANIMLI REZERVUAR KARAKTERİZASYONU PROBLEMLERİNDE KULLANIMI

Özet

Yeraltı rezerv tespitleri ve üretim planlamaları yapmak için, incelenmekte olan gerçek rezervuar sistemini yansıtan bir rezervuar modeli yaratmak gerekmektedir. Bu rezervuar modeli genellikle statik (log ve karot gibi) ve dinamik (üretim ve kuyu testleri gibi) veriler ile oluşturulup, düzenlenmektedir. Gözlenen statik dataya bağlı rezervuar karakterizasyonu genellikle lineer tahmin problemi iken, gözlenen dinamik dataya bağlı rezervuar karakterizasyonu lineer olmayan tahmin problemidir. Lineer ve lineer olmayan tahmin yöntemleri ileride az tanımlı ve aşırı tanımlı olarak sınıflandırılacaktır. Az tanımlı problemlerde, rezervuardaki tahmin edilen bilinmeyen parametre sayısı gözlenen uygun data sayısından fazladır. Halbuki aşırı tanımlı problemlerde, gözlenen uygun data sayısı tahmin edilen bilinmeyen parametre sayısından fazladır. Ancak, iyi bir rezervuar modeli oluşturmada ölçülen datalar (dinamik ve/yada statik) tek başına yeterli olmamaktadır. Bu nedenle parametrelerin tahmin edilmesinde, bu datalardan yararlanarak lineer ve lineer olmayan metodlara önsel model eklemek yararlı olmaktadır. Önsel model, kişinin önsel ortalama ve rezervuar parametrelerinin (geçirgenlik, gözeneklilik, faya olan uzaklık gibi) üzerindeki belirsizlik hakkındaki bilgisini göstermektedir. Ama tahminlerde önsel model kullanmak model parametrelerinin yanlı bulunmasına sebebiyet vermektedir. Eğer verilen önsel ortalama yanlış ya da belirsiz ise parametrelerin değerleri de oldukça yanlış tahmin edilecektir. Bu çalışmada, Bayes’ teoremi kapsamında parçalı çifte olasılık parametre tahmin yöntemi ile önsel model parametrelerinin üzerindeki hatanın az tanımlı ve aşırı tanımlı rezervuar karakterizasyonu problemlerindeki etkisi araştırılmıştır. Bu yöntemin, parametrelerin önsel ortalamalarının belirsiz olması durumunda etkin olduğu görülmüştür. Araştırmamızda, az tanımlı linear problemler için statik datalardan yararlanarak önsel bir jeoistatistik model, aşırı tanımlı linear olmayan problemler için ise kararsız basınç testi verilerinden yararlanarak varolan analitik bir rezervuar modeli göz önünde bulundurulmuştur. Lineer ve lineer olmayan tahmin problemleri için olasılıklı yoğunluk fonksiyonlarından (oyf) kullanılan uygun hedef fonksiyonları türetilmiştir. Bu tez kapsamında kullanılan parçalı çifte olasılık parametre tahmin yönteminden elde edilen sonuçlar, yaygın olarak bilinen en küçük kareler ve maksimum olasılık yöntemleri ile karşılaştırılmıştır. Sonuçlar önsel bilginin yanlış olması durumunda, parametrelerin önsel ortalamaları üzerindeki hatanın ne kadar olduğunu gösteremeyen yaygın metodlara nazaran, parçalı çifte olasılık parametre tahmin yönteminin daha doğru bir rezervuar karakterizasyonu sağladığı görülmüştür.

Title

THE USE OF PARTIALLY DOUBLY STOCHASTIC PARAMETER ESTIMATION METHOD FOR UNDERDETERMINED AND OVERDETERMINED PROBLEMS OF RESERVOIR CHARACTERIZATION

Abstract

To ascertain reservoir characterization and make a production plan, it is a necessity to have a reservoir model representative of the actual reservoir system under consideration. Such a reservoir model is typically constructed from and calibrated by static (such core and log) data and dynamic (such as production and well test) data. Reservoir characterization based on observed static data normally poses a linear estimation problem, whereas reservoir characterization based on observed dynamic data poses a nonlinear estimation problem. Furthermore, the linear or nonlinear estimation problems can be classified as the underdetermined and overdetermined problems. In the case of the underdetermined problems, the number of unknown parameters (of the reservoir model) to be estimated is far more than the number of observed data available, whereas the number of unknown parameters to be estimated is far less than the number of observed data in the case of overdetermined problems. As the observed (static and/or dynamic) data alone are usually not sufficient to determine a well-defined reservoir model, it is always useful to incorporate a prior model for the parameters to be estimated from observed data by linear or nonlinear estimation methods. The prior model represents one’s prior knowledge of the prior mean and uncertainties of the reservoir parameters (such as permeability, porosity, distance to the fault, etc.). However, the use of prior model in estimation biases the estimates of the model parameters. Hence, if the prior means of the reservoir parameters given are incorrect or uncertain, then the estimates of the parameters could be grossly in error. In this work, we investigate the effect of errors in the means of the prior model parameters on both underdetermined and overdetermined problems of reservoir characterization by the use of partially doubly stochastic estimation methods with the Bayesian framework, which has shown to be effective if the prior means of the parameters are uncertain. For the case of underdetermined linear problems we consider the use of static data with a prior geostatistical model, and for the case of overdetermined nonlinear problems we consider the use of pressure transient data with a given analytical reservoir model in our investigation. The appropriate objective functions for these cases are derived from probability density functions (pdf) for both linear and nonlinear parameter estimation cases. The results obtained from the partially doubly stochastic parameter estimation methods within the theme of this thesis are compared with those from the conventional methods such as the least-squares (LS) and maximum likelihood methods which do not consider uncertainty in prior means of the model parameters. The results show that if prior means are incorrect, then the doubly stochastic parameter estimation methods provide more accurate reservoir characterization than these conventional methods that fail to account for uncertainty in prior means of the parameters.

Anahtar Kelime

Karakterizasyon, optimizasyon, en küçük kareler, maksimum olasılık, maksimum sonsal, sonsal tahmin, koşullu gerçekleme, çifte olasılık, Levenberg-Marquard, LU, önsel model

Bilim Kodu

617




Sıra No :11853
Üniversite

505071503

Enstitü

Istanbul Technical University

Anabilim Dalı

Institute of Science and Technology

Program

Petrol ve Doğalgaz Mühendisliği

Danışman Adı

Prof.Dr.Abdurrahman Satman

Tez Türü

Yüksek Lisans

Ay

Haziran

Yıl

2011

Tez Öğrencisi

Farnaz Daneshvar

Başlık

RUBIS YAZILIMI KULLANARAK BIR YERALTI GAZ DEPOLAMA SAHASININ TASARIMI

Özet

Doğal gaz bir yeraltı enerji kaynağı olarak bilinmektedir. Doğal gaz endüstrisinin ilk başlarında, gaz genel olarak sokak lambaları ve evleri aydınlatmada kullanılmaktaydı. Teknolojik gelişmeler ve dağıtımdaki ilerleme ile doğal gaz birçok farklı alanda kullanmaya başladı. EIA’ nin verdiği bilgilere göre, 2009 yılında, ABD de doğal gazın %21‘i evlerde, %31‘i elektrik enerjisi sektöründe, %13‘ü ticari sektörde, %32‘si endüstriyel sektöründe ve % 3 ü de taşıma sektöründe kullanılmıştır. Doğal gaza talep yıl boyunca değişiklik gösterir. Konutlarda kullanılan gaz yazın minimumdan kışın maksimum miktara değişir. Soğuk aylarda ısıtma sebebi ile doğal gaza talep artar. Arz ve talep dengeleme sorunu, doğal gaz depolaması ile ortadan kalkabilmektedir. Depolanan gaz tahmin edilmeyen kaza ve doğal afetler ve ya beklenmeyen müşteri talepleri nedeniyle dalgalanma oluştuğunda bir sigorta gibi düşünebilmektedir. Ayrıca depolanan doğal gaz yaz aylarında kullanılmayan fazla gazın kışın artan ihtiyaça cevap vermesini sağlar. Doğal gaz değişen ihtiyaca göre gerektiği zaman kullanılmak üzere yeraltında ve ya yüzeyde çeşitli şekillerde depolanabilir. Doğal gazın boru hatlarında depolanması basıncın artırılması ile sağlanır. İkinci Dünya Savaşından sonra doğal gaza artan talebin sadece boru hatları dağıtımı ile karşılanamayacağı ortaya çıkmıştır. Boru hatlarının düşük depolama kapasitesi sadece saatlik ihtiyacları karşılamak için uygundur. Yüksek basınçlı çelik tanklar doğal gazın yüzeyde depolanmasının başka bir yoludur. Gaz yüksek basınç altında sıkıştırılıp çelik tanklarda depolanır. Bu yöntemde boru hatları gibi düşük kapasiteye sahiptir. Ayrıca bu tesislerin kurulumu ve işletmesi maliyetleri yüksektir. Doğal gaz LNG olarak da yüzeyde depolanabilir. Gaz -162 °C ‘de sıvılaştırılıp, depolanır. Sıvılaştırma ve tekrar gaza dönüştürme işlemleri maliyetli olduğu için bu yöntem sadece diğer depolama yöntemleri mümkün olmadığı zaman kullanılır. Doğal gaz yeraltında da depolanabilir, bu yöntemlerden biri tuz yataklarında veya tuz domlarında depolamaktır. İnce tuz tabakalarında oluşan tuz yatakları, tuz domları kadar uygun veya derin değildir. Bu nedenle doğal gaz depolanmasında tuz domları kadar tercih edilmezler. Tuz oyukları yüksek geri üretim kapasitesine sahiptir ama kullanım alanlarına her zaman yakın olmaması ve işletme maliyetlerinin yüksek olması nedeni ile iyi analiz edilmeleri gerekmektedir. Akiferler eğer geçirimsiz örtü kayacı ile kapanmış ise gaz depolanması için uygudur. Akiferler yastık gazı basıncını dengeleyerek yastık gazı ihtiyacını azaltır. Doğal gaz depolanmasında en çok tükenmiş gas rezervuarları tercih edilir. Çünkü depolanan doğal gazın oluşumundaki yapıya benzerler bu nedenle tükenmiş pek çok doğal gaz rezervuarı, daha sonra bir depolama rezervuarı olarak kullanılmaya başlanmıştır. Üretim sırasında rezervuara ait bütün özellikler elde edildiği için, depolama sahası olarak düsünülen bu yapılara araştırma maliyetleri de düşük olur. Depolama yapılacak jeolojik yapının boyutları, kayaç özellikleri, geçirgenlik-gözeneklilik ilişkileri, karot bilgileri ve yapıyı oluşturan formasyonun basınca karşı uygunluğu gibi depolama işlemleri için gerekli olan bilgiler üretim sırasında elde edilen verilerin incelenmesi ile kolayca sağlanabilmektedir. Bu çalışmada, X gaz sahası depolama amacıyla modellenmiştir. Modellemenin amacı farklı kriterlere göre delinmesi gereken kuyu sayılarını bulmaktır. İlk bölümde, kuyu adedi maksimum üretim ihtiyacını karşılayacak şekilde bulunmuştur. İkinci bölümde, kuyu adeti belli aralıktaki kuyubaşı akış basınçlarına göre hesaplanmıştır. Rezervuar performansı RUBIS programı kullanarak modellenmiştir. Sonuçlara göre, maksimum üretim yükünü karşılayacak düşey kuyu sayısı farklı kuyubaşı akış basınçlarına göre hesaplanmıştır; örneğin, 70 barlık kuyubaşı akış basıncında 30 kuyu gerektiği hesaplanmıştır. Zar faktörün artması ile gerekli kuyu sayısının artığı görülmüştür. Yatay kuyu uzunluğunun gerekli kuyu sayısı uzerinde etkili olduğu görülmüştür. Yatay kuyularda düşey kuyulara göre daha fazla geri üretim veya injeksiyon yapılmaktadır.

Title

DESINING AN UNDERGROUND GAS STORAGE FIELD USING THE RUBIS SOFTWARE

Abstract

Natural gas has been known to be a very useful energy source. In the early days of the natural gas industry, the gas was mainly used to light streetlamps and houses. However, with much improved distribution and technological advancements, natural gas is being used in different areas. According to the EIA (Energy Information Administration) in 2009, 21% of natural gas is used in the residential sector, 31% in the electric power sector, 13% in the commercial sector, 32% in the industrial sector and 3% in the transportation sector in the UAS. The demand of natural gas is not uniformly distributed through the year. Residential consumption varies from minimum values during the summer to a maximum in winter. In cold seasons, the natural gas demand increases because of space heating consumption. This problem of balancing supply and demand can be handled effectively by storage of natural gas. Stored natural gas can act as insurance if any unforseen accidents, natural disasters, or unexpected consumer demand fluctuation occur. Also, stored natural gas ensures that any excess supply delivered during the summer months is available to meet the increased demand of the winter months. Natural gas could be stored in various types, either aboveground or underground, to honor variations in demand. Natural gas can be stored in pipelines by increasing the pressure. After World War II, the natural gas industry noted that seasonal demand increases could not be met by pipeline delivery alone. The low capacity of pipelines are suitable only to overcome hourly varying demands. High pressure steel tanks are another type of aboveground storage. The gas compressed under high pressure and stored in steel tanks. Similar to storage in pipeline, the storage capacity is low. In addition, the cost of installment and operation process of such facilities are high. Natural gas storage as LNG is one of the aboveground storage types. The gas is stored at low temperatures of -162°C. Since the liquification and gasification processes are costly, the storage in LNG forms should only be used when other feasible storage operations are not possible. Other way of storing natural gas is storing in underground. The salt deposits are found in two forms: salt beds, or salt domes. Salt beds are more prominent and consist of a thinner layer of salt. They are usually not as dense as a salt dome nor as deep, for these reasons salt beds are less popular than salt domes for salt cavern construction. The salt caverns have the high deliverability, but are not always located near the consumer markets. Additionally the cavern’s operation is costly. An aquifer is suitable for gas storage if the water bearing sedimentary rock formation is overlaid with an impermeable cap rock. Also, the aquifer helps to maintain base gas pressure and to decrease the base gas capacity. Depleted gas reservoirs are the most common type of natural gas storage. They are the most economical and easiest to develop, operate and maintain. They have already been tapped of their recoverable natural gas and just need to be filled again. From a practical stand point, using an already developed reservoir allows the use of equipment left behind from when the field was last productive. The other important factor in depleted oil/gas reservoir is assurance of deliverability. The storage reservoir should be able to deliver 50% or more of its original content within a 3 or 4 month period. Then more wells should be drilled to increase the deliverability of the reservoir. In this study the X gas field is modelled as a storage pool. The purpose of the modelling is to determine number of wells due to two different criteria considered in this study. In the first criterion, the number of wells is determined based on desired peak day requirments. In the second criterion the number of wells is determined in terms of wellhead flowing pressure constraints. The reservoir performance is modelled by using the RUBIS software. First the number of wells for various wellhead pressures in vertical wells is determined. The number of wells becomes 30 if the wellhead flowing pressure is 70 bar. The effect of skin factor on the number of vertical wells is investigated. Increasing the skin factor causes an increase in required number of wells to maintain the desired peak day requirements. The well length in horizontal wells has significant effect on the number of wells required to maintain peak day load. By increasing the well horizontal length, the number of required wells decreases. The required number of wells due to wellhead flowing pressure in vertical wells and horizontal wells is determined. The results show that horizontal wells produce or inject more gas than vertical wells as expectedly.

Anahtar Kelime

YERALTI DEPOLAMA, RUBIS, MODELLEME

Bilim Kodu

0




Sıra No :11830
Üniversite

505071513

Enstitü

Istanbul Technical University

Anabilim Dalı

Institute of Science and Technology

Program

Petrol ve Doğalgaz Mühendisliği

Danışman Adı

Yrd. Doç. Dr. Ömer İnanç Türeyen

Tez Türü

Yüksek Lisans

Ay

Haziran

Yıl

2011

Tez Öğrencisi

Seyit Murat Erdoğan

Başlık

DOĞAL GAZIN YERALTINDA DEPOLANMASININ MODELLENMESİ VE ETKİLEYEN PARAMETRELERİN İNCELENMESİ

Özet

Enerji ihtiyacını karşılayan kaynaklar incelendiğinde, fosil kökenli yakıtların bu kaynakların başında geldiği görülmektedir. Petrol, kömür, doğalgaz gibi fosil kökenli enerji kaynakları toplam enerji ihtiyacının % 80 ninden fazlasını karşılamaktadır. Fosil kökenli kaynakların dörtte birinden fazlasını ise doğalgaz oluşturmaktadır. Günümüzde toplam enerji tüketiminin % 24 ünü karşılayan doğalgaz; stratejik değeri fazla olan önemli bir ekonomik kaynaktır. Yeryüzünde mevcut teknoloji ile ispat edilen toplam 180 trilyon metreküplük doğalgaz rezervi bulunmaktadır. Yılda, bu doğalgazın yaklaşık olarak 3 trilyon m³ bir kısmı çıkarılıp tüketilmektedir. Tüketilen bu doğalgazın 750 milyar metreküplük bir kısmı ise çıkarıldığı ülke sınırlarının dışına iletilmektedir. Yeryüzündeki kanıtlanmış doğalgaz rezervleri ve tüketim trendlerini incelediğimizde, yaklaşık 60 yıl yetebilecek kadar doğalgaz miktarı olduğu öngörülmektedir. Hızlı nüfus artışı, sanayileşme ve şehirleşme gibi nedenlerden dolayı Türkiye’de doğal gaza olan talep her sene artmaktadır. Talep edilen doğal gazın yaklaşık %50’si elektrik üretimi için kullanılmaktadır. Doğal gazın ısıtma amaçlı kullanımının artması, arz güvenliği ve de gelişen çevre bilinci gibi nedenlerden dolayı doğal gazın depolanması Türkiye için kaçınılmaz olmuştur. Türkiye için doğal gazın depolanmasının asıl amacı arz ve talep arasındaki olası dengesizlikleri gidermektir. Bunun yanında depolama, ana hatta meydana gelebilecek arızalara karşı arzın devamını sağlayacaktır. Talepte meydana gelen dalgalanmaları gidermek amacıyla depolama yer altında veya yer üstünde farklı şekillerde yapılabilir. En yaygın depolama yöntemleri boru hatlarında depolama, yüksek basınçlı tankalar da depolama, sıvılaştırılmış doğal gaz depolanması, yer altında açılan boşluklarda depolama, akifer depolama ve terk edilmiş petrol ve doğalgaz rezervuarlarında depolamadır. Doğal gaz depolamada en yaygın uygulama alanı terk edilmiş petrol ve doğal gaz rezervuarlarında depolamadır. Trakya bölgesinde bulunan Kuzey Marmara doğalgaz sahası depolama rezervuarına dönüştürülmüştür. Bu saha, civarda bulunan diğer sahalara göre daha yüksek geçirgenliğe sahip olmasından ve yüksek miktarlarda gaz kullanılan kentlere ve Türkiye’nin arzını sağlayan ana hatta olan yakınlığından dolayı seçilmiştir. Bu çalışmada depolama amaçlı kullanılmaya başlanan X doğalgaz sahası modellenmiştir. Modeldeki yaklaşım; belirli kuyu sayısı, rezervuar ve kuyu özellikleri için çalışma gazı kapasitesini en yüksek seviyede tutmaya yöneliktir. Hesaplamalarda ortalama basınca karşı yerinde gaz miktarı kullanılmıştır. Rezervuar içinde akış performansı US Bureau of Mines tarafından önerilen dağıtımlılık denklemiyle modellenmiştir. Denklemelerdeki rezervuar ve akışkan özelliklerini veren C katsayısı ise düşey ve yatay kuyular için Satman (1997) tarafından verilen denklemler yardımıyla bulunmuştur. Çalışma gazı hacmini maksimize etmek için McVay ve Spivey tarafından önerilen optimizasyon yöntemi kullanılmıştır. Modelleme sonuçları farklı durumlar için bulundu ve aşağıdaki gibi özetlenebilir: -Kuyu sayısının kabul edilen koşullarda depolama hacmine olan etkisinin tasarımda düşünülmesi gereken ana parametrelerden biri olduğu görülmüştür. Kuyu sayısının arttırılması depolama gazı hacmini ciddi şekilde değiştirmektedir. -Kuyu başı akış basıncının tasarımı belirleyici ana parametrelerden biri olduğu görülmüştür. Kuyu başı akış basıncının düşürülmesi belirli kuyu sayısında depolama gazı hacminde artışı sağlamıştır. -Depolama amaçlı kazılan kuyuların yatay olmasının depolama gazı hacmine önemli etkileri görülmüştür. -Mekanik zar faktörünün kuyu üretilebilirlğine ve depolama hacmine etkileri olduğu görülmüştür. Kuyu kirlenmesini engellemeye çalışmak üretilebilirliği ve depolama kapasitesini arttıracaktır. -Bu çalışmanın amacı bir depolama çalışmasının planlanmasıdır. Örneğin bu model kullanılarak verilen kuyu ve yüzey özellikleri için depo performansı tahmin edilebilmektedir.

Title

MODELLING OF UDERGROUND STORAGE OF NATURAL GAS and ANALYSIS OF AFFECTING PARAMETERS

Abstract

Fossil-based fuels are the dominant resource when resources to meet energy needs are examined. Fossil-based energy sources such as oil, coal, natural gas meet more than 80% of total energy needs. Natural gas composed more than a quarter of fossil-based sources. Today, natural gas which meets 24% of the total energy consumption is an important economic resource with a high strategic value. Proven natural gas reserves of the earth is 180 trillion cubic meters with existing technology. Yearly, approximately 3 trillion cubic meters of natural gas is being produced and consumed. 750 billion cubic meters of this natural gas consumption is being transmitted beyond the country borders. Considering the proven natural gas reserves of the earth and the consumption trends, it has been assumed that natural gas can meet the world’s needs for another approximately 60 years. Because of the rapid population growth, industrilization and urbanization, the demand for natural gas increases rapidly every year in Turkey. More than 50 % of the total demand for natural gas is being consumed for the power generation only. Increased use of natural gas for heating, and the growing environmental awareness as well as the security of supply creates an inevitable result which is the need for storage of natural gas in Turkey. The main purpose for the storage of natural gas in Turkey is to eliminate possible imbalances between supply and demand. In addition to this, storage will secure in the case of supply deficiencies that may occur in the main pipeline. There are various ways of natural gas storage either underground or on the ground facilities for the purpose of satisfying the variations in demand. The most common types of storage are in pipelines, in high pressure steel tanks, or in the form of liquefied natural gas, in man made caverns, in aquifers or in depleted oil or natural gas reservoirs. The most common practice of the storage is in depleted oil or gas reservoirs. The Northern Marmara natural gas field located in the Thrace region has been converted to a storage facility. This field was chosen due to the relatively high permeability of the field when compared with the other natural gas reservoirs in the area and the location, where the field is also located close to the industrial plants, major gas consuming cities as well as the main transmission line. In this study the X natural gas field is modelled as a storage pool. Our approach for modelling the gas field in storage purposes is to maximize the working gas capability of the field for a given number of wells in the reservoir as well as their properties. The reservoir performance was modelled by using material balance. The inflow performance of the reservoir is predicted by the deliverability equation given by the US Buruau of Mines. The C constant in the equation may be predicted by using the method proposed by Satman for vertical and horizontal wells. For maximizing the working gas capacity of the reservoir, the optimization method which is proposed by McVay and Spivey was used in the study. Results are presented for various cases and could be summarized as follows: -Increasing the number of wells significantly increase the working gas capacity. -Wellhead flowing pressure is one of the essential parameters for the design of underground storage facility. Considering a given number of wells, decrease in wellhead flowing pressure results in increase in the working gas capacity. -The number of horizontal wells required to obtain the desired strongly. -Selecting the wells which are drilled for the purpose of underground storage as horizontal affects working gas capacity significantly. -Mechanical skin factor affects the deliverability of the wells and the working gas capacity. Efforts to prevent the wellbore damage result in the increase of production and working gas capacity. -The purpose of this study is to plan and operate a gas storage facility. For instance, using this model with the given well and surface facilities, one can predict the performance of the storage facility.

Anahtar Kelime

enerji, doğal gaz, doğal gazın depolanması, doğal gazın yer altında depolanmasının modellenmesi

Bilim Kodu

0




Sıra No :10755
Üniversite

505061506

Enstitü

Istanbul Technical University

Anabilim Dalı

Institute of Science and Technology

Program

Petrol ve Doğalgaz Mühendisliği

Danışman Adı

Yrd.Doç. Dr. Gürsat ALTUN

Tez Türü

Yüksek Lisans

Ay

Haziran

Yıl

2010

Tez Öğrencisi

Ali Ettehadi Osgouei

Başlık

SEPİOLİT TEMELLİ SONDAJ ÇAMURLARININ REOLOJİK VE FİLTRASYON ÖZELLİKLERİNİN YÜKSEK SICAKLIK VE BASINÇ KOŞULLARINDA KONTROL ALTINA ALINMASI

Özet

Derin petrol ve gaz kuyuları, özellikle de jeotermal kuyular yüksek sıcaklıklı ortam olarak bilinmektedirler, bu yüzden, özellikle 100 °C üzerindeki sıcaklıklarda istenilen performansta çalışan bir sondaj çamuru hazırlamak oldukça zordur. Yüksek sıcaklık ortamlarındaki sondajlarda rastlanan önemli problemlerden birisi de gözeneklerindeki sıvı fazda yüksek tuzluluk içeren formasyonlardır. Jeotermal kuyularda rastlanan problemler; sirkülasyon kayıpları, yüksek su kaybı ve istenmeyen yüksek viskozite durumları, kabul edilebilir olmayan yüksek jel kuvvetleridir. Bu durumlarda yüksek maliyetli katkı maddeleri ile birlikte kullanılan bentonit çamurları 150 °C’nin üzerindeki sıcaklıklarda istenilen özellikleri sağlayamamaktadır. Gerek Türkiye’de ve gerekse dünyada sıcaklığı 240 °C’nin üzerinde olan jeotermal sahalar vardır. Bundan dolayı iğne yapılı bir magnezyum silikat mineral olan sepiyolit kili yüksek sıcak ve tuzlu ortamlarda bentonit kilinin yerine kullanımı önerilmektedir. Her ne kadar sıcaklık etkisi nedeniyle kristal yapısında küçük değişiklikler olsa bile, sepiyolit 260 ˚C sıcaklıklara kadar yapısını korumaktadır. Bununla birlikte, sepiyolitin temel yapısının doymuş tuzlu su ortamında değişime uğramadığı da bilinmektedir. Bu çalışmada Türkiye’nin Sivrihisar Eskişehir bölgesinden alınan beş farklı sepiyolit kili kullanılarak hazırlanan su bazlı çamurların reolojik ve su kaybı özelliklerinin belirlenmesi amaçlanmıştır. Sepiyolit killeri öğütmeden önce veya sonra herhangi bir kimyasal kullanılarak işleme ve saflaştırmaya maruz bırakılmamıştır. Deneyler yapılırken Amerikan Petrol Enstitüsü (API) tarafından belirlenen standartlar takip edilmiştir. Çalışmanın birince aşamasında, sepiyolitlerin reoloji ve su kaybı özellikleri belirlenirken, içerisindeki yabancı maddeler uzaklaştırılmamış ve içerisine tuz dışında hiçbir katkı maddesi katılmamıştır. İkinci aşamada ise ticari katkı maddeleri kullanılarak reolojik ve su kaybı özelliklerindeki değişim incelenmiş ve su kaybı kontrol altına alınmaya çalışılmıştır. Çalışma sonucunda dört sepiolit örneğinin standartlarda belirtilen reolojik değerlerden daha iyi sonuç verdiği, dolayısıyla yüksek verimli killer sınıfına girdiği belirlenmiştir. Dört sepiyolit örneklerinden en iyi performansa sahip olan ikisi seçilmiş ve yüksek sıcaklık ve yüksek basınç koşulları altında katkı malzemeleri kullanılarak reolojik ve su kaybı özelliklerinin kontrol altına alınmasına çalışılmıştır. Bununla birlikte, bu iki sepiyolit örneğinin dinamik filtrasyon özellikleri yüksek sıcaklık ve yüksek basınç koşullarında incelenmiştir. Son olarak bu killerden biri, yüksek tuzluluk ortamında çamura aktif kil girişi olması durumundaki özellikleri deneysel olarak incelenmiştir. Sonuçlar göstermiştir ki özellikle yüksek tuzlu ve yüksek sıcaklık ve basıncın hakim olduğu ortamlarda, sepiyolit bazlı çamurlar, bentonit, KCL/PAC Polymer ve sentetik çamurlarından ( birinci ve ikinci nesil polimer bazlı çamurlar) reolojik ve su kaybı özellikleri bakımından daha iyi performans göstermiştir. Kısaca, bu çalışma formule edilmiş sepiyolit bazlı çamurların daha önce belirtilen NaCl ve CaCl2 tuzlarıyla tamamen doygun yüksek tuzluluk ve yüksek sıcaklık (200 °C) koşullarında diğer rakiplerine göre daha iyi reoloji ve su kaybı değerleri vermektedir. En önemlisi, sepiyolit çamurlarının maliyeti aynı koşullarda kullanılan diğer çamurlara göre beş kat kadar daha azdır. Normal şartlarda, sepiyolit bazlı çamurların maliyeti tuzluluk, sıcaklık, ağırlık ve kirleticiler gibi artan uç noktalar ile artmaktadır.

Title

CONTROLLING RHEOLOGICAL AND FILTRATION PROPERTIES OF SEPIOLITE BASED DRILLING FLUIDS UNDER ELEVATED TEMPERATURES AND PRESSURES

Abstract

Deep oil and gas wells, particularly geothermal well drilling is known as high temperature environment; therefore, it is difficult to formulate a drilling mud functioning adequately, particularly in temperatures above 100 oC. Another common problem associated with these drilling environments is the formations that have high salt content in liquid phase of the pores. Circulation breaks, abnormally high fluid losses and viscosities, and unacceptable high gel strengths are the main problems that are usually associated with geothermal wells. Although bentonite based mud with extremely expensive additives is commonly used in these drilling conditions, it does not meet the desired needs in higher temperatures above 150 oC. There are geothermal fields having temperatures more than 240 oC in both Turkey and the world. Therefore, sepiolite, a magnesium silicate clay mineral with fibrous texture, has been proposed as the bentonite replacement for both the high temperature and the high salinity environment. There might be temperature dependent minor changes in crystalline structure; nevertheless, sepiolite is stable at temperatures up to 260 oC. Additionally, the basic structure of sepiolite is known to be firm in saturated saline-water phase. This study is an attempt to characterize both rheological and fluid loss behavior of water-based drilling fluid prepared with five different raw sepiolite clay samples obtained around Sivrihisar-Eskisehir district of Turkey. The samples were not treated or purified by any chemical methods before and after grinding. API standards were followed throughout the experimental study. In the first step of study, no additives other than salt have been used while formulating sepiolite muds to determine the rheological and filtration properties. Then in the second step of study, some of special additives have been used to improve the properties of muds. Four out of five samples in ambient conditions have given better rheological property than that of indicated by the API standard. Two of the four samples satisfying the requirement having the best performance were selected and used later in the study along with additives to control rheological and filtration properties in high temperature and high pressure conditions. Moreover, dynamic filtrations of drilling fluid based on these two sepiolite clays have been determined at HTHP conditions. Finally one of these clays subjected to reactive clay contamination at high salinity condition is further investigated and its properties are controlled with additives. The results have indicated that the sepiolite based drilling fluid is superior to the bentonite based and other type of drilling fluids like KCL/PAC polymer system and synthetic muds (second and third generation polymer based muds) in terms of both rheological and fluid loss properties under elevated temperature and pressure conditions, particularly at high salt concentrations. In short, under the prescribed conditions like high salinity (fully saturated with NaCl or CaCl2) and high temperature (200 °C), sepiolite based muds formulated in this study yield better rheological and filtration loss values than those of rivals. Most importantly, the cost of sepiolite based muds compared to those of others is three to five folds less at normal conditions. Cost effectiveness of sepiolite muds increases with increasing extremities like salinity, temperature, weight and contaminants.

Anahtar Kelime

Sepiolit, Su kaybı, Reoloji

Bilim Kodu

6170205




Sıra No :10168
Üniversite

505071510

Enstitü

Istanbul Technical University

Anabilim Dalı

Institute of Science and Technology

Program

Petrol ve Doğalgaz Mühendisliği

Danışman Adı

Yard. Doç. Ömer İnanç TÜREYEN

Tez Türü

Yüksek Lisans

Ay

Şubat

Yıl

2010

Tez Öğrencisi

Erinç AKYAPI

Başlık

SIVI JEOTERMAL REZERVUARLAR İÇİN YENİ İZOTERMAL OLMAYAN TANK MODELİ

Özet

Tank modellerinde sistem, homojen tanklar ile tanımlanır ve tanklara ortalama özellikler atanır. Bu çalışmada genelleştirilmiş tank modeli geliştirilmiştir. İstenilen sayıda tank istenildiği gibi birbirine bağlanması ile oluşan sistemde kütle ve enerji korunum denklemleri herbir tank için ayrı ayrı ama aynı anda çözülmüştür. Çeşitli üretim/tekrar basma senaryoları için üretim ve/veya tekrar basma sonucu rezervuarda oluşan ısı ve basınç davranışları tahmin edilebilmektedir. Jeotermal rezervuarlarda ısı geçişi genelde taşınım yolu ile olur ancak, bu çalışmanın esas amacı, iletim ile olan ısı geçişlerinin de incelenmesidir. Tekrar basılan suyun sıcaklığı ve/veya akifer suyunun sıcaklığı rezervuardaki sıvının sıcaklığından yüksek olmadığı taktirde, iletim ile olan ısı geçişi dikkate alınmadığında sıcaklığın ilk sıcaklığa erişmesinin mümkün olmadığı gözlenmiştir. Oluşturulan modelin sonuçları PetraSim programı ile doğrulanmıştır.

Title

A NEW NON-ISOTHERMAL TANK MODEL FOE LIQUID DOMINATED GEOTHERMAL RESERVOIRS

Abstract

In lumped parameter models, the system is described as homogenous tanks with average properties. In this study a generalized non-isothermal tank model for liquid dominated geothermal reservoir has been developed. Both the mass balance and energy balance equations are solved simultaneously for an arbitrary number of tanks with arbitrary number of connections. Variable production and reinjection rate histories can be handled to predict both pressure and temperature behavior from both production of hot water and/or reinjection of cold water. The heat transfer in geothermal reservoirs is mainly dominated by convection. In this study, the main purpose is to investigate the effects of heat transfer by conduction. If conduction is not considered a temperature recovery cannot be expected unless the recharge temperature and/or reinjection temperature is higher than the reservoir fluid. The results have been verified with a well known numerical simulator PetraSim.

Anahtar Kelime

Rezervuar mühendisliği, İzotermal olmayan, Tank modeller

Bilim Kodu

6170101




Sıra No :10701
Üniversite

505061508

Enstitü

Istanbul Technical University

Anabilim Dalı

Institute of Science and Technology

Program

Petrol ve Doğalgaz Mühendisliği

Danışman Adı

Yard.Doç.Dr. Ömer İnanç TÜREYEN

Tez Türü

Yüksek Lisans

Ay

Haziran

Yıl

2010

Tez Öğrencisi

AYŞE ÖZTÜRK

Başlık

SIVI JEOTERMAL SAHALAR İÇİN TANK MODELLERİ KULLANILARAK İLERİYE YÖNELİK BASINÇ PERFORMANSLARINDAKİ BELİRSİZLİKLERİN DEĞERLENDİRİLMESİ

Özet

Jeotermal sahaların modellemesinde, tank modellemesi veri sayısının az olduğu, üretimin ilk aşamalarında sıkça kullanılan bir yöntemdir. Ayrıca, tank modellerinin diğer bir avantajı da tarihsel çakıştırmada daha kısa sürede sonuça ulaşılmasıdır. Bu nedenlerle, tank modeller rezervuar özelliklerinde heterojenliği, karmaşık akışkan özelliklerini ve karmaşık kuyu geometrileri gibi zor durumların olmadığı rezervuarların modellemesinde kullanılır. Tank modellerinde rezervuar homojen tanklar olarak tanımlanır. Herbir tank için kütle ve enerji korunum denklemleri yazılarak bu denklemlerin çözülmesiyle ileriye yönelik sıcaklık ve basınç tahminleri yapılabilir. Rezervuarın işletilmesinde ileriye dönük çalışmalara yön verecek rezervuar performanslarının belirlenmesi oldukça önemlidir. Daha da önemlisi, ileriye dönük basınç tahminlerini yapmanın yanında bu tahminler üstündeki belirsizliklerde tanımlanmalıdır. Bu çalışma da, tank modellemesinin avantajları göz önünde bulunduruldu ve tank modellemesi kullanılarak sıvı jeotermal sahaların modellemesi yapıldı. Farklı rezervuar modelleri için rezervuar parametreleri üretim verileri kullanılarak tarihsel çakıştırma yöntemiyle tayin edildi ve rezervuarı en iyi temsil eden model belirlendi. Düşük sıcaklıklı sıvı jeotermal rezervuar modellemesinde sıcaklığın etkisi ihmal edildi. Sahayı temsil eden en iyi modelin belirlenmesinde tarihsel çakıştırmanın ne kadar iyi olduğu ve tahmin edilen model parametrelerinin ne kadar güvenilir olduğu kriterleri kullanıldı. İleriye yönelik belirsizliklerin sayısallaştırılması için ise Rastgele maksimum olasılık yöntemi kullanıldı. Sentetik uygulamada rezervuar parametreleri bilinen sahanın modellemesi yapılarak aynı değerler elde edilmeye çalışıldı. Saha uygulması için, İzmir Balçova-Narlıdere jeotermal sahasının üretim verileri kullanılarak sahanın modellemesi yapıldı.

Title

ASSESMENT OF UNCERTAINTY IN PRESSURE PERFORMANS PREDICTIONS FOR LIQUID GEOTHERMAL RESERVOIRS USING TANK MODELS

Abstract

In geotermal reservoir modeling, tank modeling is mainly used at the early life of the field when relatively little data is avalible. Also, the other advantage of tank modeling is that the result is obtained in shorter time during history matching. Because of that reason, tank modelig is used in reservoir which does not have heterogenous, the fluid in reservoir is not complex and the well doesn’t consist of different geometry structure. With tank modeling, the reservoir and the aquifer are modeled using homogeneous tanks. Mass and energy balance equations are solved on the tanks for making future performance predictions of pressure and temperature. These pressure and temperatures represent the average pressure and temperature of the reservoir. If production data is available, model parameters that best describe the system could be obtained through history matching. In this study, advantages of tank modeling was considered and we have also pointed out a methodology for determining the best model that represents the system. For this purpose we perform history matching with various models and select the one that matches best the production data and the model that gives the lowest confidence intervals for the model parameters. Effect of temperature is neglected at low teperature geothermal reservoir. Although it is important to make accurate predictions of pressure and temperature, it is more important to make predictions of the uncertainty regarding the pressures and the temperatures. In this stıudy we have used the randomized maximum likelihood method for quantifying the uncertainty associated with pressure performance predictions. In synthetic example reservoir whose parameter was known was modelled and we tried to get same parameter value. A real field example is also presented with production data from the İzmir Balçova-Narlıdere field.

Anahtar Kelime

Tank Modelleme, Rastgele Maksimum Olasılık Metodu, Tarihsel Çakıştırma Yöntemi, Belirsizlik Tayini

Bilim Kodu

6170106




Sıra No :11029
Üniversite

505061501

Enstitü

Istanbul Technical University

Anabilim Dalı

Institute of Science and Technology

Program

Petrol ve Doğalgaz Mühendisliği

Danışman Adı

Yrd. Doç. Dr. Şenol Yamanlar

Tez Türü

Yüksek Lisans

Ay

Ağustos

Yıl

2010

Tez Öğrencisi

Eda Ay Dilsiz

Başlık

İKİ FARKLI z-FAKTÖRÜ KORELASYONU TÜREV DAVRANIŞLARININ ARTIK VE TERMOFİZİKSEL BÜYÜKLÜKLER KULLANILARAK İNCELENMESİ

Özet

Doğal gazın tek fazlı basınç-hacim-sıcaklık (BHS) davranışlarının modellemesinde basitliklerinden dolayı iki ve üç parametreli z faktörü korelasyonları tercih edilmektedir. Petrol ve doğal gaz endüstrisinde çok bileşenli hidrokarbon sistemleri ile yaygın olarak karşılaşılır. Çok bileşenli hidrokarbon sistemlerinde z faktörü korelasyonlarının kullanılabilmesi için karışımın sanal kritik sıcaklık ve sanal kritik basıncının hesaplanması gerekmektedir. Hidrokarbon gaz karışımının sanal kritik basınç ve sanal kritik sıcaklık değerlerinin hesaplanması karışım kuralları kullanılarak mümkün olmaktadır. Kay, Stewart-Burkhardt-Voo-Sutton (SBVS), Corredor-Piper-McCain (CPC) ve Lee-Kessler (LKMIX) olarak adlandırılan farklı karışım kuralları bulunmaktadır. Kay karışım kuralı kullanımı basit olmasına karşın yüksek graviteli hidrokarbon karışımları için hassas sonuçlar vermemektedir. Yüksek graviteli gaz karışımlarının sanal kritik özelliklerinin belirlenmesinde daha karmaşık algoritmalara sahip SBVS, CPC ve Lee-Kessler karışım kuralları daha duyarlı sonuçlar üretebilmektedir. z faktörünü belirlemede kullanılan korelasyonların duyarlılığı literatürde yaygın olarak araştırılırken, z faktörünün ve z faktörünün kısmi türevlerinin fonksiyonu olan termofiziksel özelliklerin belirlenmesinde karışım kurallarının etkisi ile ilgili araştırma son derece azdır. Bu çalışmada, iki farklı z faktörü korelasyonunun türev davranışları artık ve termofiziksel özellikler kullanılarak incelenmiştir. Çalışmada üretilen artık entalpi, artık entropi, ısı kapasitesi, ses yayılma hızı gibi z faktörünün türevlerine bağlı özellikler Peng-Robinson durum denklemi, Lee-Kessler tabloları ve National Institute of Standarts and Technology (NIST) tarafından geliştirilen referans programı sonuçları ile kıyaslanmıştır.

Title

A STUDY OF DERIVATIVE BEHAVIOR OF TWO z FACTOR CORRELATIONS USING RESIDUAL AND THERMOPHSICAL PROPERTIES

Abstract

Two and three parameter z factor correlations are preferred to model single phase pressure-volume-temperature behavior of natural gas for their relative simplicity. In petroleum and natural gas industry complex hydrocarbon systems are frequently encountered. Applications of the z factor correlations to multi-component hydrocarbon systems require calculation of pseudo-reduced pressure and pseudo- reduced temperature. Calculation of the pseudo-reduced properties for complex hydrocarbon systems requires the use of mixing rules. Several mixing rules namely Kay, SBVS, CPC, and Lee-Kessler may be used to model complex mixtures. Kay’s mixing rule is easy to use but can not produce accurate results for high-gravity hydrocarbon mixtures. SBVS, CPC, and Lee-Kessler mixing rules produce better results especially in the presence of heavier fractions. While there are large number of studies on the accuracy of z factor correlations in the literature, the data on the thermophysical properties computed from z factor correlations and their derivatives is very limited. In this study, the derivative behavior of two z factor correlations are examined using residual and thermophysical properties. The calculated residual enthalpy, residual entropy, heat capacity, and speed of sound values from correlations, are compared to the values calculated from Pebg-Robinson EOS, Lee-Kessler tables and National Institute of Standarts and Technology (NIST) reference programs.

Anahtar Kelime

z faktör, durum denklemleri, karışım kuralları

Bilim Kodu

6170100




Sıra No :10744
Üniversite

505061504

Enstitü

Istanbul Technical University

Anabilim Dalı

Institute of Science and Technology

Program

Petrol ve Doğalgaz Mühendisliği

Danışman Adı

Yrd. Doç. Dr. Gürşat Altun

Tez Türü

Yüksek Lisans

Ay

Haziran

Yıl

2010

Tez Öğrencisi

Fuad MAMMADOV

Başlık

SONDAJ OPTİMİZASYONU PROGRAMININ GALLE VE WOODS METODU İÇİN GELİŞTİRİLMESİ

Özet

Petrol ve doğal gaz kuyularının sondajı her zaman maliyetli olmuştur. Karadan derin deniz sularının sondajına geçişte maliyet farkları ve yüksek yatırım miktarları sondaj optimizasyonlarının önemini daha da artırmıştır. Bu miktarlar günümüzde yüz milyon ABD dolarını geçmektedir. Bu amaçla sondaj optimizasyonunda en iyi sondaj parametreleri (matkap yükü, dönme hızı, hidrolik vb.) kombinasyonlarını hem sondaj öncesi planlamada hem de sondaj operasyonları sırasında gerçek zamanda veren programlar geliştirilmiştir. Bu konuda yapılmış çok sayıda literatür çalışması vardır. Endüstri tarafından kullanılan sondaj optimizasyon modelleri genel olarak aşağıdaki gruplar halinde verilebilir: - Regresyon Metodu - Drill – Off Test Metodu - Galle ve Woods Analitik Metodu Bu çalışmada Galle ve Woods modeli analitik bir çözüm yöntemi olması nedeniyle tercih edilmiştir. Ancak, bu modelin önerildiği şekliyle kullanılması beşinci bölümde gösterildiği gibi çok zor ve karmaşıktır. Çözüm yönteminin grafiksel olması, okuma hatalarının yapılma olasılığını yükseltmektedir. Çözümde grafikten okunan değerlerin kullanılması ve sonuçların bu okumalara çok hassas olması yöntemin kolayca uygulanabilirliğine engel oluşturmaktadır. Diğer taraftan, bu modele ait denklemlerin türetimleri literatürde verilmemiştir ve kaynak olarak gösterilen çalışmalara artık ulaşılamamaktadır. Bu nedenle modele ait tüm denklem türetimleri bu çalışmada yeniden yapılmış ve çalışma ekinde verilmiştir. Ayrıca modelde matkap yüküne bağlı bir fonksiyon şeklinde tanımlanan L parametresi için Newtonian interpolasyon yöntemi kullanılarak, yeni bir yaklaşım geliştirilmiştir. Geliştirilen bu yeni yaklaşım sonucu, L parametresi hesaplarında oluşan hata payı % 15’den %1’in altına indirilmiştir. Petrol ve doğal gaz kuyularının sondajı her zaman maliyetli olmuştur. Karadan derin deniz sularının sondajına geçişte maliyet farkları ve yüksek yatırım miktarları sondaj optimizasyonlarının önemini daha da artırmıştır. Bu çalışmada Galle ve Woods modeli analitik bir çözüm yöntemi olması nedeniyle tercih edilmiştir. Ancak, bu modelin önerildiği şekliyle kullanılması beşinci bölümde gösterildiği gibi çok zor ve karmaşıktır. Çözüm yönteminin grafiksel olması, okuma hatalarının yapılma olasılığını yükseltmektedir. Çözümde grafikten okunan değerlerin kullanılması ve sonuçların bu okumalara çok hassas olması yöntemin kolayca uygulanabilirliğine engel oluşturmaktadır. Modele ait tüm denklem türetimleri bu çalışmada yeniden yapılmış ve çalışma ekinde verilmiştir. Ayrıca modelde matkap yüküne bağlı bir fonksiyon şeklinde tanımlanan L parametresi için Newtonian interpolasyon yöntemi kullanılarak, yeni bir yaklaşım geliştirilmiştir. Geliştirilen bu yeni yaklaşım sonucu, L parametresi hesaplarında oluşan hata payı % 15’den %1’in altına indirilmiştir. Yukarıda belirtilen zorlukları azaltmak ve modelin kolay kullanılabilirliğini sağlamak amacıyla Delphi yazılım dilinde Galle ve Woods yöntemi ile sondaj optimizasyonu yapan bir program kodu geliştirilmiştir. Geliştirilen bu program literatürde verilen veriler ile test edilmiş ve sonuçlar karşılaştırılmıştır. Programdan ve literatürden elde edilen sonuçların birbirleriyle aynı oldukları gösterilmiştir.

Title

DEVELOPING DRILLING OPTIMIZATION PROGRAM FOR GALLE AND WOODS METHOD

Abstract

Drilling procedures of the oil and gas wells have always been highly priced and passing through on to deep water offshore drilling which brought together increasing investment made driling optimization much more important. Those investments necessitate more than one hunderd million dollars nowadays. For this purpose drilling optimization programs have been developed which considers best combinations of the driling parameters such as weight on bit, rotary speed, hydraulics etc. during the pre – drilling planning or real time drilling operations. In order to get the proper answer to above mentioned issues lots of work and study have been done and literature riview section presents some of them. Drilling optimization methods mostly used by industry are given in groups generally: - Multiple Regression Method - Drill off Test Method - Galle and Woods Analytical Method In this study, Galle and Woods method prefered because it provides analytical solutions. Most of the derivations of this method are produced. However, interpolation function is also generated and used successfully for the parameter L which is the function of the bit weight has unknown physical meaning. Using those interpolation function during the calculation procedures, error percentage is reduced from %15 to less than %1. Besides usage of this model with the proposed manner is very difficult and very complicated as shown and explained in the fifth chapter. Providing combined graphical solutions also increases the probability of false reading of parameters that are very sensitive during calculations. Drilling procedures of the oil and gas wells have always been highly priced and passing through on to deep water offshore drilling which brought together increasing investment made drilling optimization much more important. In order to get the proper answer to above mentioned and other drilling operation issues Galle and Woods drilling optimization method preferred. It provides analytical solutions. Most of the derivations of this method are produced. However, interpolation function is also generated and used successfully for the L parameter which is the function of the weight has unknown physical meaning. Using interpolation function during the calculation procedures reduced error percentage from %15 to less than %1. Besides using proposed original model is very difficult and very complicated which is shown in the fifth chapter. Providing combined graphical solutions also increased the probability of false reading and values read from the graphics are very sensitive during calculations is among observed results. To reduce the above mentioned toughness user friendly program developed in Delphi. The results obtained using developed user friendly program compared with the results presented in literature and reasonable outcomes are achieved.

Anahtar Kelime

Sondaj, Optimizasyon, Galle ve Woods

Bilim Kodu

6170202




Sıra No :11331
Üniversite

505032502

Enstitü

Istanbul Technical University

Anabilim Dalı

Institute of Science and Technology

Program

Petrol ve Doğalgaz Mühendisliği

Danışman Adı

Prof. Dr. Abdurrahman SATMAN, Doç. Dr. Umran SERPEN

Tez Türü

Doktora

Ay

Kasım

Yıl

2010

Tez Öğrencisi

Emine Didem KORKMAZ BAŞEL

Başlık

TÜRKİYE JEOTERMAL ENERJİ POTANSİYELİNİN ARAŞTIRILMASI

Özet

Bu çalışmada, öncelikle Türkiye nin 0-3 km derinlikteki jeotermal kaynak potansiyeli belirlenmiş ve daha sonra sırasıyla bilinen (tanımlanmış) 279 jeotermal oluşumun kapasite envanteri çıkarılmış ve mevcut sahaların kullanım (elektrik üretimi ve doğrudan) alanlarına göre potansiyelleri tahmin edilmiş, yeraltında 500 m ve 1000 m derinlikler için bölgesel ve genel sıcaklık dağılım haritaları oluşturulmuştur. Türkiye nin 0-3 km derinlik aralığı için yerkabuğunda depolanmış ısı içeriği (3.0 ± 1.0) x 1023 J olarak hesaplanmıştır. Bilinen 279 jeotermal oluşumun tanımlanmış (görünür) kapasitesi 20 oC referans sıcaklığı için 5550 MWt ve 15 oC referans sıcaklığı için 5944 MWt olarak bulunmuştur. 279 jeotermal oluşum içinde elektrik üretimine uygun jeotermal sahaların görünür kapasitesi sıcaklığı 150 oC’den büyük olan 11 saha için 2971 MWt ve sıcaklığı 100 oC’den büyük olan 18 saha için 3518 MWt’dir. Hacimsel yöntem kullanılarak yığınsal (birikimli) olasılık dağılımlarının çıkarıldığı toplam 122 jeotermal sahanın 15 oC referans sıcaklığı için tahmini üretilebilir ısıl güç potansiyel değeri (P10), en düşük 28.5 bin MWt olarak hesaplanmıştır. Değerlendirilmesi yapılan 122 jeotermal saha içinde sıcaklığı 100 oC’den yüksek elektrik üretimine uygun 25 saha mevcut olup, elektrik üretimine uygun 25 sahanın tahmini üretilebilir toplam elektrik güç potansiyel değeri (P10), en düşük 1055 MWe olarak bulunmuştur. Eğer sıcaklığı 100 oC’den yüksek olan 25 sahanın hem elektrik üretiminde ve hem de geri kalan ısının doğrudan kullanım şeklinde entegre kullanımı ve diğer tüm sahaların doğrudan kullanımı göz önüne alınırsa, P10 değerlerine karşılık gelen elektrik üretim potansiyeli ve doğrudan kullanım potansiyeli 1055 MWe ve 18 910 MWt’dir. Türkiye’nin bölgesel ve genel sıcaklık dağılımı haritaları 500 m ve 1000 m derinlikler için jeoistatistiksel yöntemler kullanılarak oluşturulmuştur.

Title

AN INVESTIGATION OF GEOTHERMAL ENERGY POTENTIAL OF TURKEY

Abstract

To evaluate the potential of geothermal energy for Turkey, an assessment study has been conducted at Istanbul Technical University. This study focuses on estimating the geothermal resource potential and as well as the potential of geothermal (hydrothermal) fields in terms of electricity generation and non-electric thermal production. Initially we investigated geothermal resources shallower than 3 km. Our results so far revealed that the geothermal resource potential of rocks shallower than 3 km is 3±1x1023 J. There are 279 geothermal localities (including fields and occurrences) known to exist in Turkey. Current identified geothermal capacity of all geothermal localities discovered in Turkey has reached about 5944 MWt on a reference temperature of 15 oC. A total of 122 potential geothermal fields were evaluated using volumetric reserve estimation method. Taking the results of the Monte Carlo Simulation studies for high temperature geothermal fields (a total of 25 individual fields), the lower limit of Turkey geothermal potential for electricity generation is estimated to be 1055 MWe and the corresponding value for direct use to be 22.45 GWt, both values valid for P10 (Cumulative Probability of 0.1) for a reference temperature of 100 oC and 15 oC, respectively. According to Monte Carlo simulation results, 122 fields have a lower limit of 28.5 GWt (cumulative probability; P10) thermal potential assuming that all fields are exploited for direct use only. In case of integrated exploitation of the 25 high temperature fields for both electricity generation and direct use and the direct use exploitation of all other fields, the electricity generation potential and the direct use potential corresponding to P10 values are 1055 MWe and 18 910 MWt, respectively. Furthermore, the subsurface temperature distribution maps at 500 m and 1000 m depths for Turkey and as well as for the Southeastern and Northwestern Turkey are presented.

Anahtar Kelime

Türkiye, Jeotermal enerji, Jeotermal potansiyel, Kapasite, Sıcaklık dağılımı haritası, Monte Carlo, Jeoistatistik

Bilim Kodu

6170106




Sıra No :10772
Üniversite

505071504

Enstitü

Istanbul Technical University

Anabilim Dalı

Institute of Science and Technology

Program

Petrol ve Doğalgaz Mühendisliği

Danışman Adı

Mustafa Onur

Tez Türü

Yüksek Lisans

Ay

Mayıs

Yıl

2010

Tez Öğrencisi

Murat Fatih Tuğan

Başlık

FARKLI YÖNTEMLERLE YAPILAN PETROL VE GAZ REZERV TAHMİNLERİNDEKİ BELİRSİZLİKLERİN DEĞERLENDİRİLMESİ

Özet

Petrol şirketlerinin ana hedefi petrol ve/veya gaz üreterek gelirlerini artırmaktır. Petrol/gaz üretimi için anahtar parametre ise lisans alımları, kuyu sondajları ve üretim tesisi inşaası gibi yatırımlardır. Şirketler belirli bir sahaya yatırımlarını, o sahadan elde edecekleri toplam üretime bakarak planlarlar. Bu çalışmada, rezervlerin hidrokarbon potansiyellerinin nasıl daha isabetli hesaplanabileceği ve kaçınılmaz olan belirsizliklerin nasıl sayısallaştırılabileceği ayrıntılı olarak incelenmektedir. Bu çalışmada, öncelikle çeşitli rezerv hesaplama yöntemleri, avantaj ve dezavantajlarıyla birlikte sunulmuştur. Bununla birlikte, bu yöntemleri farklı rezerv tiplerinin özelliklerine göre seçimi tartışılmıştır. En uygun yöntemleri seçiminin ardından, belirsizliklerin nerelerden kaynaklandığı ve bu belirsizliklerin sayısallaştırılması için yöntemler sunulmuştur. Son olarak, aritmetik toplamın, rezervlerin toplanmasında kullanılmasından ortaya çıkan hatalardan bahsedilmiş ve bu problemin çözümü olarak analitik belirsizlik yayılma yöntemi ile olasılıklı toplam yöntemi önerilmiştir.

Title

ASSESSMENT OF UNCERTAINTIES IN OIL AND GAS RESERVES ESTIMATION BY VARIOUS EVALUATION METHODS

Abstract

The main target of all oil companies is to increase their income by producing oil and/or gas. The key parameter to produce oil and/or gas is the investments, such as purchasing licences, drilling wells and constructing production facilities. Companies program their investments to a particular field by analyzing the ultimate recovery from that field. In this work, mainly estimating the hydrocarbon potential of reserves more accurately and quantifying the uncertainties arise inevitably during these estimations are discussed detailly. In this work, firstly several reserves estimation methodologies are presented with their advantages and drawbacks. Moreover, the selection criteria of methods to particular specifications of the field in concern is discussed. After selecting the most suitable method, where the uncertainties arise during the estimation processes and the methods to quantify these uncertainties are presented. Lastly, the errors arise while arithmetic sum is used for addition of reserves are mentioned and as a solution to this problem, probabilistic sum using analytic uncertainty propagation method, is offered.

Anahtar Kelime

Rezerv Hesapları, Kuyu Testleri, Belirsizlik

Bilim Kodu

6170101




Sıra No :10820
Üniversite

505061505

Enstitü

Istanbul Technical University

Anabilim Dalı

Institute of Science and Technology

Program

Petrol ve Doğalgaz Mühendisliği

Danışman Adı

Mustafa Onur

Tez Türü

Yüksek Lisans

Ay

Haziran

Yıl

2010

Tez Öğrencisi

Nurbol Zharylkapov

Başlık

OIL PRODUCTION BY WATERFLOODING

Özet

Bu tez çalışmasında, öteleme işlemleri için homojen gözenekli ortamda cephesel ilerleme teorilerinin uygulaması düşünülmüştür. Homojen bir gözenekli ortamda bir akış süreci tanımlamak için genelleştirilmiş cephesel ilerleme denklemi kullanılarak varsayımları incelenmiştir. Kütle-korunum denklemleri bu varsayımlara dayalı türetilmiştir ve Bukley-Leverett teorisinin 1B ve 2B modellere uygulamalarla gösterilmektedir. Buckley-leverett teorisini kullanarak, su öteleme performansının uygulamasını üç örnekle, 1 boyutlu lineer sistemi su varış öncesi ve sonrası hem sabit debide su enjeksiyonu hem de sabit basınçta su enjeksiyonu olguları için düşünülmüştür. İki boyutlu desen (“pattern”) geometrisinin su ötelemesi sırasında petrol kurtarımının belirlemesinde ve gelişmiş petrol kurtarma işlemlerinde önemli bir rol oynadığı bilinmektedir. Buna ek olarak, dördüncü örnek uygulamada, cephesel ilerleme teoremi kullanılarak beş-nokta deseni 2B bir sistem için su öteleme performansını hesaplamalarının nasıl yapılacağı gösterilmiştir.

Title

SU ÖTELEMESİ İLE PETROL ÜRETİMİ

Abstract

In this thesis, we consider the application of frontal advance theory to displacement processes by water injection in homogeneous porous media. The assumptions under which a generalized frontal advance equation can be used to describe a flow process in a homogeneous porous medium are examined. Material balance equations are derived based on these assumptions, and the theory is illustrated by application to the Buckley-Leverett theory. Using the Buckley-Leverett theory, we consider three example applications of waterflood performance in 1D linear system before and after breakthrough for both constant water injection rate and constant-pressure injection cases. It is well-known that pattern geometry plays a major role in determining oil recovery during waterflooding and enhanced oil recovery operations. In addition, in fourth example we consider waterflood performance is for a 2D performance calculation for an areal five-spot pattern.

Anahtar Kelime

Su öteleme, Bukley-Leverett teorisi, Graig-Geffen-Morse prosedürü, Sabit debide injeksiyon, Sabit basınçta injeksiyon.

Bilim Kodu

6170101




Sıra No :10845
Üniversite

505991057

Enstitü

Istanbul Technical University

Anabilim Dalı

Institute of Science and Technology

Program

Petrol ve Doğalgaz Mühendisliği

Danışman Adı

Prof.Dr. Abdurrahman SATMAN

Tez Türü

Yüksek Lisans

Ay

Haziran

Yıl

2010

Tez Öğrencisi

M.Şükrü ÖZDEN

Başlık

TÜRBİNMETRE SAYAÇLI GAZ ÖLÇÜM SİSTEMLERİNİN TASARIMI VE TASARIMIN SAYAÇ HASSASİYETİNE ETKİSİ

Özet

Doğal gaz uygulamalarında kullanılan sayaçlar, gaz tedarikçisi ile tüketici arasındaki ticari anlaşmanın en önemli kısmını oluşturmaktadır. Dolayısıyla gaz teslim noktalarında kullanılacak ölçüm sistemlerinin iyi seçilmesi gerekmektedir. Doğru uygulamalar, kişi ve kuruluşlara yarar sağlayacak, adaletsizliği önleyecek, hukuki ve ticari anlaşmazlıkların azaltılmasına katkıda bulunacaktır. Bu çalışmada, genel gaz ölçüm ilkelerinin ortaya konulması, sistemlerin tasarım esasları, gaz ölçümünü etkileyen faktörler, kalibrasyon, evsel ve endüstriyel alanda ülkemizde yaygın olarak kullanılan ölçüm cihazlarından olan türbinmetreli sistemlerin hata ve sapmalarının tespit edilmesi ve öneriler ele alınacaktır. Ayrıca türbinmetreli gaz ölçüm sistemlerinin tasarımının ölçüm hassasiyeti ve doğruluğa etkisinin görülebilmesi ve tasarımda dikkat edilmesi gereken kriterlerin belirlenmesi için deneysel çalışma ile tez konusu desteklenmiştir.

Title

DESIGN AND ACCURACY OF GAS MEASUREMENT SYSTEMS WITH TURBINE METERS AND INFLUENCE OF DESIGN ON METERING

Abstract

It is important for gas consumers and sellers that natural gas flow rate measurement should be correct and reliable in natural gas infrastructures based on sales contract. Thus, the selection of metering devices is very important to cause great benefit and prevent unjust situation and legal and commercial disagreements in delivery points. In this study, general gas metering principles, fundamentals of metering system design, factors affecting gas measurement, calibration, comparison of meters, measurement accuracies and standards are discussed especially for largely used meters. Inaccuracies and deviations involved in measurement have been evaluated as well. In addition that subject issue is supported by experimental study which has turbine metering system, to see design effects on accuracy of meter.

Anahtar Kelime

Türbinmetreler, gaz ölçümü, gaz sayaçları

Bilim Kodu

0




Sıra No :10307
Üniversite

505991030

Enstitü

Istanbul Technical University

Anabilim Dalı

Institute of Science and Technology

Program

Petrol ve Doğalgaz Mühendisliği

Danışman Adı

Dr. Umran SERPEN

Tez Türü

Yüksek Lisans

Ay

Ocak

Yıl

2010

Tez Öğrencisi

Efe Barış CEBECİ

Başlık

BORU HATLARI EKONOMİSİ TARİFE BELİRLEME KRİTERLERİ

Özet

Bu çalışmada, Türkiye’nin mevcut jeopolitik konumu nedeni ile oluşan enerjinin Asya’dan Avrupa’ya iletilmesi konusunda yapılacak boru hattı çalışmaları için temel olacak yatırım maliyet modelleri, maliyetlerin bugünkü değerine indirgeme metodu ile geliştirilmiş ve geliştirilen modeller çerçevesinde boru hattının işletilmesinde oluşacak tarifenin belirlenmesini sağlamıştır. Çalışmada ayırca önerilen tarife modelleri için üç farklı boru hattı için hesaplamalar yapılmış ve karşılaştırmaları sunulmuştur. Örnekleme için otuz yılı aşkın süredir çalışan Irak Türkiye ham petrol boru hattı, henüz dört senedir işletmede olan Bakü Tiflis Ceyhan ham petrol boru hattı ve yakın zamanda yapılması planlanan NABUCCO doğal gaz hattı projeleri irdelenmiştir. Bu üç farklı proje ile bundan sonra oluşabilecek her türlü boru hattı yatırımları ve işletmeleri için tarifeler belirlenmiş ve karşılaştırılmıştır. Ayrıca son bölümde boru hattı dizaynı sırasında göz önüne alınması gereken faktörler sıralanarak gelecekte yapılması planlanan projelere temel bilgiler hazırlanmıştır.

Title

PIPELINES ECONOMICS TARIFF CALCULATION CRITERIAS

Abstract

In this study, fundamental investment models for energy pipelines through Asia to Europe has been discussed with the net present value concept. In the financial models different conditions of the pipeline has been used to indentify tariffs for operation conditions. Those different models applied to three different pipeline projects to calculate tariffs and tariffs have been compared to each other. For the study, Iraq Turkey crude oil pipeline which is working over 30 years, recently started to operate Baku Tblisi Ceyhan crude pipeline, and planned NABUCCO natural gas pipeline, have been choosen. For each projects, different tariffs have been created and compared for present values. Also on the last section, reference to the future project plans are identified as to be fundamental tool to be used.

Anahtar Kelime

petrol, boru hattı, doğal gaz, tarife

Bilim Kodu

6170100




Sıra No :10847
Üniversite

505991075

Enstitü

Istanbul Technical University

Anabilim Dalı

Institute of Science and Technology

Program

Petrol ve Doğalgaz Mühendisliği

Danışman Adı

Prof.Dr. Abdurrahman SATMAN

Tez Türü

Yüksek Lisans

Ay

Haziran

Yıl

2010

Tez Öğrencisi

Fatih Ünlüuysal

Başlık

İSTANBUL AVRUPA YAKASI DOĞALGAZ DAĞITIM ŞEBEKESİNİN ENYÜKSEK DEBİDE ÇEKİŞLERDE TPAO SİLİVRİ DOĞALGAZ DEPOLARINDAN BESLENMESİNİN İNCELENMESİ

Özet

Türkiye’de yıllık evsel kullanıma ait doğalgazın yaklaşık %35’i İstanbul’da tüketilmektedir. İGDAŞ, İstanbul Avrupa yakasındaki 2.7 milyon konuta doğalgaz arzı sağlamaktadır. Böyle bir şebekenin hizmet güvenilirliği için sağlam arz-talep dengesine ihtiyaç duyulmaktadır. Özellikle yüksek doğalgaz tüketimlerinin yaşandığı kış aylarında tedarik zincirinin sağlanması genellikle problem olarak karşımıza çıkmaktadır. Bu sebeple arz güvenirliğine yönelik olarak yeni gaz rezervlerinin araştırılması gerekmektedir. TPAO’nun Kuzey Marmara ve Değirmenköy doğalgaz üretim sahaları halen kış aylarındaki en yüksek debide gaz çekişlerinde BOTAŞ yüksek basınçlı iletim şebekesine doğalgaz arzı sağlayan yeraltı depoları olarak kullanılmaktadır. Bu çalışmada, İstanbul Avrupa yakası doğalgaz şebekesinin en yüksek çekişlerde TPAO Kuzey Marmara ve Değirmenköy doğalgaz yeraltı depolarından beslenmesi incelenmiş, sonuçlar tartışılarak tavsiyede bulunulmuştur.

Title

EVALUATION OF FEEDING ISTANBUL EUROPEAN SIDE NATURAL GAS DISTRIBUTION NETWORK FROM TPAO SILIVRI UNDERGROUND STORAGE FACILITIES DURING PEAK DEMANDS

Abstract

In Turkey, 35 percent of the total residential gas consumption is in Istanbul. IGDAS provides gas to about 2.7 million residences located at the European side of Istanbul. The reliability in service of such a network requires a well established supply and demand balance. Peak demands, particularly during winter season, naturally creates problems on maintaining the necessary supply chain. Therefore, from the supply point of view, additional gas reserve is required. TPAO Northern Marmara and Değirmenköy gas fields are actively used as underground gas storage facilities to supply natural gas to BOTAS high pressure pipeline network during the peak periods. This thesis presents a study on feeding Istanbul European side natural gas distribution network from TPAO underground gas storage facilities. The results are discussed and some recommendations are given.

Anahtar Kelime

Gas depolama, gaz dağıtım şebekesi, gaz akışı

Bilim Kodu

0




Sıra No :10756
Üniversite

505061506

Enstitü

Istanbul Technical University

Anabilim Dalı

Institute of Science and Technology

Program

Petrol ve Doğalgaz Mühendisliği

Danışman Adı

Yrd.Doç. Dr. Gürsat ALTUN

Tez Türü

Yüksek Lisans

Ay

Haziran

Yıl

2010

Tez Öğrencisi

Ali Ettehadi Osgouei

Başlık

SEPİOLİT TEMELLİ SONDAJ ÇAMURLARININ REOLOJİK VE FİLTRASYON ÖZELLİKLERİNİN YÜKSEK SICAKLIK VE BASINÇ KOŞULLARINDA KONTROL ALTINA ALINMASI

Özet

Bu çalışmada Türkiye’nin Sivrihisar Eskişehir bölgesinden alınan beş farklı sepiolit kili kullanılarak hazırlanan su bazlı çamurların reolojik ve su kaybı özelliklerinin belirlenmesi amaçlanmıştır. Deneylerde Amerikan Petrol Enstitüsü (API) tarafından belirlenen standartlar takip edilmiştir. Çalışmanın birince aşamasında, sepiolitlerin reoloji ve su kaybı özellikleri belirlenirken, içerisindeki yabancı maddeler uzaklaştırılmamış ve tuz dışında başka bir katkı maddesi kullanılmamıştır. İkinci aşamada ise API koşullarını sağlayan sepiolit örneklerinden en iyi performansa sahip olan ikisi seçilmiş ve yüksek sıcaklık ve yüksek basınç koşulları altında katkı malzemeleri kullanılarak reolojik ve su kaybı özelliklerinin kontrol altına alınmasına çalışılmıştır. Bununla birlikte, bu iki sepiolit örneğinin dinamik filtrasyon özellikleri yüksek sıcaklık ve yüksek basınç koşullarında incelenmiştir. Son olarak bu killerden biri, yüksek tuzluluk ortamında çamura aktif kil girişi olması durumundaki özellikleri deneysel olarak incelenmiştir. Sonuçlar göstermiştir ki özellikle yüksek tuzlu ve yüksek sıcaklık ve basıncın hâkim olduğu ortamlarda, sepiolit bazlı çamurlar, bentonit, KCL/PAC Polymer ve sentetik çamurlardan (birinci ve ikinci nesil polimer bazlı çamurlar) reolojik ve su kaybı özellikleri bakımından daha iyi performans göstermiştir. En önemlisi, sepiolit çamurlarının maliyeti aynı koşullarda kullanılan diğer çamurlara göre beş kata kadar daha azdır.

Title

CONTROLLING RHEOLOGICAL AND FILTRATION PROPERTIES OF SEPIOLITE BASED DRILLING FLUIDS UNDER ELEVATED TEMPERATURES AND PRESSURES

Abstract

This study is an attempt to characterize both rheological and fluid loss behavior of water-based drilling fluid prepared with five different raw sepiolite clay samples obtained around Sivrihisar-Eskisehir district of Turkey. API standards were followed throughout the experimental study. In the first step of study, no additives other than salt have been used while formulating sepiolite muds to determine the rheological and filtration properties. In the second step of study, some of special additives have been used to improve the properties of muds. Two of the samples satisfying the API requirement having the best performance were selected and used later in the study along with additives to control rheological and filtration properties in high temperature and high pressure conditions. Moreover, dynamic filtrations of drilling fluid based on these two sepiolite clays have been determined at HTHP conditions. Finally one of these clays subjected to reactive clay contamination at high salinity condition is further investigated and its properties are controlled with additives. The results have indicated that the sepiolite based drilling fluid is superior to the bentonite based and other type of drilling fluids like KCL/PAC polymer system and synthetic muds (second and third generation polymer based muds) in terms of both rheological and fluid loss properties under elevated temperature and pressure conditions, particularly at high salt concentrations. Most importantly, the cost of sepiolite based muds compared to those of others is three to five folds less at normal conditions.

Anahtar Kelime

Sepiolit, Su kaybı, Reoloji

Bilim Kodu

6170205




Sıra No :9784
Üniversite

505051502

Enstitü

Istanbul Technical University

Anabilim Dalı

Institute of Science and Technology

Program

Petrol ve Doğalgaz Mühendisliği

Danışman Adı

Prof. Dr. Abdurrahman SATMAN

Tez Türü

Yüksek Lisans

Ay

Ocak

Yıl

2009

Tez Öğrencisi

Hayrettin Özgür ALPTEKİN

Başlık

TTK AMASRA SAHASI METAN GAZI İÇERİĞİNİN İNCELENMESİ VE TÜRKİYE KÖMÜR YATAĞI METANI POTANSİYELİ

Özet

Bu çalışmanın amacı, TTK Amasra Sahası’nda bulunan üç damar için yerinde metan gazı içeriği hesabının yapılması ve elde edilen veriler kullanılarak Türkiye taşkömürü rezervine göre Türkiye kömür yatağı metanı potansiyelinin hesaplanmasıdır. Bu üç damarın metan gazı içeriğinin hesaplanması için ilgili damarlara ait TTK tarafından 2007 Mart ayında yapılmış olan çalışmada elde edilen veriler kullanılmıştır. Türkiye kömür yatağı metanı potansiyeli hesabı yapılırken, Türkiye’de bulunan taşkömürleri özelliklerinin, Amasra Müessesesi’ndeki üç damara ait özelliklerle aynı olduğu varsayılmıştır. Çalışmanın başında kömür hakkında genel bilgiler verilmiş ve Türkiye’de bulunan kömür türleri ve rezervleri incelenmiştir. Daha sonra kömür yatağı metanının ne olduğu, metanın kömürde nasıl oluştuğu, nasıl depolandığı, kömürün metan gazı içeriğini etkileyen parametrelerin neler olduğu incelenerek, kömürün metan gazı içeriği hesaplama yöntemleri anlatılmıştır. Yerinde metan gazı içeriği formülü kullanılarak Amasra Sahası’da bulunan bu üç damar için metan gazı içeriği hesaplanmış ve Türkiye’nin taşkömürü rezervine bağlı olarak Türkiye kömür yatağı metanı potansiyeli bulunmuştur. Elde edilen sonuçlar daha önceki yıllarda yapılan çalışmalarla karşılaştırılmış, bu sonuçların bazı çalışmalarla benzerlik gösterdiği görülmüştür.

Title

INVESTIGATION OF TTK AMASRA ZONE COAL BED METHANE AND COAL BED METHANE POTENTIAL OF TURKEY

Abstract

Purpose of this study is to calculate original methane in place at three seams at TTK Amasra Zone and calculate the coal bed methane potential of Turkey according to Turkey bituminous coal reserve. So as to calculate original methane in place, data which are calculated by TTK at 2007 March are used. It is assumed that the properties of all bituminous coal of Turkey same as the three seams at Amasra Zone. Firstly, general information about coal is given and coal types and their reserves in Turkey are examined. Then, what coal bed methane is, how methane is formed, how methane is stored, what the parameters are affected methane volume are examined and calculation methode of methane volume described. Original methane in three seams at Amasra zone is calculated by original gas in place formula and according to Turkey bituminous coal reserve, the coal bed methane potential of Turkey is calculated. The results are compared with previous researches and these results are almost same with some of previous researches.

Anahtar Kelime

doğal gaz, kömür, metan, enerji, kömür yatağı metanı,

Bilim Kodu

6170100




Sıra No :9576
Üniversite

505051506

Enstitü

Istanbul Technical University

Anabilim Dalı

Institute of Science and Technology

Program

Petrol ve Doğalgaz Mühendisliği

Danışman Adı

Prof. Dr. Mustafa Onur

Tez Türü

Yüksek Lisans

Ay

Haziran

Yıl

2009

Tez Öğrencisi

Koray YILMAZ

Başlık

SAYISAL REZERVUAR SİMÜLASYONU İÇİN LANCZOS AYRIŞIM (LDM)YÖNTEMİ İLE GELENEKSEL ÖRTÜK ZAMAN ADIMLI (ITSM) YÖNTEMİNİN KARŞILAŞTIRILMASI

Özet

Bu çalışmada, Sayısal Rezervuar Simülasyonu için Lanczos Ayrışım (LDM) Yöntemi ve Geleneksel Örtük Zaman Adımlı (ITSM) Yöntemleri rezervuar simülasyonunun geliştirilmesinde kullanılarak iki adet farklı simülator geliştirilmiştir. Her iki metod ile geliştirilen simülatörlerin sonuçları karşılaştırılmıştır. Geliştirilen simulatörler sabit sıkıştırılabilirlik ve akmazlığa sahip akışkan rezervuarlarında çoklu kuyu sistemiyle iki boyutlu akış sistemi için sayısal rezervuar simülasyonudurlar. Simulatörlerin matematiksel gelişimi süreklilik denkleminden çıkartılmış olup bu gelişim çalışmada detaylı olarak verilmektedir. Simülatörler, MATLAB programlama dili kullanılarak yazılmıştır. Her iki simülatörde değişken veya değişken olmayan hücre boyutları, farklı gözeneklilik ve geçirgenlik dağılımları ile birlikte çeşitli üretim ve enjeksiyon senaryoları ile tekil veya çoğul kuyu dizaynı kullanılarak farklı uygulamalarda kullanılabilecek fonksiyonlara sahiptir. Geliştirilen simülatörlerin sonuçlarının doğrulaması ticari yazılım ile üretilen sentetik veriler ile karşılaştırılarak yapılmıştır. Simülatör sonuçları ile ticari yazılım sonuçları uygunluk sağlamaktadır. Uygulama örneklemelerinde her iki simülatörün çalışma zamanları karşılaştırılarak hesaplanan sonuçların ticari yazılım sonuçları ile yakınsamaları da karşılaştırılmıştır. Ayrıca, değişken debili üretim tarihçesi kullanılarak örneklenen simülator sonuçları da çalışmada sunulmuştur.

Title

A COMPARISON OF LANCZOS DECOMPOSITION METHOD (LDM) AND CONVENTIONAL IMPLICIT TIME-STEPPING METHOD (ITSM) FOR NUMERICAL RESERVOIR SIMULATION

Abstract

In this study, two new simulators were developed using Lanczos Decomposition Method (LDM) and Conventional Implicit Time-Stepping Method (ITSM). The study focuses on 2-D flow for slightly compressible fluid of constant viscosity with multiple wells. Derivation of the model equations was performed using continuity equation for both methods. The simulators were written using the MATLAB programming language. The simulators developed in this study are capable of assigning uniform and non uniform gridblock distribution; porosity and permeability distribution as well as developing various production and injection scenarios for single or multiple wells depending on different areas of application. Validity and accuracy of 2D flow simulator were examined by comparing simulation results with that of obtained from the commercial software called ECRIN. The results of the simulator were almost identical with the results obtained from the commercial software. During the model runs, the CPU time of the two simulators were compared. A special case was also studied for a single well with variable rate history using both ITSM and LDM written with FORTRAN.

Anahtar Kelime

Rezervuar Simülasyonu, Lanczos Ayrışım, Geleneksel Örtü Zaman Adımı

Bilim Kodu

6170100




Sıra No :9430
Üniversite

505051504

Enstitü

Istanbul Technical University

Anabilim Dalı

Institute of Science and Technology

Program

Petrol ve Doğalgaz Mühendisliği

Danışman Adı

Prof.Dr. Mustafa Onur

Tez Türü

Yüksek Lisans

Ay

Haziran

Yıl

2009

Tez Öğrencisi

Sabit Bidaibayev

Başlık

ÇOK-KUYULU TEK-FAZ PETROL VE DOĞAL GAZ REZERVUAR BASINÇ DAVRANIŞLARININ TAHMİNİ İÇİN KÜTLE-KORUNUMU TEMELLİ YENİ ANALİTİK MODELLER

Özet

Dünyadaki birçok ülkelerin ekonomisini enerji sektörü, özellikle, petrol endüstrisi oluşturmaktadır. Şimdiki zamanda birçok eski ve yeni petrol ve doğal gaz sahalarının araştırılması ve geliştirilmesi gerekmektedir. Birçok büyük şirketler üretim tahmini için oldukça fazla yatırımlar yapmaktadır. Bunun yanında, şirketler kuyu azami performansını yükseltmek için kendi teknolojilerini ilerletmektedir. Bu nedenle, birtakım çalışmalar burdaki sunulan çalışma gibi teknoloji süreç için geçerli ve gerçek şartlara dönüştürülebilir. Bu çalışmada sıvı ve kuru gaz rezervuar performansları için kütle-korunum temelli analitik modeller geliştirilmiş ve sunulmuştur. Analitik modeller, genelde, kolaylığından dolayı yaygın olarak kullanılmaktadır. Bu çalışmada, dış sınırları akışa kapalı dikdörtgen şekilli rezervuar modelleri göz önünde bulundurulmuştur. Bu çalışmada izotrop ve anizotrop rezervuar koşullardaki dikey, eğimli ve yatay kuyular için çözümleri içeren FORTRAN program dilinde kodlar oluşturuldu. Üstelik, bu parametreler tek kuyu ve çok kuyu kombinasyonlar için de kullanıldı. Sonuç olarak, biz bu durumlar için kümülatif sıvı (petrol) veya doğal gaz üretimini, ortalama rezervuar basıncını, kuyu dibi akış basıncını buluyoruz. Bu araştırma düzeyinde FORTRAN programının verdiği neticeleri Ecrin 4.10 programının sonuçları ile kıyasldık. Nitekim, biz farklı durumlarda çalışmamızın verdiği sonuçları kontrol ettik ve bu çalışma sonuçları uygulamarda gösterdik. Bu çalışmada geliştirilen model doğal gazın gözenekli ortamlarda yeraltında depolanması için kullanılabilir.

Title

NEW MATERIAL-BALANCE BASED ANALYTICAL MODELS FOR PREDICTING THE PRESSURE BEHAVIORS OF SINGLE-PHASE OIL AND GAS RESERVOIRS WITH MULTI-WELL PRODUCTION HISTORY

Abstract

The economy of many countries in the world depend on the energy sector, especially, petroleum industry. There are a number of old and new oil and gas fields that need to be investigated and developed nowadays. Many companies and corporations invest more financial activities in production prediction. In addition, the companies enhance their technology to have maximum performance from the wells. Therefore, the studies as presented in this work are applicable for technological process and can be transformed in real circumstances. In this work, we develop and present new material-balance based analytical models for predicting the performance of liquid and dry gas reservoirs. Analytical models are commonly prefered for predicting reservoir performance due to its simplicity. Here, we consider rectangular-shaped reservoir models with no flow boundaries. For this study we have developed FORTRAN program codes including solutions for vertical, slanted and horizontal wells in isotropic and anisotropic closed reservoir conditions. In the model, both single-well and multi-well cases are also taken into account. As a result, we define cumulative liquid (oil) or gas production, average reservoir pressure and bottom-hole well-bore pressure for these cases. During this research, we have compared FORTRAN codes with the commercial well test software Ecrin 4.10 outputs. In addition, we verify our solutions for different cases and provide applications based on our models. Furthermore, this work is applicable for injection process and can be used in underground gas storage applications for storage in porous media.

Anahtar Kelime

Petrol, doğal gaz, rezervuar, basınç, tahmin, model.

Bilim Kodu

6170101




Sıra No :8674
Üniversite

505051501

Enstitü

Istanbul Technical University

Anabilim Dalı

Institute of Science and Technology

Program

Petrol ve Doğalgaz Mühendisliği

Danışman Adı

HASAN ÖZGÜR YILDIZ

Tez Türü

Yüksek Lisans

Ay

Haziran

Yıl

2008

Tez Öğrencisi

CELAL HAKAN CANBAZ

Başlık

KAYAÇ ISLATIMLILIĞININ KILCAL TÜP YÜKSELİM YÖNTEMİ İLE BELİRLENMESİ

Özet

Bu yüksek lisans laboratuar çalışmasında amaç, heterojen yapıdaki kayaçların ıslatımlılıklarının kılcal tüp yükselim yöntemi kullanılarak kontak(temas) açısı cinsinden saptanmasıdır. Ayrıca, çalışmada dinamik kontak açısı ölçümünde kullanılan Washburn denklemi ve bu denklemin kılcal tüp yükselim yöntemine uygunluğu incelenmiştir. Heterojen mineralojik yapıya sahip kayaç örneklerinin ıslatımlılık karakterlerinin analizini esas alan bu çalışmada, katı malzeme olarak, öğütülerek toz haline getirilmiş çeşitli kumtaşı ve kireçtaşı kayaç örnekleri ve bu örnekleri oluşturan temel saf maddeler olan kuvars ve kalsit mineralleri kullanılmıştır. Bununla birlikte, kılcal tüpte yükselme sıvısı olarak su fazını temsil eden saf su, %2’lik NaCl, KCl, CaCl2, AlCl3 tuzlu su çözeltileri ile petrol fazını temsil eden gazyağı ve mineral yağ sıvıları kullanılarak, bu sıvıların numunelerin katı yüzeylerinde oluşturdukları temas açıları hesaplanmıştır. Ayrıca; bu çalışmada, kılcal yükselim yönteminin toz haline getirilmiş saf mineraller ile heterojen yapıdaki kayaç örneklerine uygulanabilirliği ve bu örneklerin ıslatımlılıkları ile kontak açıları arasındaki ilişki araştırılmıştır.

Title

DETERMINATION OF ROCK WETTABILITY BY USING CAPILLARY RISE METHOD

Abstract

This study is an attempt to investigate the possibility of contact angle determination of wettability of heterogeneous rock matrix by capillary rise method applying the principle of contact angle. Application of the Washburn equation for dynamic measurement of contact angle and the method of Capillary Rise is revisited. The powdered samples of different sandstone and limestone rock samples and also their representative pure minerals such as quartz and calcite were used in this experimental work that was based on characterizing the wettability index of rocks with having heterogeneous mineralogical composition. Beside this, distilled water, 2% NaCl, KCl, CaCl2 and AlCl3 brines were used as a water phase, kerosene and mineral oil are used as an oil phase of wicking liquids, and contact angles of these liquids with respect to the solid sample surfaces were determined. Moreover, applicability of the Capillary rise method for contact angle determination of the heterogeneous rock samples and the relationship between wettability and the contact angle of these samples were discussed.

Anahtar Kelime

Temas Açısı, Toz Islatımlılığı, Washburn Eşitliği

Bilim Kodu

617




Sıra No :8683
Üniversite

505041508

Enstitü

Istanbul Technical University

Anabilim Dalı

Institute of Science and Technology

Program

Petrol ve Doğalgaz Mühendisliği

Danışman Adı

Prof. Dr. Abdurrahman SATMAN

Tez Türü

Yüksek Lisans

Ay

Haziran

Yıl

2008

Tez Öğrencisi

Mahmut TOPRAK

Başlık

Petrol Sahalarında Doğal Gazın Depolanması

Özet

Bu çalışmada kısmen tüketilmiş petrol sahalarında doğal gazın depolanması konusu incelenmiştir. Yer altında doğal gazın depolanmasına teknik açıdan bakılmış, doğal gazın depolanması projelerinde öne çıkan parametrelere değinilmiştir. Kısmen tüketilmiş petrol sahalarında doğal gazın depolanması projelerinde, doğal gaz depolamanın yanı sıra ek petrol üretiminin de gerçekleştirildiği vurgulanmıştır. Bu tür projelerde göz önünde bulundurulması gereken rezervuar ve yüzey problemleri belirtilmiştir. Dünyadan örnek saha uygulamaları sunulmuş, tartışılmış ve nelere dikkat edilmesi gerektiğine değinilmiştir. Elde edilen bulgular tartışılmış ve çalışmanın son kısmında sonuçlar sunulmuştur. Çalışmanın ek bölümünde ise kısmen tüketilmiş olan ve halen üretim yapan bir petrol sahasında örnek bir depo rezervuar tasarımı yapılmıştır.

Title

Storage of Natural Gas in Petroleum Fields

Abstract

In this study, storing natural gas in partially depleted petroleum fields was investigated. Storing of natural gas in underground and parameters which are important in storing projects were mentioned. Additional production of petroleum was emphasized while storing gas in partially depleted fields. Reservoir and surface problems during storage operations were stated. Example storage aplications from the world were presented, discussed and important concepts were mentioned. Findings were discussed and results were supplied in the conclusion part. In the Appendix of this study, a partially depleted petroleum field which is currently producing was designed as a underground gas storage reservoir.

Anahtar Kelime

Doğal gaz depolama, Ek petrol üretimi

Bilim Kodu

6170101




Sıra No :4568
Üniversite

505031507

Enstitü

Istanbul Technical University

Anabilim Dalı

Institute of Science and Technology

Program

Petrol ve Doğalgaz Mühendisliği

Danışman Adı

Prof.Dr. Abdurrahman SATMAN

Tez Türü

Yüksek Lisans

Ay

Ocak

Yıl

2007

Tez Öğrencisi

Yavuz ÜNAL

Başlık

İZMİT DOĞAL GAZ DAĞITIM SİSTEMİ İÇİN TASARIM KATSAYISI VE EŞ-ZAMAN KULLANIM FAKTÖRÜNÜN BELİRLENMESİ

Özet

Bu çalışmanın amacı doğal gaz dağıtım sistemlerinde şebekelerin ekonomik ve güvenli boyutlandırılabilmesi için gerekli olan tasarım faktörünün ortaya konabilmesi, pik tüketim değerinin ve pik tüketim hesaplarında çarpan etkisi olan eş-zaman kullanım faktörünün analitik olarak hesaplanmasıdır. Hesaplamalar Türkiye de SCADA Sistemini bütün şebekesine uygulamış olan İzmit Doğal Gaz Dağıtım A.Ş. (İZGAZ)’den sağlanan veriler ile yapılmıştır. Çalışmanın birinci bölümünde genel olarak doğal gaz kavramı ve Türkiye’deki gelişimi anlatılarak Tasarım faktörü ve Eş–Zaman Kullanım Faktörünün önemine değinilmiştir. Çalışmanın ikinci bölümünde ise doğal gaz dağıtım şebeke sistemleri irdelenmiştir. Üçüncü bölümde doğal gaz dağıtım sistemlerinde düzen ve kısıtlamalarla birlikte şebeke tasarımına yer verilmiştir. Dördüncü bölümde doğal gaz dağıtım sistemlerinde yük faktörlerinin iki yöntemle hesabına yer verilirken beşinci bölümde İzmit Doğal Gaz Dağıtım Sistemi ile ilgili genel bilgilere yer verilmiş daha sonra dördüncü bölümde anlatılan iki farklı yöntemle tasarım katsayıları hesaplanmış ve son olarak ta Eş–zaman kullanım faktörünün hesabı yapılmıştır. Altıncı ve son bölümde ise çalışmada elde edilen sonuçlara ve önerilere yer verilmiştir.

Title

DETERMINING OF DESIGN COEFFICIENT AND COINCIDENCE FACTOR FOR IZMIT NATURAL GAS DISTRIBUTION SYSTEM

Abstract

The aim of this thesis is to study and estimate the numerical values of the design and coefficient, which have outstanding effects at the calculation of the amount of peak consumption of natural gas, which as a result is required to design natural gas distribution systems economically and reliably. Calculations are realized by using the data obtained from İzmit Natural Gas Distribution Company (İZGAZ), utilizing the SCADA system for its complete network. At the first part of the thesis, the concept of natural gas is given, the development of natural gas usage in Turkey is explained and the importance of design coefficient and coincidence factor usage is emphasized. At the second part, the natural gas distribution systems are described. At the third section, natural gas network design is explained together with the design criteria used. At the fourth part, calculation of peak consumption by using two different methods is explained. At the fifth part, general information about İzmit natural gas distribution system is given. Then, the design coefficient is calculated by using two different methods explained at the fourth part and finally the coincidence factor is calculated. At the sixth and the final part, the results obtained by this study and the recommendations are given.

Anahtar Kelime

Eş-Zaman Kullanım Faktörü, Pik Tüketim, Maksimum Saatlik Tüketim, Tasarım Katsayısı

Bilim Kodu

6170100




Sıra No :4420
Üniversite

505031503

Enstitü

Istanbul Technical University

Anabilim Dalı

Institute of Science and Technology

Program

Petrol ve Doğalgaz Mühendisliği

Danışman Adı

Yrd. Doç. Dr. Gürşat ALTUN

Tez Türü

Yüksek Lisans

Ay

Ağustos

Yıl

2006

Tez Öğrencisi

Mustafa Hakan ÖZYURTKAN

Başlık

ELEKTRİK DEVRE SİSTEMLERİNİN BİR JEOTERMAL SİSTEME UYGULANMASI

Özet

Jeotermal sistemlerin üretime bağlı basınç ve sıcaklık değişimlerini bulabilmek için materyal balans ve/veya enerji balans yaklaşımı kullanılmaktadır. Ancak, jeotermal rezervuar sistem özelliklerinin zamana bağlı olması nedeniyle, analitik çözümü yoktur. Bu nedenle jeotermal sistemlerin davranışlarının incelenmesinde karmaşık yazılımlar kullanılmaktadır. Bu konuda genellikle petrol endüstrisinin sağladığı ticari yazılımlar mevcuttur. Ancak, bu yazılımlar hem pahalı hem de kullanımı uzmanlık gerektirmektedir. Elektrik devre çözümleri uygun elektriksel analojiler kullanılarak birçok mühendislik sistemin çözümünde ve incelenmesinde kullanılmaktadır. Literatürde elektriksel analoji kullanılarak mühendislik problemlerinin çözümünde daha çok mekanik sistemler göz önüne alınmış ve uygulamaları verilmiştir. Akışkan sistemi elektriksel analoji uygulamasında bir örnek dışında yapılmış çalışma yoktur ve bu çalışma da iki sabit akışkan seviyeli tank arasındaki akışı modellemek üzerinedir. Elektrik devrelerinin analizi için kullanılan yöntemler, bazı değişkenler göz önünde tutularak hidrolik sistemlerin analizinde de kullanılabilir. Sistem uygun olarak kullanıldığında, bu sistemler ile elektrik devre sistemlerinin arasında bir paralellik (analoji) kurmak söz konusudur. Bu paralelliği ortaya koymak üzere öncelikle fiziksel olarak, elektrik devrelerini oluşturan elemanlara karşılık hidrolik sistemlerde hangi elemanların bulunduğunu belirlemek gerekir. Bu elemanlar belirlendikten sonra, elektrik elemanları için kullanılan akım ve gerilim büyüklüklerine karşı düşecek iki hidrolik büyüklüğün tanımlanması ve bunların ölçülmesi söz konusu olacaktır. Bu çalışmada, hidrolik sistemleri elektrik devre sistemleri ile tanımlamanın ve çözmenin mümkün olabileceği gösterilmiştir. İki tank jeotermal rezervuar sistemini elektrik devre sistemleri ile modellemek farklı üretim debilerine karşılık oluşacak basınç düşüm senaryolarını hem teorik olarak hem de deneysel olarak simule edilmesini sağlayacaktır.

Title

APPLICATION OF ELECTRIC CIRCUIT SYSTEMS TO A GEOTHERMAL SYSTEM

Abstract

Modeling pressure and temperature change due to production in geothermal reservoir, material balance and/or energy balance approaches are used. However, there exist no analytical solutions because geothermal reservoir system properties are time related. For this reason, some complex simulations are used to examine the behavior of a geothermal system. Softwares used to handle this problem are mainly based on the petroleum industry. But, these softwares are generally expensive and requires expertice. Electrical circuit solutions, with the appropriate analogies, are used to solve and to examine many different engineering systems. In the literature; however, the electrical analogies are used to solve mostly for mechanical system related problems. There is no example in the examined literature except one for a hydraulic system, and this example represents the fluid flow between two tanks that the level of fluid in the tanks are constant and only one of them has discharge at constant rate. Methods used to analyze electric circuits systems, can be applicable to analyze hydraulic systems by taking into account some variables. It is possible to make a liaison (analogy) between the hydraulic and electrical systems when the system is appropriately designed. To bring up this liaison, first, the equivalency of the elements in the both systems should be determined in terms of physically. Main interest elements in hydraulic system can be chosen as production rate and respective pressure changes that are measurable. Electric circuit system equivalencies of these hydraulic elements are given in the literature as current and voltage (both are measurable), respectively. It is possible to physically describe and solve a hydraulic system by using electric circuit systems that is realized in this study. Modeling a geothermal system with an equivalent electric circuit system makes it possible to simulate for different production rates-pressure variation scenarios not only theoretical but also experimental in laboratory.

Anahtar Kelime

Jeotermal,elektrik,devre,modelleme,analoji

Bilim Kodu

6170200




Sıra No :4396
Üniversite

505011249

Enstitü

Istanbul Technical University

Anabilim Dalı

Institute of Science and Technology

Program

Petrol ve Doğalgaz Mühendisliği

Danışman Adı

Dr. Umran Serpen

Tez Türü

Yüksek Lisans

Ay

Haziran

Yıl

2006

Tez Öğrencisi

Yıldıray Palabıyık

Başlık

KÜTAHYA-SİMAV JEOTERMAL SAHASI NIN JEOKİMYASAL DEĞERLENDİRMESİ

Özet

Bu çalışmada, Kütahya-Simav Jeotermal Sistemi’ni sağlıklı inceleyebilmek, anlayabilmek ve bir hidrojeolojik model oluşturabilmek için jeokimyasal yöntemler kullanılmıştır. Termal sular Na-HCO3-SO4’ca zengin, düşük Cl içerikli yeraltı sularından etkilenmiş, meteorik kökenli ve olgunlaşmamış sular grubuna girmektedir. Su kimyası ve atomik iyon oranları, termal suların tortul kayaçlar ve florca zengin kayaçlardan etkilendiğini göstermektedir. Silika jeotermometreleri/Na-Li jeotermometreleri ve Na-K jeotermometreleriyle sırasıyla 157-179 0C ve 220-256 0C arasında rezervuar sıcaklıkları hesaplanırken, Na-K-Mg üçgen diyagramı 230-240 0C civarında bir sıcaklığa işaret etmektedir. Entalpi-silika karışım modeli, kalsedon ve kuvars için sırasıyla 156 ve 177 0C; entalpi-klorür karışım modeli ise 166 ve 174 0C’lik rezervuar sıcaklıkları önermektedir. Entalpi-klorür karışım modeliyle termal suların sıcaklık ve kimyasal bileşimindeki değişim, kaynama ve derin kökenli termal suyun soğuk su ile karışımıyla açıklanabilir. Sahanın izotopik değerlendirmesi, Simav jeotermal sularının 18O zenginleşmesini ve Nadarçam soğuk suları tarafından beslendiğini ve suların yaşının yaklaşık 50 yıldan fazla olduğunu gösterirken, sahanın deniz seviyesine göre ortalama beslenme yükseklikleri 969 ile 1174 m arasındadır. Sahanın alterasyon mineralojisi, sularda 160 0C ile 250 0C arasında rezervuar sıcaklıkları göstermektedir. Termal suların kayaç-akışkan etkileşimini yansıtan aktivite diyagramları, suların 150-200 0C sıcaklık aralığında K-feldspat, muskovit, albit, Mg-klorit ve vairakit mineralleriyle dengede olduğunu ve sahanın alterasyon mineralojisi ve Na-K jeotermometreleriyle uyumlu olarak halen üretim yapılan rezervuardan daha derinde ve daha sıcak, yani elektrik üretimine imkan verecek potansiyel bir kaynağa işaret etmektedir. Mineral denge diyagramları, halen üretim yapılan zon, silika jeotermometreleri ve karışım modellerine uygun rezervuar sıcaklıkları vermektedir. Mineral denge diyagramlarına göre, sahada yüksek sıcaklıklarda kalsit ve jips/anhidrit ile düşük sıcaklıklarda da silika çökelimi olasıdır.

Title

GEOCHEMICAL ASSESSMENT OF KÜTAHYA-SİMAV GEOTHERMAL FIELD

Abstract

In this study, geochemical methods are used to reliabily analyze and understand the Kütahya-Simav Geothermal System and also to create a hydrogeological model. The thermal waters are rich in terms of Na-HCO3-SO4, are affected from underground waters consisting of low Cl and they are included in the meteoric origin and immature waters group. Water chemistry and atomic ion ratios show that the thermal waters are affected from sedimentary rocks and from fluorine rich rocks. With the use of silica geothermometers/Na-Li geothermometers and Na-K geothermometers the reservoir temperatures are calculated as 157-179oC and 220-256oC, respectively, Na-K-Mg triangle diagram states a temperature of approximately 230-240oC. The enthalpy-silica mixture model recommends reservoir temperatures of 156oC and 177oC and the enthalpy- chlorine mixture model recommends 166oC and 174oC for chalcedony and quartz, respectively. The change in the temperature and chemical composition with the enthalpy-chlorine mixture model can be explained by the mixing of the deep origin boiling thermal waters with cold water. The isotopic evaluation of the field indicates that the Simav geothermal waters are 18O enriched, are fed by the Nadarçam cold waters and that the age of the waters are older than approximately 50 years. The average feeding heights of the field with respect to sea level is between 969 and 1174 meters. The alteration mineralogy of the field indicates reservoir temperatures between 160oC and 250oC in the waters. The activity diagrams of the thermal waters, representing the rock-water interaction, signal that the waters are in equilibrium with K-feldspar, muscovite, albite, Mg-chlorite and wairakite minerals at the 150-200oC temperature range and point out, with accordance with the alteration mineralogy of the field and Na-K geothermometers, a potential source which provides a possibility of electricity generation and is situated deeper and is hotter than the presently producing reservoir. The mineral equilibrium diagrams yield reservoir temperature values that are in harmony with the values obtained from the production zone, silica geothermometers and mixture models. According to the mineral equilibrium diagrams, precipitation of calcite and gypsum/anhydrite at high temperatures and precipitation of silica at low temperatures is probable.

Anahtar Kelime

Kütahya-Simav Jeotermal Sistemi, İzotopik, Su Kimyası, Kayaç-Akışkan Etkileşimi.

Bilim Kodu

6170106




Sıra No :4391
Üniversite

505031508

Enstitü

Istanbul Technical University

Anabilim Dalı

Institute of Science and Technology

Program

Petrol ve Doğalgaz Mühendisliği

Danışman Adı

Yrd.Doç.Dr. İ. Metin Mıhçakan

Tez Türü

Yüksek Lisans

Ay

Temmuz

Yıl

2006

Tez Öğrencisi

Zahid Uzunlar

Başlık

TÜRKİYE YERALTI SICAKLIK GRADYAN DAĞILIMININ DERİN KUYU SICAKLIK VERİLERİ VE VARİOGRAM ANALİZİ İLE BELİRLENMESİ

Özet

Bu çalışmada ilk kez tüm Türkiye’yi kapsayan bir yüzey (-1 metre) sıcaklık dağılımı ve yeraltı sıcaklık gradyanı dağılımı doğrudan elde edilmiş ve haritalanmıştır. Yüzey sıcaklık dağılımının elde edilmesinde Türkiye’deki 245 meteoroloji istasyonunda 25-30 yıldan beri kaydedilen sıcaklık verilerinin yıllık ortalamaları kullanılmıştır. Yeraltı sıcaklık gradyanı dağılımı ise 539 adet 1000 metre ve daha derin kuyuda yapılmış olan sıcaklık ölçümlerinden ve bu kuyuların bulunduğu noktalardaki yüzey sıcaklıkları da yüzey sıcaklık dağılımından sağlanan verilerle elde edilmiştir. Çalışmada Türkiye yüzey jeolojisinin belirlediği kayaç türü dağılımı 39 bölge içinde gruplanarak hem yüzey sıcaklığı hem de yeraltı sıcaklık gradyanı hesaplamalarında dikkate alınmıştır. Her iki dağılımın elde edilmesinde, eldeki veriler jeoistatistik yöntemlerden variogram analizi ve kriging kullanılarak değerlendirilmiş, böylece her iki dağılımın oluşturulmasında hata payı olası en düşük düzeye indirgenmiştir. Böylece ortaya konulan Türkiye yüzey sıcaklığı ve yeraltı sıcaklık gradyanı dağılımları ve haritaları, yeraltı hammadde ve enerji kaynaklarını değerlendirme çalışmalarına ek olarak jeoloji ve jeofizik alanlarında yapılan bilimsel ve uygulama çalışmalarında gerek duyulan önemli bilgiler sağlamaktadır. Özellikle petrol, doğal gaz ve jeotermal enerji sektörlerinin kullanımına yönelik sonuçlar sunan çalışma, bu nedenle ülke ekonomisine ve bilim dünyasına katkı sağlayıcı niteliktedir.

Title

DETERMINING THE GEOTHERMAL GRADIENT DISTRIBUTION IN TURKEY USING VARIOGRAM ANALYSIS ON DEEP WELL TEMPERATURE DATA

Abstract

First time ever the surface (-1 meter) temperature distribution and the geothermal gradient distribution is directly obtained and mapped for entire Turkey. The annual averages of surface temperatures, recorded since 25 to 30 years by 245 meteorological stations in Turkey, are used to obtain the surface temperature distribution. Geothermal gradient distribution is obtained using temperature measurements in 539 wells, which were drilled to 1000 meters or deeper, in conjunction with the surface temperatures, as extracted from the surface temperature distribution, for the locations of these wells. Effect of geology of Turkey on both surface temperature and geothermal gradient estimations is taken into account in terms of rock type distribution, which are classified into 39 regions. In the generation of both distributions and maps the available data are evaluated by variogram analysis and krigging techniques of geostatistics, so that the error is reduced to possible lowest level in both distributions. Consequently, the resulting surface temperature and geothermal gradient distributions and maps for Turkey may provide important information to the subsurface feedstock and energy resource evaluation studies, in additon to the scientific and application studies in geology and geophysics. This study provides results particularly for the use of oil, gas, and geothermal energy sectors and, thus, exhibits a capability of conributing to the economy of the country and the scientific world.

Anahtar Kelime

Türkiye, yeraltı sıcaklık gradyanı, variogram analizi

Bilim Kodu

6170106




Sıra No :4294
Üniversite

505031501

Enstitü

Istanbul Technical University

Anabilim Dalı

Institute of Science and Technology

Program

Petrol ve Doğalgaz Mühendisliği

Danışman Adı

Yrd. Doç. Dr. Hasan Özgür YILDIZ

Tez Türü

Yüksek Lisans

Ay

Haziran

Yıl

2006

Tez Öğrencisi

Fatma Bahar ÖZTORUN

Başlık

REZERVUAR KAYAÇ ISLATIMLILIĞININ İNCE TABAKA YÜKSELME YÖNTEMİYLE ÖLÇÜLMESİ

Özet

Bu yüksek lisans laboratuar çalışmasında, minerolojik olarak heterojen kompozisyona sahip gözenekli madde ile temas halinde olan iki karışmayan akışkanın katı yüzeyi ile oluşturacakları kontak (temas) açısının ölçülebilirliği araştırılmıştır. Bu araştırmada, kontak açılarının dinamik hesaplanmasında kullanılan Washburn denklemi ve bu denklemin ince tabaka kılcal yükselme (thin layer wicking approach) yöntemine olan uygulaması açıklanmıştır. Bu deneysel çalışmada, öğütülerek toz haline getirimiş numune “powder” olarak çeşitli kumtaşı ve kireçtaşı kayaç örnekleri ile bu kayaçları oluşturan temel saf mineraller (kuvars ve kalsit) kullanılmıştır. Çalışmada yükselme sıvısı olarak saf su, ağırlıkça %2’ lik NaCl tuzlu su çözeltisi, gazyağı, mineral oil ve ham petrol kullanılmış ve bunların numunenin katı yüzeyinde oluşturdukları temas açıları ölçülmüştür. Bu araştırma projesinde, öğütülmüş mineraller (powder) üzerinde uygulanan ince tabaka kılcal yükselme tekniğinin heterojen yapıdaki kayaçların temas açılarının bulunmasında uygulanabilirliği ve ıslatımlılık ile temas açısı arasındaki ilişki araştırılmış ve sonuçları verilmiştir.

Title

DETERMINATION OF RESERVOIR ROCK WETTABILITY BY THIN LAYER WICKING APPROACH

Abstract

The present graduate research study is an attempt to investigate the possibility of contact angle determination of two immiscible fluids in contact with the solid surface of a porous material with heterogeneous mineralogical composition. Application of the Washburn equation for dynamic measurement of contact angle and the method of Thin Layer Wicking were described. Experiments were conducted on the powdered samples of different sandstone and limestone rock samples and also their representative pure minerals such as quartz and calcite, respectively. In this study, distilled water, 2% NaCl brine, kerosene, mineral oil, and crude oil are used as a wicking liquid, and contact angles with respect to the solid sample’s surface were measured. Applicability of the “Thin Layer Wicking Technique” for contact angle determination of the heterogeneous rock samples and the relation between the wettability and the contact angle were discussed.

Anahtar Kelime

ıslatımlılık, temas açısı, ince tabaka yükselme, washburn denklemi

Bilim Kodu

6170104




Sıra No :3190
Üniversite

505031502

Enstitü

Istanbul Technical University

Anabilim Dalı

Institute of Science and Technology

Program

Petrol ve Doğalgaz Mühendisliği

Danışman Adı

Prof. Dr. Abdurrahman SATMAN

Tez Türü

Yüksek Lisans

Ay

Haziran

Yıl

2005

Tez Öğrencisi

Murat ÇINAR

Başlık

JEOTERMAL KUYULAR İÇİN ÇOK GİRİŞLİ KUYU İÇİ P-T AKIŞ MODELİNİN GELİŞTİRİLMESİ

Özet

Birden çok tabakanın (veya rezervuarın) giriş yaptığı jeotermal kuyuların sıcaklık ve basınç profillerinin oluşturulabilmesi için kuyu içi basınç – sıcaklık (p-T) modeli geliştirilmiştir. Kuyuya farklı noktalardan, farklı sıcaklıklarda ve basınçta akışkan girişi olabilmektedir. Özellikle Türkiye’de, jeotermal suların birçoğu çözünmüş halde CO2 içermektedir. CO2’nin varlığı, suyun henüz buhar fazına geçmeye başlamadığı yüksek basınç koşullarında, iki fazlı akışın oluşmasına neden olmaktadır. Model geliştirilirken akışın kararlı olduğu ve CO2’nin kısmi basıncının hesaplanmasında Henry yasasının geçerli olduğu varsayılmaktadır. Modele girişlerin derinlikleri ile rezervuar özellikleri girilmekte ve çıktı olarak basınç ve sıcaklık profilleri alınmaktadır. Model, kuyunun ölçülmüş basınç ve sıcaklık profillerinin varlığında, CO2’nin derişimini hesaplayabilmektedir. Model, Afyon Ömer-Gecek sahasındaki AF-21 kuyusuyla test edildi. Bu kuyuya sıcaklıkları farklı iki noktadan giriş olmaktadır. Rezervuar suyu çözünmüş olarak kütlece % 0.4 oranında CO2 içermektedir. Model bu kuyuya uygulanmakta; sonuç olarak hesaplanan değerler çakıştırılarak, rezervuarların kuyuya giriş özellikleri ve suyun CO2 içeriği tahmin edilmektedir.

Title

DEVELOPMENT OF THE MULTI-FEED P-T WELLBORE MODEL FOR GEOTHERMAL WELLS

Abstract

A wellbore pressure – temperature (p-T) model for geothermal wells with multiple feed zones is developed. The temperature and pressure of those feed zones may be different. Especially in Turkey, geothermal waters contain considerable amounts of CO2 dissolved in water. The presence of CO2 leads to two phase flow at higher pressure conditions than the vapor pressure of water. The wellbore model considers all these conditions. The model assumes that the flow is in steady state and Henry’s law is valid for CO2’s partial pressure calculations. The main inputs of the model are reservoir properties and the depths of the feed points. The main outputs are pressure and temperature profiles. If measured profiles of temperature and pressure are available then the model can be used to estimate the mass fraction of CO2. The model is applied to AF-21 well at Afyon Ömer-Gecek geothermal field. There are two feed points one of which is colder in the well. Reservoir water consists of 0.4 % CO2 by mass. The field data from AF-21 well was analyzed with the model and a good match between the calculated and measured data was obtained. Also the CO2 content was estimated

Anahtar Kelime

kuyu içi akış, çok girişli sistemler, jeotermal kuyular, kuyu içi sıcaklık dağılımı.

Bilim Kodu

617




Sıra No :2523
Üniversite

505992204

Enstitü

Istanbul Technical University

Anabilim Dalı

Institute of Science and Technology

Program

Petrol ve Doğalgaz Mühendisliği

Danışman Adı

Prof. Dr. Mustafa ONUR

Tez Türü

Doktora

Ay

Haziran

Yıl

2004

Tez Öğrencisi

İhsan Murat GÖK

Başlık

DÜŞEY GİRİŞİMLİ BASINÇ TESTLERİNİN MODELLENMESİ VE PARAMETRE TAHMİNİ

Özet

Bu çalışmada, düşey yöndeki geçirgenlik değerlerinin belirlenmesine de olanak tanıdığı için endüstride yaygın kullanım alanı bulan bir kuyunun farklı noktalarında yerel olarak yapılabilen düşey girişimli basınç-zaman seti verilerinden (örneğin çoklu-prob ve paker-prob testleri) kayaç özelliklerinin belirlenmesi problemi üzerinde durulmuştur. Yatay ve düşey yöndeki heterojenlikten etkilendiği bilinen düşey girişim testi basınç verilerinin yatay ve düşey yöndeki heterojenliğin çözümlenmesinde ne derece etkili olduğu bu çalışmada araştırılmıştır. Bu çalışmada, heterojenlik için iki farklı modelleme göz önünde bulundurulmuştur. Bu modellerden birinde, her tabakada farklı kayaç ve akışkan özelliklerine sahip zonların bulunduğu diğerinde ise, daha küçük ölçekte, yani gridblok ölçeğinde kayaç özelliklerinin jeoistatistiksel modellere uygun olarak değiştiği kabul edilmiştir. Bunun için, düşey girişim testleri bu çalışmada geliştirilen üç boyutlu (3-B) r--z tek-fazlı sayısal bir akış simülatörü ile modellenmiştir. Bu sayısal simülatöre ters problem metodolojisi üzerine kurulu doğrusal olmayan parametre tahmin yöntemi entegre edilmiştir. Doğrusal olmayan parametre tahmini, gradyent temelli Levenberg-Marquardt algoritması kullanılarak gerçekleştirilmiştir. Levenberg-Marquardt yönteminde gerekli olan duyarlılık kaysayılarının etkin bir şekilde hesaplanması için üç farklı yöntem (sonlu fark, gradyent simülatör ve adjoint) çalışmada göz önünde bulundurulmuş ve bu yöntemlere ait duyarlılık katsayısı formülleri geliştirilmiştir. Gradyenyent ve adjoint simülatör yöntemlerinden hesaplanan duyarlılık katsayılarına ait bu denklemler (r--z) bir simülatör için literatürde ilk defa bu çalışmada sunulmuştur.

Title

THE MODELING OF THE VERTICAL INTERFERENCE TESTS AND PARAMETER ESTIMATION

Abstract

In this study, determining heterogeneity in rock properties from vertical (multi- probe and packer-probe formation test) interference pressure data sets, which has a widespread usage in the industry for allowing particularly the determination of vertical permeabilities along the wellbore, was investigated. It is known that spatial pressure data sets of the vertical interference test contain information about heterogeneity in rock properties in both lateral and vertical directions. Thus, it was examined to what degree the heterogeneity in lateral and vertical directions can be resolved from vertical interference tests. Vertical interference tests were modeled with a three dimensional (r--z) single-phase flow simulator developed in this study. Non-linear parameter estimation capability based on this inverse problem theory has been integrated into this 3-D simulator to solve non-linear parameter estimation problem. Non-linear parameter estimation is achieved by using the well-known gradient-based Levenberg-Marquardt algorithm. The use of three different methods (finite difference, gradient simulator, and adjoint) for efficiently computing sensitivities coefficients required in the Levenberg-Marquardt algorithm was investigated, and formulas based on both gradient simulator and adjoint methods for computing sensitivity coefficients are provided. The derivations of those sensitivity equations are original and not presented in the literature.

Anahtar Kelime

Düşey girişimli basınç testi, Heterojen kayaç özellikleri, Rezervuar simülasyonu, Doğrusal olmayan parametre tahmini.

Bilim Kodu

617




Sıra No :2244
Üniversite

505001553

Enstitü

Istanbul Technical University

Anabilim Dalı

Institute of Science and Technology

Program

Petrol ve Doğalgaz Mühendisliği

Danışman Adı

Prof. Dr. Mustafa ONUR

Tez Türü

Yüksek Lisans

Ay

Ocak

Yıl

2004

Tez Öğrencisi

Ahmet Ergün MENGEN

Başlık

GİRİŞİMLİ KUYU BASINÇ TESTİ VERİLERİNDEN FARKLI OPTİMİZASYON TEKNİKLERİNİN KULLANILMASIYLA PARAMETRE TAHMİNİ

Özet

Bu çalışmada, Duhamel prensibinden yola çıkarak iki kuyulu ve çok tabakalı bir rezervuarda girişim kuyu basınç testlerini tasarlamak için bir model geliştirilmiştir. Özellikle kuyularda kuyuiçi depolama ve zar faktörü etkileri görüldüğü durumlarda, bu faktörlerin basınç sinyali ve de formasyon akış debi verileri üzerindeki etkileri incelenmeye çalışılmıştır. Çalışmanın ikinci adımı ters problem üzerine kuruludur. Geliştirmiş olduğumuz modelden elde edilen basınç ve formasyon debi verilerine optimizasyon algoritmalarının kullanılmasıyla regresyon yapılarak, kuyuiçi ve rezervuara ait önemli parametrelerin tahmini gerçekleştirilmiştir. Parametre tahmini probleminde regresyon yapılan veriler sentetik olarak oluşturulmuştur. Ters problem çözümünde üç farklı optimizasyon algoritması kullanılmış olup performanslarına göre kıyaslamaları yapılmıştır. Bunlardan Levenberg-Marquardt algoritmasının hesaplama süresi ve de global minimuma yakınsama kriterlerine göre en optimum bir yöntem olduğu sonucuna varılmıştır. Polytope ve simulated annealing algoritmalarının daha çok türevinin analitik olarak hesaplanmasının zor olduğu problemlerde, kullanılmalarının avantaj sağladıkları görülmüştür.

Title

APPLICATION OF DIFFERENT OPTIMIZATION TECHNIQUES TO PARAMETER ESTIMATION FROM INTERFERENCE WELL TEST DATA

Abstract

In this study using the Duhamel’s principle, a model is developed to design interference well test in a multi-layered and commingled reservoir systems with two wells. Especially, in cases of existence of wellbore storage and/or skin effects for both wells, these effects are investigated on the pressure and sandface flow rate data for several cases of single-layered and multi-layered systems. The second stage of this study is based on the inverse theory. To estimate well/formation parameters, regression analysis by using optimization algorithms is performed to pressure and sandface flow rate data calculated from semi-analytical model developed in this study. Data used in regression are created synthetically and corrupted by using normal errors with zero mean and specified standard deviation. Three different optimization algorithms are used in solving inverse problem and then they are compared with each other. One of them, Levenberg-Marquardt algorithm was found as the most optimum method in terms of convergence to global minimum and runtime criteria, as a result of this study. It is also concluded that uses of polytope and simulated annealing take advantages in stiff and non-linear problems which are very hard to be computed their derivatives analytically.

Anahtar Kelime

Girişim Kuyu Testi, Levenberg-Marquardt, Polytope, Simulated Annealing

Bilim Kodu

617




Sıra No :2231
Üniversite

505011239

Enstitü

Istanbul Technical University

Anabilim Dalı

Institute of Science and Technology

Program

Petrol ve Doğalgaz Mühendisliği

Danışman Adı

Prof. Dr. Abdurrahman SATMAN

Tez Türü

Yüksek Lisans

Ay

Ocak

Yıl

2004

Tez Öğrencisi

Emine Didem KORKMAZ

Başlık

SIĞ VE DERİN REZERVUARLARDAN OLUŞAN DÜŞÜK SICAKLIKLI JEOTERMAL SİSTEMLERİN MODELLENMESİ

Özet

Bu çalışmada, sığ ve derin rezervuarlardan oluşan, düşük sıcaklıklı sıvının etken olduğu jeotermal sistemlerin üretim davranışı modellenmektedir. Modelde, üretim, tekrar - basma ve doğal beslenmenin jeotermal sistemin basınç veya su seviyesi üzerindeki etkileri gözönüne alınmaktadır. Modellemede yöntem olarak boyutsuz rezervuar modellemesi (lumped parameter modeling) yaklaşımı kullanılmaktadır. Jeotermal sistemi oluşturan derin ve sığ rezervuarlar ve akifer ayrı ayrı tanklar olarak temsil edilmektedir. İlk olarak 1 sığ rezervuar -1 derin rezervuar ve beslenme kaynağından oluşan jeotermal sistem için ve daha sonra 1 sığ rezervuar -1 derin rezervuar –1 akifer ve beslenme kaynağından oluşan jeotermal sistem için analitik çözümler elde edilmektedir. Rezervuar jeotermal sistemde üretim ve tekrar - basma yapılan bölgeyi, akifer ise rezervuarı besleyen bölgeyi temsil etmektedir. Modellerin sonuçları sabit debide üretim / tekrar - basma durumunda analitik ifadeler şeklinde verilmektedir. Elde edilen analitik çözümlerden yararlanılarak rezervuar ve akifer parametrelerinin sistemin basınç davranışı üzerindeki etkileri tartışılmaktadır. Bu modelleme çalışması sırasında kullanılan modeller, bölümümüzde halen doktora çalışmasını sürdüren H. Sarak’ın çalışması sıırasında geliştirilmiştir. Bu yüksek lisans çalışmasında, geliştirilen modellerin parametrik çalışması yapılarak, parametrelerin basınç davranışı üzerindeki etkileri incelenmektedir. Bütünlük açısından modellerin analitik çözümleri Ek A ve Ek B’de sunulmaktadır.

Title

MODELLING OF LOW TEMPERATURE GEOTHERMAL SYSTEMS CONSISTING OF SHALLOW AND DEEP RESERVOIRS

Abstract

In this project the production behavior of a low-temperature liquid-dominated geothermal system that consists of one shallow and one deeper reservoirs will be simulated. Models consider the effects of production and re-injection rates and natural recharge on pressure or water level behavior of a low-temperature, liquid-dominated geothermal system. As modeling method, lumped parameter modeling is applied. Geothermal system consists of an aquifer and two reservoirs, one shallow and one deeper, which are represented by different tanks. The analytical solutions are given for 1 shallow reservoir - 1 deep reservoir – recharge system and 1 shallow reservoir - 1 deep reservoir -1 aquifer – recharge system. The reservoirs simulate the production and re-injection parts of the geothermal system, and the aquifer simulates the recharge part of the system. The model results for constant production / re-injection flow rates are given in the form of analytical expressions. By the help of the analytical expressions, the effects of reservoir and aquifer parameters on reservoir production behavior are discussed. Models used in this study were derived during H.Sarak’s PhD research conducted at our department. In this study the models are analyzed parametrically and effects of parameters on pressure behavior are investigated. The analytical solutions of models are given at Appendix A and Appendix B.

Anahtar Kelime

: Jeotermal Rezervuar Davranışı, Doğal Beslenme, Analitik Modeller

Bilim Kodu

617




Sıra No :8365
Üniversite

505972121

Enstitü

Istanbul Technical University

Anabilim Dalı

Institute of Science and Technology

Program

Petrol ve Doğalgaz Mühendisliği

Danışman Adı

Prof. Dr. Abdurrahman SATMAN

Tez Türü

Doktora

Ay

Nisan

Yıl

2004

Tez Öğrencisi

Hülya SARAK

Başlık

DÜŞÜK SICAKLIKLI JEOTERMAL REZERVUARLAR İÇİN BOYUTSUZ REZERVUAR MODELLERİ

Özet

Bu çalışmada, düşük sıcaklıklı jeotermal rezervuarların üretim davranışı analitik olarak modellenmektedir. Modellerde üretim, enjeksiyon ve doğal beslenmenin, düşük sıcaklıklı ve sıvının etken olduğu bir jeotermal rezervuarın basınç veya su seviyesi üzerindeki etkileri göz önüne alınmaktadır. Modellemede rezervuar ve akifer ayrı ayrı tanklar olarak temsil edilmekte ve beslenme kaynağının etkisi incelenmektedir. Modellemede kullanılan ve jeotermal sistemi temsil eden tank sistemleri: 1 rezervuar tankı ve beslenme kaynağı; 1 rezervuar, 1 akifer ve besenlenme kaynağı; 1 rezervuar, 2 akifer ve beslenme kaynağı; 1 sığ rezervuar, 1 derin rezervuar ve beslenme kaynağı; 1 sığ rezervuar, 1 derin rezervuar, 1 akifer ve beslenme kaynağı şeklinde sıralanabilmektedir. Model sonuçları sabit debide üretim/tekrar-basma durumunda analitik ifadeler şeklinde verilmekte, debi değişimleri Duhamel ilkesi yaklaşımıyla modellenmektedir. Rezervuar ve akifere ait model parametrelerinin ölçülmüş su seviyesi (veya basınç düşümü) verilerine çakıştırılarak tahmin edilmesinde, doğrusal olmayan ağırlıklı en küçük-kareler parametre yöntemi kullanılmaktadır. İzlanda’daki düşük sıcaklıklı jeotermal sahalardan biri olan Laugarnes jeotermal sahası ile Türkiye’den bir örnek olarak Balçova-Narlıdere jeotermal sahasına ait üretim ve su seviyesi verileri kullanılarak modelleme çalışması yapılarak, model sonuçları ile saha verileri karşılaştırılmaktadır.

Title

LUMPED PARAMETER MODELS FOR LOW-TEMPERATURE GEOTHERMAL RESERVOIRS

Abstract

In this study, the production behavior of low-temperature geothermal reservoirs is simulated by analytical models. Models consider the effects of production and injection rates and natural recharge on the pressure or water level behavior of a low-temperature, liquid dominated geothermal reservoir. Reservoir and aquifer are represented by different tanks and the effect of recharge source is studied. Tank systems used in the modeling and represent the geothermal system, can be classified as 1 reservoir tank with recharge; 1 reservoir, 1 aquifer with recharge; 1 reservoir, 2 aquifers with recharge; 1 shallow reservoir, 1 deep reservoir with recharge; 1 shallow reservoir, 1 deep reservoir, 1 aquifer with recharge. Model results for constant production/reinjection flow rates are given in the form of analytical expressions. Variable flow rate case is modeled by Duhamel’s principle. By using nonlinear weighted least-squares parameter estimation technique, measured field data are matched to model results, and thus reservoir and aquifer parameters are estimated. Model results are compared with the measured data for Laugarnes geothermal field located in Iceland. As an example from Turkey, Balcova-Narlidere geothermal field is investigated.

Anahtar Kelime

Jeotermal rezervuar davranışı, doğal beslenme, analitik modeller, boyutsuz modeller.

Bilim Kodu

617




Sıra No :1977
Üniversite

505991054

Enstitü

Istanbul Technical University

Anabilim Dalı

Institute of Science and Technology

Program

Petrol ve Doğalgaz Mühendisliği

Danışman Adı

Yrd. Doç. Dr. H. Özgür YILDIZ

Tez Türü

Yüksek Lisans

Ay

Ağustos

Yıl

2003

Tez Öğrencisi

Melih GÖKMEN

Başlık

ŞEKİL FAKTÖRÜ, KARAKTERİSTİK UZUNLUK VE SINIR KOŞULLARININ DOĞAL SU İMBİBİSYONUNA ETKİLERİ

Özet

Bu laboratuar çalışmasında şekil faktörü, karakteristik uzunluk ve sınır koşulları gözönüne alınarak doğal su imbibisyonunun petrol üretimine olan etkisi araştırılmıştır. Bu çalışmanın temel amacı sadece şekil faktörü, karakteristik uzunluk ve sınır koşullarının doğal imbibisyona etkilerini göstermek değil aynı zamanda da diğer ıslatımlılık çalışmalarına referans bir durum oluşturmaktır. Ayrıca, şekil faktörü ve karakteristik uzunluk ifadeleri için genel bir matematiksel ifade geliştirilmiştir. Geliştirilen bu ifade ile düzgün olmayan geometrik şekillerdeki örneklerin şekil faktörü ve karakteristik uzunluk değerlerinide hesaplamak mümkün olacaktır. Bu çalışmada, doğal imbibisyon hızı (rate of spontaneous imbibition) deneyleri gazyağı/tuzlu su/Berea sistemlerinde şekil faktörü, karakteristik uzunluk ve sınır koşullarının etkilerini incelemek amacıyla gerçekleştirilmiştir. Bu çalışmada esas olarak, üç farklı geometrik şekildeki silindirik, kare prizma ve üçgen prizma karotlar kullanılmıştır. Deneysel çalışmanın başlangıcında boyları aynı fakat farklı geometrik şekildeki karotlar kullanılmıştır. En yüksek imbibisyon hızı silindirik şekilli karotlardan elde edilmiştir. En düşük imbibisyon hızı ise üçgen prizma karotlardan elde edilmiştir. Karakteristik uzunluk doğal imbibisyon hızı üzerinde ters etki oluşturmaktadır. Aynı geometrik şekle sahip karotlarda, karakteristik uzunluğun düşmesiyle birlikte doğal emme hızı artmaktadır. Çalışmanın ikinci kısmında, silindirik karotlar üzerinde sınır koşulları deneyleri yapılmış ve doğal imbibisyon hızına etkileri araştırılmıştır. Çalışmada dört farklı sınır koşulu uygulanmıştır (tüm yüzeyler açık (AFO), iki uç kapalı (TEC), iki uç açık (TEO) ve bir uç açık (OEO). Sınır koşulu deneyleri imbibisyona açık toplam yüzey alanı artıkça doğal imbibisyon hızının arttığını göstermektedir. Çalışmada, gazyağı/tuzlu su/Berea sistemleri, doğal imbibisyon ile petrol üretim hızının şekil faktöründeki büyümeyle ve karakteristik uzunluktaki azalmayla arttığını göstermiştir.

Title

EFFECT OF SHAPE FACTOR, CHARACTERISTIC LENGTH AND BOUNDARY CONDITIONS ON SPONTANEOUS IMBIBITION

Abstract

This study presents a laboratory work of effect of spontaneous water imbibition on oil recovery by investigating of shape factor (SF), characteristic length (CL), and boundary conditions (BC). The main objective of this study is not only to show the effect of SF, CL, and BC on spontaneous imbibition, but also to achieve a reference state for other related wettability studies. In this study, rate of spontaneous imbibition experiments were conducted to investigate the effect of SF, CL, and BC on kerosene/brine/Berea systems. Cylindirical, square prism, and triangular prism shape of core samples were used in this work. Experiments were also conducted on the different sized core samples. Cylindirical shape of core samples showed the highest imbibition rates throughout the experiments among them. The lowest imbibition rates were obtained from triangular prism shape of core samples. Characteristic length had an inverse effect on the rate of spontaneous imbibition results. In the same shape of core samples, as the characteristic length was decreasing, the rate of spontaneous imbibition was increasing. In the second part of the study, boundary condition experiments were performed to investigate the effect on the rate of spontaneous imbibition. Four different boundary conditions, which were all faces open (AFO), two ends closed (TEC), two ends open (TEO), and one end open (OEO) systems were applied to the samples. BC experiments showed that the increasing in the total surface area open to the imbibition increased the rate of spontaneous imbibition. In this study, kerosene/brine/Berea systems showed that imbibition recovery rates increased with increase in shape factor and decrease in characteristic length in the same shape of core samples.

Anahtar Kelime

: Doğal İmbibisyon, Karakteristik Uzunluk, Sınır Koşulları, Ölçeklendirme, Islatımlılık

Bilim Kodu

617


TARAMANIN SONU
Sizlere daha iyi hizmet verebilmek için lütfen görüş ve önerilerinizi bizimle paylaşın.
Teşekkür Ederiz
Görüş ve önerileriniz için fbe[ a t ]itu.edu.tr

Tekrar Ara