Tez No	İndirme	Tez Künye	Durumu
119222	Bu tezin, veri tabanı üzerinden yayınlanma izni bulunmamaktadır. Yayınlanma izni olmayan tezlerin basılı kopyalarına Üniversite kütüphaneniz aracılığıyla (TÜBESS üzerinden) erişebilirsiniz.	Reservoir simulation modeling of a natural gas field for reservoir evaluation / Bir doğal gaz sahasının rezervuar modellemesi ve değerlendirmesi Yazar:SEDEF YILMAZ Danışman: PROF. DR. MAHMUT PARLAKTUNA Yer Bilgisi: Orta Doğu Teknik Üniversitesi / Fen Bilimleri Enstitüsü / Petrol ve Doğal Gaz Mühendisliği Ana Bilim Dalı Konu:Petrol ve Doğal Gaz Mühendisliği = Petroleum and Natural Gas Engineering Dizin:Benzetim = Simulation ; Doğal gaz = Natural gas ; Rezervuar modelleme = Reservoir modelling	Onaylandı Yüksek Lisans İngilizce 2002 116 s.
oz BİR DOĞAL GAZ SAHASININ REZERVUAR MODELLEMESI VE DEĞERLENDİRMESİ YILMAZ, Sedef Yüksek Lisans, Petrol ve Doğal Gaz Mühendisliği Bölümü Tez Yöneticisi: Prof. Dr. Mahmut Parlaktuna Nisan 2002, 104 sayfa Bu çalışmada, M gaz sahası için geliştirme planında kullanılmak amaçlı, üç boyutlu ve üç fazlı bir model oluşturularak rezervuar simülasyon çalışması yapılmıştır. Sismik veri ile mevcut kuyu loğu ve karot değerlendirmesi gözönünde bulundurularak oluşturulan jeolojik model petrofizik ve akışkan verisi ile birarada kullanılarak üretken seviye olarak belirlenen Formasyon A için bir model oluşturulmuştur. Rezervuar simülasyon programı olarak ECLIPSE kullanılmış ve üretim kuyu lokasyonlan, sondaj zamanları, toplam kuyu sayısı ve zamana bağlı gaz üretim profilleri en etkili geliştirme planını bulabilmek için analiz edilmiştir. Sahanın üretim planı oluşturulurken üretimi etkileyebilecek faktörler belirlenmiş ve bunlar üzerinde duyarlılık analizi yapılmıştır. Üretimi etkileyecek faktörler sırasıyla plato üretim debisi, kuyu başı basıncı ve kuyu sondaj sırası olarak seçilmiş ve en önemli faktörün istenilen plato debisi olduğu, ayrıca üretim kuyu lokasyonlannın da sahanın geliştirilmesinde önemli olduğu tespit edilmiştir. Plato debisi 200 milyonft3/gün, 250 milyonft3/gün ve 300 milyonft3/gün için 30 yıllık üretim dönemi sonunda üretilen gaz miktarı sırasıyla 2.02 trilyon ft3, 2.2047 trilyon ft3 ve 2.2906 trilyon ft3 olarak hesaplanmıştır. Bu plato debileri için plato süresi 22 yıl, 16 yıl ve 12 yıl olarak tahmin edilmektedir. Kuyu başı basıncı etkisinin çok önemli olmadığı saptanmıştır. Üç ayrı kuyu başı basıncı için toplam üretilen gaz miktarı yaklaşık olarak aynı olup2.02 trilyon ft3 olarak hesaplanmıştır. Yeni açılan kuyuların mevcut kuyulara uzak olması durumu birbirine yakın kuyu açılması durumuna göre daha fazla gaz üretimi sağlamaktadır. Ayrıca bu gaz sahası için kuru gaz olarak üretim düşünüldüğünde uygulanacak geliştirme planı oluşturulmuştur. Anahtar Kelimeler: Rezervuar simulasyonu, gaz sahası geliştirme planı, plato debisi, kuyu başı basıncı, kuyu sondaj sırası. VI
ABSTRACT RESERVOIR SIMULATION MODELING OF A NATURAL GAS FIELD FOR RESERVOIR EVALUATION YILMAZ, Sedef M.Sc, Department of Petroleum and Natural Gas Engineering Supervisor: Prof. Dr. Mahmut Parlaktuna April 2002, 104 pages In this study, a 3 dimensional, 3 phase reservoir simulation model was constructed for the evaluation of the gas reservoir and as a development planning tool for the M gas field. A geological model, developed previously by means of a stratigraphic study incorporating seismic, well log and core data, integrated with petrophysical and fluid data was used for reservoir modeling of Formation A which was selected as the productive level. In order to determine the most efficient development plan, production well locations, drilling schedules, total number of wells and gas production profiles were analyzed by well known commercial reservoir simulation software ECLIPSE. The development plan of the field was dependent upon the factors that would most affect the production and related sensitivity analyses were done accordingly. These factors were determined as plateau production rate, tubing head pressures and well drilling sequence among which "plateau rate" was found as the most important. The ultimate gas recovery was obtained as 2.0200 TSCF, 2.2047 TSCF and 2.2906 TSCF for 200 MMSCF/day, 250 MMSCF/day and 300 MMSCF/day plateau gas production rate during 30 years, respectively. Duration of inplateau rates of these three cases was estimated as 22, 16 and 12 years. In addition, it was determined that the production well locations have significant control on development plan and but tubing head pressures to have negligible effect. The total gas production at the end of the production period is almost the same for three different tubing head pressure as 2.20 TSCF. Drilling of new wells as far as possible from already existing wells resulted with higher gas recovery than drilling the new wells closer to the existing wells. Moreover, an alternative development plan for the gas field for the case of dry gas was put forward. Keywords: Reservoir simulation, gas field development planning, plateau rate, tubing head pressure, well drilling order. IV