Tez No	İndirme	Tez Künye	Durumu
167021	Bu tezin, veri tabanı üzerinden yayınlanma izni bulunmamaktadır. Yayınlanma izni olmayan tezlerin basılı kopyalarına Üniversite kütüphaneniz aracılığıyla (TÜBESS üzerinden) erişebilirsiniz.	Production optimization of a gas condensate reservoir using a black oil simulator and nodal system analysis: A case syudy / Gaz kondensat rezervuarının nümerik simülasyon ve noktasal sistem analizi kullanılarak modellenmesi: Bir durum çalışması Yazar:CEM MİNDEK Danışman: PROF. DR. SUAT BAĞCI 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:	Onaylandı Yüksek Lisans İngilizce 2005 181 s.
ÖZ GAZ KONDENSAT REZERVUARININ NÜMERİK SİMÜLASYON VE NOKTASAL SİSTEM ANALİZİ KULLANILARAK MODELLENMESİ: BİR DURUM ÇALIŞMASI MİNDEK, Cem Yüksek Lisans, Petrol ve Doğal Gaz Mühendisliği Bölümü Tez Yöneticisi: Prof. Dr. Suat Bağcı Haziran 2005, 162 sayfa Bir doğalgaz sahasında ekonomik şartlara uygun olarak sahanın ömrünü belirlemek ve uygun üretim şeklini seçmek en önemli kriterdir. Bu çalışmada Trakyadaki bir doğalgaz sahası seçilmiştir. Mevcut rezervuar verileri derlenerek sahanın karakteri belirlenmiştir. Bu veriler daha sonra CMG (Computer Modeling Group) alt simulatörü olan IMEXde kullanılabilecek bir veri grubu haline çevrilmiştir. Rezervuar verilerinden elde edilen veri grubu simulator ve gerçek saha verileri arasında tarihsel eşleştirme yapmada kullanılmıştır. Saha verileri ile simulator sonuçları arasında başarılı bir eşleşme sağlandıktan sonra veri grubu dört yeni senaryo için girdi olarak kullanılmıştır VITüm senaryolar kuyubaşı basınçları 500 psi altına düşmedikçe 2010 a kadar üretime devam etmişlerdir. Tarihsel eşleşmeden sonra, senaryolarda kullanılmak üzere sahanın en uygun yerlerinde iki yeni kuyu tanımlanmştır. Senaryo 1 de tarihsel eşleme bölümünden sonraki dört kuyuyla üretime devam edilmiştir, Senaryo 2 yeni tanımlanan W6 kuyusuyla beraber üretime devam edilmiştir, Senaryo 3, bir başka yeni tanımlanan W7 kuyusuyla üretime devam edilmiştir, ve Senaryo 4 her iki yeni tanımlanan W6 ve W7 ile üretime devam edilmiştir. Tüm senaryolar kıyaslandıktan sonra, yeni tanımlanan iki kuyu, W6 ve W7 ile üretim yapan Senaryo 4 ün en çok üretimi verdiği ortaya çıkmıştır. Senaryo 4, Ocak 2005 ile Ocak 2010 arasında 7,632 MMscf gaz üretmiştir. Senaryo 4 ün üretimi en iyi ikinci senaryo olan Senaryo 2 nin üretim miktarı 7,311 MMscf den 372 MMscf fazladır. Senaryo 3 de 7,260 MMscf ve Senaryo 1 de 6,81 1 MMscf gaz üretilmiştir. Ayrıca tubing çapının kuyular için uygun olup olmadığını belirlemek için noktasal sistem analizi gerçekleştirilmiş ve sonuçları kuyuların ilk üretim miktarlarıyla kıyaslanmıştır. Müşteri talepleri yüzünden üretim sırasında yapılan değişikliklerden dolayı, hesaplanan en uygun üretim miktarından sırasıyla, Well 1 0.80 MMscf, Well 2 0.60 MMscf, Well 3 0.60 MMscf, Well 4 0.80 MMsf ve Well 5 0.05 MMsf fark göstermiştir. Anahtar Kelimeler: Gaz kondensat rezervuarı, Tarihsel eşleştirme, Modelleme VII
ABSTRACT PRODUCTION OPTIMIZATION OF A GAS CONDENSATE RESERVOIR USING A BLACK OIL SIMULATOR AND NODAL SYSTEM ANALYSIS: A CASE STUDY MİNDEK, Cem M. Sc, Department of Petroleum and Natural Gas Engineering Supervisor: Prof. Dr. Suat Bağcı June 2005, 162 pages In a natural gas field, determining the life of the field and deciding the best production technique, meeting the economical considerations is the most important criterion. In this study, a field in Thrace Basin was chosen. Available reservoir data was compiled to figure out the characteristics of the field. The data, then, formatted to be used in the commercial simulator, IMEX, a subprogram of CMG (Computer Modeling Group). The data derived from the reservoir data, used to perform a history match between the field production data and the results of the simulator for a 3 year period between May 2002 and January 2005. After obtaining satisfactory history matching, it was used as a base for future scenarios. Four new scenarios were designed and run to predict future production of the field. Two new wells were defined for the IVscenarios after determining the best region in history matching. Scenario 1 continues production with existing wells, Scenario 2 includes a new well called W6, Scenario 3 includes another new well, W7 and Scenario 4 includes both new defined wells, W6 and W7. All the scenarios were allowed to continue until 2010 unless the wellhead pressure drops to 500 psi. None of the existing wells reached 2010 but newly defined wells achieved to be on production in 2010. After comparing all scenarios, Scenario 4, production with two new defined wells, W6 and W7, was found to give best performance until 2010. During the scenario 4, between January 2005 and January 2010, 7,632 MMscf gas was produced. The total gas production is 372 MMscf more than Scenario 2, the second best scenario which has a total production of 7,311 MMscf. Scenario 3 had 7,260 MMscf and Scenario 1 had 6,821 MMscf respectively. A nodal system analysis is performed in order to see whether the initial flow rates of the wells are close to the optimum flow rates of the wells, Well 1 is found to have 6.9 MMscf/d optimum production rate. W2 has 3.2 MMscf/d, W3 has 8.3 MMscf/d, W4 has 4.8 MMscf/d and W5 has 0.95 MMscf/d optimum production rates respectively. Keywords: Gas condensate reservoir, History Matching, Simulator