Tez No	İndirme	Tez Künye	Durumu
474877		Variable-rate, variable-pressure production from a fractured gas well with large viscosity and compressibility variation: Applicability of superposition time / Yüksek akmazlık ve sıkıştırılabilirlik değişimi olan çatlaklı gaz kuyusundan değişken debili ve değişken basınçlı üretim: Zamanda süperpozisyon uygulanabilirliği Yazar:KIYMET GİZEM GÜL ERTUNÇ Danışman: PROF. DR. MUSTAFA VERŞAN KÖK ; PROF. DR. ERDAL ÖZKAN 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 Doktora İngilizce 2017 103 s.
Rezervuarlarda gaz akışının modellemesine yönelik klasik yaklaşım, yalancı-basınç tanımını kullanarak, sıkıştırılabilirliğin ve akmazlığın yalancı-basınç ile zayıf bağımlılığı olduğunu varsayıp difüzyon denkleminin doğrusal olmayışını göz ardı etmektedir. Ancak difüzyon denkleminin doğrusal olmaması, çatlaklı, kesif gaz kuyu performansı analizlerinde göz ardı edilemez ve bu doğrusal olmayış süperpozisyon kuralının çatlaklı kesif gaz kuyu performansı analizlerinde uygulanabilirliği konusunda soru işaretleri oluşturur. Çatlaklı kesif gaz kuyuları, üretim ömrü boyunca, özellikle çatlak çevresinde, gaz sıkıştırılabilirlik katsayısı ve akmazlığı üzerinde 3-10 katı değişikliğe neden olabilecek yüksek basınç düşüşleri altında üretilirler. Gaz sıkıştırılabilirlik katsayısı ve gaz akmazlığı değişiminin kesif gaz kuyu performansında göz önüne alınmaması, geçirgenlik tahminlerinin daha düşük olmasına, genel olarak rezervuar özelliklerinin yanlış yorumlanmasına veya kuyu tamamlama değerlendirmesinin hatalı olmasına neden olur. Bu araştırmada, doğrusal olmayan gaz difüzyon denklemi için pertürbasyon-Green fonksiyonu çözümü geliştirilmiştir. Pertürbasyon çözümünde, çözümünün her bir terimi, doğrusal bir sorunun çözümünü temsil ettiğinden, süperpozisyon ilkesinin adım adım uygulamasına izin vermektedir. Çözümün yarı analitik yapısı da pratik kullanım için yaklaşımlar türetmeye olanak sağlar. Bu tezde sunulan çözüm, spectral çözüm ve numerik simülatör ile karşılaştırıldı ve doğrulandı. Çözüm prosedürü, değişken debili yaklaşımları yeni bir süperpozisyon zamanı ile sunar, viskozite ve gaz sıkıştırılabilirlik katsayısındaki yüksek değişimlerin çatlaklı kesif gaz kuyusu performansına etkisinin analizlerini tartışır.
The conventional approach to model gas flow in reservoirs is to use a pseudopressure transformation and assume that the remaining nonlinearity of the diffusion equation can be ignored by the weak-dependence of compressibility and viscosity on pseudopressure. However, the nonlinearity of the diffusion equation cannot be ignored in the analysis of fractured, tight-gas well performances. The nonlinearity makes the application of superposition principal questionable for fractured tight-gas well performances. Fractured, tight-gas wells produce under large pressure drawdowns, which may cause three- to ten-fold variations in the gas compressibility-viscosity product, particularly in the vicinity of the fracture, over the life of production. Not accounting for the effect of large gas compressibility-viscosity product variations in pressure- and rate-transient analysis of fractured, tight-gas well performances leads to lower permeability estimates or, in general, misinterpretation of reservoir characteristics or misassessment of the efficiency of completions. In this research, a perturbation-Green's function solution is developed for the nonlinear gas diffusion equation. Because each term of the perturbation solution represents the solution for a linearized problem, term-by-term application of the superposition principle is permitted. The semi-analytical nature of the solution also enables us to derive approximations for practical use. This dissertation explains the solution procedure, compares and verifies the solution by a spectral solution and by a numerical simulator, presents variable-rate approximations in terms of a new superposition time, and discusses the results to provide guidelines for the analysis of fractured, tight-gas well performances under large variations of viscosity and compressibility.