Tez No	İndirme	Tez Künye	Durumu
485190		Modeling of the Tekirdağ natural gas field for underground gas storage / Tekirdağ doğal gaz sahasının yer altı gaz depolaması olarak modellenmesi Yazar:GÜRKAN KARAKAYA Danışman: DOÇ. DR. ÖMER İNANÇ TÜREYEN Yer Bilgisi: İstanbul 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 2017 91 s.
Tersiyer yaşındaki Trakya baseni Türkiye'nin en fazla doğal gaz üreten bölgelerinden biridir. Trakya bölgesi, hem büyük hem de çoğunlukla küçük ölçekte doğal gaz rezervlerine sahiptir. Ancak, Trakya bölgesinde bulunan doğal gaz sahalarının üretimi, Türkiye'nin doğal gaz ihtiyacının %1'inden daha azını karşılamaktadır. Diğer taraftan, Türkiye'ye yurt dışından gelen uzun mesafeli doğal gaz boruhatlarının yanında politik ve teknik riskler, Türkiye'nin gaz ihtiyacını tehlikeye sokmaktadır. Bundan dolayı, acil durumlarda veya beklenmedik kısa dönemli aşırı doğal gaz talebi olması durumunda, doğal gaz depolama, bir ülkenin enerji ihtiyacı açısından önemli bir rol oynamaktadır. Sonuç olarak, üretimi tamamlanmış ya da tamamlanmakta olan gaz rezervuarlarının doğal gaz depolamaya dönüştürülmesi kaçınılmazdır. Tekirdağ sahası, Trakya bölgesinde delta tipi Osmancık formasyonundan üreten en büyük sığ gaz rezervuarlarında birisidir. Tekirdağ sahası 1998 yılında keşfedilmiş ve üretimi tamamlanmaya yakın olmasına rağmen, veri eksikliğinden dolayı, yerinde gaz miktarına ve rezervine yönelik bir çalışma yapılamamıştır. Bu çalışmada, ilk önce statik ve dinamik verileri kullanarak, hem rezervuar A diye adlandırılan hem de rezervuar B diye adlandırılan rezervuarlar için yerinde gaz miktarı hesaplanmıştır. Sonrasında, bu rezervuarlar yeraltı doğal gaz depolaması için modellenmiştir. Böylece, RUBIS adlı modelleme programı kullanılarak, Tekirdağ sahası, doğal gaz depolaması için modellenmiştir. Rezerv hesabına yönelik ilk çalışma, statik verilerin analizi sonucunda Monte Carlo similasyonundan yararlanılarak yapılmıştır. İlk olarak, ilgili rezervuları kesen kuyular içinde alınan wireline logları yorumlanmıştır. Bu logların yorumlanması sonucunda, her bir kuyu için net kalınlık, ortalama gözeneklilik ve su doymuşluk değerleri hesaplanmıştır. A rezervuarına ait minimum ve maksimum net kalınlık değerleri sırasıyla 0.4 m ve 27.6 m hesaplanmıştır. B rezervuarına ait minimum ve maksimum net kalınlık değerleri ise, sırasıyla 0.6 m ve 22.0 m hesaplanmıştır. Her iki rezervuara ait histogram grafiği oluşturulup incelendiğinde, verilerin dağılımının log-normal dağılım sergilediği görülmüştür. A rezervuarına ait minimum ve maksimum gözeneklilik değerleri sırasıyla %22.6 ve %25.7 hesaplanmıştır. B rezervuarına ait minimum ve maksimum gözeneklilik değerleri ise, sırasıyla %22.8 ve %25.5 hesaplanmıştır. Her iki rezervuara ait histogram grafiği oluşturulup incelendiğinde, verilerin dağılımının normal dağılım sergilediği görülmüştür. A rezervuarına ait minimum ve maksimum su doymuşluğu değerleri sırasıyla %19.2 ve %29.3 hesaplanmıştır. B rezervuarına ait minimum ve maksimum su doymuşluğu değerleri ise, sırasıyla %19.9 ve %28.6 hesaplanmıştır. Her iki rezervuara ait histogram grafiği oluşturulup incelendiğinde, verilerin dağılımının normal dağılım sergilediği görülmüştür. Monte Carlo modellemesi kullanılarak elde edilen yerinde gaz miktarı, A rezervuar için 12.7 bscf ile 43.4 bscf arasında hesaplanırken, B rezervuarı için 9.0 bscf ile 29.0 bscf arasında hesaplanmıştır. Rezerv hesabına yönelik ikinci çalışma, dinamik verilerden yararlanılarak yapılmıştır. Özellikle, kuyu bazında üretim ve basınç değerleri kullanılarak hesaplamalar yapılmıştır. Fakat, her ne kadar A ve B rezervuarlarından üretim yapan kuyular 1998 den itibaren üretime başlamış olsa da, kapama basınç değerleri ancak 2006 yılından itibaren düzenli olarak kayıt edilmiştir. Ayrıca, A ve B rezervuarlından yapaılan keşif sonrasında, orjinal basınca yönelik bir çalışma yapılmamıştır. Buna rağmen, 2006 yılından sonra, bu rezervuarlardan üretim yapan sahanın, herhangi bir sebeple de olsa uzun süre kapalı kaldığı süreler incelenmiş ve ortalama rezervuar basınçları hesaplanmıştır. Sonrasında, bu ortalama rezervuar basınçları, kütle denge denkleminde kullanılarak yerinde gaz miktarı hesaplanmıştır. Kütle denge denkleminde, A rezervuarı için farklı tarihlerde 3 farklı ortalama rezervuar basıncı hesaplanmıştır. Bu 3 farklı tarihte hesaplanan basınç değerleri, göreceli olarak en uzun kapama süreleri dikkate alınarak yapılmıştır.Buna göre, A rezervuarına ait yerinde gaz miktarı 32.1 bscf olarak hesaplanmış. Ayrıca kütle denge grafiğinden, orjinal rezervuar basıncı 452 psia olarak tahmin edilmiştir. Aynı şekilde, kütle denge denkleminde, B rezervuarı için farklı tarihlerde 3 farklı ortalama rezervuar basıncı hesaplanmıştır. Bu 3 farklı tarihte hesaplanan basınç değerleri, göreceli olarak en uzun kapama süreleri dikkate alınarak yapılmıştır.Buna göre, B rezervuarına ait yerinde gaz miktarı 17.5 bscf olarak hesaplanmış. Ayrıca kütle denge grafiğinden, orjinal rezervuar basıncı 473 psia olarak tahmin edilmiştir. Son olarak, mevcut kuyu ve saha bilgileri kullanılarak, Tekirdağ sahasının doğal gaz yeraltı depolanması ile ilgili çalışmalar yapılmıştır. Bu çalışma, RUBIS yazılımının yardımıyla değişik senaryolarda incelenmiştir. Birinci senaryoda, Tekirdağ sahası, rezervuar A'dan üretim yapan 22 kuyu ve rezervuar B'den üretim yapan 8 kuyu ile yeraltı doğal gaz depolaması için kullanılmıştır. İkinci senaryoda, mevcut kuyuların hepsinde mekanik zar faktörü eklenmiş ve son olarak üçüncü senaryoda ise, her bir rezervuara birer yatay kuyu yerleştirilmiş ve bütün sonuçlar ayrı ayrı değerlendirilmiştir. İstenilen sonuçları elde edebilmek için, bir yıllık dönemi kapsayan üretim ve enjeksyion aralıkları şu şekilde planlanmıştır; • 5 aylık enjeksiyon dönemi. Bu dönemde, enjeksiyon basıncı orijinal rezervuar basıncı olarak kullanılmıştır. • 1 aylık kapama dönemi. • 5 aylık üretim dönemi. Bu dönemde, kuyubaşı üretim basıncı 145 psia olarak sabitlenmiştir. • 1 aylık kapama dönemi. Birinci senaryoda, üretim ve enjeksiyon miktarlarındaki denge hem A hem de B rezervuarı için 10 yıl içinde sağlanamamıştır. İkinci senaryoda ise, mekanik zar faktörü (+10) eklenmiş ve sonuçlar irdelenmiştir. Kuyularda mekanik zar faktörü olma durumunda, üretim ve enjeksiyon denge süresi daha kötü bir durum sergilemiştir. Son senaryoda ise, mevcut kuyulara ek olarak, her bir rezervuar için birer yatay kuyu eklenmiştir. Bu durumda ise, yıllık bazda işletilen gaz üretim kapasitesinin önemli miktarda arttığı gözlenmiştir.
The Tertiary-age Thrace Basin is the largest gas producing onshore area in Turkey. Thrace region has both large and mostly small size natural gas fields. However, the gas producing fields in Thrace region are only producing less than one percent of the domestic demand. On the other hand, gas interruption in supply due to long-distance pipeline routes as well as political and technical reasons pose a risk to continuous gas demand of the country. Thus, gas storage in emergency situations or during the unexpected short term excess demand plays a key role in security of the country energy needs. As a result, converting of partially or fully depleted gas reservoirs to the underground gas storage is inevitable. Tekirdağ field is one of the biggest shallow gas reservoirs in Thrace region producing from deltaic Osmancik formation. Tekirdağ field was discovered in 1998 and despite of that it is close to fully depletion now, there is no precise and accurate OGIP estimation to date due to lack of data. In this study, firstly original gas in place (OGIP) has been estimated using static and dynamic data for the reservoir Unit-A and Unit-B. As a result of marial balance method, 452 psia and 473 psia of original reservoir pressure has been calculated for Unit-A and Unit-B respectively. Also, OGIP has been calculated as 32.1 bscf (909.0 million sm3) and 17.5 bscf (495.5 million sm3) for the reservoir Unit-A and Unit-B, respectively. Secondly, it has been worked on the modeling for underground gas storage. Thus, Tekirdağ gas field is designed for storage purposes using RUBIS simulator. In the first scenario, Tekirdağ field is simulated as a underground gas storage with already existing twenty two wells for Unit-A and eight wells for Unit-B. Secondly, mechanical skin has been applied to all wells. And finally, one horizontal well for each reservoir has been placed and investigated results of the all scenarios. In order to achieve the results, one year of storage cycle is planned as follows for Unit A and Unit-B; • Five months of injection period keeping the bottom hole injection pressure as original reservoir pressure. • One month of shut-in period. • Five months of production period keeping the surface flowing pressure at 145 psia. • One month of shut-in period.