Geri Dön

Examining the structural geology and exploring geothermal energy production potential of an oil/gas field in Thrace Basin, Turkiye

Trakya Havzası'nda, Türkiye, yer alan bir petrol/gaz sahasının yapısal jeolojisinin incelenmesi ve jeotermal enerji üretim potansiyelinin araştırılması

PDF İndir

  1. Tez No: 948927
  2. Yazar: MELEK ALTIN
  3. Danışmanlar: PROF. DR. GÜRSEL SUNAL, PROF. DR. MUSTAFA ONUR
  4. Tez Türü: Doktora
  5. Konular: Jeoloji Mühendisliği, Petrol ve Doğal Gaz Mühendisliği, Geological Engineering, Petroleum and Natural Gas Engineering
  6. Anahtar Kelimeler: Belirtilmemiş.
  7. Yıl: 2025
  8. Dil: İngilizce
  9. Üniversite: İstanbul Teknik Üniversitesi
  10. Enstitü: Lisansüstü Eğitim Enstitüsü
  11. Ana Bilim Dalı: Jeoloji Mühendisliği Ana Bilim Dalı
  12. Bilim Dalı: Jeoloji Mühendisliği Bilim Dalı
  13. Sayfa Sayısı: 222

Özet

Trakya Havzası sedimanter çökelimi Eosen yaşlı çökellerle başlar ve Miyosen yaşlı çökellerle son bulur. Trakya Havzası'nda, jeolojik istif yaşlıdan gence doğru sıralandığında, Eosen yaşlı Keşan Grubu (Ceylan, Soğucak, Hamitabat, Gaziköy, Fıçıtepe ve Karaağaç Formasyonları), Mezardere Formation, Oligosen yaşlı Osmancık ve Danişmen Formasyonları ile Miyosen yaşlı Ergene Formasyonu bulunmaktadır. Trakya Havzası'nda, Türkiye, Oligosen yaşlı Osmancık Formasyonu ve Eosen yaşlı Mezardere Formasyonları'ndan uzun yıllardır doğalgaz üretimi yapılmaktadır ve havza, Türkiye'nin en büyük doğalgaz üretim havzasıdır. Geçtiğimiz yıllarda, Trakya Havzası'nda, Eosen yaşlı Keşan Grubu gibi yaşlı formasyonlar içerisinde gaz üretim potansiyeli bulunup bulunmadığını araştırmak üzere sondaj çalışmaları yapılmaya başlanmıştır. Ticari bir şirket bu doktora tezinin konu aldığı sahada Keşan Grubu hidrokarbon üretimini test edebilmek ve havza temelindeki gaz birikimini araştırmak için üç derin kuyu (R-1, I-1, K-1) kazmıştır. Kazılan derin kuyuların toplam derinlikleri 5,000 m civarında ve Keşan Grubu içerisinde yapmış oldukları sondaj ortalama 1,000 m'dir. Sondajlar tamamlandıktan sonra bu kuyular üretilebilirlik açısından test edilmiş ve sonuç olarak kuyulardan gaz, kondensat ve sıcak su üretimi olduğu rapor edilmiştir. Bundan sonra bu tür artezyen sıcak su üretimi yapan kuyuların jeotermal enerji üretim potansiyelinin bulunabileceği fikri doğmuştur. Bu doktora çalışmasında, Eosen yaşlı Keşan Grubu hedefli, sıcak su üreten bu üç kuyunun jeotermal yerinde ısı potansiyeli ve jeotermal energi üretim potansiyeli çalışılmış ve sonuçlar raporlanmıştır. Bu doktora çalışmasında, ilk olarak, statik jeohücresel bir rezervuar modeli oluşturulmuştur. Modelin yapım aşamaları, fay modelleme (pillar gridding), (“x”ve“y”yönlerinde 200 X 200 grid oluşturuldu) geometrik modelleme, modeli ince katmanlara ayırma (layering) (model, her biri 5 m'lik bir aralığı temsil edecek şekilde layering yapıldı), açık kuyu log verilerinin modelde kuyuların kestiği hücrelere doldurulması (scale up) ve rezervuar özellikleri modelleme (efektif porozite, permeabilite, fasiyes, hacimsel spesifik ısı kapasitesi, sıcaklık, basınç, su saturasyonu) (property modelling) çalışmalarının sırasıyla yapılması sonucu oluşturuldu. Hesaplanan ve log verilerinden gelen rezervuar özelliklerini model içerisinde her bir hücreye dağıtmak için veri analizleri yapılarak variogramlar belirlendi ve Gauss dağılım algoritmaları Petrel yazılımı kullanılarak sahadaki tüm formasyonları içeren sayısal hücresel bir statik jeolojik rezervuar modeli oluşturuldu. 1,212 km2 alan, 2,500 m kalınlık, 755 ara katman ve 65 fay hattı içeren model, rezervuar özelliklerinin her bir formasyon için hangi yönde nasıl dağılım gösterdiği, eğer yeni kuyular kazılacaksa hangi yöne gidilmesi gerektiği konusunda iyi fikirler veren yüksek çözünürlüklü (yaklaşık 23 milyon rezervuar hücresinden oluşuyor) bir jeolojik rezervuar modelidir. Sahada yeni kuyuların kazılması aşamasında yer belirlemede, kuyuda beklenir jeolojik kesit ve rezervuar özellikleri konusunda ön bilgi sağlama konusunda yardımcı bir saha geliştirme modelidir. Keşan Grubu arazi çalışması sonuçlarına göre, Keşan Grubu'nun ana tabakalanma yönü DKD-BGB'dir. Bazı tabakaların KD-GB yönelimli olduğu görülmektedir. Tabakalar genellikle yataydır. Eklemler genellikle yüksek açılı eğimlere (>60º) sahiptir. Eklemlerin ana doğrultu yönü KKB-GGD'dir; daha az belirgin olanlar ise KB-GD, D-B ve KD-GB'dır. Çalışma sahasında, eklem setlerinin bir kısmının kıvrımlanmayla ilişkili olduğu gözlenmiştir. Diğerleri ise açılmaya bağlı eklemlerdir. Eklemlerde genellikle dolgu malzemesi bulunmamakla birlikte, bazı kalsit dolguları gözlenmiştir. Kayaçlar çoğunlukla ince taneli (ince kumtaşı, silttaşı veya şeyl) olduğundan çatlak yoğunluğu yüksektir. Eklemler, özellikle düşük gözenekli kayaç tiplerinde doğal geçirgenliğe izin veren yapılardır. Ortogonal ve radyal eklemler kıvrımlara paralel ve diktir. Keşan Grubu'nun ana fay yönü KB-GD'dur. Bazı faylar D-B yönelimlidir. Özellikle havzanın açılışını gösteren sin-sedimanter faylar bölgede gözlenmiştir. Ancak, hemen hemen tüm kaya türleri kırıntılı olduğundan, kayma yüzeyleri üzerinde çok fazla kayma çiziği yoktur. Çalışma sahasında sintetik ve antitetik normal faylar, ters faylar, oblik ve doğrultu atımlı faylar gözlenmiştir. Normal faylar KD yönünde 65º'den yüksek eğim değerlerine sahip olup havza açılmasıyla ilişkilidir, ancak ters faylar hem KB hem de GD eğimli olup muhtemelen havzanın kapanması sırasında oluşmuşlardır ve yüksek eğim değerleri yeniden işlenmiş fayları anımsatmaktadır. Eğik faylar KKB-GGD ve yaklaşık D-B doğrultulu faylardır. D-B doğrultulu faylar Kuzey Anadolu Fay Zonu (KAFZ) ile ilişkili olabilir, ancak diğerleri transfer faylarını temsil edebilir. KD-GB yönünde kırık sistemlerinin olmaması bu yönde iyi rezervuar geçirgenliğinin beklenmediğini göstermektedir. Yüzey verilerinden elde edilen fay yönelimleri Petrel yazılımında yapılan fay yorumlamalarıyla aynı yöndedir. Paleoakıntı verileri KB-GD yönünde oldukça dağınık olmasına rağmen yelpaze delta sistemini temsil eder ve paleoakıntı yönünün KB-GD olduğunu gösterir. Jeotermal rezervuarlar için yerinde ısı ve üretilebilir güç miktarının hesaplanmasında, 1970'lerde ABD Jeolojik Tetkik Dairesi (USGS) tarafından önerilen hacimsel depolanmış ısı (veya“yerinde ısı”) yöntemi sıklıkla kullanılmaktaydı. USGS hacimsel yöntemi, jeotermal kaynakların depolanmış ısı veya hacimsel yönden değerlendirilmesinde basitliği nedeniyle oldukça caziptir. 2006 yılında çiftli akışkanlı (binary) sistemler için MIT yönteminin kullanılması önerilmiştir. Ancak son yıllarda jeotermal kaynakların önemli oranda gelişimiyle beraber geride kalan on yıllar boyunca edinilen deneyim, söz konusu yöntemlerin, ilk önerildiği şekliyle kullanımının gerçek güç potansiyellerini aşırı iyimser tahmin ettiğini göstermiştir. Sorunun çoğu, hesaplamalarda kullanılan üretim (veya kurtarım) faktörü, gerçekte üretilebilecek olan kaynak hacmi ve referans sıcaklık için keyfi olarak çoğu zaman düşük alınan ortam sıcaklığı (veya terk sıcaklığı) değerlerinden kaynaklanmaktır. Örneğin, pek çok çalışmada USGS yönteminde, 15 C referans sıcaklığı kullanılırken, kimi çalışmalarda 25 C, kimisinde 35 C, kimisinde de 100 C alınmaktadır. Bu keyfi referans sıcaklık değerleri depolanmış ısı hesaplamaları için kullanılabilir olmakla beraber, kuyu başında üretilebilir ısı ve elektrik üretimi tahminleri için gerçekçi değildir. Son yapılan çalışmalar, referans sıcaklığın, üretilebilir ısıyla ilgili gerçekçi tahminlerini elde etmek için, tekli flaş (single-flash) ve çiftli akışkan (binary) gibi belirli güç çevrimlerinin göz önüne alınarak seçilmesi gerektiğini göstermektedir. Bu yaklaşım, güç dönüşümünde kullanılabilen güç çevrimi için, mevcut iş ve dönüşüm verimliliğinin uygun olarak hesaplanmasını sağlamaktadır. Bu yöntemi yerinde ısı ve üretilebilir güç miktarının hesaplanmasında kurulmuş ya da kurulması hedeflenen güç çevrim sisteminin termodinamiğin ikinci yasasını dikkate alarak çevrim sisteminin gerçek çalışma koşullarını temel alarak yapmaktadır. Bu yöntemde referans sıcaklık, turbo jeneratör güç çevrim verimliliği gibi değerleri tahmin ettiğimiz sabit bir değer olarak alamayız. Bu değerler çevrim sisteminin gerçek çalışma koşullarına göre belirlenir ve böylece yapacağımız rezerv yaklaşımı USGS ve/veya MIT yöntemine kıyasla çok daha gerçekçi olacaktır. Ayrıca bu yöntemin kullanımında çevrim verimliliği için %75 değerinin kullanılmasını önerilmiştir. Bu doktora çalışmasında yapılan yerinde ısı ve üretilebilir güç potansiyeli hesapları, çevrim sisteminin termodinamiği göz önünde bulundurularak uygun hesaplamalar ile yapıldığı için daha gerçekçi sonuçlar ortaya koymuştur. Trakya Havzasında kazılmış R-1, K-1 ve I-1 kuyuları Keşan Grubu içerisinde sırasıyla 855 m, 874 m ve 1,241 m sondaj yaparak tamamlanmıştır. Eosen yaşlı Keşan Grubu'nu hedefleyen bu üç kuyudan elde edilen statik rezervuar sıcaklık değerleri ortalama 165 oC'dir. Kuyubaşı testlerinde bu kuyulardan sıcak su ve gaz üretimi birlikte test edilmiştir. Kuyubaşı su sıcaklığı değerleri 75-90 C arasında ölçülmüştür. Keşan Grubu'nun jeotermal yerinde ısı rezervi ve üretilebilir jeotermal enerji güç potansiyelini araştıran herhangi bir çalışma bugüne dek yapılmamıştır. Keşan Grubu jeohücresel modeli için, bölgede kazılmış üç derin kuyunun oluşturduğu bir sınır poligonu belirlenmiş ve Keşan Grubu jeohücresel modeli oluşturulmuştur. Model, 482 km2 alan, 1,000 m kalınlığı kapsamakta ve 65,000 hücreden oluşmaktadır. 3D sismik yorumların bu alan dışında kalan kısımları kırpılarak çıkarılmış, kazılan kuyulardan elde edilen çamur logları, formasyon giriş derinlikleri ve diğer açık kuyu log verileri ile birlikte değerlendirilerek efektif porozite, su satürasyonu, hacimsel spesifik ısı kapasitesi, jeotermal depolanmış yerinde ısı rezervi ve üretilebilir güç potansiyeli olasılıksal verilerle iki farklı yöntemle hesaplanmıştır. Birinci yöntemde oluşturulan jeohücresel istatistiksel modelde her bir hücre için değerler ayrı ayrı hesaplatılarak P10 (proved), P50 (probable) ve P90 (possible) değerleri hesaplanmıştır. İkinci yöntemde matematiksel komutlar ve formüller yazılmış, minimum, mod ve maksimum değerler verilmiş, bu değerler çerçevesinde simetrik üçgensel değer dağılımları yapılarak Analitik Belirsizlik Yöntemi ile belirsizlik yayılımını dikkate alan matematiksel olasılıksal (P10, P50, P90) sonuçlara ulaşılmıştır. Her iki yöntemde de sahada çiftli akışkanlı bir jeotermal enerji çevrim sisteminin kurulmuş olduğu, bu çevrim sisteminin 25 yıl boyunca, 0.90 yük faktörü ile ve %75 turbo-jeneratör çevrim verimliliği ile çalıştırılacağı varsayılarak hesaplamalar yapılmıştır. Her iki yöntemden elde edilen sonuçlar %4 oranında farklılık göstererek birbirine çok yakın sonuçlar ortaya koymuştur. Her iki yöntemden ortalama üretilebilir jeotermal enerji güç kapasitesi 3,265 MWe olarak hesaplanmıştır. Yapılan çalışmanın sonucu Keşan Grubu'nun jeotermal üretim güç potansiyeli açısından iyi bir aday olduğunu ve saha geliştirme konusunda çok veri gerektiren jeo-hücresel modellemeleri yapabilecek kadar veri bulunmadığında Analitik Belirsizlik Dağılım yönteminin, jeo-nümerik modellemelere çok yakın sonuçlar ortaya koyduğu ve dolayısıyla saha geliştirme noktasında başvurulabilecek iyi bir alternatif rezervuar tahmin yöntemi olduğunu göstermiştir.

Özet (Çeviri)

The sedimentary deposits of the Thrace Basin begin with Eocene-aged sediments and end with Miocene-aged sediments. The Thrace Basin consists, from bottom to top of the Eocene aged Keşan Group (Ceylan, Soğucak, Hamitabat, Gaziköy, Fıçıtepe and Karaağaç Formations), Mezardere Formation, Oligocene-aged Osmancık and Danişmen Formations and Miocene-aged Ergene Formation. Trace Basin is the biggest natural gas producer from Oligocene aged Osmancık Formation and Econe aged Mezardere Formations for years in Türkiye. So recently some exploration drillings have been performed to examine the deeper production potential of the field from the older formations such as Keşan Group formations. A commercial exploration company has drilled three deep wells (R-1, I-1 and K-1) in the study area of this PhD dissertation to be able to exlore the basin centered gas accumulation of Thrace Basin in Eocene aged Keşan Group. These three well's total depths are approximately 5,000 m and penetrated 1,000 m thickness in the Keşan Group in average. After drilling, the wells were tested for production and produced gas, condensate and hot water at the wellhead. Then the idea came out for geothermal energy production potential of these kind of hot water production wells. So in this PhD study, the geothermal reserve (heat in-place) and energy production potential of these three wells were examined and results were explained. In this PhD study, first, a static geocellular reservoir model was created as a result of the following stages of construction: Fault modeling (pillar gridding), geometrical modeling (a 200 X 200 grid was created in the“x”and“y”directions), dividing the model into thin layers (layering) (the model was layered so that each layer represent 5 m interval), filling the open well log data into the cells cut by the wells in the model (scale up) and reservoir property modeling (porosity, permeability, facies, volumetric specific heat capacity, temperature, pressure, water saturation) (property modeling). Data analysis was performed to distribute the reservoir properties from the calculated and log data to each cell in the model, and variograms were determined, and a numerical cellular static geological reservoir model was created in Petrel software using Gaussian distribution algorithms, which include all formations in the field. The model, covering 1,212 km2 area, 2,500 m thickness, 755 interlayers and 65 fault lines, is a high-resolution (approximately 23 million reservoir cells) geological reservoir model that provides good ideas about how and which reservoir properties are distributed in each formation and which direction to go if new wells are planned to be drilled. It is a helpful field development model in determining the location of new wells in the field and in providing preliminary information about the geological section and reservoir properties expected in the well. Our field studies on the Keşan Group has shown that the main bedding direction of the Keşan Group is ENE-WSW. It is also observed that some beddings are oriented NE-SW. The dip of the beddings are generally horizontal. The joints have generally high angle dips (>60) and major strike direction is NNW-SSE. Furthermore, less pronounced ones are NW-SE, E-W and NE-SW directed. In the study field, it was observed that some of the joint sets are related to the folding representing orthogonal and shear joints. Others are extensional joints. Joints are generally not filled but some calcite fillings were also observed. Because rocks are mostly fine-grained (fine sandstone, siltstone, or shale) fracture density is high (closely spaced). Joints are penetrative structures, which allow natural permeability in the rocks, especially in low porous rock types. The orthogonal and radial joints are parallel and perpendicular to the fold axis. The main fault direction of the Keşan Group is NW-SE. Some faults are oriented E-W. Especially syn-sedimentary faults measured in the region indicating the opening direction of the basin, which is NE-SW. However, because almost all rock types are clastic they do not have much slickenlines on the slickensides. Synthetic and antithetic normal faults, reverse faults, oblique and strike-slip faults were observed in the study area. The normal faults having dip values higher than 65º, are NE dipping and related to basin opening but reverse faults are both NW and SE dipping probably formed during the closure of the basin having high dip values reminding reworked faults (reworked earlier normal faults). Oblique faults have NNW-SSE and roughly E-W striking faults. E-W striking faults may be related to the North Anatolian Fault Zone (NAFZ) but others may represent transfer faults. The absence of fracture systems in the NE-SW direction indicates that good reservoir permeability should not be expected in this direction. The fault orientations obtained from the surface data are in the same direction with the fault interpretations made in the Petrel software. Although the paleocurrent data are quite scattered in the NW-SE direction, they represent the fan delta system and show that the paleocurrent direction is NW-SE. In calculating the amount of heat and producible power for geothermal reservoirs, the volumetric stored heat (or“heat in place”) method proposed by the US Geological Survey (USGS) in the 1970s was frequently used. The USGS volumetric method is quite attractive due to its simplicity in evaluating the stored heat or volumetric aspects of geothermal resources. In 2006, the MIT method was proposed for binary geothermal power conversion systems. However, with the significant development of geothermal resources in recent years, experience gained over the past decades has shown that the use of these methods, as first proposed, overly optimistically estimates the real power potential. Much of the problem stems from the production (or recovery) factor used in the calculations, the resource volume that can be produced, and the ambient temperature (or leaving temperature) values that are often arbitrarily low for the reference temperature. For example, while many studies use a reference temperature of 15 C in the USGS method, some studies use 25 C, some use 35 C, and some use 100 C. These arbitrary reference temperature values can be used for stored heat calculations, but they are not realistic for estimating the heat and electricity production that can be produced at the wellhead. Recent studies have shown that the reference temperature should be selected by considering specific power conversion systems, such as single-flash and binary, to obtain realistic estimates of the heat that can be produced. This approach provides an appropriate calculation of the available work and conversion efficiency for the power plant that can be used in power conversion. This method is based on the actual operating conditions of the power conversion system, considering the second law of thermodynamics in the calculation of the amount of heat in place and power potential that can be produced. In this method, we cannot take values such as reference temperature, turbo generator power conversion efficiency as a fixed value that we estimate. These values are determined according to the actual operating conditions of the power conversion system and thus the reserve approach we will make will be much more realistic compared to the USGS and/or MIT methods. In addition, it is suggested to use the value of 75% for conversion efficiency in the use of this method. The on-site heat and producible power potential calculations made in this doctoral study have yielded more realistic results since they were made with appropriate calculations considering the thermodynamics of the constructed power conversion system. The R-1, K-1, and I-1 wells drilled in the Thrace Basin were completed by drilling 855 m, 874 m, and 1,241 m thickness in the Keşan Group, respectively. The static reservoir temperature values obtained from these three wells targeting the Eocene-aged Keşan Group are an average of 165 oC. Hot water and gas production from these wells were tested together in the wellhead tests. Wellhead water temperature values were measured between 75-90 oC. No study has been conducted to date investigating the geothermal reserve and producible geothermal power potential of the Keşan Group. The geocellular model of the Keşan Group was made by determining a boundary polygon formed by three deep wells drilled in the region. The model covers an area of 482 km2, 1,000 m thickness and consists of 65,000 cells. The parts of the 3D seismic interpretations outside this area were cropped, and the mud log data obtained from the drilled wells, formation entry depths and other open hole log data were evaluated together with the effective porosity, water saturation, volumetric specific heat capacity, geothermal stored heat in-place, reserve and producible power potential were calculated with two different methods with probabilistic data. In the first method, the values for each cell in the created geocellular statistical model were calculated separately, and P10 (proved), P50 (probable), and P90 (possible) values were calculated. In the second method, mathematical commands and formulas were written, minimum, moderate, and maximum values were given, symmetric triangular value distributions were made within the framework of these values and mathematical probabilistic (P10, P50, P90) results were obtained considering the uncertainty propagation with the Analytical Uncertainty Method. In both methods, calculations were made assuming that a dual fluid geothermal energy power conversion system was constructed in the field and that this power conversion system would be operated for 25 years with a load factor of 0.90 with a turbo-generator cycle efficiency of 75%. The results obtained from both methods showed a difference of 4% and presented very close results. The average geothermal energy production potential from both methods was calculated as 3,265 MWe. The results of the study showed that the Keşan Group is a good candidate in terms of geothermal power production potential and that the Analytical Uncertainty Propagation method provides very close results to geocellular models when there is not enough data to perform geocellular models that require a lot of data for field development and therefore it is a good alternative reservoir estimation method that can be used for field development.

Benzer Tezler

  1. Tez No

    496445

    Morphotectonic analysis of the East Anatolian fault zone (E. Turkey) using remote sensing techniques

    Uzaktan algılama teknikleri kullanarak Doğu Anadolu fay zonunun (Türkiye'nin doğusu) morfotektonik analizi

    ABDELRAHMAN KHALIFA

    Doktora

    İngilizce

    İngilizce

    2018

    Jeoloji Mühendisliğiİstanbul Teknik Üniversitesi

    Jeoloji Mühendisliği Ana Bilim Dalı

    PROF. DR. ZİYADİN ÇAKIR

    PROF. DR. ŞİNASİ KAYA

  2. Tez No

    57426

    Türkiyede şiddetli depremlerin mühendislik yaspılarında oluşturduğu hasarın nedenlerinin araştırılması ve sınıflandırılması

    Başlık çevirisi yok

    GÜRAY ARSLAN

    Yüksek Lisans

    Türkçe

    Türkçe

    1996

    İnşaat MühendisliğiYıldız Teknik Üniversitesi

    İnşaat Mühendisliği Ana Bilim Dalı

    PROF.DR. H. İLHAN BERKTAY

  3. Tez No

    571221

    Burdur Yüreğil Köyü kültür varlıkları ve koruma sorunlarının irdelenmesi

    Cultural heritage and conservation problems of Burdur Yüreğil village

    SELİN AKMAN

    Yüksek Lisans

    Türkçe

    Türkçe

    2019

    Mimarlıkİstanbul Teknik Üniversitesi

    Mimarlık Ana Bilim Dalı

    PROF. DR. DENİZ MAZLUM

  4. Tez No

    546258

    Kabataş–Mecidiyeköy (İstanbul) metro tünelinde yapılan jeoteknik çalışmaların ve tünel jeolojisinin 3D yöntemiyle modellenmesi

    Modeling of geotechnical studies and tunnel geology with 3D methods in Kabatas–Mecidiyekoy (Istanbul) metro) tunnel

    FATİH TUZLU

    Yüksek Lisans

    Türkçe

    Türkçe

    2019

    Jeoloji MühendisliğiSüleyman Demirel Üniversitesi

    Jeoloji Mühendisliği Ana Bilim Dalı

    DOÇ. DR. MEHMET ÖZÇELİK

  5. Tez No

    216849

    Yer altı kaya yapılarının denetimi ve yönlendirilmesinde uzman sistem oluşturulması

    Building an expert system for supervising and management of underground rock structures

    BÜLENT KOÇAK

    Doktora

    Türkçe

    Türkçe

    2006

    Jeoloji Mühendisliğiİstanbul Teknik Üniversitesi

    Jeoloji Mühendisliği Ana Bilim Dalı

    PROF.DR. MAHİR VARDAR

Geri Dön