Utılızatıon of carbon dıoxıde gas for gas lıft systems ın geothermal wells
Jeotermal kuyularda gaz kaldırma sistemleri için karbon dioksit gazının kullanımı
- Tez No: 963320
- Danışmanlar: PROF. DR. ÖMER İNANÇ TÜREYEN
- Tez Türü: Yüksek Lisans
- Konular: Petrol ve Doğal Gaz Mühendisliği, Petroleum and Natural Gas Engineering
- Anahtar Kelimeler: Belirtilmemiş.
- Yıl: 2025
- Dil: İngilizce
- Üniversite: İstanbul Teknik Üniversitesi
- Enstitü: Lisansüstü Eğitim Enstitüsü
- Ana Bilim Dalı: Petrol ve Doğal Gaz Mühendisliği Ana Bilim Dalı
- Bilim Dalı: Petrol ve Doğal Gaz Mühendisliği Bilim Dalı
- Sayfa Sayısı: 83
Özet
Jeotermal kuyularda, doğal ve işletme koşullarına bağlı olarak, kuyu tabanı basıncı ile kuyu başı basıncı arasında hem statik hem de dinamik durumlarda basınç kayıpları meydana gelir. Bu kayıpların en önemli nedenlerinden biri, kuyu içindeki akışkanın yükselişi sırasında ortaya çıkan yerçekimi kaynaklı hidrolik yük ve sürtünme kayıplarıdır. Jeotermal akışkanın kuyu tabanından yüzeye taşınması sırasında yoğunluk, viskoz sürtünme ve faz değişimi etkilerinin birleşimi basınçta belirgin düşüşlere yol açar. Bu düşüş belirli bir seviyenin üzerine çıktığında, üretim debisi azalır ve santral kapasitesi düşer. Hatta bazı durumlarda, kuyu herhangi bir müdahale yapılmaksızın üretimi sürdüremeyebilir. Dolayısıyla, yeterli kuyu başı basıncının korunması, jeotermal santrallerin tasarım kapasitelerine yakın çalışabilmesi için kritik öneme sahiptir. Klasik yapay kaldırma yöntemleri, düşey milli pompalar (LSP) veya elektrikli daldırma pompaları (ESP) gibi çözümlere dayanır. Ancak bu pompalar yüksek sıcaklık ve yüksek entalpiye sahip jeotermal ortamlarda; termal bozulma, mekanik aşınma, korozyon ve kireçlenme gibi ciddi problemlerle karşılaşır. Derin veya eğimli kuyularda kurulum ve bakım işlemleri teknik açıdan güç, maliyet açısından da yüksek olmaktadır. Ayrıca, pompaların yüksek enerji tüketimi, santral verimliliğini azaltarak jeotermal enerjinin çevresel ve ekonomik avantajlarını gölgeleyebilmektedir. Bu zorluklara alternatif olarak, bu çalışmada petrol endüstrisinde yaygın kullanılan ancak jeotermal uygulamalarda büyük ölçüde araştırılmamış olan CO₂ gaz kaldırma sistemleri incelenmiştir. Gaz kaldırma yöntemi, belirli derinliklere yerleştirilen valfler aracılığıyla üretim borusu içerisine gaz enjekte edilmesi prensibine dayanır. Enjekte edilen gaz sıvı kolonunun yoğunluğunu azaltarak hidrostatik basıncı düşürür ve böylece akışkanın yüzeye çıkışı kolaylaşır. Bazı jeotermal sahalarda azot (N₂) gazı bu amaçla kullanılmış olsa da, jeotermal rezervuarlarda doğal olarak yüksek miktarlarda bulunan CO₂ gazı, entegre ve sürdürülebilir bir çözüm potansiyeli sunmaktadır. Özellikle Türkiye'deki Kızıldere gibi volkanik kökenli jeotermal sahalar, doğal olarak yüksek CO₂ içeriğine sahiptir. Normalde atmosfere salınan bu gaz, çevresel açıdan zararlı bir emisyon kaynağıdır. Bunun yerine, sistemde toplanarak yeniden kuyuya enjekte edilmesi hem sera gazı emisyonlarını azaltmakta hem de üretim kapasitesini artırmakta kullanılabilir. CO₂'nin termo-fiziksel özellikleri, onu jeotermal gaz kaldırma için son derece uygun kılmaktadır. Yüksek basınçlarda su içerisinde çözünürlüğü oldukça fazladır. Kuyu tabanında çözünmüş halde bulunan CO₂, akışkan yüzeye doğru yükselirken basıncın düşmesiyle birlikte çözünürlüğünü kaybeder ve çözeltiden ayrılarak kabarcıklar oluşturmaya başlar. Bu kabarcıklar sıvı yoğunluğunu düşürerek kolonun kaldırılmasına katkıda bulunur. Bu sürece, basınç-sıcaklık-çözünürlük etkileşimiyle belirlenen“flash noktası”adı verilir. Kuyu içerisindeki CO₂ miktarının kontrol edilmesiyle, bu noktanın derinliği ve yoğunluk azalmasının büyüklüğü ayarlanarak kuyu başı basıncı ve üretim debisi optimize edilebilir. Bu çalışmada öncelikle, Duan ve Sun (2003) tarafından geliştirilen termodinamik model kullanılarak CO₂ çözünürlüğü hesaplanmıştır. Bu model; fugasite, iyonik etkileşimler ve kimyasal potansiyel değişimlerini dikkate almakta ve jeotermal koşullarda yüksek doğruluk sağlamaktadır. Hesaplamalar için Python tabanlı bir yazılım geliştirilmiş ve 2000 bar basınca, 533.15 K sıcaklığa kadar geniş bir aralıkta test edilmiştir. Çözünürlük modeli iki aşamada doğrulanmıştır: 1. Duan ve Sun'un yayınladığı teorik sonuçlarla kıyaslanarak tutarlılık sağlanmıştır. 2. Wiebe ve Gaddy (1935, 1940) tarafından gerçekleştirilen deneysel verilerle karşılaştırılarak gerçek koşullar altında doğruluğu test edilmiştir. Doğrulanan çözünürlük modeli daha sonra bir kuyu basınç profili simülasyon aracına entegre edilmiştir. Bu modelde, yerçekimi ve sürtünme kaynaklı basınç kayıpları, CO₂ kütle fraksiyonunun yoğunluk üzerindeki etkisi ve sıcaklık gradyanları dikkate alınmıştır. Veri girişleri; kuyu geometrisi, ölçülmüş kuyu tabanı basınç-sıcaklık değerleri, CO₂ konsantrasyonları ve akışkan özelliklerinden oluşmuştur. Model Türkiye'deki farklı jeotermal sahalardan üç kuyuya uygulanmıştır: • AF-21 (Afyon, 300 m) → sığ rezervuar örneği • OB-16 (Germencik, 1200 m) → orta derinlikte rezervuar • K-49 (Kızıldere, 3165 m) → derin ve yüksek sıcaklıklı rezervuar Tüm kuyularda, simülasyon sonuçları ile saha ölçümleri arasında yüksek uyum elde edilmiştir. Özellikle K-49 kuyusunda %3 çözünmüş CO₂ oranında, model ile ölçülen basınç profilleri büyük ölçüde örtüşmüştür. Duyarlılık analizleri, CO₂ kütle fraksiyonu arttıkça flash noktasının daha derinlere kaydığını göstermiştir. Ayrıca farklı CO₂ oranları ve debilerinin kuyu başı basıncına etkisi incelenmiş; CO₂ oranının artışıyla basıncın doğrusal biçimde yükseldiği, ancak sabit bir oranda debi artırıldığında başlangıç basıncının düştüğü ve artış eğiminin azaldığı belirlenmiştir. Ayrıca belirli bir konsantrasyonun ötesinde ek CO₂ enjeksiyonunun marjinal fayda sağlamadığı tespit edilmiştir. Bu sonuç, gaz kaldırma sistemlerinin tasarımında optimum CO₂ enjeksiyon oranlarının belirlenmesinin kritik olduğunu ortaya koymaktadır. Çalışmanın çevresel boyutu da dikkate değerdir. Günümüzde birçok jeotermal santral, buhar ayrıştırmasından sonra açığa çıkan NCG'leri (çoğunlukla CO₂) atmosfere salmaktadır. Bu çalışmada önerilen yöntemle, açığa çıkan CO₂'nin geri kazanılıp kuyuya enjekte edilmesi hem sera gazı emisyonlarını azaltmakta hem de santral üretimini artırmaktadır. Böylece çevresel sürdürülebilirlik ile ekonomik verimlilik aynı sistem içinde bütünleşmektedir. Ayrıca, mekanik pompa ihtiyacının ortadan kalkması veya azalması; yatırım maliyetlerini, bakım sürelerini ve arıza risklerini düşürerek özellikle yüksek sıcaklıklı rezervuarlarda işletme güvenilirliğini artıracaktır. Sonuç olarak, bu çalışma CO₂ gaz kaldırma yönteminin, özellikle yüksek sıcaklık ve yüksek NCG içeren jeotermal sahalarda uygulanabilir ve sürdürülebilir bir yapay kaldırma tekniği olduğunu göstermektedir. Geliştirilen çözünürlük modeli ile kuyu basınç simülasyonlarının entegrasyonu, sistem performansını öngörmede güvenilir bir araç sunmaktadır. Sonuçlar, kontrollü CO₂ enjeksiyonunun kuyu başı basıncını yükseltebileceğini, akışkan debilerini artırabileceğini ve kuyuların üretim ömrünü uzatabileceğini ortaya koymaktadır. Gelecekte saha ölçekli pilot uygulamalar ile sistem tasarımı, uzun dönem performans doğrulaması ve ekonomik fizibilite analizleri yapılmalıdır. Bu tür çalışmalar, CO₂ gaz kaldırma yöntemini yenilikçi bir yapay kaldırma tekniği olarak jeotermal endüstride konumlandırabilir.
Özet (Çeviri)
Geothermal wells experience a decline in pressure between the bottomhole pressure and the wellhead pressure (during both static and dynamic conditions) due to friction and gravity. In some cases, this decline could be large, leading to reduced production rates. High wellhead pressures are necessary for maintaining high production rates and keeping the geothermal power plants operational. To address the pressure loss during fluid flow in geothermal wells, artificial lift techniques are employed, such as line shaft pumps and electrical submersible pumps (ESPs), which are widely used in Türkiye and globally. This study investigates the feasibility and potential benefits of using carbon dioxide gas lift systems in geothermal wells as an innovative artificial lift technique. The utilization of CO2 gas for gas lift in geothermal wells, though not widely researched and adopted, presents a promising approach to enhancing the productivity and efficiency of geothermal energy extraction. By integrating CO2 gas lift systems, operators can improve flow rates, increase overall system efficiency, and reduce operational costs. The study involves several stages, including the analysis of the thermodynamic behavior and solubility of CO2 in water at various pressures and temperatures encountered during geothermal fluid flow. Using Duan's solubility data, the solubility of CO2 in water was predicted with high accuracy through python coding techniques, covering pressures up to 2000 bar and temperatures of 533K. Additionally, geothermal pressure profiles, partial pressures of steam and CO2, and flash point pressures were simulated by python coding and validated, to understand the effects of varying CO2 mass fractions. It was discovered that increasing CO2 mass fractions reduced pressure losses, leading to higher wellhead pressures. This study's findings indicate that CO2 has a profound effect on the wellhead pressure. Therefore, CO2 gas lift systems may serve as a viable alternative to conventional artificial lift techniques. By addressing challenges such as declining productivity and operational inefficiencies, the integration of CO2 gas lift systems contributes to improved energy production and lower operational costs. This research provides a comprehensive understanding of the effects of CO2 on the production performance for geothermal wells.
Benzer Tezler
- Trakya havzası doğal gaz değerlendirilmesi
Başlık çevirisi yok
GÜLTEKİN ÇINAR
Yüksek Lisans
Türkçe
1996
Petrol ve Doğal Gaz Mühendisliğiİstanbul Teknik ÜniversitesiPROF.DR. ABDURRAHMAN SATMAN
- Utilization of the nanomaterials in optical chemical sensor designs
Optik kimyasal sensör tasarımlarında nano malzemelerin kullanımı
GÜLHAN SABANCI ŞAHİN
- Afşin Elbistan linyit kömürü ve pirinanın optimum oksi yakma koşullarının belirlenmesi
Determining optimum oxyfuel conditions of Afsin Elbistan lignite coal and pirina
ONUR TORU
Yüksek Lisans
Türkçe
2015
Kimya Mühendisliğiİstanbul Teknik ÜniversitesiKimya Mühendisliği Ana Bilim Dalı
PROF. DR. HANZADE AÇMA
- Deniz tipi karbon tutum sistemlerinin incelenmesi
Investigation of marine type carbon capture system
ENGİN GÜLER
Doktora
Türkçe
2025
Gemi Mühendisliğiİstanbul Teknik ÜniversitesiGemi İnşaatı ve Gemi Makineleri Mühendisliği Ana Bilim Dalı
PROF. DR. SELMA ERGİN
- Integrated nutrient removal and carbon dioxide sequestration by using mixed microalgae culture
Karışık mikroalg kültürünün kullanılması ile entegre besiyer madde giderimi ve karbondioksit tutulması
ŞÜKRÜ BURAK ÇAKIRLAR
Yüksek Lisans
İngilizce
2017
Çevre MühendisliğiOrta Doğu Teknik ÜniversitesiÇevre Mühendisliği Ana Bilim Dalı
PROF. DR. GÖKSEL NİYAZİ DEMİRER