Identifying the locations of observation wells for various boundary conditions for geothermal reservoirs - Öztürk, Ufuk (Lisansüstü Eğitim Enstitüsü, 2021)
In the last two decades, the importance of renewable energy sources has increased due to global warming and environmental concerns. Having suitable geological conditions, Turkey's geothermal potential is high. In the last sixteen years, with new investments, the installed geothermal capacity of Turkey greatly increased. In the near future, geothermal energy can contribute more to the domestic energy needs and could be an important alternative energy resource for our country. In geothermal projects, optimum reservoir management is one of the most important aspects of sustainable production. It affects the project's economy and the sustainability of the resources. In order to manage the reservoir optimally, future predictions have to be made by using reservoir simulation techniques. In reservoir simulation, the volumetric average reservoir pressure is one of the most important data that can be obtained from the reservoir. One can use well tests or observation wells to determine the volumetric average reservoir pressure. This study aims to contribute to answering the best possible location for the observation well that represents the average reservoir pressure. The pressures observed from the observation well can then be used for reservoir engineering practices. In case the observation well location does not represent the average reservoir pressure behavior, reservoir engineering practices may lead to unreliable future performance predictions. Thus, placing an observation well at a place where actual volumetric average reservoir pressure can be recorded is crucial for the economic development of the geothermal reservoir. In this thesis, a numerical work is conducted to study the proper location of an observation well to be selected for different boundary conditions and various well configurations. In all examples a square-shaped reservoir is assumed and no-flow or constant pressure outer boundaries are used. The cases studied usually have either one production or reinjection well or a pair of them. Even though the results obtained in the studied cases show results from a single well or a pair of wells, they can be used to generalize to production and reinjection regions in a field. A production well can represent a production region (where all or most of the production wells in the system are located) or an injection well might represent an injection region. The results of this study provide decision maps for various boundary and well configurations from which the engineer may be able to determine qualitatively where to place the observation well. It is determined that in the case where there is a high reinjection ratio (most of the produced fluid is reinjected back into the reservoir) the effects of the outer boundary on the location of the observation well becomes negligible. The location of the observation well in such cases depends mostly on the configuration of how the production and reinjection wells are placed. Furthermore, it should also be noted that the location of an observation well may change depending on how the locations of production and reinjection wells change over time, and also on the production and reinjection amounts. It is important to note that the results obtained from this study should be interpreted qualitatively. A study that provides the proper locations of an observation well does not exist in the geothermal engineering literature. The original contribution of this study is to fill this gap which could be very important.

Artan nüfus ve sanayileşme ülkelerin enerji ihtiyacını arttırmaktadır. İç kaynakları ile bu enerji ihtiyacını karşılayamayan ülkeler, dışarıdan kaynaklarla bu açığı kapamaya çalışmaktadır. Ancak artan çevresel kaygılar ve küresel ısınma, ülkelerin farklı enerji kaynaklarına yönelmesine sebep olmuştur. Temiz, sürdürülebilir ve ucuz olması sebebiyle jeotermal gibi temiz enerji kaynakları geliştirilmeye çalışılmaktadır. Bu noktada belli başlı coğrafi, jeolojik özellikler jeotermal kaynaklarının geliştirilebilmesi için gerekmektedir. Türkiye de bu noktada jeotermal kaynaklar açışından avantajlı bir durumda yer almaktadır. Örneğin Afrika plakasının kuzeye hareketi nedeniyle Suudi Arabistan plakası kuzeye doğru itelenmekte, Suudi Arabistan plakası da Anadolu plakasını batıya doğru bir yılda 2-3 cm kadar ötelerken, Anadolu'nun özellikle batıdaki Ege Bölgesinde oluşan graben yapıları ve incelen kabuk jeotermal sistemler için uygun ortamlar oluşturmaktadır. Ülkemizde son yıllarda jeotermale yapılan yatırımların arttığı, yeni projelerin hayata geçirildiği ve jeotermal kaynağı üretiminin ve kullanımın arttığı gözlenmektedir. Türkiye'nin yıllık üretim değerlerine bakıldığında da dünya çapında önemli bir konumda yer aldığı ve bu pozisyonunu ileride üretime geçirebileceği yeni projelerle daha da ilerletebileceği beklenmektedir. Bu noktada jeotermal sahaların da verimli olarak üretilmesi ve kaynakların verimli bir şekilde harcanması jeotermal üretiminin sürdürülebilirliğinde önemli bir husus olarak dikkat çekmektedir. Bu sebeple son yıllarda ülkemizin dışa bağımlılığını azaltacak jeotermal enerjinin verimli ve doğru bir şekilde üretilmesi için yapılan çalışmaların sayısı arttığı gözlenmektedir. Bir jeotermal sahasına yapılan yatırımın büyüklüğü düşünülünce saha üretiminin verimli yapılması gerektiği anlaşılmaktadır. Sahanın verimli olarak üretilebilmesinde rezervuar mühendislerinin önemli bir yeri vardır. Rezervuar mühendisleri, jeoloji ve jeofizik mühendislerinin destekleriyle hazırlanan kavramsal statik modelleri ve daha sonra da üretim performansı verilerini kullanarak, sahanın geleceğini tahmin edilmesini sağlayacak dinamik modelleri oluşturmaktadır. Bu dinamik modeller yapılırken belli başlı parametrelerin de elde edilmesi gerekmektedir. Sahanın ortalama basıncının gözlenmesi ve tahmin edilmesi bu noktada modelleme konusunda en önemli verilerden biridir. Sahanın ortalama basıncının takip edilmesi için iki farklı yöntem mevcuttur. Birincisi sahada yapılacak kuyu testleri olmakla birlikte, kuyu testleri yapılırken kuyu üretimine ara verilmesi gerekmektedir. Kuyu sayısı fazla olan sahalarda, kuyular arasında girişim etkileri olabilmektedir. Bu etkileşim de yapılacak tahminlerde sahanın ortalama basınç hesabının yanlış yapılabilmesine sebebiyet verebilir. Ortalama rezervuar basıncının takibinin yapıldığı bir başka yöntem ise sahada delinen gözlem kuyuları ve bu kuyulara yerleştirilen basınç ölçme aletleriyle gözlenmesidir. Gözlem kuyuları üretim ve enjeksiyon operasyonlarının yapılmadığı ancak delinen diğer kuyularla aynı özellikleri taşıyan kuyulardır. Bu kuyuların amacı sahada yalnızca basıncın takibinin yapılmasıdır ve sektörde yaygın bir şekilde kullanılmaktadır. Bir jeotermal sahasında birden fazla gözlem kuyusu olabilmektedir ancak gözlem kuyularının maliyetleri de normal üretim yada enjeksiyon maliyetlerine yakın olduğu için ve üretime katkıda bulunmadıkları için sayıları az tutulmaktadır. Sahada üretim ve enjeksiyon operasyonları olması sebebiyle basınç doğrusal bir şekilde dağılmamaktadır. Üretim kuyularına yakın noktalarda basınçların düşme eğiliminde olduğu ve enjeksiyon kuyularına yakın noktalarda ise basınçların artma eğiliminde olduğu bilinmektedir. Bir sahanın ekonomik ömrü boyunca, ortalama basıncının gözlendiği noktalar, açılan üretim ve enjeksiyon kuyuları yerlerine, debilerine göre ve sahaya bağlı kısıt koşullarına göre değişim gösterebilmektedir. Dolayısıyla gözlem kuyusunun nereye yerleştirildiği ve bu noktadan sahanın ortalama basıncının gözlenebildiğinden emin olunması gerekmektedir. Bu çalışma sahadaki ortalama basıncının gözlendiği noktaların belirlenmesinde kolaylık sağlaması ve belli başlı senaryolarda nerelerde gözlem kuyularının yerleştirilmesine ışık tutmasını amaçlamıştır. Çalışmanın ilk kısmında oluşturulan sayısal model anlatılmıştır. Kullanılan sayısal model 2 boyutlu bir sistemi varsaymış ve tek fazlı su barındıran bir rezervuar modellenmiştir. Ayrıca rezervuardaki sıcaklık değişimleri ihmal edilmiştir. Sayısal modelin teorik altyapıları anlatılmasını takiben, oluşturulan sayısal modelin doğrulanması yapılmıştır. Modelin doğrulanması üç farklı yöntemle yapılmıştır. İlk aşamada doğruluğu bilinen analitik modellerle kıyaslama yapılarak doğrulanmıştır. İkinci aşamada bir paket programdaki sonuçlarla kıyaslama yapılmış ve sonuçların örtüştüğü gözlenmiştir. Son aşamada ise literatürde kullanılan yarı-kararlı akış denklemindeki sonuçlarla kıyaslama yapılmıştır. Üç aşamada da doğrulama sağlanmıştır. Çalışmanın ikinci aşamasında tank modelleri ile ilgili teorik bilgiler verilmiştir. Bu bölümde bir optimizasyon algoritması tanımlanarak ters modelleme yöntemi ile verilen basınç datalarıyla uyumlu tank modeli parametrelerinin tahmin edilmesini sağlayan program oluşturulmuştur. Bu program yardımıyla gözlem kuyularının seçilme yerleri etkilerini belirten bir takım örnekler yapılmıştır. Bu örnekler sonucunda gözlem kuyusunun yerleştirilmesi gereken bölge hakkında ilk izlenimler edinilmiştir. Ayrıca yanlış gözlem noktası seçilmesinin rezervuarı temsil eden tank parametrelerinin tahmininde ne kadar sapmaya yol açtığı ve saha basınç tahminlerinin ne kadar etkilendiği ile ilgili de bilgiler paylaşılmıştır. Çalışmanın üçüncü aşamasında ise süperpozisyon yöntemi tabanlı Larsen yöntemi ve bu yöntemin çok kuyulu sahalarda iki kez süperpozisyon yöntemi kullanılarak uygulanabileceği metodun teorik altyapısı anlatılmıştır. Çok kuyulu saha yönteminin doğrulaması da yapılmıştır. Bu yöntemi kararlı akışın olduğu senaryolarda kullanarak farklı kısıt koşulları ve kuyu yerleşimi durumlarda gözlem kuyu yerinin seçiminde kullanılmıştır. Bu örneklerin sonucunda önemli sonuçlar çıkarılmıştır. •Tek üretim kuyusunun olduğu sistemlerde, ortalama basıncın gözlendiği bölge üretim kuyusu ile sabit basınç sınırı arasında olduğu gözlenmiştir. •Gözlem kuyusu kesinlikle üretim kuyusu yada enjeksiyon kuyusuna yakın yerleştirilmemelidir. Üretim kuyusu basınç okumalarının düşük olmasını, enjeksiyon kuyuları da basınç okumasının yüksek olmasına sebebiyet verebilir. •Enjeksiyon kuyusunun olmadığı ve yalnızca üretim kuyusunun olduğu sistemlerde, eğer üretim kuyuları sabit basınç sınırına yakın bir lokasyona yerleştirilirse ortalama basınç bölgesi iki yerde gözlenebilir. Birincisi üretim kuyusu ile sabit basınç sınırı arasında. İkinci bölge ise kuyunun yakınında bulunduğu sabit basınç sınırının aksi yönünde yer alır. •Enjeksiyon kuyusunun bulunduğu sistemlerde, ortalama basınç bölgesi üretim kuyusu ile enjeksiyon kuyusu arasında yer almaktadır. •Enjeksiyon yüzdesinin yüksek olduğu durumlarda sınır etkileri gözlem kuyusu yeri seçiminde etki etmemektedir. •Birden fazla üretim bölgesi yada birden fazla enjeksiyon bölgesi bulunan sistemlerde ortalama basınç bölgesi en etkin üretim bölgesi ile en etkin enjeksiyon bölgesi arasında yer almaktadır. •Fay olan sistemlerde, sabit basınç sınırı ile fay iletişim halindeyse, fay da bir sabit basınç sınırıı etkisi göstermektedir. Aynı şekilde üretim yada enjeksiyon kuyuları fayın içinde yer alıyorsa fay da bir kuyu gibi davranarak doğrusal bir kuyu etkisi yapmaktadır. Dolayısıyla sistemdeki fayın etkisine dikkat edilmelidir. Tezin son kısmında ise çalışmadan çıkarılan sonuçlar ve çalışmanın sonuçları kullanılarak ileride yapılabilecek çalışmalar hakkında bilgiler verilmiştir.
Jeotermal rezervuarlar için farklı dış sınır koşullarında uygun gözlem kuyusu yerlerinin belirlenmesi
Tez (Doktora) -- İstanbul Teknik Üniversitesi, Fen Bilimleri Enstitüsü, 2021
Keywords: Jeotermal kaynaklar; Geothermal resources