3 sonuçlar
Arama Sonuçları
Listeleniyor 1 - 3 / 3
Öğe Prediction of transport properties for the Eastern Mediterranean Sea shallow sediments by pore network modelling(Elsevier, 2019-05) Merey, ŞükrüThe Eastern Mediterranean Sea has gas hydrate potential as well as its conventional natural gas potential.Numerical simulations are crucial to predict gas and water production from gas hydrate reservoirs because theyare needful to determine gas production strategies. However, the transport properties of the EasternMediterranean Sea shallow sediments are missing in literature. In this study, the transport properties (porosity,absolute permeability, relative permeability, and capillary pressure) of the Eastern Mediterranean Sea shallowsands were estimated by pore network simulations with OpenPNM. In order to generate pore networks in theconditions of the Eastern Mediterranean Sea, the core data of Ocean Drilling Program Leg 160 was evaluated inthis study. In pore network simulations, it was observed that porosity and absolute permeability increase as porediameter and throat diameter increase. On the other hand, capillary pressure decreases. Thefitting parameters toOpenPNM modelling data for the relative permeability equation of Stone were calculated as: 0.02–0.14 for Srw,1.8–3.57 for ngand 1.9–6.0 for nw. Thefitting parameters to OpenPNM modelling data for the capillary pressureequation of Van Genuchten were calculated as: 0.866–0.945 for m and 1.375 × 104-5.90 × 105Pa for P0. Theseparameters were suggested for numerical gas hydrate production simulations in the Eastern Mediterranean Sea.Numerical simulations at different cases were held by HydrateResSim for gas hydrates to investigate the effect oftransport properties on gas and water production in the conditions of the Eastern Mediterranean Sea. It wasobserved that gas production, water production and production time were significantly affected by transportproperties.Öğe Analysis of the effect of experimental adsorption uncertainty on CH 4 production and CO 2 sequestration in Dadas shale gas reservoir by numerical simulations(Elsevier, 2019) Merey, ŞükrüThe importance of unconventional gas reservoirs such as shale gas reservoirs has increased with the decline of conventional gas reservoirs and advancement in horizontal drilling and hydraulic fracturing in the world. Recently, there have been many exploration activities in Dadas shales, Turkey. Previously, the adsorption capacities of CH 4 and CO 2 on Dadas shale samples were measured by using volumetric adsorption experimental set-up. Although adsorption uncertainties of these experiments were calculated, their effects on CH 4 production or CO 2 sequestration in Dadas shales were not evaluated in field scale. In this study, the numerical simulations for CH 4 gas production via 500 m long horizontal well from Dadas shale gas reservoir with different adsorption cases due to experimental adsorption uncertainties were conducted by using TOUGH + RealGasBrine. It was observed that initial CH 4 adsorption capacity of Dadas shales varies from 2.1% to 20.9% because of experimental adsorption uncertainty and absorbed gas volume corrections. Numerical simulations showed initial adsorbed gas % and final adsorbed gas % vary significantly. Similarly, the injection of CO 2 into the depleted Dadas shale gas reservoir was analyzed by numerical simulations at different adsorption cases due to experimental adsorption uncertainty and adsorbed gas volume correction. Final adsorbed CO 2 % varies from 18.1% to 27.5%. Furthermore, there are important differences in the amount of CO 2 injected, final adsorbed CH 4 % and final adsorbed CO 2 % during CO 2 injection simulations. The main reasons of these differences are experimental adsorption uncertainty and adsorbed gas volume correction. This study showed that the volumetric adsorption experimental method is not reliable in low adsorption values as in Dadas shales. It only gives adsorption ranges. The implication of this study is that the effect of experimental adsorption uncertainty obtained with the volumetric adsorption method on CH 4 production or CO 2 sequestration in Dadas shale gas reservoir is significant in field scale.Öğe Batı Karadeniz’in Tuna Deltası’ndaki gaz hidratlardan farklı kuyu konfigürasyonlarında gaz üretimi(Batman Üniversitesi Lisansüstü Eğitim Enstitüsü, 2023-07-28) Ubeyd, İbrahim Muhammed; Merey, ŞükrüDünya genelinde; her geçen gün artan petrol ve doğalgaz ihtiyacının mümkün olduğunca yerli kaynaklardan karşılanması yönündeki faaliyetler yürütülmektedir. Bu kapsamda, Türkiye’nin özellikle Karadeniz'deki deniz alanlarında yapılan çalışmalar büyük bir ivme kazanmıştır. Gaz hidratlar yakın geleceğin enerji kaynağı olarak düşünülmektedir. Bu da gaz hidratların dünya genelinde büyük rezerv potansiyelinden kaynaklamaktadır. Yakın zamanda Çin’de kil ve silt formasyonlarında ilk olarak yatay kuyu teknolojisiyle sondaj yoluyla gaz hidrat üretim testi yapılmıştır. Bu çalışmanın amaçlarından biri Karadeniz’de gaz hidratlardan gaz üretimi için, üretim kuyusu konfigürasyonunun etkisini TOUGH + HYDRATE (T+H) kodu ile sayısal modelleme ile araştırmayı amaçlamaktadır. Bu çalışmada hidratlarda iki farklı model çalışılmıştır (Hidrat içeren tek katmanlı homojen kum ve hidrat içeren çok katmanlı kum/kil). İlk olarak, Batı Karadeniz'in Tuna Deltasındaki ortalama koşullarına göre iki varsayımsal rezervuar modeli oluşturarak kapsamlı bir literatür taraması yapılmıştır. Bu amaçla, çalışmada kullanılan gaz hidrat rezervuar özellikleri ile ilgili literatür verilerinden elde edilmiş, bazıları ise iki farklı varsayımsal gaz hidrat rezervuarından çıkan varsayımlardır. Temel olarak, iki farklı varsayımsal rezervuar modeli (Model 1 ve Model 2) 1500 m su derinliğinde oluşturulmuştur. Model 1'de, homojen hidrat tabakası (HBL), geçirimsiz bir üst tabaka ve geçirimsiz bir alt tabaka ile sınırlanmıştır. Ayrıca Karadeniz koşullarında, varsayımsal heterojen metan hidrat rezervuarları (ardanmalı kum ve kil tabakalarından oluşan heterojen bir tabaka- türbidit) oluşturulmuştur. Jeolojik modeller oluşturulduktan sonra, bu rezervuarlardan sayısal gaz üretim simülasyonları, T + H simülatörü ile farklı basınçlarda (3 MPa, 4 MPa ve 5 MPa) basınç düşürme yöntemi uygulanarak farklı (dikey ve yatay) kuyu konfigürasyonlarında gerçekleştirilmiştir. Daha yüksek basınç düşürme değişimi ile, gaz hidratlardan daha yüksek gaz üretimi elde edilmiştir. Ancak, belirli basınç değerlerinde (3 MPa'dan düşük) kuyu etrafındaki hızlı soğuma nedeniyle gaz üretim debisi düşmüştür. Model 1-a simülasyonlarının sonuçlarına göre gaz hidrat tam çözündükten sonra, orijinal rezervuar sıcaklığına ulaşmak için üst ve alt sınırlardan (tabakalardan) gelen ısı transferinin yüzlerce gün sürmesi gerektiğini aynı zamanda homojen hidrat içeren kumlarda (Model 1-a) gaz hidrat çözünmesiyle açığa çıkan su, yerçekimi etkisi nedeniyle HBL’nin tabanında biriktiği gözlenmiştir. Model 1-b gaz hidratlarından 245 m'lik yatay kuyudan gaz üretimi, ilk üretim periyodunda (100 günden 200 güne kadar) dikey kuyuya göre avantajlıdır. Ancak daha sonra dikey kuyu kullanıldığında gaz üretimi daha avantajlı olmuştur. Model 2-a ve Model 2-b gaz hidratlarından (alternatif hidrat içeren kumlar/killer) elde edilen gaz üretimi, homojen hidrat içeren kum katmanlarına kıyasla oldukça karmaşıktır. Bunun için hidrat içeren kum katmanlarından gaz üretimi, hidrat içeren kil katmanlarında gaz üretiminden daha hızlı olduğu görülmüştür. Düşük geçirgenli hidrat içeren killer üzerinde, HBL'nin tepesinde 245 m'lik bir yatay kuyuyla basınç düşürme simülasyonları uygulandığında, HBL'de etkili basınç azalımını önlemiştir. Böylece Model 2'de dikey kuyu üretimi ile daha yüksek gaz üretimi elde edilmiştir.
