Ana səhifə

2. KÖMÜR ve KÖMÜr kökenli doğalgaz


Yüklə 127.12 Kb.
tarix27.06.2016
ölçüsü127.12 Kb.
1. GİRİŞ

Dünyada ve ülkemizde giderek artan enerji ihtiyacının karşılanmasında, bilinen fosil yakıtlar yetersiz kalmaktadır. Enerji üretim ve tüketim istatistikleri, bu ihtiyacın önümüzdeki yıllarda da artarak devam edeceğini ortaya koymaktadır. Bu nedenle tüm dünyada giderek artan enerji ihtiyacına cevap verebilecek, yeni enerji kaynaklarına yönelik arayışlar yoğun bir şekilde devam etmektedir. Bu konuda yürütülen araştırmaların öncelikli hedefi, var olan kaynakların daha etkin ve verimli kullanımına imkan verecek yeni üretim tekniklerinin geliştirilmesi doğrultusundadır. Artan enerji ihtiyacının karşılanması amacıyla, fosil yakıtlar ve petrol kökenli doğal gazın yanı sıra kömür kökenli doğalgazın da ekonomik olarak kullanılabilirliğini araştıran çalışmalar son yıllarda yoğunlaşmıştır.

Doğalgazın; kömür, bitümlü şeyl, petrol gibi fosil yakıtlar grubunun, en temiz ve çevreye en az zarar veren yakıtı olması önemini her geçen gün artırmaktadır. Kömürleşme sürecinde oluşan metan gazı, özellikle işletme sırasında neden olduğu grizu patlamaları ile büyük bir tehlike oluşturmaktadır. Ancak bunun tehlikesiz duruma getirilmesi ve ekonomiye kazandırılması mümkündür. Kömür kökenli doğalgazın üretimi, işletme esnasında açığa çıkan metan gazının drene edilerek kullanımından farklı olarak, kömür damarlarını kesen dik veya damar içinde açılan eğik / yatay sondajlarla gerçekleştirilen özel bir teknikle yapılmaktadır.

Kömür kökenli doğalgaz Amerika Birleşik Devletleri’nde (ABD) 1980 lerin sonlarından itibaren ekonomik olarak üretilmektedir. Konunun öneminin anlaşılmasından sonra Çin, Avusturalya, Polonya, Kanada ve Rusya gibi ülkelerde de araştırma ve üretime yönelik çalışmalar başlatılmıştır. Dünya kömür kökenli doğalgaz rezervinin ülkelere göre durumu Tablo 1.’de verilmiştir (Boyer, 1998).


2. KÖMÜR ve KÖMÜR KÖKENLİ DOĞALGAZ

2.1. Kömürleşme ve Kömürden Doğalgaz Oluşumu

Kömür çoğunlukla, bataklıklarda gömülme sonucu bozuşma ve çürümeden korunan bitkisel yığışımların geçirdiği, biokimyasal, kimyasal ve fiziksel değişimler neticesinde oluşur. Bitkisel yığışımlar, çökelmelerinden sonra gömülmeyle artan sıcaklık ve zamanın etkisi ile kontrol edilen ve kömürleşme olarak tanımlanan bir evrim süreci geçirirler. Kömürleşme olayı, bitkisel malzemenin turba, linyit ve taşkömürü evrelerinden geçerek antrasit ve grafite dönüşmesi ile tamamlanır. Kömür klasik anlamda bir ana kaya olmamakla birlikte, kimyasal bileşimi ve moleküler yapısı ana kayalar içerisindeki organik madde ile benzerlik gösterir. Özellikle karasal (humik) kökenli organik madde ile kömür arasında kimyasal olarak fark bulunmamaktadır. Bu nedenle klasik ana kayalardakine benzer şekilde kömürde de doğalgaz oluşumu söz konusudur.

Tablo 1. Dünya Kömür Kökenli Doğalgaz Rezervi

Ülke

Metan Rezervi (1012.m3)

Çin

30-35

Kanada

17-92

Rusya

17-80

Avusturalya

8-14

ABD

4-11

Almanya

2.8

Polonya

2.8

İngiltere

1.7

Ukrayna

1.7

Kazakistan

1.1

Hindistan

0.8

Güney Afrika

0.8

Diğer

0.8

Toplam

83.4

Kömürlerde doğalgaz oluşumu karasal kökenli maddenin yeterli sıcaklıkta belirli bir süre kalması ile başlamakta ve artan sıcaklık ve zamana bağlı olarak kömürün gaz oluşturma potansiyeli tükenene kadar devam etmektedir. Bu süreç içerisinde kömürün geçirdiği fiziksel ve kimyasal değişimler büyük ölçüde bilinmekte ve organik maddenin geçirdiği olgunluk evreleri ile ilişkilendirilmektedir. Sonuç olarak, kömürden doğalgaz oluşumu, kömürleşme derecesinin bir fonksiyonudur. Sıcaklık ve zamanın etkisinde gelişen kömürleşme olayı, birbirini izleyen üç evrede tamamlanır.

Kömürleşme, diyajenez evresi ile başlar, depolanan bitkisel kökenli organik madde, inorganik malzeme ile birlikte 50 oC’ ye kadar bakteriler tarafından mikrobiyolojik ayrışmaya uğratılır. Bu süreç içinde oluşan ürünlerin başında, biyoloji,k metan, karbonmonoksit ve diğer gazlar gelir. Ancak, oluşan gaz miktarının azlığı ve oluşan gazın birikebileceği bir rezervuar kayasının ortamda bulunmaması nedeniyle gazın büyük bir kısmı, ya su içinde çözünerek yada atmosfere kaçarak ortamdan uzaklaşır. Bu evreden sonra kömürler, artan gömülme derinliğine bağlı olarak daha yüksek basınç ve sıcaklık ortamını temsil eden katajenez evresinin etkisinde kalır. Bu evre, termojenik gaz oluşumunun başladığı ve en yoğun olduğu dönemdir. Kömürlerin antrasit, metaantrasit ve grafite dönüştüğü metajenez evresi, kömürleşmenin son evresidir. Oldukça yüksek sıcaklık ve basınç koşulları altındaki bu evrede de metan oluşumu devam etmektedir.

Kömürleşme sürecinde oluşan doğalgaz, oluşum koşullarına göre biyojenik veya termojenik kökenlidir. Biyojenik kömür kökenli doğalgaz, oluşum açısından birincil veya ikincil olarak ikiye ayrılır. Birincil biyojenik metan gazı, yüzeye yakın sulu ortamlarda nispeten düşük sıcaklık ve gömülme derinliklerinde bitkilerin bozuşması ile oluşmaktadır. Bu nedenle kömürleşme derecesi düşük olan turba, linyit ve subbitümlü kömürlerde oluşur. İkincil biyojenik metan ise gömülme ve kömürleşme derecesi tamamlanmış, kömürleşme derecesi yüksek olan bitümlü kömür ve antrasitlere, meteorik suların nüfuz etmesi ile ortamda başlayan metabolik faaliyetler sonucu oluşur. Erken termojenik metan olarak adlandırılan gaz oluşumu vitrinit yansıması % 0.75 Ro olan yüksek uçuculu bitümlü kömürlerde başlar ve kömürleşme derecesine bağlı olarak artış gösterir. Bu tür metan gazı oluşumu en fazla orta uçuculu bitümlü kömürlerden, düşük uçuculu bitümlü kömürlere geçişte gerçekleşir.

Kömürleşme olayı sırasında, % 95 den fazla metan, ayrıca çok düşük miktarlarda yüksek moleküler ağırlıklı hidrokarbonlar (etan, propan vb.;), % 3’ den az karbonmonoksit, nitrojen ve su oluşmaktadır. Gaz oluşumu kömürün kömürleşme derecesinin, % 0.75 Ro vitrinit yansıması değerine ulaşması ile başlamakta artan olgunlaşma ile birlikte artarak kömürün % 2.0 Ro’ luk vitrinit yansıması değerine kadar devam etmektedir. Bu olgunluk değerleri kömürlerde, bitümlü kömür (taşkömürü) sınıf aralığını tanımlar. Gaz oluşumu, birincil derecede kömürün sıcaklık evrimi, çeşitli fizikokimyasal özellikleri ve gaz oluşumunun kinetik özellikleri ile kontrol edilmektedir. Belli olgunluk ve bileşimdeki kömürlerde gaz oluşumunun kinetiğine bağlı olarak 55 oC den itibaren CO2, 100 oC den itibaren de metan ve nitrojen gazları oluşmaya başlar.

2.2. Kömür ve Çevre Kayaçlar içinde Gazın Depolanması

Kömürleşme sürecinde oluşan karbonmonoksit gazı, su içinde kolaylıkla çözünebildiği için, miktarı zamanla önemli ölçüde azalmaktadır. Damarın yüzeye yakın olması ve örtü tabakasının çatlaklı bir yapı göstermesi durumunda, metan gazının büyük bir bölümü damardan ayrılarak atmosfere karışmaktadır. Derinde yataklanmış ve kompakt kayaçlarla örtülmüş damarlarda ise gaz, esas olarak kömür içindeki gözeneklerde tutulmaktadır. Gözenekler boyutlarına göre üç grupta toplanmaktadır.



  • Mikro gözenekler (4 – 12 Å (Angstrom) boyuttaki gözenekler)

  • Geçiş gözenekleri (12 – 300 Å (Angstrom) boyuttaki gözenekler)

  • Makro gözenekler (300 – 29600 Å (Angstrom) boyuttaki gözenekler)

Metan gazı, kömür ve çevre kayaçlar içinde serbest gaz ve soğurulmuş gaz olarak iki durumda bulunmaktadır. Kömür ve çevre kayaçların çatlak, mikro çatlak ve gözeneklerinde serbest durumda bulunan gazın miktarı, kömürün mikro çatlaklarının ve gözeneklerinin iç yüzeylerine soğurulmuş olan gazın miktarı ile karşılaştırıldığında çok düşüktür. Serbest gazın toplam gaz miktarı içindeki oranı %5-10 olarak verilmektedir. Soğurulmuş gazın asıl büyük kısmını ise yüzeylere soğurulmuş (adsorbe) olan gaz molekülleri oluşturmaktadır.

1 gr kömürdeki toplam yüzey alanı 20 – 200 m2 (genelde 90 m2) kadar olup mikro gözenekler bu alanın yaklaşık %95’ ini oluşturmaktadır. Kömür damarları içindeki metanın büyük bir kısmı mikro gözeneklerin yüzeyine soğurulmuş durumdadır.

Normal olarak, bir gözenek içindeki serbest gaz ve soğurulmuş gaz fazları denge durumunda olup iki faz arasında sürekli ve eşit bir molekül alışverişi bulunmaktadır.
2.3. Kömür Damarlarının Soğurabileceği Gaz Miktarını Etkileyen Faktörler

Kömür damarlarının soğurabileceği gaz miktarını etkileyen başlıca faktörler;



  • Kömürleşme derecesi (rank)

  • Gaz basıncı

  • Sıcaklık

  • Nem miktarı

  • Kül miktarı

  • Petrografik bileşim

şeklinde sıralanabilmektedir. Bu faktörlerin kömürün gaz soğurma kapasitesini ne şekilde etkilediğini eşsıcaklık eğrileri (izotermler) ile açıklamak olanaklıdır. Eşsıcaklık eğrileri, belli bir sıcaklıkta soğurulan gaz miktarını basıncın fonksiyonu olarak veren grafiklerdir. Böylece, kömür damarının yerinde gaz basıncı bilindiğinde gaz içeriği de bulunabilmektedir (dolaylı gaz ölçme yöntemi).
2.3.1. Kömürleşme Derecesi

Kömürleşme derecesi (rank) genellikle uçucu madde veya sabit karbon miktarı esas alınarak belirtilmektedir. Uçucu madde içeriğinin düşük, sabit karbon içeriğinin yüksek olması kömürleşme derecesinin yükseldiğini ortaya koyan göstergelerdir. Taşkömürü aşamasında, yüksek uçucu maddeli bitümlü kömürden antrasite doğru, mikro gözeneklerin kömürün toplam gözenekliliği içindeki payı artmaktadır. Bu nedenle, diğer etkenler (basınç, sıcaklık, nem vb.) sabit tutularak yapılan ölçmelerde, rank yükseldikçe kömürün daha fazla gazı soğurduğu belirlenmiştir.


2.3.2. Gaz Basıncı

Kinetik gaz teorisine göre; kömür içindeki gözeneklerde ve diğer boşluklarda bulunan moleküller devamlı hareket durumundadır. Moleküllerin ortalama hızı çevre sıcaklığına bağlı olup hareketleri sırasında birbirlerine ve kömürün iç yüzeyine çarparlar. Hızlı hareket eden moleküller fazla enerjiye sahip oldukları için yüzey tarafından yansıtılırlar. Buna karşın yavaş moleküller, kömürün iç yüzeyi tarafından belli bir süre tutulurlar. Böylece, serbest gaz fazından soğurulmuş duruma geçmiş olurlar. Gaz basıncının sabit olması durumunda moleküllerin belli bir zaman biriminde iç yüzeye çarpma sayısı da sabittir. Zamanla gaz fazındaki soğurulmuş durumdaki molekül sayısı arasında bir denge oluşur. Gaz basıncı yükseltilirse yüzeye çarpan molekül sayısı artar ve daha çok molekül yüzey tarafında tutulur. Önceleri yüzeyin büyük bir bölümü moleküllerin soğurulmasına elverişlidir. Bu nedenle, soğurulan gaz miktarı hızla yükselir. Yüzeyin moleküllerle kaplanması sonucu, serbest gaz moleküllerinin bağlanabileceği açık alan gittikçe küçülür, kömür giderek doygunluğa ulaşır. Teorik olarak bu evreye ulaşmak için basıncı sonsuza kadar artırmak gerekliyse de ölçmeler sonucunda bu değerin 5 – 8 Mpa dolayında olduğu belirlenmiştir. Öte yandan, aynı ranktaki kömürlerin, sabit basınç altında değişik miktarlarda gaz soğurabildikleri gözlenmiştir. Bu, büyük olasılıkla, kömürün heterojen yapısından kaynaklanmaktadır.


2.3.3. Sıcaklık

Sabit basınç altında sıcaklık yükseldikçe kömür tarafından soğurulan metan miktarı azalmaktadır. Bu sonuç; yüksek sıcaklıklarda metan moleküllerinin sahip oldukları enerjinin artması ile açıklanmaktadır. Moleküllerin ortalama hızı yükseleceğinden, iç yüzey alanı tarafından tutulma olasılığı zayıflamaktadır. Beckmann, sıcaklığın 10 oC’ den 50 oC’ ye çıkartılması durumunda soğurulabilecek metan miktarının % 20 oranında azalacağını göstermiştir. Fransa’ da yapılan araştırmalar, her 1 oC lik sıcaklık artışı için, soğurulan gaz miktarının % 0.8 oranında azaldığını göstermiştir.


2.3.4. Nem Miktarı

Kömürler doğal durumlarında değişik oranlarda su içermektedir. Kömürdeki su, esas olarak, ya iç yüzeylere bağlı ve mikro çatlaklarda yoğuşmuş durumda (higroskopik nem) ya da serbest durumda (kaba nem) bulunur. Kömürdeki nem miktarı, kömürleşme derecesi yükseldikçe azalmaktadır. Kaba nemin metan gazının soğurulacağı iç yüzey alanını ne şekilde etkilediği konusunda bir şey söylenememektedir. Ancak, higroskopik nem miktarındaki artışın kömürün gaz soğurma kapasitesini düşürdüğü bilinmektedir.


2.3.5. Kül Miktarı

Metan gazı, yalnızca kömürdeki organik maddelere soğurulabileceğinden, kül miktarının yükselmesi, kömürün soğurma kapasitesini düşürücü bir rol oynar.


2.3.6. Petrografik Bileşim

Kömür damarlarının bantlı bir yapı gösterdikleri bilinmektedir. Bu bantlar farklı petrografik özellikler taşımaktadır. Fiziksel ve kimyasal nitelikleri farklı olduğu gibi, sahip oldukları iç yüzey alanları da birbirinden farklıdır. Bu bantlar gaz soğurma kapasitelerine göre, vitren, düren, füsen şeklinde sıralanmaktadır.



3. KÖMÜR KÖKENLİ DOĞAL GAZIN DEĞERLENDİRİLMESİ

Kömür kökenli doğalgazın (CBM) değerlendirilmesi çalışmalarında anahtar parametreler gazın kaynağı, gaz rezervi ve üretilebilirliktir. CBM rezervuarları dual poroziteli tabakalardır. Birincil porozite, gazın büyük çoğunluğunun depolandığı, düşük geçirimliliğe sahip olan kömür matriksidir. İkincil porozite ise nispeten daha az gazın depolandığı kömürün doğal çatlak sistemidir. Kömür matriksinin özellikleri yerinde gaz hacminin kestirimi ve üretimi üzerinde çok önemli etkiye sahiptir ve sondaj ve jeolojik kesit (log) verilerinin integrasyonu ve birlikte yorumlanması ile güvenilir olarak elde edilebilir. Gaz içeriği ve gaz depolama kapasitesi gaz kaynaklarının ve rezervin belirlenmesi için anahtar parametrelerdir. Her iki parametre sondaj numunelerinden, doğrudan elde edilebilir. Sondaj verilerinin elde edilmesi ve analizi CBM projelerinin değerlendirilmesi çalışmalarında vazgeçilmez bir adımdır. Gaz üretimini etkileyen en önemli parametreler kömürün doğal çatlak sisteminin geçirimliliği ve bağıl geçirimliliktir. Doğal çatlak sistem geçirimliliği doğru bir şekilde yalnızca kuyu testi ile tahmin edilebilmektedir. Tablo 2’de CBM araştırması için gerekli veriler ve bunların elde edilme kaynakları özet olarak verilmiştir.

Tablo 2. CBM Araştırması için Gerekli Veriler ve Elde Edilme Kaynakları

ÖZELLİK

KAYNAK

Depolama Kapasitesi

Sondaj Ölçümleri

Gaz İçeriği

Sondaj Ölçümleri

Diffusivity

Sondaj Ölçümleri

Gözenek Hacim Sıkıştırılabilirliği

Sondaj Ölçümleri

Toplam Kalınlık

Kuyu Logları

Efektif Kalınlık

Kuyu Logları

Basınç

Kuyu Logları

Mutlak Geçirimlilik

Kuyu Logları

Bağıl Geçirimlilik

Simülasyon

Porozite

Simülasyon

Akışkan Özellikleri

Kompozisyon ve Korelasyon

Gaz Kompozisyonu

Üretilmiş ve Desorbe Gaz

Drenaj Hacmi

Jeolojik Çalışmalar


3.1 Yerinde Gaz Hacmi

CBM rezervuarlarında gazın büyük çoğunluğu kömür matriksinde depolanmaktadır. Aşağıdaki eşitlik bir CBM rezervuarında başlangıçta adsorbe olmuş toplam gaz miktarının tahmin edilmesinde kullanılmaktadır.



Burada;


G = Yerinde gaz hacmi (scf)

A = Rezervuar alanı (acres)

h = Kömür kalınlığı (feet)

= Ortalama yerinde kömür yoğunluğu (g / cm3 )

= Ortalama yerinde gaz içeriği (scf / ton)

Yukarıdaki eşitlikten de görüldüğü gibi ortalama yerinde gaz içeriği, kömür kalınlığı, rezervuar alanı ve ortalama yerinde kömür yoğunluğu yerinde gaz hacminin kestirimi için gerekli olan parametrelerdir. Bu parametreler aşağıda kısaca anlatılmıştır.


3.2. Kömürün Gaz İçeriği

Gaz içeriği birim ağırlıktaki kömür veya kayanın içindeki gazın hacmi olarak tanımlanmaktadır ve birimi scf / ton ‘ dur. Gaz molekülleri, kömür veya çevre kayaçları içinde;



  • Çatlaklarda, kırıklarda ve gözenek içinde serbest gaz (desorbe olmuş) olarak,

  • Çatlaklarda ve gözeneklerde yüzeye tutunmuş gaz (adsorbe edilmiş) olarak,

  • Kömür içerisinde çözünmüş gaz olarak bulunur.

Gaz içeriğini belirlemek için başlıca 3 yöntem kullanılmaktadır.

  • Basınçlı delme

  • Direkt metotlar

  • Direkt olmayan metotlar.


3.2.1. Basınçlı Delme Yöntemi

Bu yöntemde kayaç bir sızdırmaz tübün içine kapalı olarak alındıktan sonra yeryüzüne çıkarılır ve açıldıktan sonra salıverilen gaz miktarı ölçülür. Bu, yerinde gaz miktarını belirlemek için kullanılan en elverişli yöntemdir ve gerçeğe en yakın sonucu verir. Bu yöntemin en büyük avantajı toplam gaz hacminin direkt olarak ölçülmesidir. Fakat özel ekipmanlar gerektirmesi ve pratik bir şekilde kullanılamaması nedeniyle yöntemin uygulanması zordur ve diğer yöntemlere göre 5 kat pahalı oluşu, kullanımını sınırlar.


3.2.2. Direkt Yöntemler

Bu yöntemler yeraltı madencilik çalışmaları sırasında doğal gaz içeriğinin var olan etkilerini hesaplamak için kömür madencilik endüstrisi tarafından geliştirilmiş yöntemlerdir.

Desorbe olmuş gaz miktarı “Direkt Yöntem” veya “Canister Desorpsiyon Testi” olarak bilinen yöntem ile doğrudan ölçülmektedir. Canister desorpsiyon testi, kömür damarlarından olası en az gaz kaybı ile örnekler alınarak, sızdırmaz bir kabın içine yerleştirilmesi ve salınan gaz miktarının zamanın fonksiyonu olarak ölçülmesi esasına dayanmaktadır. Test sırasında sıcaklığın rezervuar sıcaklığı ile aynı olmasına dikkat edilmelidir. Çünkü sıcaklık, difüzyon oranları üzerinde önemli bir etkiye sahiptir. Toplam gaz içeriğinin belirlenmesi için desorbe olmuş gaz hacmine ilave olarak “Kayıp Gaz” ve “Artık Gaz” hacimlerinin de tespit edilmesi gerekmektedir. Kayıp gaz, kömür veya yan kayaçlardan sondaj numunesinin kesilmesi ve bunun sızdırmaz bir kap içine yerleştirilmesi süresince kaybolan gaz miktarıdır. Kayıp gaz miktarı canister desorpsiyon testinden elde edilen sonuçların değerlendirilmesi ile belirlenmektedir. Artık gaz ise desorpsiyon testi sonunda numune içinde kalan gaz miktarıdır. Artık gaz hacmi, canister içindeki numunenin boyutunun küçültülerek açığa çıkan gaz miktarının ölçülmesi ile elde edilmektedir.

Desorbe olmuş gaz, kayıp gaz ve artık gaz miktarlarının toplanması ile elde edilen toplam gaz hacmi, standart sıcaklık ve basınç koşullarında açıklanmakta ve ardından rezervuar basınç ve sıcaklık değerlerine göre de düzeltilmektedir. Belirlenen toplam gaz hacmi daha sonra numune ağırlığına bölünerek scf / ton birimine donüştürülmektedir. Toplam gaz içeriği, numunenin fiziksel durumuna göre, ham (raw) bazlı, kuru bazlı, kuru – külsüz bazlı, kuru – mineral maddesiz bazlı, saf kömür bazlı ve yerinde bazlı olarak belirtilmektedir.

Toplam gaz içeriği ham (raw) bazlı olarak ifade edilirken, canister numunesinin nem içeriği ve numunedeki yabancı maddelerin mevcudiyeti ne olursa olsun numunenin gerçek ağırlığı kullanılmaktadır. Bir başka ifade ile numune, bünyesindeki nemden ve içinde bulunan yabancı maddelerden arındırılmadan tartılmış ağırlığı kullanılmaktadır. Bunun tam tersi ise kuru bazlı olarak ifade edilmektedir. Yani numunenin bütün yabancı maddelerden ve neminden arındırılmış ağırlığı kullanılmaktadır. Kısacası, toplam gaz içeriğinin doğru bir şekilde belirlenebilmesi için numunenin, nem içeriği, kül içeriği, uçucu madde içeriği ve sabit karbon içeriklerinin de tespit edilmesi gerekmektedir. Söz konusu parametrelerin belirlenmesi için Proximate analiz tekniği kullanılmaktadır. Ayrıca, kömür numunesinin kimyasal bileşiminin, yani karbon, oksijen, hidrojen, nitrojen ve sülfür oranlarının belirlenmesi gerekir. Bunun için Ultimate analiz tekniği kullanılmaktadır.

Kömür kökenli doğal gaz rezervuarlarında en çok bulunan gaz metan’dır. Bunun yanı sıra önemli miktarda karbon dioksit, nitrojen, su ve ağır hidrokarbonlar da bulunabilir. Bu yüzden canister desorpsiyon testleri sırasında toplam metan içeriğinin tespit edilmesi için ölçülen gazın kompozisyonunun da belirlenmesi gerekir.


3.2.3. Direkt Olmayan Yöntemler

Kömür numuneleri diğer yöntemler için elverişli olmadığında kullanılır. Bu yöntemler gaz içeriği ve saklama kapasitesi ile ilgilidir. Gaz içeriği ve depolama kapasitesi ile kömürün jeolojik parametreleri ve rezervuar derinliği arasındaki ilişki belirlenir. Gaz içeriği ile ışığın yansıma özelliği veya rezervuar derinliği arasındaki ilişki genellikle doğrusaldır.

Direkt olmayan yöntemlerle elde edilen in situ gaz değerleri çok güvenilir değildir. Çünkü kömür yatağı gaz içeriği trendi yatak boyunca çok düzensizdir.

1 standart cubic feet = 32,0368 g/cm3

1 standart cubic feet; 1 atmosfer basınçta ve 15,4°C sıcaklıktaki yoğunluk değeri demektir. Literatür incelendiginde yoğunluğu kömürden daha düşük olan bazı alanlarda gaz içeriğinin daha yüksek oldugu tespit edilmiştir. Bu yan kayaçta da gaz içeriğinin olabileceğini işaret ediyor.
3.3. Rezervuar Alanı

Kömür damarının yanal olarak sürekli olduğu kabul edilirse, rezervuar alanı genellikle kuyu yüzeyi temel alınarak tahmin edilmektedir. Stratigrafik ve yapısal değişimler kömür yatağının üç boyutlu dağılımını belirlemektedir. Bu yüzden jeolojik değerlendirmeler kömür damarının sürekliliği ve diğer karakteristik özellikleri hakkında ipuçları vermektedir. Fakat bu şekilde kömür yatağı hakkında genel fikirler elde edilebilir. Yerel stratigrafik değişimleri belirlemekse zor olabilir. Kömür kökenli doğalgaz rezervuar geometrisini tespit etmek için üç boyutlu sismik veriler kullanılabilir.


3.4. Rezervuar Kalınlığı

Toplam kömür kalınlığı genellikler wireline loglar ile doğru olarak belirlenebilmektedir. Open-hole yoğunluk logları toplam kalınlık tahminlerinde daha ekonomik ve güvenilir sonuçlar vermektedir. Toplam rezervuar kalınlığı, rezervuarı oluşturulan katmanların kalınlıklarıın toplanması ile hesaplanmaktadır. Ancak burada dikkat edilmesi gerek nokta, yoğunlukları belirli bir sınır değerden (cut-off) düşük olan katmanların hesaplamaya dahil edildiğidir. Yoğunluk için seçilen sınır değer genellikle külünden arındırılmamış kömürün yoğunluk değerine eşittir. Yoğunluk sınırı için çok düşük bir değerin kullanılması hatalı tahminlerin yapılmasına neden olur. Net kalınlığın belirlenmesi çok karmaşık bir iştir. Çünkü bu işlem toplam kömür kalınlığının üretime tam olarak ne kadarlık bir katkı yapacağının değerlendirilmesini gerektirmektedir. Resistivity logları, kuyu testleri, üretim logları veya bölgesel izolasyon testleri net kalınlığın tahmininde kullanılabilir.


3.5. Yerinde Yoğunluk (In-Situ Density)

Yerinde yoğunluk değeri doğru bir şekilde open-hole yoğunluk logları ile tahmin edilmektedir. Ortalama yerinde yoğunluk değeri için yaygın olarak kullanılan 1.32 – 1.36 g/cm3 değerleri tahminlerde hatalara neden olabilmektedir. Kuyu log verilerinin bulunmaması durumunda, yerinde yoğunluk, kül, nem ve organik fraksiyonların yoğunluğu baz alınarak aşağıdaki eşitlikle hesaplanmaktadır.



Burada;


= Kütle Yoğunluğu (Bulk Density), g/cm3

= Kül Yoğunluğu, g/cm3

= Saf Kömür Yoğunluğu, g/cm3

= Nem Yoğunluğu, g/cm3

fa = Kül İçeriği (%)

fw = Nem İçeriği (%)

3.6. Gaz Rezervi

Bir CBM rezervuarının gaz rezervini güvenilir bir şekilde tahmin edebilmek için, gaz içeriğine ilave olarak gaz desorpsiyon davranışının da belirlenmesi gerekmektedir. Çeşitli araştırmacılar tarafından gazın sorpsiyon/desorpsiyon davranışını basıncın bir fonksiyonu olarak tanımlayan bir çok model geliştirilmiştir. Bunlar arasında kömür için kullanılan en yaygın model Langmuir izoterm modelidir.



Burada;


Gs = Gaz Depolama Kapasitesi, scf / ton

P = Basınç, psia

VL = Langmuir Gaz Hacmi, scf / ton

PL = Langmuir Basınç Sabiti, psia

Adsorpsiyon izotermlerinin doğru bir şekilde elde edilmesi, öncelikle numunenin düzgün hazırlanmasını ve uygun laboratuvar prosedürlerinin takip edilmesini gerektirmektedir. İzotermler çok ince boyuta öğütülmüş kömür numunesinin çeşitli basınç değerlerinde adosrbe ettiği gaz miktarının sistematik olarak ölçülmesi ile elde edilmektedir. Test sonuçları Langmuir parametreleri olan PL ve VL’ nin belirlenmesi için kullanılmaktadır. Doğru nem içeriğinin kullanılması ve izoterm testlerinin rezervuar sıcaklığında gerçekleştirilmesi kritik öneme sahiptir. Ölçülen izoterm verilerinin ve gaz içeriği verilerinin aynı bazlı olmasına dikkat edilmelidir. Eğer kömür içerisinde metanın yanında önemli miktarda diğer gazlardan da varsa, o gazlar için de izoterm testlerinin yapılması gerekmektedir. Aşağıdaki şekilde tipik bir izoterm eğrisi gösterilmiştir. Şekilden de görüleceği gibi izoterm eğrileri basıncın bir fonksiyonu olarak maksimum gaz depolama kapasitesini göstermektedir. Canister desorpsiyon testi ile belirlenen kömürün gaz içeriği, izoterm eğrisinden elde edilen maksimum gaz depolama kapasitesinden düşük olabilir.

3.7. Yerinde Gaz (YG) Tahmin Hataları

Yerinde gaz tespitinde kullanılan her parametrede olabilecek hatalar ve belirsizlikler kömür yatağı gaz içeriğinin doğruluğunu etkiler. Bu parametreler: drenaj alanı, kalınlık, yerinde ortalama yoğunluk, yerinde ortalama gaz içeriğidir.


3.7.1. Drenaj Alanı Hataları

Araştırmacılar rezerv alanını genelde araştırma sınırları, ruhsat sahası sınırları ve kuyular arasındaki mesafeye göre hesaplarlar. Jeolojik, yapısal ve stratigrafik özellikler kayanın sürekliliğini kesintiye uğratır. Bu kesintiler alanın hesaplanmasını kompleks bir hale getirir. Ruhsat sahası sınırları içinde kalan alanın her yerinde aynı derecede gaz geliri beklenmemelidir. Drenaj alanı ancak belirli bir gaz içeriğinin elde edilebildiği alan olarak sayılabilir.

Üç boyutlu sismik teknoloji, kömür yatağındaki drenaj bölgesi büyüklük tahminlerini daha doğru tespit etmek için kullanılır. Rezervuar simülasyonu ile sismik yorumlamanın birlikte kullanılması, süreksizliklerin tanımlanmasını kolaylaştırır.
3.7.2. Kömür Yatağı Kalınlık Hataları

Kömür yatağının derinliğini hesaplamak için jeofizik loglar kullanılır. Kuyu yoğunluk logları daha iyi sonuç verir. Yankayacın yoğunluğu kömürden farklı olduğu için yoğunluk farklarından yararlanarak kömür yatağının kalınlığı belirlenebilir. Belirlenen yoğunluk limiti içerisinde kalan kalınlık değerlerinin ortalaması, toplam rezervuar kalınlığı değerini verir. Bu noktada yan kayaçta da gaz geliri olabileceği unutulmamalıdır.


3.7.3. Ortalama Yerinde Yoğunluk Hataları

Doğru in-situ yoğunluk değerleri açılmış kuyu log verilerinden hesaplanır. Doğru yoğunluk değerlerinin kullanılması ile pratik kuralla elde edilen yerinde gaz değerleri %10-13 değişiklik gösterebilir.

En yaygın kullanılan kömür yoğunluk limiti maksimum 1,75 gr/cm3’tür. Bu limit ağırlıkça %50 ve hacimce %70 karbon içeren kömürün jeolojik tanımından ileri gelir. 1,75 gr/cm3 yoğunluk değeri karbonlu şeyl içerisinde bulunan gazı içermez, bu yüzden yoğunluk düşük, ortalama gaz içeriği yüksek hesaplanabilir ve bu da sonuca etki eder.
3.7.4. Gaz İçerik Hataları

Yerinde gaz tespitinde gaz içeriği anahtar bir parametredir. Gaz içeriği tahminlerindeki hatalar yerinde gaz tespitinde en büyük hata kaynağı olarak sayılmaktadırlar. Hatalar genellikle yerinde gaz değerlerini düşürür.

Referans gaz içeriği değerleri basınçlı delme numunelerinden ve adsorpsiyon izotermi verilerinden bulunur. Basınçlı delme ekipmanı alınan numuneyi yeryüzüne herhangi bir gaz kaybı olmaksızın çıkarmaya yarar.

Kayıp gazın hesaplanmasında kullanılan metotlardan bazıları



  • Direct Method( US Breau of Mınes)

  • Smith and Williams Method

  • Amoco Method

Endüstrideki yaygın uygulama, rezervuar sıcaklığı ve basıncı ile aynı olan bir ortamda metal kutu (canister) içinde depolanmış kömürdeki gazın ölçülmesidir. Eğer çevre sıcaklığı rezervuar sıcaklığından çok farklı ise büyük hatalar meydana gelebilir.

Gaz yayılım hızı sıcaklıkla exponansiyel bir şekilde değişir. Sıcaklık, kayıp gaz miktarının tespitinde kullanılan ölçüm sırasında yayılan gaz miktarını etkiler.

Kömürün gaz emme kapasitesi sıcaklıkla ters orantılıdır. Sıcaklıkla artık gaz hacmi artarken bu durum yayılan gaz değerlerinin düşmesine yolaçar.

Sıcaklığı rezervuar sıcaklığı ile aynı seviyeye getirmek ölçüm sırasındaki hataları en aza indirir. Bunun için gerekiyorsa numunenin ısıtılması ya da soğutulması (genellikle ısıtılması) gereklidir.

Numunenin tipi de gaz içerik tahmininde büyük bir etkiye sahiptir. Geleneksel ve telli delme, tercih edilen numune toplama yöntemleridir. Silindirik numunelerin gaz kayıpları delme ile alınan kazı parçalarının gaz kayıplarından daha azdır.

Delme sonucu elde edilen parçalardan gaz içerik tahminleri iki yönden sakıncalıdır:

Birinci sakınca, numune delik dibinde kırıldığı için numune alımı sırasında yüksek derecede gaz kaybı oluşmasıdır. İkinci sakınca ise çevreden karışan parçaların numuneleri kirletmesi ve gerçek gaz içeriğini değiştirmesidir.

Başka bir hata kaynağı rezervuarı temsil etmeyen bir numune üzerinden yerinde gaz tahmini yapmaktır. Bu yüzden rezervuarı temsil eden numune alımı son derece önemlidir.


4. KÖMÜR KÖKENLİ DOĞALGAZ ELDESİ İÇİN DELME VE İŞLETİM

TEKNOLOJİSİ

4.1. Delme

Doğalgaz, petrol ve metan drenaj projeleri için halihazırda kullanılan sondaj yöntemleri, geleneksel (dikey delme) ve geleneksel olmayan (doğrusal ve yatay delme) yöntemlerinin bir kombinasyonudur. Örneğin, Zonguldak kömür havzası değişik kayaç türlerine ve arızalı bir yapıya sahip olması dolayısıyla bu yöntemlerin bir kombinasyonu önerilmektedir.


4.2. Geleneksel Sondajlar

Geleneksel delme yüzeyden yeraltına örneğin bir kömür damarına ya da kumtaşı yatağına doğru dikey bir sondaj açmaktan ibarettir. Geleneksel sondajlar, petrol ve gaz araştırma ve üretimi için en yaygın delme yöntemleridir. Jeolojik ve yatak karakterizasyonu gerektiğinde ve az eğimli ya da düz yataklanan tabakalar delindiğinde bu yöntemin kullanılması gereklidir.

Delici uç kullanılmadan açılan ve yataklanmaya bağlı olarak istenilen ilerleme hızının sağlanıldığı dikey sondaj bazen çok zor olabilir. Oluşan problemlerin bazıları daha sağlam bir yeraltı delme aparatının (BHA) kullanılması ile çözümlenebilir. Dalım arttıkça daha uzun delik delinir ve delici uçta fazla ağırlık tesis edildiği için, delici uç yataydan sapmaya başlayacaktır. Çok fazla sapma delici ucun hedefini ulaşmasına engel olur. Bu problemi çözmek için kesici uç üzerinden çok fazla ağırlık sökülürse bu kez de ilerleme hızı düşecek ve delik delme işlemi uzun zaman alacaktır. Bu da delme maliyetlerini artırır. Bu şartlar altında istenilen ilerleme hızlarını sağlamak ve hedefin doğruca yakalanmasını temin etmek için bir delik dibi çamur motoruna ve delme sırasında ölçme işlemi yapan bir aygıta (MWD) gereksinim duyulacaktır.

Geleneksel sondajların çok daha sık kullanılmasının ana nedeni birim uzunlukta daha düşük maliyetlerle delme yapılabilmesidir.


4.3. Geleneksel Olmayan Sondajlar (Yönlendirmeli, yatay ve çok yönlü yatay)

Geleneksel olmayan sondaj yüzeyden dikey bir delik delme ve delici ucu daha sonra hemen hemen yataya yakın olarak çevirerek daha önceden saptanmış bir hedefe doğru yönlendirmek demektir. Herhangi bir yönde 30-300 m uzunluğa kadar açılabilir. Delici uç hedefe ulaşır ulaşmaz rezervuarda yanlamasına ilerlemeler yapabilir ve rezervuarın yanal uzunluk ve içeriğine bağlı olarak rezervuarın özellikleri hakkında daha fazla bilgi edinilmesine yardımcı olur.

1980’lerin ortasına kadar, açılan yönlendirmeli ve yatay sondaj sayısı çok azdı. 1980’lerin ortasından itibaren, geleneksel olmayan delik delmede büyük bir artış olmuştur. Söz konusu artış bu tip delme teknikleri için geliştirilen ve ticari şirketler tarafından da kullanılması mümkün olan ileri teknoloji sistemlerine bağlanabilir.

Kömür ruhsat sahası 1 ve 2’deki arızalı kayaç ve oldukça dalımlı yataklanmaya bağlı olarak, ilerleme aşaması sırasında 150 - 300 m2 lik alanlardaki potansiyel kömür yatağı hedeflerine geleneksel sondaj yaparak ulaşmak her zaman mümkün olmayabilir. Delik dibi yönlendirme aygıtı kullanılan ve verimi en yüksek olan hedef kuyulara ulaşmak için aynı delme alanında bazen birden çok hedef delinmek zorunda olacaktır.

Bunları yapmak için iki yöntem vardır. Birinci yöntem, aynı delme alanında, delici makine ekipmanını daha önce delinen deliklerden uzak olan güvenli bir mesafeye taşımak ve yeni bir yatay ve yönlendirmeli yeraltı hedefine doğru delmeye devam etmektir.

İkinci yöntem, çok yönlü yanal delme olarak bilinir. Önceki metotla bu delme metodu arasındaki temel fark tüm sondaj deliklerinin aynı delikten deliniyor olmasıdır. Bu yüzden delme ve yardımcı ekipmanları başka bir deliğe başlamak için hareket ettirmeye gerek yoktur. Döndürülebilir bir alet mekanizması delici ucu yeni doğrultusuna yönlendirmek için sondaj deliğinin üst kısmına yerleştirilebilir. Her iki metot da yerleşim yerlerinde ve binaların arasında tesis edilebilir.


4.3.1. Sarma Tüp Tekniği (Coliled Tube)

Bu geleneksel olmayan (modern) teknik geleneksel teknikle delmeden daha pahalı olmasına karşılık, bazı maliyetler azaltılabilir. Delme maliyetlerini azaltmak için potansiyel bir yöntem, geleneksel borulu delme tekniğinin yerine kullanılan sarma tüp tekniğidir. Sarma tüp tekniği MWD (delelerken ölçüm) ile ve tübün sonuna bağlanan bir çamur motoru ile beraber delme için dizyan edimiştir. Bağlantıları yapmak ve sökmek için gereken bekleme olmaksızın, bir makara sayesinde, tüp deliğin içinde hızlı bir şekilde ileri geri çalışabilir. Böylece toplam delme zamanından saatler, hatta günler kazanılabilir. Bu da maliyetlerin düşmesi anlamına gelir.


4.3.2. Sarma Tüple Yatay Delme

Sarma tüp tekniğinin kullanıldığı başka bir yöntemde, hidrolik jet delme sisteminin uygulandığı bir yöntem baz alınır. Bu yöntem bükülgen bir hortum ve patlatma ağızlı hortum başını da içeren bir takımın kullanımından ibarettir. Bu delme takımıyla delme delikleri, üretim yayının tabanından 30 derecelik açılarla aralanmış 180m uzunluğa kadar yanal bir şekilde delinebilir. Daha sonra küçük boyutlu hidrolik çatlatma yatay deliklerde kalıcı bir şekilde destekleme yapmak için kullanılabilir.

Modern delme tekniklerinin verimli bir şekilde uygulanması için yeraltı jeolojisinin detaylı bir şekilde araştırılması ve haritalanması gerekir. Başarılı bir program için doğru bir yeraltı delme planı gereklidir. Bu projede, bahsedilen tekniklerin uygulanması, kömür yatağında bulunan metan gazı eldesini maksimize etmek için gereklidir.
4.4. Delme Maliyetleri

Amerikan Petrol Enstitüsü 1996’da geleneksel delme yöntemi için 30 m’den 1500 m derinliğe kadar delme yapılan bir alanda ortalama delme maliyetlerini 63 $/m olarak açıklamıştır. Buna karşılık yatay kuyuların maliyeti %49 daha fazla olup: 94 $/m’dir. Yönlendirmeli delme maliyetleri, kalifiye eleman, uygun ekipman temini ve iyi bir organizasyon planı ile minimize edilebilir.

Bir yatay sondaj açmak için ortaya çıkan maliyetler geleneksel sondajdan daha fazla olmasına rağmen, genişletilmiş üretimden elde edilen karlar ek delme maliyetleri yaratarak diğer yöntemle arasındaki maliyet farkını kapatabilir. Sarma tüp kullanımı ile bir delme sahasından bir çok kuyu delindiği gibi, rezerv kuyularını paylaşmak, uygun olan en yeni teknolojinin kullanımını sağlamak ve böylece delme maliyetlerini önemli derecede azaltmak mümkün olabilir.
4.5. Kömür Yatağı Metan Drenaj Kuyuları İçin Üretim Yöntemleri

4.5.1. Üretim

Kömür yatağı metan kuyularında zarar görmemiş rezervur kayasının, sondaj borusuna etkin bir şekilde bağlanması gerekir. Zonguldak Kömür havzasındaki potansiyel rezervuarın üretime alınacağı en iyi metotu belirlemek için tüplü ya da tüpsüz delme işlemine göre bazı rutin prosedürlere ihtiyaç vardır. Sondaj analizi, jeofizik logların incelenmesi, kömür damarları ve kumtaşındaki delme takımı ağırlık (drillstem) testleri uygulanmalıdır. Bu işlemler gözeneklilik, su geçirgenliği, dayanım, akma ile ilgili olan verileri sağlamak için yapılır.

Günümüzde üretim teknolojisi önemli derecede gelişmiştir. Başlangıçta, kömürün içerdiği metan belli aralıklarla dizilmiş tüpsüz sondaj kuyularından hidrolik çatlatma yöntemi ile üretilmiştir. Fakat bu yöntemde, kuyu stabilitesi ve farklı kömür damarlarının izole edilmesinin mümkün olamaması problemler yaratmıştır. Bu problemler tüplü delme ile üretim yapılarak çözülmüştür. A.B.D.’de Zonguldak Kömür Havzası ile benzer özelliklere sahip bir alanda kullanılan ana işletim tekniği tüplü delme hidrolik üretim yöntemiydi.
4.5.2. Dinamik Tüpsüz Delme Üretimi (Kavitasyon)

Bu yöntemde delik kömür damarının üstüne kadar delinir. Daha sonra tüp takılır ve delik kömür içerisinde su/çamur sistemi ile dengeli bir şekilde delinir. Dengeli delme sıvısı potansiyel formasyon hasarlarını en aza indirir. Bir delik delinir delinmez, delme çamuru ve parçaları köpük ve hava kullanılarak geriye alınırlar.

Kavitasyon hava, nitrojen ve köpükten oluşan bir karışımın dalgalanan bir şekilde dönüşünden ibarettir. Bu tür dalgalanma için iki metot vardır. Birincisi doğal dalgalanma; bu metotta kuyu sarılarak kapanır. Yüzeyde salıverilmeden önce sondaj deliğinde rezervuardaki basıncın artışına izin verilir.

İkinci metot enjeksiyon dalgalanmasıdır. Kömürü yerinden söküp çıkarmak için hava ya da azot enjekte edilir. Dalgalanmadan dolayı sondaj deliğinde oluşan basınç kömür damarı boyunca çatlamayı da artırır. Bu enjeksiyon ve dalgalanma işlemi, kuyu deliği kömür ve kömür olmayan malzeme ile dolana kadar tekrarlanır.

Boşluklu üretim her alanda başarılı değildir. Kavitasyon halihazırda deneme bazlı olarak kullanılmaktadır. Ticari gaz üretim hızının hesaplanmasında başarılı olmak için kömür damarı yeterli kalınlığa, doğal çatlak gelişimine ve belli bir su geçirgenlik değerine sahip olmalıdır. Rezervuarın daha iyi anlaşılması için ağırlıklı delme testlerinden, jeofizik loglarından, dayanım, su geçirgenliği ve diğer laboratuvar testlerinden faydalanılması gerekmektedir.
4.5.3. Tüplü delme hidrolik çatlatma ile üretim

Dengelenmiş bir delme sıvısı ve çimento ürününün kömür damarını kaplayarak delme yapılmasından ibarettir. Kömür parçalarının taşınması için ana delikten ayrılıp açılı olarak delinen bir fare deliği (rathole) (yardımcı delik) delinir. Bu aynı zamanda üretim sırasında daha verimli bir susuzlaştırma yapılmasına da yardım eder.

Üretim için seçilen kömür damarları tüplü ve çimentolu delme ile doğal çatlak sisteminin içine doğru bir delik açılarak servise alınır. Bu delik açma metodu, delme ve çimentolamanın neden olduğu formasyon hasarını azaltacaktır. Böylece hidrolik çatlak gelişimini oluşturacak ortamı sağlamak için kömür damarının içinden tüpe doğru akış artırılacaktır. Çimento ve delme deliklerini temizlemek için asitle muamele yapılır. Daha sonra kuyunun içine daha önceden belirlenmiş oranda, basınçta ve hacimde kum-su ve kum-jel karışımları her üretim aralığına doğru pompalanır. Bu işlemde kum, gaz akışını artırmak için çatlakları açık tutmaya yarayan bir yardımcı eleman olarak kullanılır.
4.5.4. Çoklu Zon Kömür Damarı Üretimi

Ruhsat sahası 1 ve 2’deki rezervuarlar genellikle ince kömür damarları ve kalın kumtaşı formasyonlarından ibarettir. Genelde tüpsüz delik üretiminin tecrübeler göz önünde bulundurulduğunda çoklu zon kuyularında verimli olması mümkün değildir. Eğer kömür damarı ince ise ayrı zonlar çalışmak için elverişli değildir. Tüpsüz delme üretiminde ortaya çıkabilen problemlerin çoğu sıvı akışını durduran tıkaçlarla (packer) alakalıdır.

İnce kömür damarlarından üretimi maksimize etmek için tüplü ve çoklu kuyu üretim teknikleri kullanılır. Özellikle birçok zon bulunan bir arazide çalışıldığında, aralıklı delik delme tekniği (perforations) kömür damarlarını üretmek için en verimli ve maliyeti düşük yöntemdir. Delik delme tabancalarını taşıyan geleneksel telli sondaj hedefe ulaşmada noktasal duyarlılıkta çalışan bir sistemdir. Delik delme tabancasından çıkan parçalar daha iyi ilerlemeyi ve deliğin üniform olmasını sağlar.
4.5.5. Çok Yönlü Üretim

Bir gaz sondajında halihazırda bulunan üretim aralıklarındaki basınç değerlerinde önemli derecede bir fark varsa çok yönlü üretim tekniğini kullanmak gereklidir. Bu durumda en yüksek basınca sahip üretim aralıkları öncelikli olarak üretilmelidir. Basınç düşük basınçlı bölgelerle eşitlendiğinde, düşük basınçlı bölgelerdeki kuyular açılarak artakalan gaz alınmalıdır. Bununla beraber bun yöntemde alternatif olarak iki tüplü üretim dizisi kullanılabilir sonuçta farklı basınçlı iki üretim yeri aynı anda üretime alınabilir.



5. ZONGULDAK HAVZASINDA YAPILAN ARAŞTIRMALAR

Zonguldak havzası ülkenin tek taşkömürü havzası olması nedeniyle 1848 yılından başlayarak, birçok araştırmacı tarafından farklı çalışmaların gerçekleştirildiği bir bölge olmuştur. Yapılan çalışmalar genellikle kömür arama ve üretime yönelik rezerv, sedimantoloji-stratigrafi ağırlıklı jeolojik ve kömür karakterizasyonuna yöneliktir. Kömür kökenli doğalgaz potansiyelinin belirlenmesine yönelik çalışmalar ise kısıtlı sayıdadır. Söz edilen konu ile ilgili çalışmalar 1990 yılında başlamıştır. Aşağıda bu çalışmalardan elde edilen sonuçlar özet olarak verilmiştir.

YALÇIN (1990), Zonguldak Havzasında işletilen Karbonifer yaşlı kömürlerde sıkça rastlanan grizu patlamaları ve kömürlü birimlerin sınırlı olarak araştırılan özellikleri gözetildiğinde, havzanın kömüre bağlı bir doğal gaz potansiyeline sahip olabileceği belirtilmiştir. Kömürlerin gaz oluşturma potansiyellerinin gerçekçi olarak hesaplanabilmesi için organik jeokimya çalışmalarına, ayrıca havza gelişiminin modellenmesiyle gaz oluşumu ve göçünün zaman içerisinde gelişiminin ortaya konması ile ilgili çalışmalara gereksinim olduğu vurgulanmıştır.

CAN ve YALÇIN (1992), bu çalışmada Armutçuk Bölgesinde yeralan karbonifer istifinin jeolojik evrimi, bilgisayar destekli modelleme yöntemiyle sayısal olarak saptanmıştır. Böylece, modelleme öncesinde sadece kestirilebilen ısı akısı ve yüzey sıcaklıklarının zamana bağlı değişimleri ile aşındırılmış birimlerin orijinal kalınlıkları belirlenmiştir. Kömürlü birimlerin sıcaklık evrimi ve kömürleşme derecesinin zamana bağlı değişimleri sayısal olarak saptanmıştır.

YALÇIN ve diğ., (1994), Zonguldak havzasında gaz oluşumunun modellenmesine yönelik olarak sürdürülen çalışmaların bir devamı olarak, bu çalışmada kömürden gaz oluşumunun kinetik parametreleri belirlenmiştir. Havzada gaz oluşumunun yaklaşık olarak 90 milyon yıl önce başladığı ve son 30 milyon yıl öncesine kadar devam ettiği saptanmıştır. Havzada gaz oluşumu, ısı akısındaki artış nedeniyle Geç Kratese döneminde başlamış ve 30 milyon yıl önce havzanın yükselme ve erozyona uğraması ile sona ermiştir.

YALÇIN (1994a), Bu çalışmada Zonguldak Havzasındaki kömürlerin organik jeokimyasal özellikleri tanıtılmış ve bunların olası ana kaya ve özellikle petrol oluşturma potansiyelleri tartışılmıştır. Sonuç olarak havzadaki kömürlerin, kömür kökenli doğalgaz için oldukça iyi bir ana kaya potansiyeline sahip oldukları, hidrojence zengin bazı düzeylerin ise sınırlı da olsa petrol ana kayası özellikleri taşıdığı belirtilmiştir.

YALÇIN (1994b), Zonguldak Havzasından derlenen örnekler üzerinde gerçekleştirilen organik jeokimyasal analiz sonuçları kömürlerin karekterizasyonu için değerlendirilmiştir. Ayrıca, kömürlerin toplam organik karbon (TOC) miktarları belirlenmiş, Rock – Eval piroliz, kısa analiz ve organik petrografi çalışmaları gerçekleştirilmiştir. Zonguldak Havzasındaki Namuriyen – Vestfaliyen yaşlı kömür damarlarının tipik hümik kömür özellikleri gösterdikleri belirlenmiştir. Olgunluk, uçucu madde, kül ve nem içerikleri gözetildiğinde birçok kömürün yüksek uçuculu bitümlü kömür sınıf aralığında yer aldığı saptanmıştır. Vitrinit yansımasına ait değerler % 0.45 – 1.14 Ro arasında belirlenmiştir. Kömürlerin maseral bileşimleri vitrinik ağırlıklı olmakla birlikte bazı örneklerin liptinitçe zengin olduğu vurgulanmıştır. Çalışmada ayrıca, gaz oluşumunun kinetik ve olgunluk parametreleri arasındaki (%Ro, Tmax, hidrojen indeks ve uçucu madde) ilişkiler değerlendirilmiştir.

YALÇIN ve GÜRDAL (1995), Havzada kömür varlığının ortaya çıkarılması amacıyla TTK’ unca Kozlu’nun batısında açtırılan karotlu üç derin kuyudan K20G kuyusu bir araştırma kuyusu niteliğinde incelenerek, yapılan çalışmalar bir kitapta derlenmiştir. Ele alına konular, bölgesel tektonik konum ve paleocoğrafya, havza ve kuyu yeri jeolojisi, palinoloji, fasiyes ve çökelme ortamı, kuyu jeıfiziği, rezerv ve maden işletmeciliği, kömür jeokimyası, iz elementler, kömür kimyası, organik jeokimya ve organik petrografi, petrofizik ile havza modellemesidir.

MANN ve diğ., (1995), Kozlu K20G kuyusuna ait kömür ve kömürlü şeyl örnekleri; kömürlerin organik madde bileşimi, kömürleşme dereceleri ve gaz oluşum potansiyelinin belirlenmesi amacıyla incelenmiştir. Ayrıca kömür damarlarının gözenek boyutlarının dağılımı mikroskopik ve petrofiziksel yöntemlerle araştırılmıştır.

HERTLE (1995), K20G kuyusundaki Üst Karbonifer yaşlı kömürleri; genel karektarizasyonları, organik maddenin bileşim ve miktarının belirlenmesi, gaz oluşum ve depolama kapasiteleri açısından değerlendirilmiştir.

YALÇIN (1995a), Zonguldak Havzası kömürleri, organik jeokimyasal özellikleri ve gaz potansiyeli açısından incelenmiştir.

YALÇIN (1995b), K20G kuyu verilerine dayanarak havzanın Kozlu kesiminde, jeolojik evrimin bilgisayar destekli modellemesi gerçekleştirilmiştir. Kuyuda hem Kretase, hem de Karbonifer birimlerinin bulunuşu, havza gelişiminin kavramsal modelinin ve özellikle kritik Kretase – Eosen dönemindeki paleo-ısı akısı değerleriyle bu dönemde çöeklmiş birimlerin orijinal kalınlıklarının optimizasyonuna imkan vermiştir. Bu çalışmada, havza genelinde yapılacak diğer modelleme sonuçlarına da önemli katkılar sağlayacak genel sonuçlara ulaşılmıştır. Kuyuda kesilen Karbonifer yaşlı kömür damarlarındaki gaz oluşumunun, Alacaağzı formasyonunda günümüzden 120, Kozlu formasyonunda 108 ve Karadon formasyonunda 90 milyon yıl önce başladığı belirlenmiştir. Bu formasyonlara ait kömür damarlarında oluşan gaz miktarları sırasıyla 110, 80 ve 25 mg gaz / g kömür olarak saptanmıştır.

Havza kömürlerinin gaz depolama kapasitelerinin belirlenmesi, kömür kökenli doğalgaz potansiyelinin belirlenmesi amacıyla sürdürülen çalışmaların önemli bir aşamasını oluşturmaktadır.

Havzada özellikle derin kotlardaki gazlı kömürler, üretim sırasında ani gaz + kömür püskürmelerine neden olmaktadır. Bu nedenle çalışmalar maden işletmeciliği açısından neden oldukları grizu patlamaları nedeniyle hayati tehlike meydana getiren metan gazının, kömür damarlarındaki içeriklerinin saptanması yönünde ağırlık kazanmıştır. Bu olayların önlenebilmesine yönelik olarak, havzada bazı kömürlerin gaz içeriklerini belirlemek amacıyla yerinde gaz ölçümleri gerçekleştirilmiştir. Ayrıca sınırlı sayıdaki örneğin adsorpsiyon – desorpsiyon deneyleri yapılmıştır. Bu çalışmalar aşağıda kısaca özetlenmiştir.

YILMAZ ve diğ., (1985), Zonguldak Kozlu işletmesinde gerçekleştirdikleri çalışmada, açılmış drenaj deliklerinden alınan örneklerde toplam gaz analizleri yapmışlardır. Tüm örneklerde % 95 in üzerinde metan içeriğine rastlanmıştır. Ayrıca, kömürlerin, metan gazı tutma kapasiteleri ve gaz püskürmelerine karşı yatkınlıklarını saptamak amacıyla, üretim galerilerinden alınan kömür örnekleri üzerinde desorpsiyon testleri yapmışlardır.

MASSZI ve KHALIL (1988), TTK kurumunun isteği üzerine, Cantek Consulting Ltd. of Calgary Alberta – Canada firması tarafından, havzanın Kozlu, Karadan ve Armutçuk bölgelerinde gazlı kömür damarlarının metan içeriğini belirlemek amacıyla yerine gaz ölçümleri yapılmıştır. Yerinde gaz ölçüm sonuçları, ton kömür başına 5-16 m3 metanın kömürde birikebileceğini göstermiştir.

YALÇIN ve DURUCAN (1991a,b), Zonguldak havzası Kozlu bölgesine ait Çay, Acılık, Civelek ve Büyük Kılıç kömür damarlarından alınan kömür numuneleri üzerinde, farklı gaz basınçlarında adsorpsiyon – desorpsiyon deneyleri yapmışlardır. Kömür damarlarının metan adsorpsiyon izotermleri 25 oC sıcaklıkta ve farklı gaz basınçlarında (maksimum 45 atm) ölçülmüştür. Kömürlerin gram başına adsorpladıkları metan miktarının artan gaz basınç değerleri ile arttığı ve azalan sabit karbon ve yükselen kül içeriği ile azaldığı saptanmıştır. 45 atmosfer basıncında gerçekleştirilen deneylerde kömür damarlarının gaz adsorplama kapasitelerinin 8.36 – 11.93 cm3 / g arasında değiştiği belirtilmiştir. Ölçüm sonuçlarına göre Çay damarı en yüksek gaz adsorplama kapasitesine sahip kömür damarı ve onu izleyen damarlar Acılık, Civelek ve Büyük Kılıç’ dır. Kömürlerin artan nem içerikleri gaz adsorplama kapasitelerini azaltmaktadır. Bu çalışmada Kozlu bölgesi kömür damarlarının gaz adsorplama kapasiteleri bazı İngiliz ve Amerkan kömürleri ile karşılaştırılmıştır. Zonguldak kömürlerinin gaz adsorplama kapasiteleri, düşük küllü ve yüksek sabit karbon değerlerine sahip İngiliz kömürlerinden düşük, fakat Amerkan kömürleri ile benzerlik göstermiştir.

GÜRDAL ve YALÇIN (1992), Bu çalışma ile kömür damarlarında gaz birikmesini kontrol eden parametreler tanıtılarak, bunların belirlenmesinde kullanılan yöntemlerin genel bir değerlendirilmesi yapılmıştır.

GÜRDAL ve YALÇIN (1995), Zonguldak havzasının farklı bölgelerinden derlenen 13 adet kömür örneğinin gaz adsorpsiyon kapasiteleri, hacimsel gaz adsorpsiyon yöntemi kullanılarak belirlenmiş ve gaz kapasitelerinin kömürlerin bazı organik ve jeokimyasal özelliklerine bağlı olarak gösterdikleri değişimler incelenmiştir. Kömürlerin gözenek yüzey alan değerleri, olgunlukla önce azalan ve % 1.4 Ro değerlerine doğru tekrar artan bir eğilim gösterdikleri saptanmıştır. Jeokimyasal parametreler ile yüzey alan değerleri arasındaki en belirgin ilişki, artan kül değerlerine karşın azalan yüzey alan değerlerinde izlenmiştir.

GÜRDAL ve diğ., (1995). Kozlu K20G kuyusundan derlenen Vestfaliyen A yaşlı Kozlu formasyonu ve Vestfaliyen BCD yaşlı Karadon formasyonu kömürlerinin jeokimyasal özellikleri kömür kısa analiz ve elementel analiz yöntemleri ile incelenmiştir. Kömürler ASTM standardına göre yüksek-orta uçuculu bitümlü kömür sınıfında yer almaktadır. Kömür damarlarının, Van – Krevelen diyagramındaki konumu, bunların hümik kömürler olduğunu göstermektedir.



Referanslar
Boyer, C.M. and Qingzhao, B. (1998). Methodology of coalbed methane resource assessment. International Journal of Coal Geology 35, 349–368.

Can, E., Yalçın, M.N. (1992). Armutçuk Yöresinde Karbonifer İstifinin Jeolojik Evrimi ve Modellenmesi. Türkiye 8. Kömür Kongresi Bildiriler Kitabı, TMMOB Maden Mühendisleri Odası, Zonguldak Şubesi, s. 367-380.

McLennan, J.D., Schafer, P.S. and Pratt, T.J. A Guide to Determining Coalbed Gas Content. Gas Research Institute Report, No. GRI-94/0396, Chicago, Illinois, 1995.

Movar, M.J. and Nelson, C.R. Coalbed Gas-In-Place Analysis. Gas Research Institute Report, No. GRI-97/0263, Chicago, Illinois, March 1997.

Yaçın, M.N. (1990). Kömür Kökenli Doğalgaz. Türkiye 7. Kömür Kongresi Bildiriler Kitabı, TMMOB Maden Mühendisleri Odası, Zonguldak Şubesi, s. 245-260.

Yalçın, E., Durucan, Ş. (1984). Zonguldak Kömürlerinin Açığa Çıkabilen Metan İçerikleri. Türkiye 4. Kömür Kongresi Bildiriler Kitabı, TMMOB Maden Mühendisleri Odası, Zonguldak Şubesi, s. 319-330.

Yalçın, M.N., Schenk, H.J. and Schaefer, R.G. (1994). Modelling of Gas Generation in Coals of Zonguldak Basin (NW Turkey). International Journal of Coal Geology 25 (2), 195-212.

Yalçın, M.N. (1994a). Zonguldak Havzasındaki Kömürlü Birimlerin Ana Kaya Potansiyeli. Türkiye 10. Petrol Kongresi, Teknik Oturum Tebliğleri, 3, s. 26-38.

Yalçın, M.N. (1994b). Kömür Kökenli Doğalgaz – Zonguldak Yöresinde Alternatif Bir Enerji Kaynağı. Türkiye 6. Enerji Kongresi, Teknik Oturum Tebliğleri, 3, s. 26-38.

Yalçın, E., Durucan, Ş. (1991a). Methane Desorption Characteristics of Zonguldak Coals. Mining Science and Technology, 13, 207-214.



Yalçın, E., Durucan, Ş. (1991b). Methane Capasities of Zonguldak Coals and the Factors Affecting Methane Adsorption.. Mining Science and Technology, 13, 215-222.


Verilənlər bazası müəlliflik hüququ ilə müdafiə olunur ©atelim.com 2016
rəhbərliyinə müraciət