ÇAĞRILI KONUŞMALAR / KEYNOTES Invited Speeches ... - TPJD
ÇAĞRILI KONUŞMALAR / KEYNOTES Invited Speeches ... - TPJD ÇAĞRILI KONUŞMALAR / KEYNOTES Invited Speeches ... - TPJD
Hydrocarbon Production from Oil Shales (Himmetoğlu-Hatıldağ) Hüseyin Çalışgan, Erşan Alpay, Y. Haluk İztan Turkish Petroleum Corporation, Research Center, Ankara The known producible oil and gas reserves are assumed to be diminishing or declining in near future. Deposits of oil shale are in many parts of the world. The alternative to oil and gas energy resources should be investigated. The oil shale sources especially in Western Anatolia Region should be focused to search its energy potential and oil productivity feasibilities technically, economically and commercially. Energy development is getting more important each day, especially for developing countries like Turkey. In order to decrease the dependency on energy exporting countries, alternative fossil fuel resources of Turkey need to be further investigated. Oil shale resources are the second largest fossil fuel resources of Turkey especially in Beypazarı – Bolu Mudurnu Göynük Himmetoğlu and Hatıldağ field. The most effective way of processing oil shales is the retort technique which is converting kerogen into synthetic crude oil by pyrolysis, hydrogenation, or thermal dissolution. The retort technique can be applied as surface or in situ retorting. For the mineable part of an oil shale resource, surface retorting is the most appropriate method. It is mostly a continuous process in which the raw oil shale undergoes pyrolysis under the effect of heat, yielding oil and waste products. Since it is a continuous process, it demands applying heat for an extended time, requiring a significant amount of energy. To minimize the energy consumption in retort technique, electromagnetic heating can be employed as an alternative recovery method. Oil shale is a general expression usually used for a finegrained sedimentary rock, containing significant amounts of kerogen, from which liquid hydrocarbons can be obtained. Oil shale is commonly defined as a fine-grained sedimentary rock containing organic matter. The organic matter of oil shale, which is the source of liquid and gaseous hydrocarbons, typically has a higher hydrogen and lower oxygen content than that of lignite and bituminous coal. Most of the organic matter is insoluble in ordinary organic solvents; therefore, it must be decomposed by heating to release such materials. The oil shale is a great potential for the economic recovery of energy, including shale oil and combustible gas, as well as a number of byproducts. The most economic potential oil shale reservoirs are generally the ones that is at or near enough to the surface to be developed by open-pit or conventional underground mining or by in-situ methods. Oil shales were deposited in a variety of depositional environments, including freshwater to highly saline lakes, marine basins and shelves, and in coastal swamps, commonly in association with deposits of coal. Oil shales range widely in organic content and oil yield. Commercial grades of oil shale, as determined by their yield of shale oil, range from about 100 to 200 liters per metric ton (liter/ton) of rock. The U.S. Geological Survey has used a lower limit of about 40 liter/ton for classification of Federal oil-shale lands. Others have suggested a limit as low as 25 liter/ton. Optimum heating and soaking periods were selected according to the highest oil production. Because thermal cracking, which is also known as pyrolysis, takes place over 1200 o F to produce shale oil, heat and soak periods belonging to these experiment were selected as optimum periods. There are two different soaking periods determined as the optimal experimental operation period. The first one starts at 400 o F. This soaking period that is 40 minutes helps to vaporize water. The second soaking period begins at 1200 o F (650 o C), which is the pyrolysis temperature required for the decomposition of the kerogen. To vaporize the water or decompose the kerogen needed, time is given with the help of soaking periods. Below the pyrolysis temperature, it is impossible to produce oil from oil shale samples. In this study, the recovery characteristics of Himmetoğlu and Hatıldağ oil shale samples were tested experimentally using the retort technique in the laboratory. Himmetoğlu and Hatıldağ oil shales showed different oil recovery results. Himmetoğlu Oil shale yielded remarkably higher produced oil recoveries compared to the Hatıldağ Oil Shale samples. The oil content of the samples were determined by atmosheric distillation of the oil from the sample. The oil distilled from a sample is collected in a calibrated receiving tube where its volume is measured. Temperatures up to 1200 o F (about 650 o C) were used to distill the oil from the sample. This causes some coking and cracking of the oil and loss of small portion of the oil. 159
Yüksek Sıcaklığa Dayanıklı Elastomersiz PCP Pompalar, Termal Petrol Üretiminde Kanıtlanmış Pompa Sistemi Matthieu Lehman New Technology Market Leader – PCM S.A., France Bu sunum pompayla üretimde yeni bir teknolojik gelişim olan PCM Vulcain TM adlı bir elastomersiz PCP (AMPCP) pompa sistemini tanıtmaktadır. İki adet uygunluk patentiyle korunan bu teknoloji termal Gelişmiş Petrol Üretimi (TEOR) projelerinde geniş bir uygulama alanının kapısını açmaktadır. Sunum, yüzey ve yeraltı ekipmanları için gerekli olan spesifikasyonların ana özelliklerine odaklanmakta ve bu pompa sisteminin Termal Petrol Üretimine ne kadar artı değer katabileceğinin altını çizmektedir. Döngüsel Buhar Enjeksiyonu (CSS), Buharla Öteleme (SF) ve Buhar Yardımlı Gravite Drenajı (SAGD) yöntemleri termal petrol üretiminde üç temel yöntem olduğundan sunum, bu yöntemlerle ağır ve alışılagelmemiş petrol üretiminde karşılaşılan güçlüklerin üzerinde duracaktır. Bu üç termal petrol üretim tekniğinin uygulandığı her bir proje süresi boyunca bir pompa sistemi kurulması gerekebileceğinden sunum ayrıca rod pompalarının (SRP) ve ısıya dayanıklı elektrikli dalgıç pompalarının (ESP) AMPCP’ye karşı limitlerini kıyaslamaktadır. Pompayla üretimde buhara bağlı yüksek sıcaklık koşulları güçlükler barındırmaktadır. Güvenli, istikrarlı ve tasarruflu teknolojiler termal yöntemlerle petrol üretiminde önem taşımaktadır. Teknik mücadeleler, operasyon performansı ve esneklik üzerinde durulacaktır ancak pompayla üretim seçiminde yatırım ve işletme harcamaları da köşe taşlarını oluşturmaktadır. Bu sunum, SRP, ESP ve AMPCP pompalarının değişik koşullarda değişik avantajlarını kıyaslamaktadır. Sunum ayrıca izleyicilerin daha ileri teknolojik değerlendirmeler yapabilmeleri açısından yeni AMPCP pompa teknolojisinin kayıtlı performansı üzerinde duracaktır. Pompayla üretim aşamasına gelindiği zaman, üretimi optimize edebilmek adına seçilebilecek en uygun teknolojiyi belirleyebilmek için pompayla üretimin potansiyeli ve sınırlamaları hakkında berrak bir fikre sahip olmak önemlidir. Bu yüzden, bu sunum üretim mühendisleri, kuyu performansı mühendisleri, bakım mühendisleri, sondaj mühendisleri, saha işletme mühendisleri, operasyon müdürleri ve saha geliştirme ve yeniden geliştirme kapsamı altında ekonomik açıdan ilgili yetkilileri için uygundur. 150’den fazla tesiste konuşlandırılmış bu teknolojinin yararlarını kavrayabilmek için bu sunum alışılagelmemiş rezervlerin üretilmesinde yararlı olan bu teknoloji üzerinde bilgi paylaşımı açısından ideal olacaktır. 160
- Page 103 and 104: Integrated Geostatistical Reservoir
- Page 105 and 106: Reservoir Simulation Study for Unde
- Page 107 and 108: Soma Kömür Havzasında Kömürle
- Page 109 and 110: Kömürleşme Süreci ve Paleoortam
- Page 111 and 112: Beydili Kayası (Nallıhan/Ankara)
- Page 113 and 114: Organik Maddece Zengin Kayaçlarda
- Page 115 and 116: Dağşeyhler Köyü (Göynük/Bolu)
- Page 117 and 118: KARIŞIK KARBONAT VE SİLİSİKLAST
- Page 119 and 120: Clastic-Carbonate Facies of Çayba
- Page 121 and 122: An Example of Siliciclastic, Carbon
- Page 123 and 124: High Frequency Paleoclımate Change
- Page 125 and 126: Gaz Sıvı Karışımlı Sondaj Ak
- Page 127 and 128: Kaçaklı Formasyonlarda Sert “Ko
- Page 129 and 130: Polimer Esaslı Reservuar Sondaj S
- Page 131 and 132: Katkı Maddelerinin Çimento Dayan
- Page 133 and 134: Karbondioksitçe Doygun Tuzlu Suyun
- Page 135 and 136: HİDROKARBON ARAMACILIĞINDA POTANS
- Page 137 and 138: Evaluation of the Black Sea Magneti
- Page 139 and 140: Identification of the Petroleum Tra
- Page 141 and 142: Magnetic Signatures of the Kula Vol
- Page 143 and 144: Evaluation of Resistivity Method in
- Page 145 and 146: 3D Electrical Resistivity Imaging o
- Page 147 and 148: Yeraltı Doğal Gaz Depolarının R
- Page 149 and 150: Ağır Petrol Üretim Teknolojileri
- Page 151 and 152: Raman Petrol Sahasında Polimer Jel
- Page 153: Petrollü Şeyllerinden Hidrokarbon
- Page 157 and 158: JEOKİMYA VE HAVZA MODELLEMESİ 3 G
- Page 159 and 160: Investigation of Redox, Provenance
- Page 161 and 162: Redox Conditions of Depositional En
- Page 163 and 164: Carbon Isotope (δC13) Characterist
- Page 165 and 166: Origin of Carbondioxide and Hydroge
- Page 167 and 168: Investigation of Sulphate Reducing
- Page 169 and 170: Ege Bölgesi, Geleceğin Petrol Ara
- Page 171 and 172: Tuzluca (Iğdır) Civarı Geç Olig
- Page 173 and 174: Erzurum Civarında Yer Alan Bir Kuy
- Page 175 and 176: İzmir Körfezi’ndeki Sığ Gaz B
- Page 177 and 178: Üst Kretase Haymana Formasyonu'nda
- Page 179 and 180: SONDAJ MÜHENDİSLİĞİ 3 Drilling
- Page 181 and 182: Slim Hole Technology Erem Arıkan M
- Page 183 and 184: Optimization of Drilling Hydraulics
- Page 185 and 186: Gelation and Time-Dependent Effect
- Page 187 and 188: Drilling Operations of Turkish Petr
- Page 189 and 190: Batı Karadeniz’de Gaz Hidrat Ano
- Page 191 and 192: Marmara Denizi’ndeki Sığ Gaz Bi
- Page 193 and 194: Tabaka Gözeneklerinin Sismik Yans
- Page 195 and 196: Harmonik Bozulma ve Eliminasyonu Or
- Page 197 and 198: OBN (Deniz Tabanı Düğümleri) Si
- Page 199 and 200: Çift Yönlü Alıcı Deniz Sismiğ
- Page 201 and 202: Sismik Karot Alımı Amir Abo El Ro
- Page 203 and 204: KUYU TESTLERİ Well Test 213
Yüksek Sıcaklığa Dayanıklı Elastomersiz PCP Pompalar, Termal Petrol<br />
Üretiminde Kanıtlanmış Pompa Sistemi<br />
Matthieu Lehman<br />
New Technology Market Leader – PCM S.A., France<br />
Bu sunum pompayla üretimde yeni bir teknolojik gelişim olan PCM Vulcain TM adlı bir<br />
elastomersiz PCP (AMPCP) pompa sistemini tanıtmaktadır. İki adet uygunluk patentiyle korunan<br />
bu teknoloji termal Gelişmiş Petrol Üretimi (TEOR) projelerinde geniş bir uygulama alanının<br />
kapısını açmaktadır.<br />
Sunum, yüzey ve yeraltı ekipmanları için gerekli olan spesifikasyonların ana özelliklerine<br />
odaklanmakta ve bu pompa sisteminin Termal Petrol Üretimine ne kadar artı değer katabileceğinin<br />
altını çizmektedir.<br />
Döngüsel Buhar Enjeksiyonu (CSS), Buharla Öteleme (SF) ve Buhar Yardımlı Gravite Drenajı (SAGD)<br />
yöntemleri termal petrol üretiminde üç temel yöntem olduğundan sunum, bu yöntemlerle ağır<br />
ve alışılagelmemiş petrol üretiminde karşılaşılan güçlüklerin üzerinde duracaktır.<br />
Bu üç termal petrol üretim tekniğinin uygulandığı her bir proje süresi boyunca bir pompa sistemi<br />
kurulması gerekebileceğinden sunum ayrıca rod pompalarının (SRP) ve ısıya dayanıklı elektrikli<br />
dalgıç pompalarının (ESP) AMPCP’ye karşı limitlerini kıyaslamaktadır.<br />
Pompayla üretimde buhara bağlı yüksek sıcaklık koşulları güçlükler barındırmaktadır. Güvenli,<br />
istikrarlı ve tasarruflu teknolojiler termal yöntemlerle petrol üretiminde önem taşımaktadır.<br />
Teknik mücadeleler, operasyon performansı ve esneklik üzerinde durulacaktır ancak pompayla<br />
üretim seçiminde yatırım ve işletme harcamaları da köşe taşlarını oluşturmaktadır. Bu sunum,<br />
SRP, ESP ve AMPCP pompalarının değişik koşullarda değişik avantajlarını kıyaslamaktadır.<br />
Sunum ayrıca izleyicilerin daha ileri teknolojik değerlendirmeler yapabilmeleri açısından yeni<br />
AMPCP pompa teknolojisinin kayıtlı performansı üzerinde duracaktır.<br />
Pompayla üretim aşamasına gelindiği zaman, üretimi optimize edebilmek adına seçilebilecek en<br />
uygun teknolojiyi belirleyebilmek için pompayla üretimin potansiyeli ve sınırlamaları hakkında<br />
berrak bir fikre sahip olmak önemlidir.<br />
Bu yüzden, bu sunum üretim mühendisleri, kuyu performansı mühendisleri, bakım mühendisleri,<br />
sondaj mühendisleri, saha işletme mühendisleri, operasyon müdürleri ve saha geliştirme ve<br />
yeniden geliştirme kapsamı altında ekonomik açıdan ilgili yetkilileri için uygundur.<br />
150’den fazla tesiste konuşlandırılmış bu teknolojinin yararlarını kavrayabilmek için bu sunum<br />
alışılagelmemiş rezervlerin üretilmesinde yararlı olan bu teknoloji üzerinde bilgi paylaşımı<br />
açısından ideal olacaktır.<br />
160
Change language