GT'2020 Bildiri Kitabı by JESDER

GT’2020 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ BİLDİRİLER KİTABI PROCEEDINGS BOOK

JEOTERMAL ELEKTRİK SANTRAL YATIRIMCILARI DERNEĞİ

5-6 Şubat 2020 ANKARA

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi

GT’2020 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ Bildiriler Kitabı Proceedings Book

5-6 Şubat 2020 ANKARA

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi

BAŞKANIN MESAJI Ülkemizdeki jeotermal enerji kaynaklarının araştırılması ve geliştirilmesi için uluslararası ilerlemeleri yakından takip eden farklı bilim dallarından mühendis ve bilim insanlarını, yatırımcı, tedarikçi, kamu ve özel sektör çalışanlarını görüşlerini sunarak tartışabilecekleri, tanışabilecekleri, ürün ve hizmetlerini tanıtabilecekleri bilimsel bir ortamda bir araya getirmek amacıyla yola çıktığımız Türkiye Jeotermal Kongresinde, sektörünü bir adım daha ileriye taşımak için bir araya gelen ve emek veren herkese teşekkür, şükran ve saygılarımı arz ederim. Ufuk ŞENTÜRK JESDER Yönetim Kurulu Başkanı

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi

HAKKIMIZDA

Jeotermal Elektrik Santral Yatırımcıları Derneği; Türkiye’de yenilenebilir enerji kaynaklarının değerlendirilmesi kapsamında, jeotermal enerji üretiminin uluslararası standartlara ulaşmasını hedefleyerek, sektörün öncü ve EPDK Üretim Lisansı sahibi 30 firmasını bir çatı altında toplayarak çalışmalarına başlamıştır.

Amaç

•

Jeotermal enerji kaynaklarının aranması ve bu kaynaklardan elektrik üretimi tesislerinin kurulması ve işletilmesi alanlarında çalışan özel sektör kuruluşları arasında işbirliğini tesis etmek bir çatı altında toplamak,

•

Jeotermal enerji alanı ile ilgili mevzuat üzerinde çalışmalar yapmak, bu konuda kamu kurum ve kuruluşları ile işbirliği yapmak, bu kuruluşlar nezdinde görüş ve öneri bildirmek,

•

Jeotermal enerji üretimine uygun sahaların korunması ve geliştirilmesi için bu alanda faaliyet gösteren şirketler arasında işbirliğini arttırmak ve kamu kurum ve kuruluşları ile koordinasyonu sağlamak,

•

Türkiye’de jeotermal enerji kaynaklarının toplam enerji üretimindeki payını arttırmak için çalışmalarda bulunmak.

YÖNETİM KURULU ÜYELERİ BAŞKAN

Ufuk ŞENTÜRK/Enerjeo Kemaliye Enerji Üretim A.Ş.

BAŞKAN YARDIMCISI

Mehmet KAYGUSUZ/Sanko Enerji Üretim A.Ş.

BAŞKAN YARDIMCISI

Mehmet ŞİŞMAN/ Maren Maraş Elektrik Üretim A.Ş.

GENEL SEKRETER

Volkan ÖZTÜRK/YERKA Elektrik Üretim A.Ş.

SAYMAN

Muharrem DURMUŞ/Çelikler Jeotermal Enerji Üretim A.Ş.

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi

ÜYELERİMİZ

AFJET- Afyon Jeotermal Turizm ve Ticaret A.Ş.

Akça Enerji Üretim A.Ş.

Çelikler Holding

Enerjeo Kemaliye Enerji Üretim A.Ş.

ENGIE Yönetim Enerji Hizmetleri ve Tic. A.Ş.

Enther Enerji A.Ş.

Greeneco Enerji Elektrik Üretim A.Ş.

Gürmat Elektrik Üretim A.Ş.

Karen Kahramanmaraş Elektrik Üretim A.Ş.

10.

Karizma Enerji A.Ş.

11.

Karkey Karadeniz Elektrik Üretim A.Ş.

12.

Ken- Kipaş Elektrik Üretim A.Ş.

13.

Kiper Elektrik Üretim A.Ş.

14.

Limgaz Elektrik Üretim Maden San. Tic. A.Ş.

15.

Maren Maraş Elektrik Üretim San. ve Tic. A.Ş.

16.

Maspo Enerji San. ve Tic. A.Ş.

17.

Mis Enerji Üretim A.Ş.

18.

MTN Enerji A.Ş.

19.

Ortadoğu Yenilenebilir Enerji Ürt. San. ve Tic. A.Ş.

20.

Sanko Holding

21.

Sis Enerji Üretim A.Ş.

22.

Termal Sondaj Mühendislik San. Tic. A.Ş.

23.

Transmark Turkey Yenilenebilir Enerji San. Tic. A.Ş.

24.

Turcas Petrol A.Ş.

25.

Tuzla Jeotermal Enerji A.Ş.

26.

Türkerler İnşaat Turizm Maden Enerji Üretim A.Ş.

27.

YERKA Elektrik Üretim A.Ş.

28.

Zorlu Doğal Elektrik Üretim A.Ş.

29.

Zorlu Enerji Üretim A.Ş.

30.

3S Kale Enerji A.Ş.

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi

ANA SPONSOR

İçinde bulunduğumuz enerji kaynaklarının oldukça yetersiz kaldığı süreçte, yenilenebilir enerji dünyamız için çok büyük bir önem taşımaktadır. Özellikle gelecek nesillere çevreci, sürdürülebilir ve aslında her şeyin ötesinde yaşanabilir bir dünya bırakma yükümlülüğü olan bizler, yenilenebilir enerjinin en büyük destekçilerindeniz. GREEN Chemicals A.Ş. olarak, AR-GE çalışmalarını yürüttüğümüz, ürettiğimiz kimyasallar ve sağladığımız 360 derece mühendislik Hizmetleri ile ülkemizde jeotermal sektörü başta olmak üzere yenilenebilir enerjiye biz de katkıda bulunmak için yüksek çaba içerisindeyiz. 2019 yılını geride bırakırken 1 GW kurulu güce sahip ülkeler arasında ülkemiz, yükselişini istikrarlı bir biçimde sürdürmektedir. Ekim 2019 sonu itibarı ile 1526 MW kurulu güce ulaşarak potansiyelimizin henüz tamamlanmadığını göstermiş bulunmaktayız. 2020 yılı sonrasında da Yenilenebilir Enerji Kaynaklarını Destekleme Mekanizması’nın (YEKDEM) sürdürülmesi, zirve yarışında olduğumuz bu yolda önemli ve gereklidir. Henüz devrede olmayan fakat inşaat sürecinde olan yatırımların da tamamlanması ile 437 MW daha artış ile ülkemizin kurulu gücü 2000 MW’a dayanacaktır. Tüm bu süreç devam ederken, şu an itibariyle jeotermal akışkanın %60’ının şartlandırma sorumluluğu firmamızın üzerinde olup, tamamının sorumluluğunu almak için 2020 senesinde de çalışmalarımız son hızıyla sürecektir. GREEN Chemicals A.Ş. olarak bizler üzerimize düşen vazifemizi gerek ülkemizde, gerekse dünyada yerine getirmek için büyük bir adanmışlıkla çalışmaya devam edeceğiz. Ülkemizin 411., kimya sektörümüzün 21. ve kimyasallar özelinde kendi alanımızda TEK AR-GE merkezine sahip olarak amacımız, yerli üretimi artırmak ve katma değeri yüksek ürünler ve hizmetler bütünü ile yatırımcılarımızın partneri olmaktır. Kuruluş ilkemiz olan “Önce Vatan Hedef Dünya” sloganı ile hem ülkemizde hem de yurt dışında jeotermal sektörünün öncü destekçisi olmaktan mutluyuz, gururluyuz. Saygılarımla, GREEN Chemicals A.Ş. İrem ATAY/Sürdürülebilirlik Lideri

PLATİN SPONSORLAR

ALTIN SPONSORLAR

GÜMÜŞ SPONSORLAR

ÇANTA SPONSORU

CHEMISTRY FOR

GEOTHERMAL INDUSTRY Drilling Mud Cementing Acidizing

Power Plant Scale Control

Aydınlı Mah. İstanbul Deri OSB Kumpas Cad. No: 24 Ö1-1 Özel Parsel 34957 Tuzla/İSTANBUL +90-216-466 1638 info@neuchemie.com

Cougar Dr ll ng Solut ons (CDS), geçt ğ m z yıl kuruluşunun 50. Yılını, petrol, doğalgaz ve jeotermal arama projeler nde faal yet gösterm ş olduğu tüm bölgelerde çalışanlarının akt f katılımı le kutladı. Yarım asırlık tecrübes yle sektörde h zmet vermeye devam eden CDS, global p yasadak yer n daha da güçlend rerek büyümes n devam ett rmekted r. 2011 yılından ber Türk ye'de petrol, doğalgaz ve jeotermal arama projeler nde yönlü sondaj h zmet faal yetler n devam ett ren CDS, h zmet sunmuş olduğu ş ortakları le çözüm odaklı h zmet anlayışıyla b r çok başarılı projeye ortak mza atmıştır. Şu ana kadar Türk ye'de, 246 Jeotermal Sondaj Projes ve 133 Petrol ve Doğalgaz Sondaj Projes nde olmak üzere ş ortaklarına toplamda 379 yönlü sondaj projes nde h zmet sunmuştur. Jeotermal enerj 'n n ülkem ze katkısı, her geçen yıl yapılan hummalı çalışmaların etk s yle yadsınamayacak şek lde artmaktadır ve kısa zaman d l m çer s nde büyük b r başarı elde ed lmes ne sektör olarak hep beraber şah t olduk. Jeotermal projeler n gerçekleşt r lmes süres nce bu başarının b r parçası olmaktan büyük gurur ve mutluluk duymaktayız. Bundan sonrak dönemde de sah p olduğumuz tecrübe le ş ortaklarımıza aynı şevk le h zmet sunmaya devam edeceğ z.

INFO GROUP A.Ş. Ferhatpaşa Mah. Yed tepe Cad. No: 122-124 INFO Plaza D: 4-5 34888 Ataşeh r-İstanbul Tel:+90 (216) 661 50 77 Faks: +90 (216) 661 50 78 nfo@ nfogroup.com.tr www. nfogroup.com.tr

GT'2020 TÜRKİYE JEOTERMAL KONGRESİ Bildiriler

İÇİNDEKİLER 

TERMAL OLARAK KARARLI BİR POLİKARBOKSİLAT POLİMER KATKI MADDESİ KARIŞIMI KULLANARAK YÜKSEK VERİMLİ JEOTERMAL ENERJİ SANTRALLERİNDE KALSİYUM KARBONAT VE SİLİS ÇÖKMESİNİ EN AZA İNDİRME……………………………………..……..…......1



NON CONDENSABLE GASES (NCGs) & SOLUBILITY IN WATER…………......………11



JEOTERMAL ORC ELEKTRİK SANTRALLERİNDE KOLLOİDAL YAPILI STİBNİT KABUĞU OLUŞUMUNUN VAKA ÇALIŞMASI İLE İNCELENMESİ…....…....19



JEOTERMAL ENERJİDE STANDART POMPA VE GÜNCEL UYGULAMALAR.............25



HAFİF ÇİMENTO VE KAÇAKLARDA ÇİMENTO ÇÖZÜMLERİ LIGHTWEIGHT CEMENT AND SOLUTIONS FOR LOSSES………………………...…...….27



JEOTERMAL TESİSLERDE YANGIN GÜVENLİĞİ………………………..…………..….29



JEOTERMAL SAHALARDA ÖNÜMÜZDEKİ SÜREÇTE KARŞILAŞILABİLECEK AKIŞKAN KAYNAKLI SORUNLAR ÜZERİNE BİR ÇALIŞMA. ANTİMON İÇERİKLİ BİRİKİNTİLER, KOROZYON VE H2S SORUNSALI POSSIBLE BRINE ORIENTED OPERATIONAL PROBLEMS IN TURKISH GEOTHERMAL FIELDS IN FOLLOWING PERIOD STIBNITE SCALING, CORROSION AND HYDROGEN SULFIDE ISSUES……………………………............….....45



TÜRKİYE JEOTERMAL KUYULARINDA KULLANILAN SONDAJ AKIŞKANLARI SİSTEMLERİ VE TASARIM KRİTERLERİ OVERVIEW AND DESIGN PRINCIPLES OF DRILLING FLUIDS SYSTEMS FOR GEOTHERMAL WELLS IN TURKEY…………………..………………..…..61



İŞLETMELERDE SÜREKLİ PERFORMANS ARTTIRIMI VE SÜREÇ YÖNETİMİ……………………………………………………………….....……83



MKC ENERGY FİRMASININ TANIMI, İMKAN VE KABİLİYETLERİ, ETKİ VE İLGİ ALANLARI MKC ENERGY COMPANY DESCRIPTION, AREAS OF INTEREST AND SKILLS….……...93



IMPROVING ENVIRONMENTAL AND PLANT PERFORMANCE: ONLINE GEOTHERMAL WELL STIMULATION AND ENVIRONMENTALLY SAFE ONLINE STIBNITE REMOVAL…………………..………97



JEOTERMALDE ENDÜSTRI 4.0 UYGULAMALARI VE KONTROL SİSTEMİ LOJİKLERİNİN İYİLEŞTİRİLMESİ………….………...….…109



AKILLI JEOTERMAL ENERJİ SANTRALLERİ: YENİ NESİL SANTRALLERE GİRİŞ INTELLIGENT GEOTHERMAL POWER PLANTS: AN INTRODUCTION TO THE NEW GENERATION POWER PLANTS………….……111



REZERVUAR YÖNETİM UYGULAMARINDA VERİ ÇEŞİTLENDİRMESİ DATA DIVERSIFICATION ON RESERVOIR MANAGEMENT APPLICATIONS….…119



ALAŞEHİR JEOTERMAL SAHASININ TOUGH2 İLE NUMERİK MODELLEMESİ….123



JEOTERMAL ENERJİ SANTRALLERİNDE TRACER TEST ÖNEMİ ve UYGULANMASI………………………………………………………………………. 135



RE-ENJEKSİYON KUYULARINDA CO2-SU ENJEKSİYON ŞARTLARININ MODELLENMESİ PREDICTIVE MODELING OF CO2 – BRINE CO-INJECTION CONDITIONS IN RE-INJECTION WELLS………………………………………………………143

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi

TERMAL OLARAK KARARLI BİR POLİKARBOKSİLAT POLİMER KATKI MADDESİ KARIŞIMI KULLANARAK YÜKSEK VERİMLİ JEOTERMAL ENERJİ SANTRALLERİNDE KALSİYUM KARBONAT VE SİLİS ÇÖKMESİNİ EN AZA İNDİRME Emrah VAYDOĞAN, Engin HELVACI, Murat TÜRKMENOĞLU Green Chemicals İstanbul (e.vaydogan@green-chemicals.com,e.helvaci@green-chemicals.com)

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi

TERMAL OLARAK KARARLI BİR POLİKARBOKSİLAT POLİMER KATKI MADDESİ KARIŞIMI KULLANARAK YÜKSEK VERİMLİ JEOTERMAL ENERJİ SANTRALLERİNDE KALSİYUM KARBONAT VE SİLİS ÇÖKMESİNİ EN AZA İNDİRME Emrah VAYDOĞAN, Engin HELVACI, Murat TÜRKMENOĞLU Green Chemicals İstanbul (e.vaydogan@green-chemicals.com,e.helvaci@green-chemicals.com)

ÖZET Jeotermal enerji santrallerindeki akışkanlar genellikle içinde yüksek miktarda kireç oluşturucu mineral içerir. Tipik olarak kalsiyum karbonat, çoğunlukla da kuyu başından önce, yüksek sıcaklıkların çökmeye sebep olduğu yerler olan üretim kuyularında tortu oluşturma eğiliminde olduğundan geçmişte kilit konu olmuştur. Kalsiyum karbonatın kontrolü nispeten basittir ve fosfonat veya polimer teknolojilerine dayalı olarak bir dizi kimyasal kontrol metodu mevcuttur. Başarılı şartlandırmanın anahtarı, üretim kuyusundaki koşullara dayanacak ve kalsiyum karbonat birikimini engelleyecek uygun termal dayanıklılıkta bir ürüne sahip olmaktır. 1 Daha yakın zamanlarda, akışkandan daha fazla ısı enerjisi elde etme dürtüsüyle, silika çökmesi de bir sorun haline geliyor. Bunun nedeni, akışkanın yeraltına geri basılmasından önce ilave ısı eldesi sebebi ile sıcaklığın düşürülmesi sonucu, silika seviyelerinin çözünürlüğün aşıldığı bir noktaya gelmesidir.2 Silika çökmesi aşırı derecede hasar verici olabilir. Tortular, ısı transferini büyük ölçüde olumsuz etkileyerek santral verimliliğini azaltır. Bu tür tortuların uzaklaştırılması çok karmaşık olabilir ve çoğu zaman tek çözüm kolay bir iş olmayan hidroflorik asit ile temizlemektir. Bu makale, sadece kuyu başında kalsiyum karbonat bazlı tortuları kontrol etmek için değil aynı zamanda brine aşamalı olarak soğutulurken ısı değiştiriciler içinde silis çökelmesini önlemek için termal olarak kararlı bir polikarboksilik asit (PCA) polimerleri karışımının pratik kullanımını da ele almaktadır. Bu malzemelerin kullanımı, gelişmiş bir santral koruma düzeyi sunar, güç çıkışını iyileştirir ve tesisin devre dışı kalma süresini en aza indirir. Ek olarak, PCA bazlı polimerler içerdikleri son derece düşük seviyelerde fosfor ile deşarj durumunda çevreyi korumaya yardımcı olan. Anahtar Kelimeler: Tortu, Silika, Kalsit, Polimer, Kontrol, Akışkan

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi

GİRİŞ Enerji üretiminde jeotermal ısının gelişimi ve kullanımı, dünya karbon salmayan enerji üretim yöntemlerine geçtikçe önem kazanıyor.3 Jeotermal enerjinin çevre üzerinde çok az etkisi vardır. Jeotermal enerji üretim tesisleri, buhar üretmek için karbon bazlı yakıtları yakan tesislere kıyasla CO2'nin küçük bir kısmını (<%5) serbest bırakır. Jeotermal akışkan içinde bulunan gazlar genellikle bertaraf edilebilir ve/veya yeraltına geri basılabilir. Ancak jeotermal akışkan içinde bulunan mineraller daha zorlu bir uğraş olabilir. Akışkan içindeki Kalsiyum Karbonat ve yer üstündeki ısı eşanjörü ekipmanındaki silika birikmesi, uygun şekilde ele alınmadığı takdirde sorunlara neden olabilir. Kalsiyum Karbonatın temizlenmesi silisin uzaklaştırılmasına kıyasla nispeten basit bir işlemdir, ancak her iki malzemenin de uzaklaştırılması, tesis verimliliğinde önemli bir kayba neden olabilir ve temizleme maliyeti ve ayrıca kaybedilen enerji üretiminden kaynaklanan parasal kayıp açısından masraflara neden olabilir. Tortu oluşmasını önlemek için elbette bir dizi seçenek vardır. Bunlar koşullara bağlı olarak santralden santrale değişecektir, ancak genel anlamda ana seçenekler şunlardır:

1) Doygunluk indeksini 1.0 altında tutmak için pH kontrolü 4: Hem Kalsit hem de

Silikat’ın çökmesinin önlenmesi için mümkündür, ancak asit ilavesi, özellikle pH seviyeleri asidik hale geldiğinde çok daha muhtemel olan korozyon sorunları ve daha az oranda elleçleme ve lojistik konularını da beraberinde getirir.

2) Düşük mineral içerikli su ile seyreltme: Santralde elde edilen sıvılaşmış buhar veya taze su kullanılabilir, ancak kalsitin çökmemesi için bir seçenek değildir, silis çökmesinin önlenmesi için bir seçenek olarak kullanılabilir. 5

3) Tortu önleyici katkı maddesinin kullanılması: Tipik olarak kullanılan malzemeler,

polimer veya fosfonat bazlı veya ikisinin kombinasyonları olabilir. Bu yaklaşım, tek başına bir önlem olarak veya yukarıda listelenen diğer düzeltici eylemlerle birlikte etkili olabilir. Bir polimerin kullanımındaki genel kısıtlama, tipik bir jeotermal tesiste yüksek akışkan miktarları göz önüne alındığında gereken dozaj miktarı olabilir.

Bu makale şimdi iki saha bazlı çalışmadaki PCA içerikli ürünü değerlendirecek.

VAKA ÇALIŞMASI BİR: JEOTERMAL TESİS TÜRKİYE Türkiye'de bulunan bir jeotermal üretim tesisi. Tesis özellikleri aşağıda özetlenmiştir: Güç Üretimi: 16 MW / saat Akışkan Debisi: 2171 ton / saat Akışkan Sıcaklığı: 140 0C Buhar Üretimi: 20 Ton / Saat Yeraltına Geri Basılma Sıcaklığı: 74 0C

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi Santral hem kalsit hem de silikat tortulaşma sorunları yaşıyordu. Kalsiyum birikimi, üretim kuyularında, akışkanın parlama noktasına karşılık gelen 700 ila 1200 metre arasındaki derinliklerde meydana geliyordu. Kalsiyum karbonat sorunlarının nedeni, su ile buharın ayrılması, suyun kalsit için çözünürlük noktası aşılana kadar yoğunlaşması ve ardından çökmenin takip etmesidir. Akışkandaki temel bileşenlerin tipik bir analizi aşağıda Şekil l'de gösterilmiştir. ICP OES ANALYSİS RESULTS

WELL1 WELL 2 WELL 3 WELL 4 PARAMETERS 0.377 0.488 0.374 0.527 [Aluminum (Al)] 0.716 0.551 0.669 0.512 [Barium (Ba)] 36.55 14.8 35.18 13.52 [Calcium Hardness (CaH)] 7.2 17.76 9.24 3.66 [Magnesium Hardness (MgH)] 43.75 32.56 44.42 17.18 [Total Hardness (TH)] 0.108 0.078 0.078 0.079 [Crom (Cr)] 0.062 0.060 0.060 0.060 [Copper (Cu)] 0.066 0.85 0.116 0.082 [Iron (Fe)] 138.13 136.72 123.18 127.72 [Potassium (K)] 0.143 0.138 0.136 0.134 [Mangan (Mn)] 1324.64 1346.04 1209.53 1230.12 [Sodium (Na)] 0.033 0.511 0.033 0.033 [Nickel (Ni)] 0.78 3.46 0.83 0.67 [Phosphate (PO4)]

UNIT ppm ppm ppm ppm ppm ppm ppm ppm ppm ppm ppm ppm ppm

[Sulfate (SO4)] [Antimony (Sb)]

7.03 0.518

141.07 1.568

9.2 2.101

9.87 0.675

ppm ppm

[Silicon Oxide (SiO2)] [Strontium (Sr)] [Zinc (Zn)] [Molibden (MO)]

183.63 1.216 0.101 0

145.54 2.011 0.338 0

176.75 1.431 0.044 0

180.65 0.962 0.013 0

ppm ppm ppm ppm

Şekil 1. Akışkan Analiz Sonucu Karbondioksit ve Hidrojen Sülfür, aynı zamanda bu durumu daha da kötüleştirerek, buhar bileşeni ile akışkandan ayrılmaktadır. 1-3 aralığındaki pH değeri birkaç metre içinde 6-8 arlığına gelebilir. Bu noktada kendi haline bırakılırsa kalsit birikimi akışkan debisinin kuyunun yukarısına doğru giderek verimliliğin azaldığı bir noktaya düşmesine sebep olur. Öte yandan silika tortusu, yalnızca akışkandan ısı uzaklaştırıldığı için santralde bir sorun haline gelir. Kalsiyum Karbonattan farklı olarak Silika su sıcaklığı arttıkça daha fazla çözünür. Ancak, Doygunluk Endeksi'nin 1,0'ı geçeceği bir nokta gelecektir ve bu nokta herhangi bir ekipmanın çökelmeye ve tortu birikmesine karşı savunmasız olacağı bir noktadır. PCA Polimer uygulanmasından önce, önceki bir şartlandırma rejimindeki santral hem üretim kuyularında kalsit hem de daha önce de açıklandığı gibi ön ısıtıcıları da içeren yüzeydeki hassas ekipmanlarda silika çökmesi sorunları yaşamaktaydı. Şekil 2 kupon test parçalarından birinde silis birikiminin kanıtlarını göstermektedir.

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi

Şekil 2. PCA Şartlandırması Öncesi Silika Tortusunu Gösteren Kupon Test Parçası

Şekil 3. PCA Şartlandırması Sonrası 12 Ay

Tortuları uzaklaştırmak için yılda iki kez yapılan temizlik ihtiyacı ve yılda 115.000 $ 'lık enerji üretimi kaybı maliyeti bir aradaydı. PCA Polimer karışımı, planlanmış bir santral temizliğini takiben hemen uygulamaya kondu. Kalsit çökeltmesini önlemek için karışımın, üretim kuyusunda buhar çıkışı öncesi bir noktaya uygulanmasına karar verilmiştir. Karışımın üretim kuyusunda sıcaklığın yüksek olduğu noktalara ilave edilmesi yüksek termal dayanıklılık ihtiyacını da açıklar. PCA daha sonra yüzey sistemlerine taşınacak ve akışkan yeraltına geri basılana kadar, hassas ekipmana silika birikmesini önleyecektir. Bu şartlandırma rejimi ile bir yıllık bir operasyondan sonra, tesiste tortu kalmamıştır. Üretim kuyusunda kalsit veya yüzey teçhizatında silika çökeltilmesi olduğuna dair kanıt rapor edilmemiştir. Tesisin durma ihtiyacı %50 azaltıldı ve şu anki tek duruş yıllık inceleme ve mekanik bakım içindir. Şekil 3 silika kanıtı bulunmayan temiz bir test parçası göstermektedir.

VAKA ÇALIŞMASI İKİ: JEOTERMAL TESİS TÜRKİYE Türkiye'deki bir jeotermal tesis, tipik olarak akışkan sıcaklığının 90°C'nin altına düştüğü tesisin daha soğuk bölümlerinde silika birikmesi sorunları yaşıyordu. Malzemenin birikmesi akış sorunlarına ve tesiste duruşlara neden oluyordu. Amorf silika olduğu tespit edilen tortuların uzaklaştırılması zordu ve uzun santral duruş süreleri ile sonuçlanıyordu. Malzemenin ya fiziksel olarak uzaklaştırılması ya da hidroflorik asit ile kimyasal olarak temizlenmesi gerekiyordu. Boru hatlarının tıkandığı aşırı durumlarda, tüm boru hattının değiştirilmesi tek çözümdü. Santralde kullanılmak üzere PCA karışımının denenmesi bu nedenle kabul edildi. Akışkan iki paralel hatta bölündü. Bir hattaki akışkan şartlandırılmadan kaldı ve deneme süresi boyunca kör görevi yaptı. Diğer hat bir kimyasal ilave ünitesi ile donatılmıştı ve karışım test hattı oldu. Her iki hatta da çıkarılabilir test parçaları takıldı. Bunlar, testin etkinliğini değerlendirmek için gerektiğinde çıkarılabilecek ve denetlenebilecekti.

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi Akışkan kimyasal bileşimi aşağıdaki gibidir: Si02 olarak Toplam Silika: 550-700 ppm Silika Doygunluk Endeksi: 1.8-2.2 Kalsiyum Konsantrasyonu: 190 ppm, CaCO3 olarak Klorür Konsantrasyonu: 5500, ClpH: 7.4 PCA karışımının dozaj seviyesi 5 ila 10 ppm arasındadır. Akışkan inceleme noktasındaki şartlar: Sıcaklık: 95°C Basınç: 0.6 bar basınç Akış Hızı 2.2 Kg / dakika Dört haftalık operasyondan sonra test parçaları çıkarıldı. Test parçalarının iç yüzeylerinde biriken tortunun kalınlığı ölçüldü. Tortu analiz edildi ve çoğunlukla amorf silikadan oluştuğu bulundu. 5 ppm dozaj seviyesi sonuçları Şekil 4'te ve 10 ppm doz seviyesi sonuçları Şekil 5’te gösterilmiştir.

Şekil 4. Test Hatlarında Silika Tortusu Kalınlığı 5ppm PCA

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi

Şekil 5. Test Hatlarında Silika Tortusu Kalınlığı 10ppm PCA

Şekil 6. Kuponlarda Tortulaşma Oranları PCA 8 ppm

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi Bu sonuçlar, PCA katkı maddesi karışımının kullanılmasının, hat boyunca tortu kalınlığını 5 ppm dozaj seviyesinde yaklaşık %35 ve 10 ppm dozaj seviyesinde yaklaşık %90 oranında azalttığını açıkça göstermektedir. İlave oranının optimizasyonu üzerine yapılan bazı çalışmalar, 8 ppm ‘in, 10 ppm 'lik bir oranla tam olarak aynı önleme seviyesine ulaşabileceğini göstermiştir. Daha sonra meydana gelen tortu oranlarını tam olarak belirlemek için önceden tartılmış paslanmaz çelik kuponlar kullanılarak bir başka test daha yapıldı. 8 ppm optimize PCA karışımı ekleme miktarı, metal test parçaları ile akışkana uygulandı ve sistem, 14 günlük bir değerlendirme periyodu boyunca çalıştırıldı. Sonuçlar, Şekil 6'da tortu testi ve tortu testi kupon numarası olarak sunulmuştur. Bu sonuçlar, 8 ppm PCA katkı maddesinin varlığında, tortulaşma oranının, kör hattın tortulaşma oranına kıyasla 14 kat azaldığını açıkça göstermiştir.

SONUÇLAR Burada incelenen iki vaka çalışması PCA inhibitör karışımının hem Kalsiyum Karbonat hem de Silika doygunluk değerlerinin 1.0'dan fazla olduğu Jeotermal akışkan sistemlerinde hem Kalsiyum Karbonat hem de Silika çökelmesini önlemedeki başarısını açıkça göstermektedir. Hem üretim kuyusunda hem de yüzey ekipmanında tortu biriktirme, birden fazla uygulama ya da bir farklı başka çözüm yerine, bir ürünün basit uygulamasıyla kontrol edildi ve en aza indirildi. Duruşlar nedeniyle üretim kaybı her iki yerde de minimumda tutuldu.

REFERANSLAR 1) Gill, Jasbir S. Scale Control in Geothermal Brines- New Inhibitors for Calcium Carbonate and Silica Control. Transactions of Geothermal Research Council October 5-8 2008 , CA (1986). 2) Van Den Heuvel, Daniella B. Gunnlaugsson, Einar. Gunnarsson, Ingvi, Stawski, Thomasz M. Understanding Amorphous Silica Scaling Under Well Constrained Conditions Inside Geothermal Pipelines. Geothermics 76 231-241 3) IEA Report: Growth in renewables 2018 ( OECD, IEA ) 4) SSP 2019, Rice University Brine Consortium, Houston, Texas USA November 27 2018 5) Baltazar, Almario Jr. De Guzman, Richard. Solis, Ramonito. Seva See, Fidel. Geothermal Silica Scale Inhibition and Control using phosphino carboxylic acid co-polymer in bacon-manito geothermal business unit. Trans Geothermal Resources Council January 2014

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi

NON CONDENSABLE GASES (NCGs) & SOLUBILITY IN WATER Ömer ÖZER

EGESİM, Atatürk Bulvarı No:4 İzmir Serbest Bölgesi 35660 Menemen / İZMİR (omer.ozer@egesim.com)

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi

NON CONDENSABLE GASES (NCGs) & SOLUBILITY IN WATER Ömer ÖZER

EGESİM, Atatürk Bulvarı No:4 İzmir Serbest Bölgesi 35660 Menemen / İZMİR (omer.ozer@egesim.com)

ABSTRACT Non Condensable Gases (NCGs) are inherently associated with geothermal brine. CO2 is the main component of NCGs. Presence of H2S is also a common occurrence. The amount of these components in NCG are normally in the high 90 mol% for CO2 and ppm to a few mol% for H2S. The option of venting H2S and CO2 in the atmosphere is not allowed in many countries and will soon be outlawed in the regions that currently are done. NCGs processing for liquefaction and industrial use is possible but at very limited volume. NCGs processing for removal of CO2 and H2S is a major investment undertaking. Reinjection of NCGs is considered as the most practical option at the present time. This presentation will address issues associated with NCGs and presents compressors for reinjection of NCG’s together with Kyoto and Paris Treaties for tax or penalty Clause to be in force almost worldwide. Keywords : Non Condensable Gases, NCGs

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi

1. Turkey’s NCG Values NCG’s are non-condensable gases, mainly CO2 and H2S, which are released in geothermal reservoirs by the dissolving rocks in geothermal water. Geothermal brine in Turkey contains around 1-4% CO2. According to Layman (2017), Turkey’s CO2 emission is 800-1600 g/kWh, the highest in the world. Since Turkey has signed The Kyoto Protocol (1997) and The Paris Agreement (2015), it is an obligation to lower the CO2 emissions.

2. Reinjection of NCG with water

In order to lower the CO2 emissions, we either have to separate and commercially store the CO2 and/or H2S, or we have to reinject them back to the reservoir with reinjection water. For the reinjection process to occur, the gases have to be dissolved in water, thus the solubility of these gases in water should be analyzed.

3. Solubility of Gases in Water

The solubility of gases mainly depends on three factors, the pressure, temperature and the molality of other ionic constituents present in the water. 3.1.Solubility of CO2 in Pure Water wrt Temperature

Figure 1. Solubility of CO2 in water at p(CO2) = 1013.25 hPa Solubility of CO2 in constant pressure, wrt temperature is inversely related. As temperature increases solubility decreases. 14

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi 3.2. Solubility of CO2 in Pure Water wrt Pressure Solubility of CO2 in constant temperature, wrt pressure is directly related. As temperature increases solubility increases also.

Figure 2.Solubility of CO2 in pure water at 323.15 K (50 °C) wrt P 3.3. Solubility of CO2 in mixed-salt solutions Geothermal brine is a mixture of water and some inorganic salts, such as sodium chloride (NaCl), potassium chloride (KCl), calcium chloride (CaCl2), magnesium chloride (MgCl2), and sodium sulfate (Na2SO4), sometimes methane (CH4) and of course carbon dioxide (CO2) and hydrogen sulfide (H2S).

Figure 3. Equation of State (EOS) prediction of solubility vs P wrt ion molalities (Sun, et al., 2019)

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi

Figure 4. Solubility of CO2 in aqueous NaCl solutions at 323.15 K (50° C) (Sun, et al., 2019) The results show that the solubility of CO2 decreases as the NaCl concentration increases, which is called the “salting-out” effect, defined as the reduction of the solubility of a gas due to the presence of ionic species in a solvent. 3.4. Thermodynamic Modelling of Solubility of CO2 in mixed-salt solutions Gas solubility is calculated in thermodynamic modelling with an approach called Fugacity (φ) – Activity Coefficient (γ) approach. Fugacity is defined as a measure of the tendency of a component of a liquid mixture to escape, or vaporize, from the mixture. Activity coefficient is a factor used in thermodynamics to account for deviations from ideal behavior in a mixture of chemical substances. For modeling the fugacity coefficient (ϕ), the equations of state (EOS) of Peng−Robinson (PR), Soave−Redlich−Kwong (SRK), Redlich−Kwong (RK), virial truncated after the second term, Patel and Teja (PT), and perturbed-chain statistical associating fluid theory (PCSAFT) have been used. For modeling the activity coefficient (γ), LIFAC, extended UNIQUAC, nonrandom twoliquid (NRTL), Pitzer’s equation, electrolyte NRTL are typical choices.

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi

Figure 5. Comparison between experimental data obtained in the two synthetic brines at 323 (●), 373 (■) and 423 K (▲). (Poulain et al., 2019) 3.5.Thermodynamic Modelling of Salting-Out Effect Different salts have different salting-out effects, and the ion concentration and ion charge are the two main factors. Studies show that ions with smaller size and higher charge density bind H2O molecules stronger, which weakens the capacity of helping solvent trap dissolved gas molecules. Anions usually have larger ionic radii than cations, so the hydration of cations is usually much stronger than that of anions.

Figure 6. Comparison of solubility of CO2 in aqueous solutions of different salts at 50° C with Different salts with molality (1.0 mol/kg water) (Sun, et al., 2019)

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi The salting-out effects on CO2 follow a sequence of KCl < NaCl < CaCl2 ≈ MgCl2 < Na2SO4 with the same molality. K+ has the least salting out effect because it has a low charge density and it binds to H2O weakly, and there are more intervals to accommodate gas molecules. The low charge density of K+ comes from that K+, with charge of +1, has a relatively bigger size than Na+, Mg2+, and Ca2+ (Pauling Radius: K+, 1.33 Å; Na+, 0.95 Å; Ca2+, 0.99 Å; Mg2+, 0.65 Å).

Figure 7.NaCl solubility in water in 2D and 3D

4. Conclusion In order to reinject CO2 dissolved in reinjection brine, we should be able to calculate the pressure and temperature needed accurately. For that we will need to take into account the salting out effects and perform the calculations using Fugacity – Activity Coefficient models, and we need the accurate concentrations of every ion in the brine.

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi

JEOTERMAL ORC ELEKTRİK SANTRALLERİNDE KOLLOİDAL YAPILI STİBNİT KABUĞU OLUŞUMUNUN VAKA ÇALIŞMASI İLE İNCELENMESİ Abdurrahman ÜNALa, Caner TEKEL, Kuzey KARASU, Esra ERDİMb a

NEU KİMYA A.Ş Tuzla/İSTANBUL Marmara Üniversitesi, Mühendislik Fakültesi Çevre Mühendisliği Bölümü, Göztepe/ İSTANBUL (aunal@neuchemie.com, ctekel@neuchemie.com, esra.erdim@marmara.edu.tr, karasu@neuchemie.com) b

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi

JEOTERMAL ORC ELEKTRİK SANTRALLERİNDE KOLLOİDAL YAPILI STİBNİT KABUĞU OLUŞUMUNUN VAKA ÇALIŞMASI İLE İNCELENMESİ Abdurrahman ÜNALa, Caner TEKEL, Kuzey KARASU, Esra ERDİMb a

ÖZ Jeotermal ORC Elektrik Santrallerinde preheater eşanjör ve sonrasında, hatlarda, ekipmanlarda kolloidal yapılardan (Silika, Demir, Stibnite vb.) kaynaklanan kabuk oluşumuna rastlanmaktadır. Kabuk oluşumu ısı transferini olumsuz etkileyerek daha az enerji üretilmesine neden olur. Hatta, gerekli önlemlerin alınmaması durumunda üretim ve reenjeksiyon kuyularının kaybı gibi istenmeyen durumlarla karşılaşılabilir. Jeotermal tesislerde karşılaşılabilecek kabuklaşma türleri her jeotermal sistem için kendine özgü olduğundan en uygun kimyasal inhibitör cins ve dozajının saha özelinde gerçekleştirilecek çalışmalarla tespit edilmesi gerekir. Bu çalışmada Menderes grabeninde yer alan bir jeotermal tesiste stibnit inhibisyonuna yönelik gerçekleştirilen uygulamalar sunulmaktadır. Anahtar Kelimeler: jeotermal, kabuk, inhibitör, kolloidal, stibnit, enerji verimliliği

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi

1.GİRİŞ Jeotermal akışkan, kaynağın jeolojik formasyonlarına bağlı olarak mineral içerik açısından değişkenlik göstermektedir. Akışkanın yer altından çıktığı noktadan reenjeksiyon kuyularına (kuyu içi de dahil) kadar olan hat boyunca değişken sıcaklık, basınç, pH gibi çevresel faktörlere maruz kalması neticesinde mineral içeriğin çözünürlük-çökelme dengesi değişmekte ve akışkanın temasta olduğu casing, seperatör, vana, filtre ve eşanjör ünitelerinde kabuk oluşumu gözlenmektedir. Kabuk oluşumu, ısı transferini olumsuz yönde etkileyerek enerji üretim verimini düşürdüğünden jeotermal santrallerde ekonomik kayıplara sebep olmaktadır. Kabuk oluşum potansiyeli ve türü jeotermal havzanın yapısına ve sıcaklık profiline bağlı olarak farklılık göstermektedir. Menderes ve Gediz grabenlerinde sıklıkla rastlanan kabuk türleri; kalsiyum karbonat, silikat (kalsiyum, magnezyum, metal silikat) ve stibnit vb. gibi kolloidal yapılardır. Kabuk oluşumunu etkileyen başlıca parametreler a) jeotermal akışkanın çözünmüş gaz, mineral, kolloidal ve partiküler formlardaki mineral tür ve içeriği, b) çözünmeyen gaz cinsi ve miktarı ile c) proses sıcaklık ve basınç değerleri olup her bir kabuk türünün oluşum mekanizması farklıdır. Diğer yandan kabuk miktarı ve kabuğun hangi lokasyonlarda oluştuğu da aynı parametrelere bağlı olarak değişkenlik göstermekte, bu nedenle ilgili parametrelerin takibi kabuk oluşum kontrolü açısından önem taşımaktadır. Bu çalışmada, Menderes grabeninde yer alan bir jeotermal santralin preheater eşanjör ünitesinde gözlenen stibnit kabuk oluşumunun kimyasal inhibitör uygulaması ile önlenmesi incelenmiştir. En uygun kimyasal inhibitörün tespiti ve uygulama noktaları belirlendikten sonra kimyasal şartlandırma çalışmalarına başlanmıştır. İnhibitörün etkinliği eşanjör çıkış kuponunundaki değişimlerin gözlenmesi ile görsel olarak tespit edilmiştir. Analitik değerlendirme ise preheater ünitesindeki basınç ve sıcaklık farkları izlenerek yapılmıştır. Kimyasal şartlandırma uygulaması esnasında dozaj optimizasyonu yapılmamış, önceden belirlenen sabit bir doz sisteme sürekli olarak beslenmiştir.

2.VAKA Jeotermal elektrik üretimi yapan 24 MW kapasiteli ORC enerji santralinde yılda 3-4 kez plansız duruşlar yaşandığı tespit edilmiştir. İşletmeden alınan ön bilgiler preheater ünitesinde fark basınçların arttığını gösterdiğinden, santralin son preheater ısı değiştiricileri incelenmiş ve sorunun stibnit kabuklaşmasından kaynaklandığı ön görülmüştür. Tüm sistem duruş halinde iken kuyu başından reenjeksiyon hattına kadar gözle takip edilebilen tüm boru, seperatör, akümülatör, filtre vb ekipmanlar muayene edilmiş ve fotoğrafları çekilmiştir. Detaylı analiz için jeotermal akışkan ve kabuk numuneleri alınmıştır. Kabuk analiz sonuçları son preheater (2. Preheater) tüp cidar ve ayna bölgelerinde ağırlıklı olarak stibnit (>%90), daha eser miktarlarda ise kalsiyum-magnezyum silikat (<%10) ve kalsiyum karbonat (<%1) oluşumlarının varlığını göstermiştir.

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi Oluşumların yoğunluğu ve gelişim noktaları değerlendirilerek oluşumun gerçekleştiği ünitenin öncesine, Vaporizer (Evaporatör) çıkış hattına, silika-stibnit inhibitörü uygulaması planlanmıştır. Uygulamanın sistem üzerindeki etkisi preheater çıkışına yerleştirilen depozit kuponunun görsel olarak takibi ve preheater giriş çıkış noktalarındaki basınç-sıcaklık değerlerinin izlenmesi ile değerlendirilmiştir.

3.BULGULAR Sistem için önerilen kimyasal şartlandırma programının başlatılmasından itibaren ilk 24 saat içinde Preheater santral giriş-çıkış fark basınç değerlerinde önemli derecede iyileşme gözlenmiştir (Şekil 1).

Şekil 1. Preheater giriş-çıkış fark basınç değişimi (6 ppm inhibitör) Uygulamanın etkinliği depozit kuponu kontrolleri ile de görsel olarak tespit edilmiştir (Şekil 2).

Şekil 2. Preheater çıkış kuponları (İnhibitör uygulamasında 48 saat sonra)

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi 15 günlük test periyodunun ikinci gününden itibaren fark basınç değerleri sabitlenmiş olup, santral giriş debi değişimi gece-gündüz rutin etkileri haricinde uygulama sonuna kadar stabil olarak izlenmiştir.

4.DEĞERLENDİRME VE SONUÇ Kısa süreli şartlandırma periyodunda NEU GUARD Stibnit önleyici inhibitör ürünün 6 ppm dozaj uygulaması sonucunda başarılı neticeler elde edilmiştir. Preheater ünitesinde online olarak takip edilen fark basınç değerlerinin uygulamanın hemen akabinde azaldığı, daha sonrasında ise sabit kaldığı gözlenmiştir. Ürün uygulaması akabinde fark basınç değerlerinde gözlenen azalmanın yapısal olarak yumuşak formda, yeni oluşmuş stibnit yapılarının akışla beraber sistemden sökülmesi neticesinde meydana geldiği ön görülmektedir. Muhtemelen daha sert bir yapıda olan görece eski oluşumların ise fark basınç değerlerinin uygulamanın 2. gününden itibaren stabil seyretmesini sağladığı düşünülmektedir. Dozaj optimizasyonu için daha uzun periyotlu uygulamalar yapılması önerilmektedir.

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi

JEOTERMAL ENERJİDE STANDART POMPA VE GÜNCEL UYGULAMALAR Halim ERİŞGİN

Standart Pompa ve Makina San. Tic. A.Ş. İstanbul/Türkiye (halim.erisgin@standartpompa.com)

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi

JEOTERMAL ENERJİDE STANDART POMPA VE GÜNCEL UYGULAMALAR Halim ERİŞGİN

Standart Pompa ve Makina San. Tic. A.Ş. İstanbul/Türkiye (halim.erisgin@standartpompa.com)

ÖZET Standart Pompa, 2004 yılında ürün portföyüne katmış olduğu ISO 2858 proses pompalarının ardından daha çok yurt dışında üretilen endüstriyel pompaların kullanıldığı sektörlere girdi. Türkiye’de üretimi olmayan ya da üretiminde uluslararası kaliteyi yakalayamayan yerli ürün yerine, sektörde yabancı menşeli ürünler tercih edilmekteydi. Sektör, bir taraftan yabancı markaları kullanmaya devam ediyor ancak bir taraftan da gerek ilk yatırım gerekse işletme maliyetlerinin astronomik rakamlara ulaşmasından dolayı rahatsız oluyordu. 2004 yılı, sektörde oluşan bu arayış ile Türkiye’de endüstriyel pompa üretiminde de bir dönüm noktası olmuştur. Standart Pompa ile yabancı menşeli ürün egemenliği sona ermiştir. Standart Pompa, yeni kurulmakta olan tesislere uygun veya işletmeye alınmış olan jeotermal tesislerde ihtiyaç duyulan revize çalışmalarına paralel olarak Ar-Ge faaliyetlerini sürdürmüştür. Bu faaliyetlerden bazıları; *API PLAN 53B normu ile prosesten bağımsızlaşan soğutma sistemi ile uyumlu çalışan Kuyu Başı Pompası, *Soğutma kulelerinde (yüksek debili pompalar) kullanılan kolonlu pompalar yerine ilk olarak Yatay Çift Emişli Pompaların kullanımı (Bu kullanım ile tesis bazında daha iyi sonuçlar alınmıştır. Bunun yanı sıra sağlanan diğer bir fayda tesis ilk kurulum maliyetlerinde tasarruf, bakım ve montaj kolaylığıdır) *Pompa Türbin ile sistemdeki yüksek basıncın vanalarla kırıldığı noktalarda kaybolan enerjinin geri kazanımı ve bu enerjinin iç tüketime aktarılması ile tasarrufu ikiye katlayan çözümler. Jeotermal enerji sektöründe 10. yılını tamamlayan Standart Pompa’nın bugün Türkiye’de kurulu jeotermal santrallerin hemen hepsinde ürünleri bulunmaktadır. Standart Pompa, Süpervizörlük, 7/24 Teknik Destek, 24 saat içinde Sahada Müdahale ve Enerji Verimliliği Hizmetleri ile jeotermal tesisin her anını yaşanabilir enerjiye dönüştürmeye devam edecektir. Anahtar Kelimeler: Kuyu başı, Soğutma Kulesi, Re-enjeksiyon, Enerji

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi

HAFİF ÇİMENTO VE KAÇAKLARDA ÇİMENTO ÇÖZÜMLERİ

LIGHTWEIGHT CEMENT AND SOLUTIONS FOR LOSSES Yigit ALTUNAL

Aydın Organize Sanayi Bölgesi, 282 Ada, 3 parsel 09100 Umurlu/AYDIN (yigit.altunal@viking-intl.com)

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi

HAFİF ÇİMENTO VE KAÇAKLARDA ÇİMENTO ÇÖZÜMLERİ Yigit ALTUNAL

Aydın Organize Sanayi Bölgesi, 282 Ada, 3 parsel 09100 Umurlu/AYDIN (yigit.altunal@viking-intl.com)

HAFİF ÇİMENTO Jeotermal kuyularında gerçekleşirilen çimento operasyonlarındaki tecrüblerimize istinaden, Viking International firması olarak bu kuyularda daha önce yaşanan kaçak ve çeşitli problemlere çözüm üretmek adına VKLITE adını verdiğimiz düşük yoğunluktaki çimento karışımımızı üretmiş bulunmaktayız. VKLITE sayesinde hem kuyuda oluşabilecek kaçak ihtimalini azaltıp, hem de kuyuya yüklenen hidrostatik basıncı mümkün olduğunca azaltmak ana hedefimiz olmuştur. Yaklaşık üç yıldır bu ürünümüzü kullandığımız onlarca çimentolama operasyonunun da bize gösterdiği üzere; yüksek sıcaklığa da dayanıklı hafif çimento dizaynı, standart G class çimento dizaynına oranla diğer sondaj kuyularında olduğu gibi jeotermal kuyularında da performans göstermiş ve operasyonel anlamda da ciddi avantajlar yaratmıştır.

LIGHTWEIGHT CEMENT AND SOLUTIONS FOR LOSSES Yigit ALTUNAL

Aydın Organize Sanayi Bölgesi, 282 Ada, 3 parsel 09100 Umurlu/AYDIN (yigit.altunal@viking-intl.com)

VKLITE According to our experience on cementing operations in geothermal wells; as Viking International, we have produced a new lightweight cement designed named as VKLITE to be solution for loss circulation problems and other issues. The main function of VKLITE is to decrease the possibility of losses and minimize the hydrostatic pressure which applied to the well. Under the lights of three years that we have used VKLITE on our cementing operations; our product has significantly better performance than classic G Class designs not only oil field wells but also geothermal wells.

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi

JEOTERMAL TESİSLERDE YANGIN GÜVENLİĞİ Teoman ŞAHİN

Yavuz Sultan Selim Cad.No.81 Ayrancılar - Torbalı / İZMİR (t.sahin@ayg.com.tr)

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi

JEOTERMAL TESİSLERDE YANGIN GÜVENLİĞİ Teoman ŞAHİN

Yavuz Sultan Selim Cad.No.81 Ayrancılar - Torbalı / İZMİR (t.sahin@ayg.com.tr)

ÖZ 21. yüzyılla birlikte inşaat, sanayi, çevre, enerji, otomotiv ve diğer sektörler büyük bir hızla büyürken risk faktörleri de aynı hızla arttı. Son zamanlarda haberlerde çokça rastladığımız yangın da bu risk faktörlerinin başında olup en tehlikeli risk sınıfına girmektedir. Bu yüzden yangından korunmak ve yangınla başa çıkmak çok büyük bir önem taşımaktadır. Yangın ve patlamalara karşı alınması gereken yangın güvenlik önlemleri Jeotermal Enerji Santralleri için de çok kritik bir önem taşımaktadır. Tüm işletmelerde, önemli olan üretimin sürekliliği ve verimliliğiyken üretimin durmasına yol açacak yangın gibi bir felaketin ortaya çıkaracağı zarar, yangın korunum sistemlerine yapılacak olan yatırımın yanında çok daha pahalıya mal olacaktır. Bu çalışmanın amacı, enerji santrallerinin canlı oldukları süre içinde yönetiminde ve işletmesinde yangın güvenliğini sağlamak ve sürdürmek için gerekli şartların nasıl karşılanacağına dair senaryolar üzerinden; yangından korunma, yanıcı maddelerin ve ateşleme kaynaklarının kontrolü, manuel yangınla mücadele, eğitim gibi konular hakkında bilgi vermektir. Biz yangını önlemenin ve durdurmanın yangını tanımaktan geçtiğine inanıyor ve bu minvalde çözüm süreçleri geliştiriyoruz. Asıl amacımız hayat kurtarmak tabiri caizse ‘hayatı kurtarmak’ çünkü yangının yıkıcılığını biliyoruz. Anahtar Kelimeler: jeotermal soğutma sistemleri, jeotermal yangın güvenliği, yangın güvenlik sistemleri, jeotermal tesislerde yangın korunumu, jeotermal tesis korunumu

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi

1. OPERASYON VE PROSES PRENSİPLERİ Yer altı kaynakları tarafından ısıtılan akışkan borular ile yeryüzüne taşınmaktadır. Buradan bir/birden fazla seperatör yardımı ile buhar diğer maddelerden ayrıştırılmaktadır. Elde edilen buhar, türbin jeneratörüne iletilerek, türbin kanatları döndürülmektedir. Bu sayede oluşan dönme akımı manyetik alanı ile elektrik jeneratörü üzerinden elektrik elde edilir. Bu elektrik trafolar üzerinden voltajı düzenlenerek genel dağıtıma verilir. Kalan buhar ise kondenser vasıtası ile tekrar sıvı forma getirilir ve yer altından alınan kaynağa tekrar iletilir.

1.1.Kimyasal Maddelerin Tehlike Özellikleri İşveren tarafından sağlanan GBF (MSDS)’lerden elde edilen veriler ışığında proseste kullanılan kimyasal maddelerin özet tablosu aşağıda listelenmiştir.

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi

2.TESİSİN SINIFLANDIRILMASI Binaların Yangından Korunması Hakkında Yönetmelik(BYKHY)’de güç üretim santralleri tanımlanmamış olup, NFPA 13 : 2016 Edition’da 5.4 Extra Hazard Occupancies. 5.4.1* Extra Hazard (Group 1). Extra hazard (Group 1) occupancies shall be defined as occupancies or portions of other occupancies where the quantity and combustibility of contents are very high and dust, lint, or other materials are present, introducing the probability of rapidly developing fires with high rates of heat release but with little or no combustible or flammable liquids. 5.4.2* Extra Hazard (Group 2). Extra hazard (Group 2) occupancies shall be defined as occupancies or portions of other occupancies with moderate to substantial amounts of flammable or combustible liquids or occupancies where shielding of combustibles is extensive. A.5.4.2 Extra hazard (Group 2) occupancies include occupancies having uses and conditions similar to the following: (1) Asphalt saturating (2) Flammable liquids spraying (3) Flow coating (4) Manufactured home or modular building assemblies (where finished enclosure is present and has combustible interiors) (5) Open oil quenching (6) Plastics manufacturing (7) Solvent cleaning (8) Varnish and paint dipping (9) Car stackers and car lift systems with 2 cars stacked vertically Yüksek tehlikeli alanlar yukarıdaki gibi tanımlanmıştır. Tesiste, orta düzeyde yanıcı ve parlayıcı madde tutulması ve dolaştırılması nedeniyle tesisi Extra Hazard Group 2 sınıflandırması ile tanımlayabiliriz. Bu gereksinimler ile tesisin su ihtiyacı, yangına dayanım süresi gibi gereksinimlere dikkat edilmelidir.

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi

3. MUHTEMEL RİSKLERİN BELİRLENMESİ Tesis planları ve sunulan ön bilgiler nezdinde, muhtemel yangın risk noktaları aşağıda belirtilmiştir. Muhtemel parlama noktaları aşağıda listelenmiştir. 3.1.Döner makineler, pompalar Burada risk, dönen teçhizatların sürtünme ile aşırı ısınması sonucu oluşabilmektedir. Bu ısı radyant olarak veya açık alev ile ortamda bulunan yanıcı nitelikteki maddelerin tutuşmasına olanak sağlayabilir. 3.2.Isıl işlemler alanları Proseste kızgın buhar çekilirken, taşıma, ayrıştırma ve transferi gibi süreçlerde, bu tesisatın herhangi bir noktasında yaşanacak kaçak veya deformasyon sonucu akışkanın ortama dağılması sonucu çevresinde bulunan maddelerin tutuşması durumu gerçekleşebilir. 3.3.Stok tankları Isopentan tankları, yüksek kapasiteli stok tankları olması nedeniyle bu tankların güneş ışığı kaynağından veya farklı bir neden ile ısınması durumunda patlama ve yangın oluşması muhtemeldir. 3.4.Türbin & Jeneratör & Elektrik Yüksek devirlerde ve sıcaklık değerleri altında çalışmakta olan bu cihazların, gevşek bağlantı, malzeme iç çatlağı v.b. beklenmedik nedenlerden kızgın/doymuş buharı ortama dağıtması gerçekleşebilir. Jeneratör bölümünde kablo tesisatında yaşanacak yüksek voltajda yükleme, kablo deformasyonu ve bağlantı elemanları gevşekliği nedenleri ile ark ve kıvılcım oluşması gerçekleşebilir. Yüksem akım çekimi ve izolasyon erimesi başta olmak üzere, elektrikli ekipman, pano v.b. cihaz içeren tüm mahallerde elektrik yangını oluşturma kaynağı olarak değerlendirilmelidir. Kablo kesitlerinin uygunsuzluğu, kablo bağlantılarının gevşek yapılması, kemirgenlerin kablolara zarar vermesi, kabloların zedelenme ile hasar görmesi, tesisatın ex-proof alanlara göre yapılmaması ve uygun ekipman seçilmemesi başlıca nedenlerdir. Amerika ‘daki U.S. Department of Homeland Security (FEMA), U.S. Fire Administration (USFA), National Fire Incident Reporting System (NFIRS) kuruluşları, İngiltere’deki “Department for Communities and Local Government”kuruluşu çok detaylı raporlama çalışmaları yapmaktadır. USFA, FEMA ve NFIRS gibi kuruluşlar elektirik yangınlarının çıkış sebepleri aşağıdaki gibi raporlara girmektedir.

1. 2. 3. 4.

Elektrikli Ekipman Lambalar Radyo, Televizyon, Vb Jeneratör

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi

5. 6. 7. 8. 9. 10. 11. 12. 13.

Elektrikli Araçlar, Forklift Elektrik Kaynağı Ütü Aletleri Vs Taşınabilir Isıtma Cihazları Yemek Pişirmek İçin Isıtma Cihazları Isıtma Cihazları Yanma İle Isı Üretilen, Sistem Ve Ekipmanlar Elektrik Enerjisi Elektrik Telleri

3.5.Diğer Kullanım Alanları Tesiste bulunan trafo alanları, yağın genleşmesine bağlı sızması, taşması ve dış etken vasıtası ile tutuşması riskini barındırmaktadır. Trafolar soğutma sistemlerindeki arıza nedeni ile yüksek derecelere ısınması riski göz önüne alınmalıdır. 3.6.Çevirim Prosesi Tesiste çevirimde kullanılan soğutucu akışkanın, tesisat içinde uğradığı birçok vana ve fittings noktalarından sızması, sıcak bir yüzey ile temas ederek tutuşması, 02 ile uygun derişim oluşturması gibi etkenler göz önüne alınmalıdır. 3.7.İnsan faktörü Bakım, onarım, dolum veya gözetim esnasında proses ekipmanlarının bilinçsizce kullanılması, kaza ile çarpma, vana kapatma, motor çalıştırma v.b. durumlardan kaynaklı istenmeyen durumların yaşanması. Basınçlı bir kabın tahliye olmasını beklemeden kapağının açılması, buharının parlaması v.b. etkenler yangın vakasının yaşanabileceği durumlardır. Sigara içme alanı dışında sigara içilmesi, çöplere ve tutuşabilecek atık sahalarına izmarit atılması. 3.8.Isıl işlemler Atölye binasında ve bakım çalışmaları esnasında kaynak yapılması, taş motoru ile kesim yapılması v.b. ısıl işlem içeren çalışmalar esnasında yangın vakası yaşanabilir.

4.DİZAYN TEMELLERİ Yapı içerisinde bulunduğu tehlike sınıfı itibari ile otomatik sistemler tarafından korunması zorunludur. 4.1.Algılama ve uyarı sistemleri Her mahal kendi içinde zone/loop bölgesi sayılarak EN54 normuna uygun algılama ve ihbar ekipmanları ile donatılacaktır. Her ortam ve durum kendi içinde değerlendirilerek uygun olan detektör algılama tipi seçilecektir. Yangın reaksiyonu sonucunda oluşan ürün hangi detektör tipi ile en verimli şekilde ve hızlı algılanıyor ise cihaz seçimi bu doğrultuda yapılacaktır. Kır-bas ihbar butonları ve ortam desibel limiti üzerinde, yönetmeliklere uygun ekipmanlar her kat planında yeterli sayıda konumlandırılacaktır.

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi 4.2.Otomatik Söndürme ve müdahale sistemleri Tesiste yangın riskinin yüksek olduğu pentan stok tankları için köpüklü monitör uygulaması ile koruma sağlanması gerekmektedir. Yine bu tanklar dış etkenlere karşı soğutma sistemi ile donatılmalıdır. Tesisin diğer bölgelerinde bu tip gaz yangınlarına müdahale için hareketli köpük monitörü bulundurulmalıdır. Yangın suyu ihtiyacı kurulacak olan pompa odası içinde, bir adet elektrikli asıl, bir adet dizel tahrikli yedek pompa ile sağlanması gerekmektedir. Tesiste itfaiyenin su ihtiyacını karşılama üzere, itfaiye su muslukları yerleştirilmelidir. Bina içinde katı A sınıfı yangınlara müdahale için yangın dolap tesisatı kurulmalıdır. Elektrikli ortamlarda çıkabilecek yangınlar için temiz gazlı söndürme sistemi tayin edilmelidir. Yine kablo galerisi gibi elektrikli ortamlarda ise (büyük hacimlerde) güç kesilmesi ile uygulanacak otomatik yağmurlama sistemi kurulmalıdır. Bu sistem yanlış alarm ve su boşalmalarına karşı kilitlemeli tipte hassas olarak temin edilmelidir. Portatif söndürücüler işveren tarafından temin edilerek A,B,C ve D tipi söndürücü akışkanlar konumlandırılacakları alana uygun olarak seçilerek ulaşımı ve görünmesi kolay noktalara yeterli sayıda yerleştirilecektir. Elektrik kaynaklı yangınların hasarının en aza indirilmesi ve yayılımını önlemek amacıyla, tesiste bulunan tüm dağıtım, motor sürme ve ekipman içeren tüm panolarda pano içi söndürme sistemleri ile korunması önerilmektedir. 4.3.Yönlendirme ve aydınlatma Kaçış güzergâhlarının hem tavanda armatürler ile hem de yerde yönlendirici boya, ışık (led) v.b. ikincil bir yönlendirme düzenlemesi ile gösterilmesi gerekmektedir. Yoğun duman oluşumunda tavanda duran armatürlerin gözle görülmesi mümkün olmayacaktır. Algılama sistemi mahalle giriş çıkışta kurulması planlanan veya kartlı geçiş gibi otomasyon ile çalışan sistemler var ise entegre çalışacaktır. Yangın merdiveni, yangına dayanıklı duvarlar ile tesisten ayrılması gerekmektedir. Her köşe ve kritik nokta, kaçış holleri-güzergâhları aydınlatılacaktır. Güç kesintisi durumlarında tahliyeyi kolaylaştıracak nitelikte tesis edilecektir. 4.4.Pasif önlemler Yapıya giren ve çıkan tüm tesisatlar yangına dayanıklı elemanlar ile güçlendirilecektir. İçerisinde insan bulunan mahaller sızdırmaz özellikte kurulmasına dikkat edilecektir. Bu bölgede mahsur kalan kişilerin kurtarılması için gerekli süreyi sağlayan yangına dayanıklı kapılar temin edilmelidir. Binalarda çalışan insanların tahliyesi esnasında duman ve zehirli gazlardan etkilenmemesi için, yönetmeliğe uygun filtreli maske ve/veya solunum cihazları kolay ulaşılabilir noktalarda konumlandırılmalıdır. İçerisinde insan bulunan ortamların duvar, döşeme ve tavanları yangına dayanıklı olarak tasarlanmalıdır. Yapı konstrüksiyonu yangına dayanıklı boya uygulaması ile taşıyıcı çeliklerin korunması sağlanmalıdır. Dış

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi ortamda konumlandırılacak olan otomatik sistem yangın vanası, paneli ve köpük tankı gibi ekipmanlar ısıtılan bir bölgede ve binadan güvenlikli mesafelerde konumlandırılacaktır. 4.5.Havalandırma sistemleri Tesiste bulunan insanların güvenli bir şekilde tahliye edilebilmesi için havalandırma sistemi bina otomasyonu ile koordineli şekilde çalışması sağlanmalıdır. Temiz hava sağlanması gerekli alanlar var ise bu mahallerin havalandırma ekipmanları yönetmeliklerde belirtilen sürelerde yangın dayanımına sahip olmalıdır. Kablo galerileri gibi yer altında bulunan mahallerin havalandırma koşulları dikkat şekilde tasarlanmalıdır.

5. SİSTEM VE EKİPMANLARIN TANIMLANMASI 5.1.Aktif söndürme sistemleri 5.1.1.Deluge (Baskın) su spreyi tank soğutma Her tank için ayrı olarak temin edilecek alarm vanaları, tesiste çıkabilecek bir yangın alarmında tankların patlama veya fiziksel hasara uğramaması için devreye girecektir. Soğutma, açılı ve koruma kapalı özel atım nozulları ile reaktörlerin etrafının ring dönülmesi ile sağlanacaktır. Borulama galvaniz veya eşdeğeri korumalı boya olacaktır. 5.1.2.Monitör Koruması Uygun lokasyonlarda, atım açısı için ideal platform yüksekliğine sahip köpük-su atımı yapabilen monitörler temin edilecektir. Tank yangınlarına müdahale için en az 50m uzaklıktan müdahale gerçekleştirilmelidir. Monitörler melanjör ve köpük tankı ile birlikte temin edilmelidir. Yangın anında monitör kulesine tırmanarak, monitörler altındaki kelebek vanalar açılacaktır. Vakum prensibi ile köpük emişi sağlandığında, tank yangını olan bölgeye monitör ile uygulama yapılacaktır. Isının olumsuz etkilerine karşı monitörler tanklardan uygun mesafede konumlandırılmalıdır ve ısının rüzgâr ile operatörü etkilememesi için ısı kesici levha ve izolasyon malzemesi ile kalkan yapılabilir. 5.1.3.Mobil el tipi cihazlar Yasal mevzuat ve yönetmelik gerekleri çerçevesinde yeterli sayıda el tipi cihaz tesiste konumlandırılacaktır. Oluşabilecek yangın tipine ve kimyasalın söndürme yöntemine uygun, kuru kimyevi tozlu, köpüklü veya C02 içeren cihazlar yerleştirilecektir. 5.1.4.Pompa sistemi Tesiste yer üstü olarak planlanan su deposuna bitişik yerleşimde bulunan pompa odası içerisine, yatay ayrılabilir gövdeli ve pozitif deplasmanlı yangın pompaları temin edilecektir. Pompalar yapılacak olan en kötü durum senaryosundaki su ihtiyacını karşılayacak kapasitede ve basınç değerlerini sağlamalıdır. Pompa odasında dizel pompa olması durumunda oda sıcaklığı +10°C’de tutulmalıdır. Ayrıca, dizel temiz hava ihtiyacı için üreticinin belirtmiş olduğu ihtiyaca göre havalandırma panjuru bulundurulmalıdır.

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi 5.1.5.Gazlı söndürme sistemi İnsan sağlığına zararsız olan FM200 veya NOVEC1230 sistemleri bu mahallerde tesis edilecektir. Derişim konsantrasyonu NOAEL ve LOAEL değerlerini aşmaması, içeride bulunan ekipmanların kapladığı hacim toplam hacimden çıkartılarak hassasiyetle hidrolik hesaplamaları yapılacaktır. 5.1.6.Pano içi söndürme sistemleri Açık alanlarda bulunan dağıtım ve güç panoları gibi elektrikli kabinlerin listesi oluşturulması durumunda, bu kabinler için FM 200, C02 veya NOVEC 1230 gazlı söndürme sistemi kurulacaktır. Kabin içindeki alevi yakalayabilen pilot hat ve bundan bağımsız atım nozulu konumlandırılabilir. 5.1.7.Yangın dolapları Bina içi kullanıma uygun 1’’ sert hortumlu korozif ortama dayanıklı sac kasalı yangın dolapları her hatta konumlandırılacaktır. Boru tesisatı diğer tesisatlardan ayrı olarak tasarlanacaktır. 5.1.8.Ön tepkimeli sistemler Kablo galerinin hacimleri büyük olması nedeniyle gazlı söndürme silindir sayıları fazla olması nedeniyle ilave yer ihtiyacı gerekecektir. Bu nedenle bu mahallerde m2’ye 12lt/dk yoğunluk atımı sağlayacak kapalı uçlu sprinkler tesisatı yerleştirilecektir. Bu tesisatı içinde devamlı olarak basınçlı hava bulunacaktır. Mahalde bulunan duman dedektörlerinde gelecek olan sinyal ile su, tesisat içine serbest bırakılacaktır fakat sprinkler uçlarından su akışı olmayacaktır. Mahal içinde ısnın yükseldiği noktalarda sprinkler uçları açılarak gerçek yangın durumuna müdahale sağlanacaktır. 5.1.9.Hidrant sistemi Yer altı borulama sistemi ile bina girişlerinde su dağıtım şebekesi görevi görecek olan hidrant borulama sistemi projede belirtilen derinlikte ve yer altı şartlarına uygun boru tipi ile kurulacaktır. Hidrantlar yüksek tehlikeli yerlerde 50m aralıklar ile darbe ve dirsek beton blokları ile temin edilecek olup. Her hidrant için, hidrant dolabı temin edilecektir. Dolaplar dış ortam şartlarına dayanıklı olarak seçilmelidir. 5.2.Pasif ve durdurucu-geciktirici sistemler 5.2.1.Koruyucu boya, çelik koruma Yapının yük taşıma kapasitesi, bütünlüğü korumaya yönelik olarak, taşıyıcıların tümü 540°’yi aşmaması için koruyucu boya uygulaması ile korunmalıdır. Boya koruma kaplaması, hybrid coating (intümesan) özellikte en az 60 dakika koruyucu nitelikte olmalıdır. Profillerin kalınlığı ve uygulama yöntemi gibi detaylar ayrıca ürün bazlı değerlendirilmelidir. İnsan bulunan ortamların döşeme, duvar, tavanları en az 60 dakika,

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi yangın kapısı da 120 dakika yangına dayanıklı olarak tasarlanmalıdır. İnşai yapı malzemeleri yapı dayanım sürelerini karşılayacak nitelikte seçilmesi zorunludur. 5.2.2.Yastik, kelepçe, mastik ve köpük uygulaması Yapılar yüksekliği ve alanları açısından ele alındığında özel olarak bölümlendirilmesine gerek bulunmamaktadır. İnsan bulunan ortamlara giren ve çıkan tesisat elemanları, kablo kanalları, havalandırma kanalları, tesisat boruları v.b. bu açıklıklar yangına 120 dakika dayanıklı izolasyon malzemeleri ile korunmalıdır. 5.3.Acil aydınlatma ve yönlendirme sistemleri Acil durum aydınlatması ile ilgili yönetmelikte belirlenen kıstaslar ile yeterli sayıda ve kapasitede seçim yapılarak proje üzerinde en uygun noktalar belirlenecektir. Uygulama ve montaj işleri aşamasında bu ekipmanların açılarının kapatılması durumunda yeni lokasyonlar işyeri sahibi ile belirlenmelidir. Proje müellifinden onay alınmalıdır. BYKHY’de belirtildiği üzere: Acil durum aydınlatması ve yönlendirmesi MADDE 70- (1) Kaçış yollarında, kullanıcıların kaçışı için gerekli aydınlatmanın sağlanmış olması şarttır. Acil durum aydınlatması ve yönlendirmesi için kullanılan aydınlatma ünitelerinin normal aydınlatma mevcutken aydınlatma yapmayan tipte seçilmesi hâlinde, normal kaçış yolu aydınlatması kesildiğinde otomatik olarak devreye girecek şekilde tesis edilmesi gerekir. Kaçış yollarının aydınlatılması MADDE 71- (1) Bütün kaçış yollarının ve kaçış merdivenlerinin aydınlatılması gerekir. Acil durum aydınlatması sistemi MADDE 72- (3) Acil durum aydınlatmasının normal aydınlatmanın kesilmesi hâlinde en az 60 dakika süreyle sağlanması şarttır. Acil durum çalışma süresinin kullanıcı yükü 200’den fazla olduğu takdirde en az 120 dakika olması gerekir. (4) Kaçış yolları üzerinde aydınlatma ünitesi seçimi ve yerleştirmesi, tabanlarda, döşemelerde ve yürüme yüzeylerinde, kaçış yolunun merkez hattı üzerindeki herhangi bir noktada acil durum aydınlatma seviyesi en az 1 lux olacak şekilde yapılır. Acil durum çalışma süresi sonunda bu aydınlatma seviyesinin herhangi bir noktada 0.5 lux’den daha düşük bir seviyeye düşmemesi gerekir. En yüksek ve en düşük aydınlatma seviyesine sahip noktalar arasındaki aydınlatma seviyesi oranı 1/40’dan fazla olamaz. Acil durum yönlendirmesi MADDE 73- (4) Yönlendirme işaretleri; yeşil zemin üzerine beyaz olarak, ilgili yönetmelik ve standartlara uygun sembolleri ve normal zamanlarda kullanılacak çıkışlar için “ÇIKIŞ”, acil durumlarda kullanılacak çıkışlar için ise, “ACİL ÇIKIŞ” yazısını ihtiva eder. Yönlendirme işaretlerinin her noktadan görülebilecek şekilde ve işaret yüksekliği 15 cm’den az olmamak üzere, azami görülebilirlik uzaklığı; dışarıdan veya kenarından aydınlatılan yönlendirme işaretleri için işaret boyut yüksekliğinin 100 katına, içeriden ve arkasından aydınlatılan işaretlere sahip acil durum yönlendirme üniteleri için işaret boyut

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi yüksekliğinin 200 katına eşit olan uzaklık olması gerekir. Bu uzaklıktan daha uzak noktalardan erişim için gerektiği kadar yönlendirme işareti ilave edilir. (5) Yönlendirme işaretleri, yerden 200 cm ilâ 240 cm yüksekliğe yerleştirilir. (7) Yönlendirme işaretlerinin hem normal aydınlatma ve hem de acil durum aydınlatma hâllerinde kaçış yolu üzerinde bütün erişim noktalarından görülebilir olması gerekir. Dışarıdan aydınlatılan yönlendirme işaretleri aydınlatmasının, görülebilen bütün doğrultularda en az 2 cd/m² olması ve en az 0.5 değerinde bir kontrast oranına sahip bulunması şarttır. 5.4.Algılama-ihbar sistemleri MADDE 74- (1) Yangın uyarı sistemi; yangın algılama, alarm verme, kontrol ve haberleşme fonksiyonlarını ihtiva eden komple bir sistemdir. Yangın algılama sisteminin ve parçalarının TS EN 54’e uygun olarak üretilmesi, tasarlanması, tesis edilmesi ve işletilmesi şarttır. Gazlı söndürme sistemi kurulacak olan mahaller, merkezi yangın sistemi ile irtibatlandırılmalıdır. MADDE 75- (8) Binada veya yapıda otomatik veya el ile çalışan diğer gazlı, kuru kimyevi tozlu veya benzeri sabit söndürme sistemi bulunuyor ise, bunların devreye girdiğinin yangın alarm sistemi tarafından otomatik olarak algılanması gerekir. Bunu sağlamak üzere, söndürme sistemlerinden, söndürme sisteminin devreye girdiğini bildiren kontak çıkışları yangın alarm sistemine giriş olarak bağlanır. Gazlı söndürme sistemi alarm ve arıza çıkışları Madde 79- (1) Bir binada gazlı söndürme sistemi kurulması hâlinde, binada algılama ve uyarı sistemi var ise, söndürme sisteminin alarm ve arıza çıkışları, yangın alarm sistemine bağlanarak ayrı bölgesel göstergelerle izlenir. 5.4.1.El butonları El ile yangın uyarısı, yangın uyarı butonları ile yapılır. Yangın uyarı butonları yangın kaçış yollarında tesis edilir. Yangın uyarı butonlarının, bir kattaki herhangi bir noktadan o kattaki herhangi bir yangın uyarı butonuna yatay erişim uzaklığının 60 m'yi geçmeyecek şekilde yerleştirilecektir. Yangın uyarı butonları, yerden en az 110 cm ve en fazla 130 cm yüksekliğe yerleştirilir. Dış ortam butonları harici tip olarak seçilecektir. 5.4.2.Sesli ve ışıklı uyarı cihazları MADDE 81- (5) Sesli uyarı cihazları binanın her yerinde, yerden 150 cm yükseklikte ölçülecek ve ses seviyesi ortalama ortam ses seviyesinin en az 15 dBA üzerinde olacak şekilde yerleştirilir. Uyuma maksatlı bölümler ile banyo ve duşlarda, ses seviyesinin en az 75 dBA olması gerekir. Sesli uyarı cihazlarının 3 m uzaklıkta en az 75 dBA ve en çok 120 dBA ses seviyesi elde edilecek özellikte olması şarttır. Acil anons sistemi hoparlörü olan hacimlerde ayrıca siren sistemi konulması gerekli değildir. Dış ortama konumlandırılacak siren ve flaşörler dış ortam IP koruma sınıfına uygun olarak harici seçilecektir.

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi 5.4.3.Dedektörler UV/IR detektör algılama tekniği için olumsuz bir ortam koşulu tespit edilmesi durumunda, detektörler 3 IR olarak seçilecektir. Detektörler birincil olarak, yangın çıkma potansiyeli olan noktalara göre konumlandırılacak. Ayrıca ekipman yerleşiminden kaynaklı kör nokta kalmamasına özen gösterilecektir. Gaz detektörleri, gazın çökme durumuna göre, alçak kodlarda ve taşma havuzuna monte edilmelidir. Gaz detektörleri merkezi yangın algılama ve ihbar sistemine entegre edilecektir. Kablo ve elektrikli ortamlarda duman oluşan alanlarda hassasiyeti panel üzerinden değiştirilebilen optik duman detektörleri yerleştirilecektir. Trafo bölgeleri kombine tipi ısı ve duman detektörleri ile korunmalıdır. Bu detektörlerden gelecek olan sinyal ile trafo soğutma sistemleri aktive edilecektir. MADDE 75- (4) Algılama sisteminin gerekli olduğu ve fakat duman algılama cihazlarının kullanımının uygun veya yeterli olmadığı mahallerde, sabit sıcaklık, sıcaklık artış, alev veya başka uygun tip algılama cihazı kullanılır. 5.4.4.Ex alanda exproof ekipmanlar Ortam oluşabilecek kıvılcımı erken safhada yakalamak üzere Ex-Proof detektörler ve exproof butonlar, sirenler ve acil durum yönlendirme ile aydınlatma ekipmanları yerleşimi yapılacaktır. 5.5.Acil durum kontrol sistemleri Acil durum kontrol işlemleri, yangın alarm sisteminin donanım ve yazılım bütünlüğü içerisinde bulunan kontrol birimleri ile gerçekleştirilmelidir. Kontrol edilen sistemin ve cihazlar ile ilişkisi bulunan güvenlik sistemlerinin, bina otomasyon sistemleri gibi diğer sistemler tarafından yapılabilecek her türlü kontrol ve kumanda işlemlerinin, yangın veya benzeri bir acil durumda yangın kontrol panelinden yapılacak acil durum kontrol işlemlerini hiçbir şekilde engellememesi gerekir. Bu bağlamda işveren prosesi ile ilgili bilgileri yüklenici firma ile paylaşacaktır. MADDE 82- (1) Yangın hâlinde otomatik olarak gerekli kontrol fonksiyonlarını yerine getirecek acil durum kontrol sisteminin; a) Yangın sırasında kapanması gereken yangın kapılarını ve diğer açıklıkları kapatma amaçlı cihazları normal hâlde açık durumda tutan elektromanyetik kapı tutucu ve benzeri cihazlarının serbest bırakılması, 5.6.Yangın merdiven, asansör, kaçış yolları ve kaçış kapıları Kullanıcı yükü ve kaçış genişliği hesaplamaları mimariler üzerinden kontrol edilerek, ilave çıkış kapısı ve kaçış imkânları değerlendirilecektir. Kaçış mesafeleri yönetmelikteki değerlere göre kontrol edilecektir. Acil aydınlatma ve yönlendirme projeleri üzerinden kaçış kontrolleri yapılacaktır.

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi

6. SENARYONUN BELİRLENMESİ Tesiste yangın vakasının oluşması muhtemel durumlar ve durumun ortadan kaldırılması ile ilgili aşağıdaki durumlar ele alınmıştır. Genel yangın senaryosu tesisin İSG uzmanı tarafından hazırlanacağı için bu senaryolar yön gösterici ve bilgilendirme niteliğindedir. 6.1.Patlama sonrası yangın Pentan tanklarının kritik seviyede sıcaklığa veya arka maruz kalması, gaz sızıntısı. Trafoların yağ ve soğutma sistemi arızaları, yağ yangını. 6.2.Kimyasal dökülmesi ve yayılması Tesiste farklı kimyasallar bulundurulmasına karşı 6.3.Gazlı söndürme hacimleri, elektrik yangınları, insana bağlı durumlar Pano odalarında oluşabilecek yangınlar, kombine (duman & ısı) detektörleri ile algılanır. Personelin ortamı terk etmesi için 30-60sn geri sayım işlemi başlar. Bu süre sonunda gaz, hacme boşaltılara söndürme işlemi tamamlanır. Pozitif basınç oluşması durumu nedeniyle, rahatlatma damperleri çalışmadan mahal kapısı açılmaz. Standartlar gereği beklenmesi gereken en az süre sonunda ortam havalandırılarak mahalle tekrar giriş sağlanır.

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi Muhtemel yangın sebepleri tablosu (2007 Yılı İtfai Olayları Çizelgesi -İstanbul İtfaiyesi):

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi

KAYNAKLAR • • • • • • • • • • • • •

BYKHY 2015 (Binaların yangından korunması hakkında yönetmelik) Kimyasal Maddelerle Çalışmalarda Sağlık Ve Güvenlik Önlemleri Hakkında Yönetmelik İşyerlerinde Acil Durumlar Hakkında Yönetmelik Çalışanların Patlayıcı Ortamların Tehlikelerinden Korunması Hakkında Yönetmelik TS EN 54 1-14 (Yangın algılama ve yangın alarm sistemleri) TS EN 12845 (Sabit yangın söndürme sistemleri, otomatik sprinkler sistemleri – tasarım, montaj ve bakım) TS EN 15004 (Sabit Yangınla Mücadele Sistemleri-Gaz Püskürten SistemlerTasarım Montaj Ve Bakım) NFPA 13 (Sprinkler kurulum standardı) NFPA 72 (Ulusal yangın alarm ve sinyalizasyon kodu) NFPA 14 (Sabit boru ve hortum tesisatı standardı) NFPA 2001 (Temiz gazlı söndürme sistemleri standardı) NFPA 10 (Taşınabilir söndürücüler standardı) NFPA 15 (Yangın güvenliği için sabit borulu su spreyi standardı)

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi

JEOTERMAL SAHALARDA ÖNÜMÜZDEKİ SÜREÇTE KARŞILAŞILABİLECEK AKIŞKAN KAYNAKLI SORUNLAR ÜZERİNE BİR ÇALIŞMA. ANTİMON İÇERİKLİ BİRİKİNTİLER, KOROZYON VE H2S SORUNSALI

POSSIBLE BRINE ORIENTED OPERATIONAL PROBLEMS IN TURKISH GEOTHERMAL FIELDS IN FOLLOWING PERIOD STIBNITE SCALING, CORROSION AND HYDROGEN SULFIDE ISSUES M.Sc Env.Eng. Alper Tunga DOST

SUEZ WTS Sun Plaza, Maslak Mah. Bilim Sokak No:5 K:13 Sarıyer - İstanbul, 34485 TURKIYE ( alper.dost@suez.com )

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi

SUEZ WTS Sun Plaza, Maslak Mah. Bilim Sokak No:5 K:13 Sarıyer - İstanbul, 34485 TURKIYE ( alper.dost@suez.com )

KOROZYON, STİBNİT VE HİDROJENSÜLFÜR JESDER Ülkemizde yatırımcıya ışık tutan bir organizasyon olduğundan bu kongredeki bildirimiz ülkemizdeki jeotermal işletmelerde yakın zamanda karşılaşabileceğini öngördüğümüz su bazlı sorunları hedef alarak hazırlanmıştır. Ülkemizde jeotermal potansiyel oluşturan alanların %78'i Batı Anadolu'da, %9’u İç Anadolu'da, %7’si Marmara Bölgesinde, %5'i Doğu Anadolu'da ve %1'i diğer bölgelerde yer almaktadır. Jeotermal kaynaklarımızın %90'ı düşük ve orta sıcaklıklı olup, doğrudan uygulamalar (ısıtma, termal turizm, v.s.) için uygun olup, %10’u ise dolaylı uygulamalar (elektrik enerjisi üretimi) için uygundur. Ülkemizde jeotermal enerjiden elektrik üretimi 1975 yılında MTA Genel Müdürlüğü tarafından kurulan ve 0,5 Mwe güce sahip Kızıldere Santrali ile başlatılmıştır. Günümüzde ise jeotermal enerjiden ürettiğimiz elektrik enerjisi 1.3 Gwe gücünün üzerine çıkmıştır. 40 yılı aşan süre içinde sahalarımızda operasyon esnasında ısı değiştirici ve akışkan transferini sağlayan borulama ve benzeri sistemlerde ağırlıklı olarak kalsit ve silis kaynaklı sorunlar gözlemlenmiştir. Oluşan sorunlar başta düzenli inhibitör kullanımından çok bakımlarda mekanik ve kimyasal temizlik prosedürleri çözümlenmeye çalışılmıştır. Fakat özelleştirme sonrasında yatırımcılar santrallerinin maksimum verimlilikte ve durmadan çalışmasını beklediği için inhibitör uygulamalarına yönelerek bu istenmeyen duruşların önüne geçmiş veya eski duruma nazaran bu duruş sayılarını minimize etmişlerdir. Süreç içinde gerek rezervuar koşulları gerekse operasyonel koşullar değişince geçmişte sorun olmayan bazı parametreler günümüzde sorun olmaya başlamıştır. Bunların önde gelenlerinden üçü; stibnit (antimon bazlı kirlilikler), hidrojen sülfür gazı ve korozyon problemleri bu bildirinin konusu olarak seçilmiştir. Jeotermal akışkan içinde eser miktarlarda bulunan antimon, özellikle santrallerin “cold end” diye niteleyebileceğimiz- nispeten ısının yüksek seviyede transfer edildiği ekipmanların sonrasında -süreç içinde yığılmalara neden olmaktadır. Bu da ısı transfer performansını düşürmekte dolayısıyla üretilen enerji miktarının düşmesine neden olmaktadır. Sürekli üretim kayıpları jeotermal santrallerde sıkça rastlanan ve istenmeyen bir sorundur. Üretim kayıplarının bu duruş maliyetini tolare edemediği noktada durup temizlik yapmak genel olarak yatırımcının yaptığı uygulamadır. Burada önemli olan yılda bu nedenlerle ne kadar üretim kaybının yaşandığıdır. Bir diğer sorun jeotermal akışkan içindeki çözünmemiş gazlardan özellikle hidrojen sülfürün (H2S) yarattığı hava kalitesini bozucu etkidir. Ülkemizde sahalar değişse de sıkça karşılaşılan en önemli iki çözünmemiş gaz karbondioksit ve hidrojen sülfür gazlarıdır. Bu gazlar üretim kuyuları vasıtasıyla yeryüzüne jeotermal akışkan ile birlikte gelmektedir. Yakın geçmişe kadar bazı santrallerde bu gazlar sanayi ve gıda amaçlı gaz üreticileri tarafından işlenmiş olsa da günümüzde birçok santral 47

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi bu gazları projelerine bağlı olarak kuyu başlarından veya santral içinden atmosfere vermektedir. Her ne kadar karbondioksit küresel ısınmanın en dikkat çeken bileşeni olsa da kokusu olmasından dolayı daha çok tepkiler hidrojen sülfüre yönelmektedir. Kuşkusuz bu gazların gerek geçerli mevzuat gerekse çevreye olan görevlerimiz nedeniyle doğru yönetilmesi gerekmektedir. Son olarak değineceğimiz üçüncü sorun ise korozyondur. Ülkemizdeki rezervuarların birçoğunda gerek geçen 40 yılı aşkın operasyon süresi gerekse birbiri içine girişim yapabilecek kadar yakın projeler nedeni ile basınç sorunları yaşanmaya başlamıştır. Geçmişte kendi basıncı ile yer yüzüne gelen kuyular bugün basınçları düştüğünden ancak pompaj ile üretime sağlanabilmektedir. Bu da beraberinde bazı operasyonel sorunları getirecektir. Zira basıncı kontrol ederek kabuklaşmanın önlenmesi mümkün olmaktadır. Fakat bu durumda da akışkanın içeriği nedeniyle tüm korozif gücü içinde bulunduğu transfer borularına veya ekipmanların metal yüzeylerine yönelmektedir. Bu da yürütülmekte olan su şartlandırma programlarının bu yeni duruma göre tekrar gözden geçirilmesini gerektirmektedir. Bildiri içeriği itibariyle yukarıdaki konularda görüş bildirerek yatırımcıya ışık tutulması hedeflenmektedir. Anahtar Kelimeler: Stibnit, Antimon, Korozyon, İnhibitör, Hidrojensülfür, NCG, Karbondioksit

POSSIBLE BRINE ORIENTED OPERATIONAL PROBLEMS IN TURKISH GEOTHERMAL FIELDS IN FOLLOWING PERIOD STIBNITE SCALING, CORROSION AND HYDROGEN SULFIDE ISSUES M.Sc Env.Eng. Alper Tunga DOST

SUEZ WTS Sun Plaza, Maslak Mah. Bilim Sokak No:5 K:13 Sarıyer - İstanbul, 34485 TURKIYE ( alper.dost@suez.com )

CORROSION, STIBNITE VE HYDROGEN SULFIDE JESDER is the one of organization that guiding the investors in Turkey who wants to make an invest to geothermal. So, we planned to focus on possible water related issues in geothermal power plants in following period. In Turkey, 78% of geothermal potential in West Anatolia (Turkish Aegean) region. The remining part is also available in East & Middle Anatolia regions and Marmara region either. 90% of these sources are low and medium enthalpy and used mainly direct usage such as district heating etc. And 10% of this potential is available for indirect usage like producing electrical energy. There was the first power plant (0.5Mwe) established in Kizildere in 1975 by MTA (Turkish Governmental Mineral Research and Exploration). Today Turkish geothermal power plants are producing more than 1.3 Gwe and after 40 years of operation, the water related issues are also changed based on reservoir and operational conditions.

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi At the beginning there were mainly calcite and silicate scaling issues. But within the operational period, there are new issues appeared. If we classify; the first 3 issues that we are expecting to see frequently; corrosion, stibnite scaling and NCG related issues (mainly hydrogen sulfide) After reservoir pressures changed negatively the plants started to suffer providing brine with its own pressure. So, the pumping support needed. This is giving a chance the operators to adjust the brine pressure and scaling tendency but the new problem is occurring; corrosion. Transferring heat as much as possible bringing more productivity but on the other hand also bringing some operational issues. Some of the parameters like antimony, silica is not a problem in higher temperatures in cold end. But when the temperature decline into critical threshold, the scaling tendency is starting. So, this tendency especially becoming a problem in “cold end” mean after heat exchanges (vaporizers, evaporators etc). For the time being; stibnite scaling becoming main issue within the time in Turkish regions. Last topic is hydrogen sulfide in this essay. Because in operation, exhausted NCG’s are becoming an environmental issue and getting importance day by day. So, the hydrogen sulfide management also will be significant issue for the region in future. This essay will target to open discussion how to manage these new 3 issues for Turkish geothermal fields. Key Words: Stibnite, Antimony, Corrosion, Inhibitor, Hydrogen Sulfide, NCG, Carbon dioxide

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi

JEOTERMAL SAHALARDA ÖNÜMÜZDEKİ SÜREÇTE KARŞILAŞILABİLECEK AKIŞKAN KAYNAKLI SORUNLAR ÜZERİNE BİR ÇALIŞMA. ANTİMON İÇERİKLİ BİRİKİNTİLER, KOROZYON VE H2S SORUNSALI Çevre Yük. Müh. Alper Tunga DOST SUEZ WTS Sun Plaza, Maslak Mah. Bilim Sokak No:5 K:13 Sarıyer - İstanbul, 34485 TURKIYE alper.dost@suez.com

JEOTERMAL ENERJİ ÜRETİMİ İLE BİRLİKTE TÜRKİYE’DEKİ REZERVUARLARDA KARŞILAŞTIĞIMIZ SU KAYNAKLI SORUNLAR

Ülkemizde jeotermal potansiyel oluşturan alanların %78'i Batı Anadolu'da, %9’u İç Anadolu'da, %7’si Marmara Bölgesinde, %5'i Doğu Anadolu'da ve %1'i diğer bölgelerde yer almaktadır. Jeotermal kaynaklarımızın %90'ı düşük ve orta sıcaklıklı olup, doğrudan uygulamalar (ısıtma, termal turizm, v.s.) için uygun olup, %10’u ise dolaylı uygulamalar (elektrik enerjisi üretimi) için uygundur. Türkiye’de jeotermal enerjiden elektrik üretimi 1975 yılında MTA Genel Müdürlüğü tarafından kurulan ve 0,5 Mwe güce sahip Kızıldere Santrali ile başlatılmıştır. Günümüzde ise jeotermal enerjiden ürettiğimiz elektrik enerjisi 1.3 Gwe gücünün üzerine çıkmıştır. 40 yılı aşan süre içinde sahalarımızda operasyon esnasında ısı değiştirici ve akışkan transferini sağlayan borulama ve benzeri sistemlerde ağırlıklı olarak kalsit ve silis kaynaklı sorunlar gözlemlenmiştir. Oluşan sorunlar başta düzenli inhibitör kullanımından çok bakım süreci içinde mekanik ve kimyasal temizlik prosedürleri çözümlenmeye çalışılmıştır. Fakat özelleştirme sonrasında yatırımcılar santrallerinin maksimum verimlilikte ve durmadan çalışmasını beklediği için inhibitör uygulamalarına yönelerek bu istenmeyen duruşların önüne geçmiş veya eski duruma nazaran bu duruş sayılarını minimize etmişlerdir. Süreç içinde gerek rezervuar koşulları gerekse operasyonel koşullar değişince geçmişte sorun olmayan bazı parametreler günümüzde sorun olmaya başlamıştır. Yani uzun bir süre rezervuarlarda yaşanan kalsiyum karbonat ve silikat bazlı birikinti sorunlarına ilaveten yeni problemler boy göstermeye başlamıştır. Geçmişte görülmeyip ya da görülecek tarzda sıkıntı yaratmayıp bugün gün yüzüne çıkan bu sorunlar aşağıda ilgili başlıklarda irdelenmiştir. Bunların önde gelenlerinden üçü; stibnit (antimon sülfür bazlı kirlilikler), hidrojen sülfür gazı ve korozyon problemleri bu bildirinin konusu olarak seçilmiştir.

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi JEOTERMAL ENERJİ ÜRETİMİNDE SU ŞARTLANDIRMA Türkiye’de jeotermal sahalarda su şartlandırma açısından geçmiş çalışmalara bakıldığında bazı inhibitör denemeleri olduğu ve kısmi başarılar sağlandığı görülmektedir. Yapılan tüm çalışmalar tamamıyla kalsiyum karbonat problemlerine yönelik olmuş ve dönemin teknik destek veren uzmanları tarafından önerilen bazı inhibitörler kuyularda birikinti problemlerine karşı denenmiştir. Geçmiş dönemde jeotermal enerji; verimli olarak kullanılamayan adeta boşa akan bir potansiyelden -turistik ve sağlık amaçlı kullanım dışında- elektrik de üretilmesi olasılıklarının denenmesi şeklinde başlanmıştır. Bu doğrultuda İtalya Larderello bölgesi gibi yurtdışındaki örnekleri ile karşılaştırılarak ülkemizde de bu potansiyelin kullanılması hedeflenmiştir. Resimlerde de görüldüğü gibi İtalya’da operasyonlar esnasında sıkça istenmeyen birikinti problemleri ile karşılaşılmıştır. Detayları ilgili sahada bulunan Larderello Jeotermal Müzesinde görülebilir.

Burada Türkiye’deki jeotermal gelişmelerin yurtdışı kaynaklı tecrübeler ile süreç içinde şekillenmesi kadar doğal bir şey yoktur. Zira saha tecrübeleri ile her gün jeotermal konusunda daha çok bilgi sahibi olmaktayız. Fakat bir sahada yaşanan sıkıntıların diğer bir saha için model oluşturması veya referans olması tam da doğru bir saptama değildir. Zira kayaçların yapıları, rezervuar koşulları ve birçok parametre sahanın – su teknolojileri açısından – farklı özellikle göstermesine neden olmaktadır. Bu çerçevede örneğin üretilecek çözümler açısından bakarsak; İzlanda’daki yaklaşımlar ile Türkiye’deki yaklaşımların birebir aynı olması beklenemez. Örneğin İtalya’da sahalarda aktif volkanik yapılardan dolayı jeotermal akışkan yer yüzüne neredeyse tamamı buhar olarak gelmektedir. Bu da

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi elektrik üretim teknolojisinin seçiminde türbin teknolojilerinin uygulanmasını zorunlu kılıyor. Türkiye’de ise rezervuar sıcaklıkları İtalya kadar yüksek olmadığından ve basınç değerleri kısmen daha farklı olduğu için akışkan yüzeye iki fazda gelmekte ve İtalya’nın tersine buhar/likit oranı çok daha düşük olduğu görülmektedir. Bu da çift faz (binary) teknolojilerini daha yapılabilir kılmaktadır. Sonuçta sudaki minerallerin çözünürlüğü/doygunluğu tamamen içinde bulunduğu rezervuarın sıcaklık ve basınç değerlerine bağlı olduğu düşünülürse farklı üretim teknolojileri seçilirken beraberinde de farklı inhibitör teknolojilerinin geliştirilmesi gerekliliğini doğurmuştur. Zira her molekül veya teknoloji her sıcaklıkta aynı performansı göstermemektedir. Değişik koşullar değişik problemleri de beraberinde getirmektedir.

Günden güne sahaların beklentileri, rastlanan sorunlar ışığında gelişmesi, çevresel etkilerin daha net su yüzüne çıkması, su kimyası üzerinde çalışan firmaları farklı konular üzerinde çalışmaya yönlendirmektedir. Süreç içinde mevzuatın da tam şekillenmemesi ve çevresel etkilerin net olarak belirlenmemesi, geçmişte göz önüne alınmayan bazı etkilerin günümüzde ihmal edilemeyecek parametreler olduğunun anlaşılması farklı gereklilikleri beraberinde getirmiştir. Örneğin yoğuşmayan gazların ventilasyon ile atmosfere atılması veya santral veya kuyu testleri esnasında yüzeysel kaynaklara verilen kuyu sularının içeriği üzerindeki farkındalık günümüzde ciddi ölçüde artmıştır. Artık bu gazların doğru yönetimi veya rezervuara enjeksiyon yapılmaması gerek yerel, ulusal basın gerekse çevresel otoriteler tarafından yakından takip edilmeye başlanmıştır. Yukarıda anılan gelişmeler ışığında biz de Suez WTS olarak yakın gelecekte Türkiye’deki jeotermal uygulamalarda özellikle 3 ana konuda çözüm geliştirilmesinin doğru olacağı kanaatindeyiz. Bunlar yukarıda anıldığı gibi stibnit, korozyon ve silika bazlı birikinti problemleridir. Şimdi sırasıyla bu 3 konuyu inceleyelim.

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi ANTİMON SÜLFÜR BAZLI OLUŞUMLAR VE ETKİLERİ Yukarıda belirtildiği gibi sahalarında özellikle kalsit ve silikatlara yoğunlaşan işletmeciler uzun bir süre bu sorunların dışında bir olumsuz sinyal görmediler. Özellikle “cold end” diyebileceğimiz santral sonrası enjeksiyon kısmında süreç içinde sessiz bir gelişme oluşmaktaydı. Aslında daha komplike olan binary projelerde yani birden fazla basınç değişiminin yapıldığı separasyon üniteleri ve preheater grupları içeren tesislerde bu sessiz gelişmeler daha çabuk gün yüzüne çıktı. Bu sorunlar ağırlıklı olarak antimon ve metal silikat bazlı sorunlardı. Bunun yanında kısmen korozyon da yaşanan enjeksiyon hatları görülmeye başladı. Öncelikle antimon sülfürü tanıyalım. “Antimon, kimyasal özellikleri sebebiyle endüstride farklı ürünlerde kullanılabilen bir elementtir. Tarihi eskilere dayanan antimon, kullanışlı ancak zehirlidir. Antimon, antimuan veya tarihi adıyla stibium… MÖ 3000’li yıllara dayanan bir geçmişe sahip yarı metal element. Mozart’ı öldüren madde olduğu iddia edilir. Hatta Newton’un yerçekiminden çok antimonla ilgilendiği rivayet edilir. Bu iddiaları ispat etmek zor olsa da bilinen bir gerçek var ki zehirleyici özelliği olan antimon, kibritlerden mermilere, oyuncaklardan akülere kadar birçok üründe kullanılan çok önemli bir elementtir.”1 Yeraltında mineral halinde bulunan bu parametre kayaçlardan geçen jeotermal akışkan vasıtasıyla yeryüzüne çıkarken ortamda bulunan kükürt ile uygun ortam bulduğunda kararlı bileşikler oluşturur. Biz jeotermalde sıklıkla stibnite olarak karşılaşmaktayız. Sb2S3 formunda sıkça karşılaştığımız stibnite ülkemizde ne yazık ki jeotermal santral operasyonları esnasında gerek su şartlandırma firmalarının gerekse işletmecinin gözlerinden kaçmıştır. Bunun nedeni brine içinde çok eser miktarlarda bulunmasıdır. Aşağıda tipik bir jeotermal su numunesi analiz formu yer almaktadır. Çoğu zaman antimon parametresi talep edilen su analizinde yer almaz. Alsa dahi suda bulunan diğer mineraller

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi bölümünde <3% bölümünde yer alır. Zira ppm değil ppb boyutunda olduğu için yapılan ilk analizlerde gözden kaçabilir. Fakat ilerleyen süreç içinde örneğin 2000t/h debide bir santral için kuyulardan gelen suda 50 ppb lik (yani 0.05 ppm) antimon yükü basit bir hesapla santrale yılda 876 kg lık bir kirlenme riski getirmektedir. Bu malzeme her sıcaklık ve basınçta çökmediğinden işletme şartlarına başlı olarak bazı işletmeler sorunu çok çabuk bazıları da ancak bşr kaç sene sonra fark etmektedir. Stibnite birikintisini nerelerde takip etmeliyiz? Stibnite kalsitin tersine suda sıcaklığın azalması ile çökme eğilimine girer ve doygunluğunu kaybeder. Bilindiği gibi kalsit suyun sıcaklığı arttıkça sudan ayrılma eğilimindedir. Bir diğer parametre de basınçtır. Sıcaklık ve basınç mnerlallerin suda çözünürlükleri için ana belşirleyici unsurlardır. Yani özetle, santral operasyonunda özellikle cold end kısmında biraz daha enerji transferi yapabilmek adına enjeksiyon sıcaklıklarının bu riskler gözetilmeden değiştirilmesi antimon ve silikat riskleri ile bizleri karşı karşıya getirdi.

Yukarıda da görüldüğü gibi çok sık olmasa da santral brine girişinde dahi uygun şaretların oluşması halinde stibnite görülebilmektedir. Ama genel olarak bu sorunlar preheater ve sonrasındaki ekipmanlarda özellikle enjeksiyon pompa gövdelerinde ve enjeksiyon hatlarında görülmektedir. Yandaki fotoğrafta da ağır bir şekilde antimon kirliliği yaşanan bir ısı değiştirici görülmektedir. Antimon çözümsüz bir sorun mudur? Açık konuşmak gerekirse çözümü sahadan gelen geri bildirimler gerektirmektedir. Her zaman verdiğim örnekte olduğu gibi kuzey ülkelerinin pompa konusundaki başarılı teknolojileri, tamamı ile Hollanda ve çevresinde tarihte yaşanan su baskınları ve deniz taşması riskleri ile oluşmuştur. Aynı mantıktan hareket ile jeotermalin aktif olarak üretimde kullanılması Avrupa’da ağırlıklı olarak İzlanda, İtalya ve Türkiye’dedir. Hırvatistan, Belçika, Almanya, Macaristan ve Fransa gibi diğer Avrupa ülkeleri de süreç içinde bu kaynaklardan verimli faydalanma yolları aramaktadır. Sonuçta bugüne değin sahadan güçlü bir talep gelmediği için antimon sorunu üzerinde de çok fazla araştırma ve geliştirme olmamıştır. Zira GRC teknik kitaplığında dahi birkaç yıl öncesine kadar antimon konulu bir elin parmağını geçmeyecek sayıda makale bulunmaktaydı.

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi Bugün özellikle Türkiye ve İtalya özelinde yaşanan sorunlar, firmaları antimon konusunda daha derinlemesine bir teknoloji geliştirme gerekliliğine itmiştir. Halen firmaların bu sorunlara yönelik çalışmalar ve etkili olduğu ifade edilen çözümler gelişme aşamasındadır. Suez WTS olarak son 5 yıl içinde patentli Stress Tolerant Polymer STP teknolojisi ile antimon kaynaklı biriknti sorunlarına çözüm üretilebilmektedir. Bu sayede ısı transfer yüzeyleri özellikle preheater sistemlerinde temiz tutularak MW cinsinde üretimin düşmemesi sağlanmaktadır. Oluşan antimonlu birikintilerin temizliği nasıl yapılmaktadır? Geçmişten günümüze antimonun temizliğinin yüksek alkali ortamda ve yüksek sıcaklıkta yapılabildiği bilinmektedir. Bu amaçla İtalya’da 48 bome NaOH ile 200°C sıcaklıkta, sirkülasyon yolu ile çok iyi sonuçlar alındığı görülmüştür. Fakat santrallerde kullanılan metalürjinin genelde karbon çelik oluşu kostiğin yaratabileceği korozyon nedeni ile riskli olabilir. Bu sorun çok önceden tespit edildiği için birçok santralde ısı değiştiriciler paslanmaz çelik olarak imal edildiği için kostik temizliği nispeten daha az riskli olmaktadır. Stibnite temizliği için her firmanın olduğu gibi Suez WTS’in de önerdiği MCT serisi ürünler ile hem efektif hem de çok kısa süre içinde temizlik yapabilmek mümkün olmaktadır. Santral işletmecileri sürekli MW kaybettiğinden ve planladığı tarihten önce de uzun süreli durmak istemediğinden olası temizlik opsiyonlarını değerlendirmektedir. Yapılacak alkali temizliğin bir miktar temizlik yapacağı aşikardır. Ama hiçbir zaman ilk günkü temiz tabloya ulaşılamayacağı için bir miktar performans kaybı ne yazık ki kalıcı olmaktadır. Bu nedenle işletmecilerin olanı temizlemek yerine olmaması için gereken önleyici önlemleri alması daha önemlidir. Bu ancak operasyonel koşulların sürekli tetkiki, basınç sıcaklık, doygunluk eğrilerinin takibi ve tabii ki etkili bir inhibitör seçimi ile yapılabilir. JEOTERMAL SANTRAL OPERASYONLARINDA KOROZYON VE ETKİLERİ Her ne kadar korozyon, birikinti ve bakteriyolojik kirlilik riskleri her tip suda karşılaşılabilecek 3 ana sorundan biri olsa da ülkemizde rezervuar şartlarında ağırlıklı olarak birikinti ile mücadele edildiğinden korozyon ikinci sırada kalmıştır. Bakteriyolojik kirlenme ise ısının çok yüksek olduğu jeotermal sistemlerde sıkça görülen bir sorun değildir. Ancak ısının aşırı düştüğü enjeksiyon hatlarında sülfat indirgeyici bakteri (SRB) şeklinde tezahür ettiği de görülmüştür. Bu bakteriyel gelişmenin sonucu da korozyona neden olmaktadır. Zira bakteriyolojik faaliyetlerin sonucunda oluşan organik atıklar asidik özellikte olduğundan korozyonu da körüklemektedir. Fakat özellikle dikkat göstermemiz gereken korozyon kuyu içi ve yüzey sistemlerinde jeotermal akışkanın içerdiği tuzlar/mineraller nedeniyle oluşan korozyondur. Bugüne değil bu konu ülkemizde bir ana konu olarak işlenmedi. Zira sebebi jeotermal akışkanın yer yüzüne kendi basıncı ile gelmesi ve belli noktada flaş olmasıydı. Bu da korozyondan çok öncelikli olarak birikinti risklerini beraberinde getirdi. Kuyu dibi dozajı ile birikinti inhibitörleri jeotermal akışkana dozajlanarak olası bir flaş durumunda yaşanacak doygunluk sınırı aşımlarında, çökebilecek her türlü materyali disperse edecek çözümler kullanılmaktaydı. Ama süreç içinde rezervuar koşulları değişiyor. Gerek rezervuarların doğası gerekse birbiri ardına yan yana açılan kuyular aralarında girişim yapmakta, basınç problemlerini ve girişimleri beraberinde getiriyor. Bu durumda birçok kuyuda ciddi basınç düşümleri yaşandı. Tabii ki bu basınç düşünmelerine, kayaçlarda su geçişlerinin olduğu bölgelerin süreç içinde tıkanması da neden olmuş olabilir.

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi Santral işletmecileri bu soruna çözüm için rezervuardan pompaj yolu ile akışkanı transfer etme projelerine yöneldi. Süreç zaman içinde pompa teknolojilerinin gelişimine doğru materyalin ve çalışma teknolojisinin seçimine eviriliyor. Bu durumda su kimyası açısından işletmecilere yapılacak öneriler ve çözümler de değişecektir. Zira suyun flaş olmadan kuyu başına kadar pompaj ile transferi hiçbir şekilde birikinti oluşumuna izin vermeyecektir. Bu başlangıçta bir avantaj olarak görülse de suyun korozif etkisinin tamamı ile transfer edildiği metal ekipmanlara yani borulara yöneleceği aşikardır. Bu da birikinti önlemekten çok korozyonun önlenmesine yönelik teknolojileri beraberinde getirecek. Halihazırda bir model olarak yüksek sıcaklıkta çalışan basınçlı buhar kazanı sistemlerindeki kimyasal şartlandırma yöntemleri düşünülebilir. Zira orada da aşırı korozyon yaşanan kondens

hatlarının korunmasında nötralize edici veya film yapıcı maddeler (aminler) kullanılmaktadır. Fakat gerek korozyonun sadece düşük ph değerinden kaynaklanmıyor olması gerekse maliyet açısından uygulanabilirliği zor olan nötralize etme yöntemi bir seçenek olarak düşünülmemiştir. Genel yaklaşım, metal yüzeylerinde bir film tabakası oluşturmak suretiyle sistemleri korumak üzerine şekillenmiştir. Burada denem yanılma yapabilme şansımız yoktur. Seçilecek inhibitör yüksek salinity, basınç ve sıcaklık şartlarında stabilitesini kaybetmeyecek ve en azından tek haneli korozyon hızlarını (MPY mile per year - cinsiden) sağlayabilecek performansta olmalıdır. Korozyon inhibitörü de kuyu dibi dozajı ile sisteme verilebilir. Online veya grab analizler ile takibi gerekmektedir. Bu amaçla “corroter” cihazı veya kupon uygulamaları önerilebilir. Korozyon geri dönülemeyen bir işlergedir. Yani materyal kaybına yol açtığı için ancak malzemenin öncelikle onarımını veya faydalı ömründen önce değişimini gerektirir. Bu nedenle birikinti probleminde temizlik işlemleri prosesin tekrar çalışmasını sağlasa da korozyona uğrayan bir sistemin durup ciddi bir revizyonun ve bakımın yapılması gerekliliği oluşabilir. Bu da üretim kaybı, işçilik, malzeme masrafları ve beraberinde amortisman süresinin daha da uzamasına neden olabilecek aşamalara kadar gidebilir. BU nedenle korozyon ertelenmemesi, göz ardı edilmemesi gereken bir sorundur. JEOTERMAL SANTRAL OPERASYONLARINDA H2S VE ETKİLERİ Yukarıda kısaca korozyon ve birikinti tarzında, santral işletmeciliği için sorun yaratan problemler üzerinde durulmuştur. Bunların dışında operasyon esnasında çevresel açıdan hidrojen sülfür gazının yarattığı olumsuz etkiler de gün geçtikçe jeotermal santrallerinin kamuoyu önüne sıkça gelmesine neden olmuştur. Yani bu sorunsal gün geçtikçe büyüyerek

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi kamuoyunun jeotermal kaynaklardan faydalanmak konusundaki algılarını olumsuz yönde etkilemeye başlamıştır. “Hidrojen sülfür hakkında kısa bir bilgi vermek gerekirse; kolay tutuşur ve havayla patlayıcı karışımlar oluşturabilen bir gazdır. Havadaki konsantrasyonu %4,3 ile %46 arasında olması durumunda patlayıcı özellik gösterebilir. Hidrojen sülfür gazı havadan ağırdır ve zemine yakın bölgelerde birikebilir. Düşük konsantrasyonlarda “çürük yumurta” gibi kokar ve koku alma duyunuzu çabucak kaybetmenize neden olur. Hidrojen sülfür suda kolaylıkla ve alkolde çok kolaylıkla çözünür. Metal ve metal oksitleri ile kolaylıkla reaksiyona girerek sülfidleri açığa çıkarır. Bu özelliği ile aşındırıcı olarak ayrıca tehlike oluşturabilir. • CAS Numarası: 7783-06-4 • Kaynama Noktası: -50 °C • Erime Noktası: -82,7 °C • Patlama limitleri: %4,3-46” 2 Hidrojen sülfür sadece jeotermal endüstrisinde değil birçok endüstri türünde ortaya çıkan kirletici bir gazdır. 2017 yılında Moskova’da ölçülen değerlerin eşik değerlerini 3 kat aştığı rapor edilmekteydi. 3 Ne yazık ki her ne kadar çevreci bir imajı olsa da yeraltından yeryüzüne transfer ettiği bazı risklerle jeotermal de bazı riskleri içeriyor. Yukarıda bahsettiğimiz gibi antimon, arsenik hatta Avrupa’da bazı bölgelerde radyoaktif materyallerin yeryüzüne çıkması beraberinde yasal limitlerin ve yönetmeliklerin tekrar elden geçirilmesini düşündürüyor. Bu noktada kısaca hidrojen sülfürün jeotermal uygulamalar sonrasında temelde hangi ana sorunlara yol açtığı kısaca özetlersek; • Koku problemleri, • Tehlikeli bir gaz olması nedeniyle canlılar açısında yarattığı riskler, • Tarımsal arazilere olan etkileri, • Santral operasyonlarında olası etkileri Tabii ki operasyon sağlığı açısından olabilecek etkileri en arka sırada kalmaktadır. Zira belirli konsantrasyonlara ulaştığında zehirleyici etkisi olduğu bilinin bu gazın çevresel açıdan yönetimi ciddi öncelikli olarak önem taşımaktadır. Her ülkede değişik mevzuatlar bulunmaktadır. Dünya sağlık örgütünün (WHO) dokümantasyonlarında H2S miktarı maruziyet şartları da analitik olarak göz önüne alınarak test edilmiş ve raporlanmıştır.4 Bu raporun içeriğine göre 11 gün süre için yapılan bir saha testinde günde 1 saat 28 mg/m3 değerinde gaza maruz kalan hayvanlarda; gözlerde tahriş, yaşarma, uyuşukluk, baş dönmesi, kaşıntı gibi sorunların başladığı görülmüştür. Tavşanlar üzerinde 5 günlük 100 mg/m3 miktardaki gazla yapılan testlerde ise kardiyak aritmi yani kalpte ritim bozukluklarına yol açmıştır. Orta ve uzun vadede ise yapılan deneylerde 57

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi hayvanlar üzerinde çok daha ciddi tesirler yarattığı raporlanmaktadır. Detayı sayfa altındaki linkten takip edilebilir. İlkemizde de iş sağlığı kaynakları özellikle 10 ppm değerini 15 dk ile iş esnasında maruz kalma sınırı olarak belirlemiştir. Ve bu değerin yükselmesi sonu ölüme varan riskleri de beraberinde getirtmektedir. Sonuçta hidrojen sülfür gazının sağlığa olumsuz etkisi açıktır. Burada tartışılması gereken husus ventilasyon ile atılan gazdaki miktarları, meteorolojik koşullar ile olası seyrelme oranları ve maruziyet süreleridir. Bu nedenle santral pozisyonları, hâkim rüzgarların yönü de esas alınarak ÇED sürecinde gözden geçirilmelidir.

Günümüzde H2S sorununa yönelik su şartlandırma çözümleri henüz emekleme aşamasındadır. Yerel olarak bazı işletmelerde kokuyu bastırmaya yönelik uygulamalar olsa da bu yaklaşım mühendislik açısından doğru bir yaklaşım değildir. Zira zehirli bir gazın kokusunu da saklamak beraberinde ciddi riskleri de getireceği açıktır. Sonuçta öncelikli olarak bu gazın kaynağında giderilmesi/işlenmesi ve atmosfere mümkün olduğunca arıtılarak verilmesi en uygun yol olabilir. Kondens olmayan gazlar (NCG) ülkemizdeki rezervuar şartlarında ağırlıklı olarak karbondioksit ve hidrojen sülfür olarak görülmektedir. Yeraltından çıkan NCG santral öncesinde kuyu başlarında veya santralin içindeki ventilasyon noktalarından dışarı atılmaktadır. Bu noktada özellikle ticari değeri olan karbondioksitin bazı işletmelerce rafine edilerek meşrubat üreticilerine satılması yaygın olmasa da görülen bir uygulamadır. Fakat gerek uygulama zorlukları gerekse işletme maliyetleri açısında bu tipi işletmeler ülkemizde çok uzun soluklu olmadı. Günümüzde sadece Kızıldere ve Salavatlı bölgesinde çalışan karbondioksit tesisleri bulunmaktadır. Hidrojen sülfür ise henüz bir uygulamaya tabi olmadan atmosfere verilmektedir. Burada su şartlandırma uzmanı olarak görüşümüz; öncelikle rezervuardan alınan jeotermal akışkan gibi gazların da rezervuara geri enjekte edilmesi yönündedir. Zira bu uygulama suyun da balansı ve doygunluk değerlerinin kısmen ayarlanabilmesine avantajlar sağlayabilir. Eğer bu mümkün değil ise mevcut kokuyu bastırmak yerine çift faz içinde bulunan hidrojen gazına kuyu başında müdahale edilmeli ve orada tutulmalıdır. Günümüzde hidrojen sülfür yakalayıcı (H2S scavenger) adı altında tanımlanmış kimyasallar

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi ve yöntemler yaygınca petrokimya alanında kullanılmaktadır. Suez WTS olarak biz de bu konuda gerekli araştırma geliştirme faaliyetlerinde bulunmaktayız. Sahalardan aldığımız ilk sonuçlar umut verici olup jeotermal için sorunsala dönüşen bu duruma çözüm arayışlarımız başarıyla sürdürülmektedir. SONUÇ VE GÖRÜŞLER Özetle Türkiye’deki uygulamalarda sıkça karşılaşılan ve önümüzdeki süreçte üzerinde ciddi çalışılması gereken 3 su kaynaklı soruna dikkat çekmeye çalıştık. Bunlar antimon bazlı birikintiler, korozyon sorunları ve hidrojen sülfür gazının doğru yönetimi idi. Ülkemiz sadece bölgesinde değil dünya çapında büyük ekonomisi ile geleceğe umut veren ekonomilerin arasına girmiştir. Endüstrileşme ve genç nüfusun diğer ülkelere nazaran daha hızlı artması talebi arttırmakta dolayısıyla artan enerji ihtiyacı günden güne artmaktadır. Fosil yakıtların olumsuz çevresel etkileri biz teknoloji üreticilerini daha çevreci enerji üretim seçeneklerine yöneltmektedir. Bu yüzden jeotermal, rüzgâr, güneş enerjisi, biokütle gibi seçenekler alternatif olmaya başlamıştır. Bu noktada üretilebilecek yeni yaklaşımların çevreyi ve insan sağlığını da gözeteceği mevcut sınırlı kaynakları en verimli şekilde kullanacak yöntemler tercih edilmelidir. Kuşkusuz yeryüzünün saklı gücü jeotermal dünya var oldukça bize enerji sağlayacak bir kaynaktır. Önemli olan bunu en verimli ve çevreci yaklaşımla değerlendirmektir. Unutmayalım ki bir Kızılderili atasözünde de söylendiği gibi “Yeryüzü bize atalarımızdan miras kalmadı, çocuklarımızdan ödünç aldık” KAYNAKÇA 1) https://www.makaleler.com/antimon-nedir-ozellikleri-kullanimi 2) https://www.isgnedir.com/hidrojen-sulfur-h2s-icin-is-sagligi-ve-guvenligi/ 3) http://haber7.ru/moskvada-hidrojen-sulfur-seviyesi-artti.html 4) https://www.who.int/ipcs/publications/cicad/en/cicad53.pdf Yazar Hakkında: Alper Tunga DOST Halen SUEZ Water Technologies and Solutions'da Enerji Marketinde Avrupa İş Geliştirme Lideri olarak görev almaktayım. 10 Haziran 1968 Diyarbakır doğumluyum. İlk, Orta ve Lise tahsilimi İzmir’de tamamladım. Üniversite öğrenimimi 1992-1993 yaz döneminde ITU İnşaat Fakültesi Çevre Mühendisliği bölümünde tamamladıktan sonra, akademik kariyerime DEU Fen Bilimleri Enstitüsü, Çevre Bilimleri Anabilim Dalında yüksek lisans yaparak devam ettim. 2017’den bu yana Avrupa’da Power Vertical bölümünde Endüstri Uzmanı olarak çalışmakta, ağırlıklı olarak jeotermal olmak üzere Avrupa’da sorumlu olduğum enerji projelerini desteklemekteyim.

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi

TÜRKİYE JEOTERMAL KUYULARINDA KULLANILAN SONDAJ AKIŞKANLARI SİSTEMLERİ VE TASARIM KRİTERLERİ

OVERVIEW AND DESIGN PRINCIPLES OF DRILLING FLUIDS SYSTEMS FOR GEOTHERMAL WELLS IN TURKEY Öner ERGEa, Kudret SAKAOĞLUa, Ahmet SÖNMEZa, Gökhan BAĞATIRa, H. Ali DOĞANa, Ahmet AYa, İ. Hakkı GÜCÜYENERa a

Ümit Mah. 2543. Sk. No:17 06810 Çankaya/Ankara (oner.erge@geosdfc.com)

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi

TÜRKİYE JEOTERMAL KUYULARINDA KULLANILAN SONDAJ AKIŞKANLARI SİSTEMLERİ VE TASARIM KRİTERLERİ Öner Ergea, Kudret Sakaoğlua, Ahmet Sönmeza, Gökhan Bağatıra, H. Ali Doğana, Ahmet Aya, İ. Hakkı Gücüyenera a

Ümit Mah. 2543. Sk. No:17 06810 Çankaya/Ankara (oner.erge@geosdfc.com)

ÖZ Türkiye, 2017 yılında jeotermal enerji ile elektrik üretiminde kurulu 1 GW üretim kapasitesine ulaşarak dünya sıralamasında ilk 5 ülke arasına girmiştir. Kurulu kapasitenin yanı sıra devam eden projeler ve potansiyel kaynaklar düşünüldüğünde, ülkemizin jeotermal enerji kullanımının daha da yüksek seviyelere çıkılacağı kolaylıkla öngörülebilir. Jeotermal enerjiden yararlanabilmek, planlama aşamasından son kullanıcıya ulaştırma aşamasına kadar birçok güçlükler içermektedir. Bu çalışma ile Türkiye’deki jeotermal sondajlar için sondaj akışkanları seçiminde kullanılan kriterler, planlama ve uygulama aşamalarında karşılaşılan güçlükler ile kazanılan tecrübeler sunulmuştur. Türkiye’nin ileri gelen enerji şirketlerinin projelerinde zorlu kuyu dibi koşullarına sahip 250’den fazla derin ve yüksek sıcaklık ihtiva eden sondajdan edinilen tecrübeler ile sondaj sıvıları seçim kriterleri belirlenmiş ve buna bağlı olarak optimize edilen sıvı sistemleri bu çalışmada sunulmuştur. Türkiye’deki jeotermal kuyu sondajlarında karşılaşılan birçok zorluk bulunmaktadır. Bu zorlukların en önemlilerinden biri yüksek kuyu dibi sıcaklıkları olsa da, yüksek basınçlı kuyular ve bazı kuyu sondajlarında kazılması güç litolojik birimlerle karşılaşması da sorun teşkil etmektedir. Dağılgan şeyler ve/veya basınçlı ofiolitik kayaçlar içeren aralıklarda kuyu stabilitesini sağlayabilmek hem planlama hem de uygulama aşamalarında özel teknik yaklaşımlar gerektirmektedir. Diğer bir dikkat edilmesi gereken husus da rezervuar sondajlarında formasyon kirliliği ve alınması gereken önlemlerdir. Bu çalışmada bahis edilen güçlüklere çözüm olarak farklı sıvı sistemleri sunulmuş ve ayrıntılı olarak anlatılmıştır. Jeotermal kuyularda kullanılan sondaj akışkanları sistemleri, geçtiğimiz on yılda gelişmiş ve bütün kuyu için aralık aralık karşılaşılması muhtemel problemlere çözüm odaklı olarak tasarlanmıştır. Uygulanan yenilikçi çözümler ve tasarımlar yeni teknolojiler ile birlikte daha da gelişmektedir. Bu makale ile, Türkiye’de jeotermal kuyularda kullanılan sondaj akışkanları hakkında elde edilen tecrübelerin detaylı laboratuvar çalışmaları ve saha uygulamaları ile birlikte paylaşılması amaçlanmıştır. Anahtar Kelimeler: Türkiye, Jeotermal, Sondaj, Sondaj Akışkanı, Yüksek Sıcaklık

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi

OVERVIEW AND DESIGN PRINCIPLES OF DRILLING FLUIDS SYSTEMS FOR GEOTHERMAL WELLS IN TURKEY Öner Ergea, Kudret Sakaoğlua, Ahmet Sönmeza, Gökhan Bağatıra, H. Ali Doğana, Ahmet Aya, İ. Hakkı Gücüyenera a

Ümit Mah. 2543. Sk. No:17 06810 Çankaya/Ankara (oner.erge@geosdfc.com)

ABSTRACT Joined the 1 GW installed capacity club in 2017, Turkey has undeniable production and potential for geothermal energy, ranking top 5 worldwide. Harnessing geothermal energy has many challenges, from planning to commercial phases. This study features the challenges, experiences and latest advances in drilling fluids utilized in geothermal well construction process in Turkey; focusing to provide a comprehensive information about drilling fluids systems and their design principles in geothermal wells in Turkey. Having drilled more than 250 deep geothermal wells in utmost challenging downhole environments of Turkish geothermal fields with major operators, drilling fluids design criteria and are determined and presented in detail together with optimized fluid formulations. Drilling geothermal wells came along with several challenges. Most important of which may be them having high temperature, relatively high pressure, some wells happened to bear rough lithologies to drill through. Providing wellbore stability across dispersive shales or pressurized ophiolitic formation requires special attention in planning and execution phases. Another special attention has given to minimize formation damage in reservoir intervals of geothermal wells. In this paper, different fluid options for the mentioned drilling problems are presented and discussed in detail. Drilling fluids systems used in geothermal wells have evolved over the last decade and tailored to suit the challenges to be faced; not only in top hole and intermediate intervals, but also in reservoir intervals. The goal is to share the knowledge and experience during the learning curve over the years; extensive laboratory studies and field case studies for geothermal well drilling fluids in Turkey are reported. Keywords: Turkey, Geothermal, Drilling, Drilling Fluids, High Temperature

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi

1. INTRODUCTION As of 2019, the globally installed geothermal power generation capacity is getting close to 15 GWe, with top five countries in this area are the USA, Philippines, Indonesia, Turkey and New Zealand. Turkey has achieved substantial geothermal electricity developments in last 9 years. Installed capacity as of February 2019 increased up to 1,282.5 MWe, which was 94 MWe in 2010 (Zaim and Çavşi, (2018)). There exist 55 operating geothermal power plants at 26 geothermal fields in Turkey (Mertoglu et al., (2019)). Almost all of them are sourced by the deep geothermal wells drilled on Gediz and Büyük Menderes grabens located at the Aegean Region, in Western Turkey. Generalized stratigraphy for top and intermediate sections consists of conglomerate, sandstone, mudstone, marl, limestone, claystone, shale lithologies. There are also several exploration wells in the Gediz Graben in Kütahya region, having massive serpentine lithology (ophiolitic nappes) in the intermediate sections bringing extreme wellbore stability risks. Most reservoirs of the geothermal systems in Turkey are karstic, fractured carbonated rocks and fractured metamorphic rocks belonging to the Mesozoic Menderes Massif, which is basement for Gediz and Büyük Menderes grabens. Drilling fluids design and execution plays an important role for the success of a geothermal drilling project by providing trouble-free drilling operations with minimum Non-Productive Time (NPT) and preventing formation damage to achieve maximum production/injection rates. Based on experiences with more than 250 deep geothermal wells for largest energy companies in Turkey, with varying final depths up to 4,509 m and reservoir temperature between 300 to 468 °F (149 to 242 °C), drilling fluids selection for each section is reduced to three main criteria: -

Formation temperature is below or above 300 °F (149 °C)? Wellbore stability is a concern or not? Formation damage is a concern or not?

Regardless of the type, drilling fluids for each section is needed to be optimized for waste management, hole cleaning, Equivalent Circulating Density (ECD) management, barite sag potential etc. However, below drilling fluid related risks are highlighted as the main ones based on experiences from geothermal wells in Turkey: -

Shallow water flow Tight holes due to reactive shales Differential sticking Lost circulation Poor cement jobs High torque and drag

On the other hand, unit price is always a key factor when selecting the fluid type. All drilling fluid designs presented in this paper are screened after many drilling operations taking project budgets into account. There are more viable solutions available for technical aspects, however, presented fluid types are the ones optimized with regards to the balance between technical needs and unit costs. Turkish Association of Geothermal Investors 64

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi (JESDER), estimates the cost of a geothermal well of up to 4,000 meters and 60 to 80 days to be between USD 3 million and USD 4 million (Richter, A, (2019)). Total drilling fluids costs including engineering, chemicals and rental services for most of the cases contributes lower than 7% of the total well cost which is well within the globally accepted budget ranges for drilling fluids. In this paper, readers will find drilling fluids overview based on more than 250 deep geothermal wells drilled. The discussion will take place under two parts: “A - Drilling Fluids Selection” based on the three criteria listed above and “B – Risk Mitigation Guidelines” for the six highlighted drilling fluids related risks.

2. DRILLING FLUIDS SELECTION Six different drilling fluids type are designed specifically for the geothermal wells in Turkey and improved continuously based on ongoing experiences. Selected drilling fluids are all Water Based Mud (WBM) with all additives are in accordance with local and global regulations. Table 1 serves as a guideline for selecting these mud types for each section. Table 1. Basis of Guideline for Selecting Drilling Fluid Types for each Interval INTERVAL

TEMPERATU RE

MUD SELECTION CRITERIA

TOP HOLES INTERMEDIA BHST < 300 °F (149 °C) TE SECTIONS

MUD TYPE WBM TYPE-1

No wellbore stability concern

WBM TYPE-2

Wellbore stability concern

WBM TYPE-3

Low level of formation damage concern

WBM TYPE-4

RESERVOIR BHST > 300 °F High level of formation damage (149 °C) SECTIONS concern Wellbore stability concern

WBM TYPE-5 WBM TYPE-6

Drilling fluids selection for each section and details about fluid types are discussed in the subsequent subsections: 2.1 Top Holes (26”): In general; conglomerate, sandstone, mudstone and marl lithologies are drilled in top holes. Most common drilling fluids related risks in this section are losses to unconsolidated formations and high gels due to Methylene Blue Test/Capacity (MBT) increase which usually occurs while drilling the reactive clays in Kolonkaya formation in Büyük Menderes Graben. Kaletepe formation in Gediz Graben is usually drilled without MBT or high gel problems. WBM TYPE-1 is the selected mud type for this section.

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi WBM TYPE-1 is unweighted clay-water system. This basic system consists of bentonite and water. This mud system is found effective to plaster unconsolidated formations, reduce losses or hole enlargement in top holes. Soda ash is usually required to treat make-up water before bentonite addition and caustic soda is used to adjust pH of the system to 9-10. No fluid loss control is usually required for this section and Yield Point (YP) is kept between 20-30 lb/100ft2 by water addition or by mixing small amount of XCD polymer to ensure sufficient hole cleaning. When top hole section is relatively deep, -/+ 150 m, it is important to minimize bentonite concentration in the initial formulation due to mud making nature of the formations (especially Kolonkaya formation). Initial concentration of bentonite is reduced below 10 ppb for some cases to be able to control rheological properties. It is also recommended to have deflocculants ready at wellsite as contingency in order to lower gel strengths which is required for effective cement-mud displacement in casing cementing. Advantages of this system are environmentally friendly formulation to protect near surface water sources and its low cost. It is important to keep WBM TYPE-1 in a good condition so that it can be transferred to the intermediate sections by mixing additional volumes and mud additives. 2.2 Intermediate Sections (17 ½” and 12 ¼”) Generalized stratigraphy for the intermediate sections has Gediz and Alaşehir formations for the wells in Gediz Graben (Alaşehir region) and Kolonkaya, Sazak and Kızılburun formations in Büyük Menderes Graben (Denizli-Aydın region). Sharp MBT and rheology increase is the most common issue faced while drilling Kolonkaya, Gediz and Kızılburun formations, therefore it is recommended to keep MBT low (<15 ppb) before hitting these formations. Another common issue to deal with while drilling intermediate sections is calcium and sulfate contamination due to gypsum and anhydrite in Sazak formation which require chemical treatment with soda ash and deflocculants. Lost circulation while drilling Sazak and İğdecik formations and differential sticking tendencies while drilling through permeable zones like the ones in Alaşehir are the risks needs to be highlighted for these sections. Mitigation guidelines for these risks are presented later in this paper. There are two alternative mud types designed for the intermediate sections: WBM TYPE-2 is to be selected for the wells without wellbore stability issues expectation and WBM TYPE-3 is to be selected for the sections with wellbore stability problems due to existence of serpentine in the stratigraphy. Both options are compatible with each other and also with WBM-TYPE-1, therefore transferred volumes from previous section can be converted to the selected mud type with the addition of required chemicals. WBM TYPE-2 is a conventional mud system selected for relatively easier intermediate sections with bottom hole static temperature (BHST) < 300 °F (149 °C) and no wellbore stability issues are expected. This dispersed mud system has a formulation including bentonite, deflocculants and PAC/CMC/XCD polymers. The system provided adequate rheology and fluid loss control to drill over 400 intermediate sections in more than 250 wells. Similar to top holes, it is important to minimize bentonite concentration in the initial formulation where Kolonkaya and Kızılburun formations are to be drilled. Rheological properties of the system are adjusted by deflocculants or XCD polymer addition.

GTâ&#x20AC;&#x2122;2020 Geothermal Turkey/TĂźrkiye Jeotermal Kongresi Requirements for rheological properties depend on hole size, depth and drilling parameters, however as per experiences, YP of 15-20 lb/100ft2 is found sufficient for hole cleaning in intermediate sections. Fluid loss is controlled by low viscosity PAC or CMC addition. Experiences also proved that API (American Petroleum Institute) fluid loss less than 8 ml/30 min. is optimum in terms of technical needs and cost efficiency. Chemical contaminations usually encountered while drilling Sazak formation requires treatment with soda ash together with relatively high amount of deflocculants. Gel values of the system is controlled by powder and liquid deflocculants. As one of the deflocculants used in the system requires high pH environment, caustic soda is used to adjust pH to 9.5-10.5. WBM TYPE-2 is mostly used with an un-weighted formulation unless there are shallow water flow risk or pressurized zones. For some cases, WBM TYPE-2 is strengthened by addition of various chemicals to reduce friction and differential sticking risks especially when drilling high angle intermediate sections. WBM TYPE-3 is selected when there are wellbore stability concerns in the subject intermediate section. As the success of WBM TYPE-2 is proven for most of the intermediate sections, WBM TYPE-3 is designed only for the intermediate sections where wellbore stability issues are expected. For example, serpentine is well-known in terms of causing wellbore stability issues. Mud formulation together with correct mud weight (MW) plan is of utmost importance to reach the section goals. Relatively high low-end-rheology is preferred to reduce near wellbore mud invasion and to ensure Wellbore Strengthening Materials (WSMs) are kept in suspension. 6 rpm dial readings are adjusted to >10 lb/100 ft2 for this purpose. YP is adjusted to 20-30 lb/100 ft2 to ensure good hole cleaning in case of wellbore sloughing. Gel values are kept low enough to prevent pressure fluctuations in the well due to surge and swab and while breaking circulation. WBM TYPE-3 is a specially designed drilling fluid for drilling through ophiolitic serpentine formation. Fluid loss controlled tight as less than 5 ml/30 min., high quality mud cake, bridging capacity up to 400-800 micron fracture size and encapsulating inhibition are required to drill these sections successfully. Special polymers and WSMs are used in the mud formulation to achieve mentioned features. When designed and executed perfectly, this fluid system proved its success to drill extremely difficult formations in terms of sloughing, dispersing and pack-off potential. Liquid lubricants are also used for some cases to minimize drag when pulling string across the trouble zones. To stabilize serpentine units, it is necessary to minimize pressure transmission between wellbore and formations. Different types of WSMs are used in the system for filling various sizes of fractures which are induced or natural. WSM-1 and WSM-2 are used to seal off micro-fractures while WSM-3 and WSM-4 are used to make sure fractures are sealed off up to 400-800 microns. Fibrous materials are also used in some cases to provide better sealing and lubricity of the filter cakes. Extensive laboratory studies are performed while designing WBM TYPE-3. Fluids with and without particles (WSMs) are tested in the laboratory to optimize each mud parameters carefully. Synthetic polymer-1 is used together with conventional PAC polymer and bentonite in order to achieve the required API fluid loss (<5 ml/30 min.) at relatively high

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi temperatures which can be close to 300 °F (149 °C). WSM package is designed by testing mud samples on PPA (Permeability Plugging Apparatus) with metal slotted discs having manufactured fracture sizes between 400 and 1,200 microns. Equally important are the drilling practices to keep wellbore stable. Reducing pressure fluctuations by fixed weight on bit (WOB), rotation per minute (RPM) and flow rate parameters are recommended. Minimizing surge and swab pressures by controlled pulling and running speeds are also required. Increasing flow rate slowly when breaking circulation, i.e., after each connection, is also a recommended practice to prevent pressure shocks on the weak formation. Carrier fluid formulation for WBM TYPE-3 and WSM package formulation are shown in Table 2 and Table 3, respectively. Table 2. Additives of WBM TYPE-3 ADDITIVE

DESCRIPTION

FUNCTION

Non-Treated API Grade Bentonite

Viscosifier & Fluid Loss Control

API Grade Low Viscosity Polyanionic Cellulose

Fluid Loss Control

Synthetic Polymer with High Temperature Stability up to 400 °F (204 °C)

Rheology & Fluid Loss Control

XCD Polymer

API Grade Xanthan Gum

Viscosifier

Liquid Thinner

Copolymer Deflocculant with High Temperature Stability up to 400 °F (204 °C)

Deflocculant

Caustic Soda

Sodium Hydroxide

Alkalinity and pH Control

Soda Ash

Sodium Carbonate

Calcium Remover

Non-Treated Bentonite PAC LV Synthetic Polymer1

Table 3. WSM Package Formulation for WBM TYPE-3 FUNCTION

CONCENTRATION (ppb)

WSM-1

Seal off Micro Fractures

2-10

WSM-2

Seal off Micro Fractures

2-10

WSM-3

Seal off 400-800 Micron Fractures

2-10

WSM-4

Seal off 400-800 Micron Fractures

2-10

ADDITIVE

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi Based on laboratory studies, WSM package with sealing capacity of 400-800 micron fracture sizes are designed and successfully used in field applications. When designing WSM package there are several important aspects taken into account: (1) particle size distribution (PSD) and concentration of each WSM type, (2) compatibility of the particles with downhole tools (3) restrictions in terms of environmental or formation damage concerns. Once WSM package is designed, shaker configurations based on available screen sizes and continuous treatment procedures are clarified before the section starts. PPA test results for WBM TYPE-3 designed for a particular project are given in Figure 1. Graph shows that pressure on 400 micron slot is increased up to targeted 2,000 psi and remained there without extra pumping. This interpretation of sealing pressure versus time shows the successful sealing ability of this fluid. On the other hand, it would not be possible to reach and hold such pressure for drilling fluids without specially designed WSM package. PPA Test for WBM TYPE-3 2500

Pressure, psi

2000 1500 1000 500

WBM TYPE-3 / 400μ Fracture / Seal P.

0 Time, sec (t 0+t)

Figure 1. Permeability Plugging Apparatus (PPA) Test for WBM TYPE-3. WBM TYPE-3 has proven its success for a well drilled in Kütahya region with 1,300 m massive serpentine block. The serpentine formation is the deepest and longest one in that area as well as in Turkey. This was the first time the reservoir below this serpentine zone was able to be reached and tested. 2.3 Reservoir Sections (8 ½”) Paleozoic-Mesozoic Menderes Massif, which is basement for the Gediz and Büyük Menderes grabens is the reservoir for the most of the geothermal wells in Turkey. The basement consists of high to low grade metamorphics (gneiss, mica schists, phyllites, quartz schists, marbles) and granodiorite. Main drilling fluids related concerns in reservoir sections are high temperature stability, lost circulation and formation damage. Also, some of the wells have serpentine formation in the same section together with the reservoirs. This brings a very difficult drilling situation due to having unstable/pressurized formation and lost circulation risks in the same

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi section. For those cases, WBM TYPE-6 is designed and used successfully to reach target depth (TD) of the sections. For reservoir drilling, there are three alternatives presented in this paper to be selected depending on the level of formation damage risks for the project and wellbore stability concerns. WBM TYPE-4 is designed for reservoir sections for temperature higher than 300 °F (149 °C) without wellbore stability concerns. After many applications, WBM TYPE-4 became well known in Turkey’s geothermal drilling industry. The success of the system is proven for many sections in terms of providing trouble-free drilling operations for more than 200 reservoir sections. Due to the formation damage concerns, bentonite concentration is limited to 5-7 ppb in mud formulation. If possible, use of barite should be avoided for the same reason. Either Synthetic Polymer-1 (stable up to 400 °F / 204 °C) or Synthetic Polymer-2 (stable up to 475 °F / 246 °C) is used in the formulation for rheology and filtration control depending on the maximum bottom hole temperature expected. Usually PAC polymer is also used in the formulation together with temperature stability extenders in order to reduce synthetic polymer consumption and thereby reduce unit cost. Various formulations for WBM TYPE-4 are built after extensive laboratory studies in order to prove stability of the system at various temperature conditions up to 450 °F (232 °C). Fluid formulations are fine-tuned to optimize cost/benefit for each project depending on the highest temperature expected and other technical requirements such as minimum/maximum rheology and fluid loss. Generalized fluid formulation for WBM TYPE-4 is shown in Table 4. Table 4. Additives of WBM TYPE-4 ADDITIVE

DESCRIPTION

FUNCTION

Non-Treated Bentonite

Non-Treated API Grade Bentonite

Viscosifier & Fluid Loss Control

API Grade Low Viscosity Polyanionic Cellulose

Fluid Loss Control

Synthetic Polymer-1

Synthetic Polymer with High Temperature Stability up to 400 °F (204 °C)

Rheology & Fluid Loss Control

Synthetic Polymer-2

Synthetic Polymer with High Temperature Stability up to 475 °F (246 °C)

Rheology & Fluid Loss Control

XCD Polymer

API Grade Xanthan Gum

Viscosifier

Liquid Thinner

Copolymer Deflocculant with High Temperature Stability up to 400 °F (204 °C)

Deflocculant

PAC LV

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi Temperature Stabilizer -1

Powder Temperature Stabilizer

Temperature Stability Extender and pH Buffer

Temperature Stabilizer -2

Liquid Temperature Stabilizer

Temperature Stability Extender and Oxygen Removal

Caustic Soda

Sodium Hydroxide

Alkalinity and pH Control

Soda Ash

Sodium Carbonate

Calcium Remover

In order to test filtration properties of WBM TYPE-4, samples are aged at 400 °F (204 °C) in roller oven for 16 hours. High temperature high pressure (HPHT) fluid loss tests are done with 500 psi differential pressure at different temperatures. API fluid loss test is performed at 77 °F (25 °C) and at 100 psi, resulting < 7 ml/30 min fluid loss. Figure 2 shows the HPHT fluid loss test results. HPHT Filtration Test for WBM TYPE-4 350

Aged @ 400 °F (204 °C) for 16 hrs Top P @ 650 psi (44.8 bar) Bottom P @ 150 psi (10.4 bar)

250

149,0 121,2

200

93,4

150

65,6

100

37,8

10,0

15 20 25 HPHT Filtrate, ml/30 min

HPHT Cell Temp, °C

HPHT Cell Temp, °F

300

-17,8

Figure 2.High Pressure High Temperature (HPHT) Filtration Test for WBM TYPE-4. WBM TYPE-5 is to be selected when protecting the reservoir from the damage is one to the main concerns of the project. No solids are used in the formulation up to 10.0 ppg (1.20 SG) and only acid soluble weighting agent (calcium carbonate) is used up to 12.0 ppg (1.44 SG). Synthetic Polymer-2 used in the formulation is also acid soluble enhancing the success rate of the acidizing jobs after the well is completed. Table 5 lists the main additives used for WBM TYPE-5.

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi

Table 5. Additives of WBM TYPE-5 ADDITIVE

DESCRIPTION

FUNCTION

Sodium Chloride Salt

Weighting Agent

API Grade Low Viscosity Polyanionic Cellulose

Fluid Loss Control

Synthetic Polymer with High Temperature Stability up to 475 °F (246 °C)

Rheology & Fluid Loss Control

API Grade Xanthan Gum

Viscosifier

Temperature Extender-1

Powder Temperature Stabilizer

Temperature Stability Extender and pH Buffer

Temperature Extender-2

Liquid Temperature Stabilizer

Temperature Stability Extender and Oxygen Removal

Calcium Carbonate Fine

Weighting/Bridging Agent

Caustic Soda

Sodium Hydroxide

Alkalinity and pH control

Soda Ash

Sodium Carbonate

Calcium Remover

NaCl PAC LV Synthetic Polymer-2 XCD Polymer

Calcium Carbonate

Drilling fluid parameters become much more stable and resistant to contaminations than a disperse WBM mainly due to the no solids formulation of WBM TYPE-5. An example field case is presented with such information: two nearby wells were drilled; Well #A was drilled with a disperse WBM in its reservoir section, and Well #B with WBM TYPE-5. Following figures illustrate the comparison of some crucial mud parameters during drilling. Figure 3 shows the comparison of some rheological parameters; i.e., YP, 3 RPM dial readings and 30 minutes gel strengths. Solids analysis and relevant parameters compared in Figure 4. Critical parameters such as PV, which shows the solids build-up in a system, MBT, which is the clay content of mud, and corrected solids are chosen for comparison. WBM TYPE-5 shows a consistent record with minimum solids and plastic viscosity. In addition to the minimum reservoir damage aspect, the no-solids feature of WBM TYPE-5 has many advantages; such as low parasitic pressure losses, higher rate of penetration (ROP), better solids removal efficiency, prolonged tubular life, to name a few. WBM TYPE-5 is also noteworthy for its low fluid loss and quality filter cake characteristics. As illustrated in Figure 5, WBM TYPE-5 stands out with a much more consistent fluid loss ability than a disperse WBM.

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi Rheological Parameters Comparison - WBM TYPE-5 vs Disperse WBM 1600 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0

45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 1600

1700

1800

1900

2000

2100

2200

2300

2400

2500

2600

2700 Off-set Well #A Disperse WBM

Gel 30 min., lb/100 ft² YP, lb/100 ft² 3 RPM Reading

Off-set Well #B WBM TYPE-5

YP, lb/100 ft² Gel 30 min., lb/100 ft² 3 RPM Reading

1700

1800

1900

2000

2100

2200

2300

2400

2500

2600

2700

M easured Depth, m

Figure 3. Comparison of Rheological Parameters, WBM TYPE-5 vs Disperse WBM.

Solids Analysis Comparison - WBM TYPE-5 vs Disperse WBM 1600 20

1700

1800

1900

2000

2100

2200

2300

2400

2500

2600

2700 Off-set Well #A Disperse WBM

15 PV, cp

MBT, ppb Cor. Solids, vol%

5 0 20

Off-set Well #B WBM TYPE 5

15 PV, cp

Cor. Solids, vol%

5 0 1600

MBT, ppb

1700

1800

1900

2000

2100

2200

2300

2400

2500

2600

2700

M easured Depth, m

Figure 4. Comparison of Solids Analysis, WBM TYPE-5 vs Disperse WBM.

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi API Fluid Loss Comparison - WBM TYPE-5 vs Disperse WBM

14 12 10

API Fluid Loss, ml/30 min Disperse WBM @ Well #A

8 6 4

API Fluid Loss, ml/30 min WBM TYPE-5 @ Well #B

2 0 1600

1700

1800

1900

2000

2100

2200

2300

2400

2500

2600

2700

M easured Depth, m

Figure 5. Comparison of API Fluid Loss, WBM TYPE-5 vs Disperse WBM. WBM TYPE-5 is successfully utilized in the reservoir sections of five wells in Alaşehir region. Mud weight is achieved up to 10.3 ppg (1.24 SG) with NaCl and acid soluble Calcium Carbonate as a bridging agent. Total solids concentration is maintained below <4%. Formation damage concern is kept in a minimum level ending up with a clean and trouble-free hole. WBM TYPE-6 is to be selected when temperature is higher than 300 °F (149 °C) and there are wellbore stability risks due to serpentine or similar formations in the same section. WBM TYPE-6 is very much similar to WBM TYPE-3, but conventional polymers are replaced by synthetic polymers with high temperature stability. Temperature stability extenders are used additionally to boost temperature stability of the system further. Bentonite concentration is adjusted to a minimum level of 5-7 ppb due to formation damage concerns. Moreover, only acid soluble particles are used in the WSM package for the same reason. Reader can refer to WBM TYPE-3 section on page 3 and 4 for more technical background. Main additives and particle package formulation are shown below in Table 6 and Table 7, respectively. Table 6. Additives of WBM TYPE-6 ADDITIVE

DESCRIPTION

FUNCTION

Non-treated API Grade Bentonite

Viscosifier & Fluid Loss Control

Synthetic Polymer-1

Synthetic Polymer with High Temperature Stability up to 400 °F (204 °C)

Rheology & Fluid Loss Control

Synthetic Polymer-2

Synthetic Polymer with High Temperature Stability up to 475 °F (246 °C)

Rheology & Fluid Loss Control

XCD Polymer

API Grade Xanthan Gum

Viscosifier

Liquid Thinner

Copolymer Deflocculant with High Temperature Stability up to 400 °F (204 °C)

Deflocculant

Non-Treated Bentonite

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi Temperature Extender-1

Powder Temperature Stabilizer

Temperature Stability Extender and pH Buffer

Temperature Extender-2

Liquid Temperature Stabilizer

Temperature Stability Extender and Oxygen Removal

Caustic Soda

Sodium Hydroxide

Alkalinity and pH Control

Soda Ash

Sodium Carbonate

Calcium Remover

Table 7. WSM Package Formulation for WBM TYPE-6 CONCENTRATION ADDITIVE FUNCTION (ppb) Calcium Carbonate Fine

Seal off Micro Fractures

5-15

Limestone and Marble with Specially Designed PSD

Seal off 400-800 Micron Fractures

5-15

WBM-TYPE 6 is designed to overcome the serpentine related problems in the reservoir section of some wells in Alaşehir region. Specially designed WSM package with optimum particle size distribution is used as a wellbore strengthening additive to stabilize troublesome serpentine formation. Figure 6 shows the sealing pressure vs time graph of WBM TYPE-6 designed for a particular project. Test results show that, pressure on 400 micron slot is increased up to targeted 2,000 psi in a relatively short amount of time comparing with 800 micron slot and remained there with minimum filtration and without extra pumping. Similar to WBM TYPE-3, mentioned test results display the solid sealing capability of WBM TYPE-6. PPA Test for WBM TYPE-6 2500

Pressure, psi

2000 1500 1000 WBM TYPE-6 / 400μ Fracture / Seal P.

500

WBM TYPE-6 / 800μ Fracture / Seal P. 0 Time, sec (t 0+t)

Figure 6. Permeability Plugging Apparatus (PPA) Test for WBM TYPE-6.

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi

3. RISK MITIGATION GUIDELINES Regardless of the drilling fluids selection, below mitigation guidelines are proven successful for the highlighted risks. In general, mud engineers and rig crew need to be briefed for the risks involved. Our experiences proved many times that two mud engineers are needed for geothermal wells in Turkey to cover the operations 24 hour a day in order to make sure mud properties are always in spec. 3.1 Shallow Water Flow Shallow water flow is not a very common problem for the geothermal wells in Turkey. It was experienced in 7 wells out of 267. Although it was rarely encountered, serious consequences from high chemicals costs up to loss of a well was experienced. Shallow water flows are usually from the depths of 30 to 150 m in Sazak formation, the shallow reservoir in East side of the Büyük Menderes graben. If properly planned and executed, shallow water flows in the region are controlled by increasing the hydrostatic pressure applied by the mud column. MW of 11.7 ppg (1.40 SG) were sufficient for the cases encountered. If there is a risk of high pore pressures and narrow margin between pore pressure and fracture gradient, surface casing set point and its cement integrity will be critical to control shallow water flow. Contingency plans need to be agreed between operating and service companies, especially to agree on the roles and responsibilities of each key person and amount of barite to be kept available at location. Barite consumption went up to 275 tons for one of the wells where shallow water flow exists. Below precautions are recommended to be taken for mitigation: -

Brief warehouse personnel regarding the possible need for 7/24 logistics support. Make logistics plan involving operating company and clarify delivery time of barite upon call-out considering weekends and holidays. Perform kick drills and clarify duties of the key personnel. Optimize fluid properties considering the potential high amount of barite addition. Keep minimum 100 tons of barite available at location. Keep minimum 500 tons of barite at warehouse as contingency. 3.2 Tight Holes Due to Reactive Shales

Reactive shales are usually encountered while drilling 17 ½” and 12 ¼” intermediate sections through Kolonkaya and Kızılburun formations in Büyük Menderes Graben. Although, inhibitive, non-disperse mud types would suit better for those sections, noninhibitive systems like WBM TYPE-2 are commonly used due to environmental concerns and based on cost/benefit evaluations. Lowering API fluid loss specs (<6 ml/30 min.) were aimed and achieved for the earlier wells in total of 267 wells. However, recent experiences

GTâ&#x20AC;&#x2122;2020 Geothermal Turkey/TĂźrkiye Jeotermal Kongresi showed that API fluid loss less than 8 ml/30 min. is sufficient to drill these sections. Below guidelines can be followed to reduce tight hole concerns or related risks: -

Make sure API fluid loss spec is lower than 8 ml/30 min. at all times. Lower gel strengths, (i.e, 10 min. gel < 20 lb/100ft2) and MBT < 15 ppb to reduce the risk of bit and bottom hole assembly (BHA) balling. Make sure the procedures for abrasive pill applications are ready to mitigate bit/BHA balling. Make sure encapsulating polymer concentration is maintained in the mud system. 3.3 Differential Sticking

Differential sticking tendencies are usually encountered while drilling permeable AlaĹ&#x;ehir formation. It gets more pronounced while directional drilling this formation. When fluid properties are controlled efficiently and on a 24-hour basis, risk of getting differentially stuck in geothermal wells in Turkey is very low. Below prevention measures are recommended based on experiences: -

Control MW to the lowest in the desired range and maintain there effectively by good solids control practices. Make sure decanting centrifuges are available and running continuously while drilling to maintain low gravity solids (LGS) < 6%v. If the risk is high based on offset wells, ensure mud cake thickness is less than 1 mm by lowering fluid loss and minimizing solids content. API fluid loss <5 ml/30 min. together with maximum 6%v LGS is found sufficient to achieve thin filter cakes. It is important to use materials like sized graphite and calcium carbonate to achieve desired particle size distribution to get low permeability filter cake and enhanced cake lubricity. Keep static drill string time to a minimum. Consider using spiral drill collars. If pipe is differentially stuck, immediately apply spotting fluid procedures. For the success of the spotting pill, it is required to raise the pill the same density as the drilling fluid to minimize migration of the pill. An example pipe freeing procedure would be: once the pill is placed, pipe should be worked by putting it in compression and applying torque and holding for a few minutes. Then release torque and apply tension to the string. Repeat this cycle once every five minutes and displace half barrel of excess pill remained in the string every half an hour.

3.4 Lost Circulation Losses in top holes are usually due to unconsolidated gravels or sandstone in geothermal wells in Turkey. Based on experiences, WBM TYPE-1 with LGS/cuttings are sufficient to cure losses in top hole. Increasing rheology of mud is another course of treatment for losses in top hole. No Lost Circulation Material (LCM) pills were pumped or recommended for the top hole lost circulation events. Losses in the intermediate sections are due to natural or induced fractures and faults or interfaces between different geological layers. These losses are more serious comparing to 77

GTâ&#x20AC;&#x2122;2020 Geothermal Turkey/TĂźrkiye Jeotermal Kongresi top hole cases resulting in high mud costs if not cured. Depending on the severity of the losses, the effectiveness of the LCM pills varies. Losses in the reservoir sections for geothermal wells are not cured in general as the fractures causing losses are mostly the production sources as well. In case of total losses, some operators prefer to continue drilling with water + hi-vis sweeps and some other operators prefer water + continuous polymer addition to ensure continuous sweep in the wellbore. There are two types of lost circulation classifications: (1) Dynamic losses - no loss when pumps are off. For many cases, these kinds of losses developed into major losses if not cured at first place (2) Static losses â&#x20AC;&#x201C; losses with pumps off. These kinds of losses are found more difficult to cure. After having experiences with numerous lost circulation cases, below guidelines are prepared for the losses in intermediate or reservoir sections: For losses in intermediate sections: -

Identify risk of lost circulation per each intermediate section and facilitate lost circulation contingency plan prior to section starts. Ensure LCM products as per the contingency plan are available at rig site. Make sure LCM plan is agreed by the operating company and downhole tool providers. Pump LCM pill with maximum concentration at first attempt to reduce the risk of increasing losses. Pump LCM pill as soon as the losses are detected. Spending time regaining the flow rate normally will lead to increased losses and will then become more difficult to cure. Total of 100-150 ppb with 200 meters of open hole volume LCM pill is usually required to cure losses at first place depending on the severity of the case. Consider adding preventive LCM (Sized Graphite and/or Calcium Carbonate) 5-10 ppb each to the mud if losses are likely on the way ahead. Use LCM with well distributed PSD, as the fracture size is unknown. Based on laboratory fracture sealing tests at PPA, use fine, medium and coarse particles together to increase the chance of success. LCM package with D10, D50, D90 of 50, 550, 1000 microns respectively and 120 ppb total LCM concentration is found sufficient to cure losses up to 1,200 Microns. Always check with tool providers before commence pumping through the tools.

For losses in reservoir sections: -

Do not cure losses in the reservoir sections unless otherwise is requested by operating company. If losses to be cured, a mixture of Calcium Carbonate with well-adjusted particle size distribution is recommended.

GTâ&#x20AC;&#x2122;2020 Geothermal Turkey/TĂźrkiye Jeotermal Kongresi -

Once static loss is encountered, it is recommended to continue drilling with water and hi-vis sweeps once every 10 meters of drilling. Elevate YP of the hi-vis sweeps to more than 40 lb/100ft2 by mixing XCD / PAC HV polymers and pump 5-10% of the well volume as a general guideline. Evaluate the drilling parameters and adjust frequency and volume of hi-vis sweeps if needed. Avoid using bentonite in the hi-vis formulations due to formation damage concerns.

3.5 Poor Cement Jobs It is well known that casing cementing is critical for the future integrity of the geothermal wells. For cement slurry design, laboratory testing with representative samples of cement, water and additives is highly recommended. It is known that mud properties used during drilling are not always the optimum properties needed for a successful cement job. Since it is common to have high MBT and high gel values towards the end of the section, it is recommended to follow below guidelines to improve quality of the cement jobs: -

Circulate and condition mud before pulling out of hole (POOH) with drill string before running casing. Spend extra time to condition mud, if required. Use of deflocculants or dilution is recommended to achieve 30 min gel < 50 lb/100 ft2 before POOH. Prior to cementing, the well is recommended to be clean. Flow rate should be increased gradually and the well needs to be circulated until mud properties in and out are equal and stabilized. If there is severe lost circulation, pump at least 1.5 times open hole volume. If possible, rotate and reciprocate the string during mud conditioning and cementing operations to break up gelled pockets of drilling fluid in order to prevent any possible viscous fingering that may jeopardize cement bond quality. Pump rates for the cement jobs and mud properties are critical for effective mud removal. Insufficient mud removal may result in partly cemented annulus which is difficult to repair. Consider pumping low-vis pill ahead of spacer in order to thin mud in the well for better mud removal.

3.6 High Torque and Drag High torque and drag problems in Geothermal wells in Turkey are common especially for directional wells. Powder and liquid lubricants are used efficiently to reduce metal-metal and metal-formation friction factors. After greasing issues observed with various lubricants in the market, highly effective liquid lubricant was developed as a result of R&D project and used to minimize torque, drag and the potential for differential sticking by reducing coefficient of friction. No serious greasing issues were observed with newly developed lubricant. This liquid lubricant has been proven to reduce torque up to 40% have been observed. Lubricant concentration with 0.5% to 1% by volume is found optimum. This liquid lubricant is compatible with all WBM types.

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi Also, before trip-outs, pills with 2-5%v concentration of liquid lubricant is spotted on the bottom around 50-100 bbls covering BHA. As wells get deeper, wellbore geometry may evolve in an undesired manner; dog-legs and key-seats may be formed. BHA being stiff promotes the challenges to be faced while POOH due to wellbore geometry. Therefore, spotting a lubricant pill to bottom or near suspected intervals before POOH and/or before casing/liner RIH was observed to be vital for the sake of operations. This technique becomes most of the operators’ routine application before trip-outs and at section TDs, especially at the deeper stages of the well.

4. CONCLUSIONS This paper aims to provide an overview of geothermal drilling fluids systems and design principles based on numerous laboratory studies and more than 250 deep wells in Turkey. For standardization purpose: -

Drilling fluids selection has been reduced to three basic criteria and based on which six mud types were designed and used successfully. Six main fluids related risks were identified after examining the wells. Mitigation guidelines are prepared based on experiences and implemented successfully for the recent operations.

The findings in this paper can be treated as the basis of a guideline for drilling fluids utilization in geothermal wells in Turkey. These include but not limited to: -

Drilling fluids design and selection for each section is important to reach section goals with minimum NPT. Based on learnings from more than 250 deep geothermal wells, drilling fluid formulations and guidelines were continuously improved to their current versions. Although the presented versions of each fluid type in this paper are proven to be successful for the geothermal wells in Turkey, they are still open for further development and optimization. Drilling fluids for geothermal wells in Turkey, due to mentioned challenges in this paper, require 24-hour focus by mud engineers at well site. It is obvious that a complete execution of the project requires accomplished experts on wellsite supported by office and laboratory team. Due to various fluids related challenges and wide variety of solutions, it is important to keep sufficient contingency materials in inventory readily available at location or at warehouse. Fast delivery of mud materials to the rigsite is essential for the success of the applications and requires good logistical organization. Proper drilling fluid selection is of vital importance. Pre-spud meetings and relevant preparations should be conducted to pick the right fluid for each section. Treating each and every interval of any well with engineering viewpoint would be the right approach.

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi -

All designs and optimizations have resulted in significant reductions in total mud costs. Standardization of mud types and formulations provided logistical advantages like transferring mud materials or fluid volumes from one rig to another. Standardization of the procedures and guidelines eliminated most of the human errors.

ACKNOWLEDGEMENT Authors wish to express their gratitude to GEOS and all its personnel involved in geothermal projects for making this work possible. Authors are also grateful to Özgür Fırat Akel from GEOS and Erinç Tonguç from Zorlu Energy who critically read and reviewed the paper.

REFERENCES • • •

Zaim, A., and Çavşi, H.: Türkiye’deki Jeotermal Enerji Santrallerinin Durumu, Engineer and Machinery, 59, 691, (2018), 45-58. Mertoglu, O., Simsek, S., Basarir, N., Paksoy, H.: Geothermal Energy Use, Country Update for Turkey, European Geothermal Congress, Den Haag, The Netherland, 2019. Richter A., (2019, March 13). Turkey Targets 2,000 MW Geothermal Power Generation Capacity by 2020. Retrieved from http://www.thinkgeoenergy.com/turkey-targets-2000-mw-geothermal-powergeneration-capacity-by-2020/

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi

İŞLETMELERDE SÜREKLİ PERFORMANS ARTTIRIMI VE SÜREÇ YÖNETİMİ Selim TUNA, Murat KARADAŞ, Gülcan YAVUZ KARADAŞ GMK Yenilenebilir Enerji Mühendislik İmalat Sanayi ve Ticaret A.Ş. (info@gmkenerji.com.tr)

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi

ÖZET Jeotermal enerji santrallerinde, rezervuar koşullarının sürekli olarak değişmesi ya da BOP ve ORC ünitelerinde ekipman verimlerinin düşmesi gibi sebeplerle, üretilen elektrik enerjisi miktarı zaman içerisinde düşebilmektedir. Baştaki dizayn verilerine göre tasarlanan sistemler, dizayn koşullarının değişmesi sonrası verimsizleşmektedir. Bu durum, özellikle jeotermal elektrik santralleri için, santral performansının, sürekli olarak takibini ve yeniden optimizasyonunu gerektirir. Tesisler ve tesislerde kullanılan ekipmanların, termodinamik ve hidrolik analizleri, sürekli takip altında tutulmalı ve mevcut kaynakla maksimum elektrik enerjisi üretmenin yolları aranmalıdır. Bunların yanında, tesislerde duruş süresini minimuma düşürmek için, arıza kayıtları tutulmalı ve organize bakım programları oluşturulmalıdır. Tesislerdeki kronik arızalara yoğunlaşmak ve kestirimci bakım uygulamalarını genişletmek arıza sayılarını ve duruş sürelerini azaltacaktır. İnsanlık, buharlı makinelerin icad edildiği 1. Sanayi devriminden bu yana, elindeki kaynağı en verimli şekilde kullanmanın yollarını aramaktadır. Günümüzde ise, tesisleri endüstri 4.0 uygulamaları ile insandan bağımsız olarak yönetmeye ve takip etmeye çalışmaktadır. Geliştirilen endüstri 4.0 uygulamaları ile endüstiyel tesisler sürekli olarak dijitalleştirilmektedir. Jeotermal elektrik santralleri de, bu dijital dönüşüm çalışmalarını takip etmeli ve uygulayıcısı olmalıdır. Tesislerde, her noktadan elde edilen veriler güvenli şekilde saklanmalı ve işletme süresince yapılan tüm operasyonlar kayıt altına alınmalıdır. Saklanan veriler ile tesisleri sürekli olarak analiz edecek, tesisin optimum noktada çalışmasını sağlayacak sanal uygulamalar geliştirilmelidir. Bu uygulamalar sayesinde, tesise dair yorumlamalar yapılabilir, kestirimci bakım uygulamaları genişletilebilir hatta tesisin insandan bağımsız olarak yönetilebilmesi sağlanabilir. Türkiye’de jeotermal enerji sektörü, Kasım 2019 itibariyle 1590 MW kurula güce ulaşmıştır. Bu kurulu güçten maksimum elektrik enerjisi elde etmek için, kaynaklar verimli kullanılmalı ve tesislerin takibinde teknolojinin yeni imkanlarından yararlanılmalıdır. Bu çalışmada, endüstri 4.0 ‘a geçisin, jeotermal elektrik santrallerinde nasıl uygulanabileceği ve teknoloji sayesinde tesislerin nasıl daha verimli çalıştırabileceği soruları üzerinde durularak, jeotermal elektrik santrallerinde dijitalleşme çalışmaları için özel olarak hazırlanan THERMOSOFT programı örnek verilerek anlatılacaktır. Anahtar Kelimeler: Termodinamik, Süreç Yönetimi, Endüstri 4.0, Thermosoft 84

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi

1. GİRİŞ Teknolojinin gelişmesi sayesinde sanayinin bir çok dalında, daha hızlı, daha pratik ve daha güvenilir sistemlere geçilmektedir. Endüstri 4.0 dönemi olarak da adlandırılan bu dönemde, fabrikalar “akıllı fabriklara” dönüşmekte ve zaman, enerji, insan gücü, maliyet konularına odaklanılarak, daha verimli sistemler tasarlanmaktadır. Endüstri sektöründe, üretim süreçlerinde maliyet, verimlilik, zaman gibi kavramlar üzerine daha çok konuştuğumuz ve geliştirmeye çabaladığımız önemli başlıklar haline gelmiştir. 4. Sanayi devrimi olarak adlandırılan “Endüstri 4.0” kapsamında, bu kavramlar daha çok tartışılır hale gelmiş ve yapay zeka teknolojilerin de artması ile enerji ve sanayi sektöründe bu başlıklara daha çok odaklanılmaya başlanmıştır. Günümüzde çözüm aramaya çalışılan ana başlıklar şunlardır; -

Sistemleri devamlı olarak izleyerek arıza teşhislerini kolaylaştırmak Sistemleri daha yüksek verimlikle işletmek Sistemdeki bileşenlere odaklanmak ve ekipmanlarda farkındalık sağlamak Çevre dostu sistemler geliştirmek Üretim süreçlerinde esnekliği arttırmak Maliyetleri azaltmak Yeni hizmet ve işbirliği modelleri geliştirmek

Bu bildiri de, yukarıda sıralanan başlıklara enerji ve jeotermal sektöründe, inovatif çözümler bulmak amacıyla izlenebilecek çözümler üzerinde durulacaktır. Otomasyon ve yazılım sektöründeki gelişmelerden faydalanılarak tasarlanacak yeni sistemler ya da mevcut sistemler üzerinde yukarıdaki konulara yanıtlar verecek revizyonlar üzerinde durulacaktır.

2. ENERJİ SEKTÖRÜNDE ENDÜSTRİ 4.0 ve DİJİTALLEŞME Günümüzde enerji sektörü, varolan enerji kaynaklarını en verimli ve en çevreci şekilde kullanarak, en az maliyetle enerji üretmenin yollarını aramaktadır. Bu yollardan biri de, enerji santrallerinde teknolojik gelişmelere paralel olarak dijitalizasyonunun sağlanmasıdır. Artan sanayi üretimi ve insan nüfusu ile birlikte dünyada elektrik ihtiyacı giderek artmaktadır. Yenilenebilir enerji kaynaklarının elektrik üretimindeki payı arttırılarak, artan elektrik arzı kapatılmaya çalışılmaktadır. Ancak sürekli olarak şebekeye eklenen yeni elektrik üretim santralleri ve yeni dağıtım noktaları ile büyüyen elektrik şebekelerinde senkronizasyon problemleri sebebi ile kesintiler yaşanma ihtimali giderek artmaktadır. Elektrik şebekelerinde kesinti sürelerini minimuma düşürerek, güvenli ve salınımsız bir şebeke oluşturmanın başlıca yolu, elektrik üretim santrallerinde arıza ve duruş sürelerini düşürerek, vaat edilen elektrik miktarlarını güvenilir üretme oranını arttırmaktan geçmektedir. Elektrik üretim santrallerinde, daha güvenli ve stabil bir üretim sağlamak için ise santrallerde duruş sürelerini minimuma düşürecek, arıza sayılarını azaltacak ve var olan enerji kaynağınından maksimum faydanın sağlanabileceği sistemler geliştirilmesi

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi gerekmektedir. Bu noktada enerji üretim santrallerinin de dijitalizasyonunun sağlanması ve endüstri 4.0 çağına ayak uydurması gereklidir. Endüstri 4.0 ‘ın 4 temel ayağı bulunmaktadır. Bunlar; -

Nesnelerin interneti Servislerin interneti Verilerin İnterneti Kişilerin interneti

Bu dört ana başlıkta enerji üretim santrallerinde dijitalizasyon sağlanarak daha güvenilir ve stabil sistemlere geçiş sağlanabilecektir. Gelişen teknoloji ile birlikte ETHERNET/IP tabanlı enstrüman ve ekipmanların kullanımı artmış olup önümüzdeki on yıl içerisinde tüm endüstri sektöründe bu dönüşümün yapılması hedeflenmektedir. Enerji santrallerinde de bu ekipmanların daha yaygın kullanılarak sistemlere entegrasyonu sağlanmalıdır. Bu entegrasyon ile tesisteki sabit yapılar, uyarlanabilir ağ yapıları ile değiştirilerek, daha sistematik kontrol edilebilir ve esnek yapılar oluşturulabilir. Bu kapsamda, tesislerde bulunan tüm enstrümanlar, motor sürücüleri, alçak gerilim panoları vb. ETHETNET/IP tabanında buluşturularak verilerin takibi ve elde edilen verilerin işlenerek tesis hakkında verim ve kestirimci bakım konularında bütünlüklü bir bakış açısı sağlanacaktır. ETHERNET/IP tabanlı ekipmanların kullanması sayesinde, ekipman ve işletme arasında gerçek zamanlı bilgi alışverişi yapılmasına yardımcı olunacaktır. Yaratılan ağ ve sistemler aracılığı ile ekipmanlar işletme personeli ile direkt olarak temasa geçerek, yeni servisler oluşturulabilecek ve tesis üzerinde geniş bir hakimiyet alanı oluşturulacaktır. Sistem üzerinde oluşturulan bu hakimiyet alanı ile ekipmanlardan toplanan bilgiler, oluşturulacak yeni internet servisleri üzerinde işlenecektir. Bu noktada tesisin ve tesiste çalışan personelin ihtiyaçlarına göre uygun altyapı ve software geliştirilecektir. Geliştirilen bu internet servisleri, cloud vb. depolama alanları üzerinde tutularak yeni bir bilgi yönetimi sağlanacaktır. Tesislerin en büyük problemlerinden biri de, tesislerden toplanan verilerin güvenli bir şekilde depolanmasıdır. Her saniye üretim yapan bir enerji santralinde en küçük bir verinin bile saklanması, zaman zaman çok önemli olabilir. Bu noktada tesislerde güvenli, hızlı ve esnek veri depolama için yeni yöntemler bulunması zorunluluğu çıkmaktadır. Tesisten toplanan tüm verinin depolanmasının yanında, bu verilerin işlenmesi de büyük problem oluşturmaktadır. Tesislerde kullanılacak yeni nesil ekipmanlar aracılığı ile hem hızlı hem işlenebilirliği daha kolay veri havuzları oluşturulacaktır. Enerji santrallerinde, toplanan verilerin işlenmesi sayesinde, tesisi ve tüm ekipmanları anlık olarak takip edip yorumlayabilecek matematiksel modellemeler geliştirilebilir. Örneğin, bir elektrik üretim santralinde yer alan bir türbin üzerinde bir ekipman ve bu ekipmanlardan alınan bir çok veri bulunabilir. Günümüzde otomasyon sistemleri, uygun ekipman ve sistemler tasarlandığında bu verilerin anlık olarak görülebilmesini ve belirli bir süre aralığı için geçmişe dönük izleyebilmemizi sağlamaktadır. Ancak incelenmek ve işlenmek için

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi gerekli zaman aralığı arttırıldığında bilgilerin depolanmasında büyük zorluklar ile sistemler üzerinde hız problemleri yaşanmaktadır. Endüstri 4.0 kapsamında geliştirilen, tesislerde gerçek zamanlı internete bağlı olarak kurulacak serverlar ya da bulut sistemleri üzerinde depolama yöntemleri ile bu problemlerin üstesinden gelebilecektir. Bu sistemler sayesinde bilgiler daha pratik şekilde işlenebilir ve sistemler üzerinden geliştirilecek uygulamalar ile santrallerde bulunan türbin vb. gibi ekipmanların anlık olarak takibi ve yorumlanması sağlanacaktır. Bu sayede, enerji santrallerinde arızalar ve duruş süreleri azaltılacak ve daha güvenilir ve stabil bir elektrik şebekesinin önü açılacaktır. Bunların yanında enerji santrallerinde, işletmeyi kolaylaştırmak adına yeni ve işletmenin ihtiyaçlarına dönük hazırlanmış servisle işletmedeki bir çok prosedürü kolaylaştıracaktır. Gelişmiş işletme – vardiya takip servisleri yaratılarak işletmelerde her olay kayıt altına alınarak, geçmişe dönük büyük bir işletme hafızası yaratılabilir. İşletmelerde günlükhaftalık-aylık rutinlerin düzenli takipi yapılarak, günlük kontrollerde yapılan tespitler ile duruş süreleri minimuma indirilebilir. İşletme takibinde, işletmede kullanılacak internet tabanlı yazılımlarda tutulan anlık veriler ile birlikte personelin bu yazılıma yapacağı girişler birleştirilerek karar alma ve müdahale süreleri kısaltılabilir. Ekipman sayılarının fazla olduğu tesislerde bakım programları planlamak, uygulamak ve takibi zorlaşmaktadır. Tesiste oluşturulan internet tabanlı altyapı sistemi ve bakım programlama servisleri bir araya getirildiğinde bakım takibi ve uygulaması çok daha pratik olacaktır. Sonuç olarak, enerji sistemlerinde yapılacak dijitalizasyonlar ile tesisteki verilerin anlık olarak internet tabanlı olarak takibi sağlanabilecek ve bu elde edilen veriler aracılığı ile matematiksel modellemeler oluşturularak tesisin verimi ve ekipmanların güncel durumlarına dair bilgiler elde edilebilecektir. Elde edilen ve bunları kullanarak oluşturulan sonuçlar gelişmiş bulut tabanlı sistemlerde depo edilerek, daha hızlı, pratik ve güvenilir altyapılar tesis edilebilir. Tüm tesise kurulacak ETHERNET/IP tabanlı sistemler ile işletmelerin süreç takibini sağlayacak, işletme vardiya takibi, bakım programlama takibi, stok takibi gibi geliştirilecek uygulamalar ile biraraya getirilerek günümüz teknolojisine uygun, hammadde kaynağını daha verimli kullanarak, daha akıllı ve stabil bir elektrik şebekesi sağlanabilecektir.

3. ENERJİ SANTRALLERİNDE SİBER GÜVENLİK İnternet kullanımının ve teknolojinin geliştiği günümüzde, bir önceki bölümde de anlatıldığı gibi insan hayatını kolaylaştıran bir çok çözüm ortaya çıkmaktadır. Bu gelişmeye paralel olarak da bireylerin ve kurumların bilgi ve iletişim teknolojilerine bağımlılığı giderek artmaktadır. Gelişen bilgi teknolojileri enerji, sanayi, ulaşım, finans, sağlık gibi bir çok alanda hayatımızın vazgeçilmez bir parçası olmaktadır. Bilgi teknolojilerinin gelişmesi ile birlikte gelen faydanın yanında siber tehditler hayatımıza girmiştir. Teknoloji geliştikçe ve internet kullanımı arttıkça siber tehditlerin boyutları da artmaktadır. Bu siber tehditlere karşı toplumda yaşayan bireylerden, üst düzey firmalara ve devlet kademelerine kadar alınması gereken önlemler bulunmaktadır.

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi Siber saldırılar internetin olduğu her alanda tehdit oluşturmaktadır. Ancak devletlerin devamını ve halkın refahını sağlamak için belkide en önemli alan enerji sektörüdür. Enerji üretim sürecindeki herhangi bir aksama toplum düzenine yönelik birebir tehdit oluşturacaktır. Bu noktada, siber güvenliğin en önemli olduğu alanlardan biri enerji sektörüdür. Geçmişte otomasyon ve scada sistemlerinin internet altyapısıyla bir bağlantısı olmadığı için böyle bir tehditten söz edilmiyordu. Ancak bugün internet altyapısı ile uyumlu hale gelen otomasyon scada sistemleri yeni bir çok faydayı sağlamakta ancak aynı zamanda siber tehditlere de açık hale gelmektedir. Dünyanın bir çok noktasına enerji üretim santralleri ya da dağıtım hatlarını hedef alan siber saldırıların yaşanılmasından sonra bu alanda daha çok çalışılmaya başlanmıştır. Siber güvenliği sağlamak için, tesislerde otomasyon sistemlerinde bulunan açıklar sürekli takip edilmeli ve bu açıklar kapatılmalıdır. Bu açıklarının tespiti için mutlaka özel yazılım ve donanımlar kullanılmalıdır. Bu alandaki teknolojik gelişmeler sürekli olarak takip edilmeli ve tesisler yeni teknolojilere sürekli olarak adapte edilmelidir. Yeni kurulmakta olan tesisler için ise siber güvenlik sistemleri sonradan düşünülmesi ve oluşturulması gereken sistemler olarak değil, daha yapım aşamasında kurularak uygun altyapıların oluşturulması gerekli sistemler olarak düşünülmelidir. Bunların yanında tesislerde basit önlemler bile siber güvenlik risklerini büyük oranda azaltacaktır. Sistemin internete bağlı olmasının getirdiği avantaj ve dezavatajlar her tesis için ayrı ayrı değerlendirilmeli ve bu değerlendirmenin sonucuna göre karar verilmelidir. Tesise ait bilgilerin bulut tabanlı sistemlerde depolanması tercih edilmez ise yalnızca tesis içi kullanıma açık büyük server sistemleri kurularak da bir çok sorun çözülebilecektir. Bunun dışında tesiste dikkat edilmesi gereken en büyük noktalardan biri yalnızca yetkili personellerin bu sistemleri kullanmasıdır. Yapılacak uygulamalarda, herkesin yetkisi doğrultusunda yalnızca belirli bölümlere ulaşması sağlanmalıdır. Gelişmiş takip yazılımları ile personel kullanımlarının takibi de siber güvenlik açısından büyük fayda sağlayacaktır. Bunların yanında özellikle scada bilgisayarlarında USB kullanımlarına çok dikkat edilmeli ve hatta USB kullanımına sıkı kurallar getirilmelidir. Siber güvenlik konusu ulusal anlamda düşünüldüğünde ise yabancı yazılımların yanı sıra otomasyon ve yazılım sektöründe milli ve yerli üretim desteklenmeli ve yeni çalışmaların önü açılmalıdır. Sonuç olarak, günümüzde dünyada büyük problemler yaratan siber tehditlere karşı enerji santralleri bir an önce gözden geçirilmeli ve bu tehditlere karşı önlemler alınmalıdır.

4. JEOTERMAL ENERJİ SEKTÖRÜNDE ENDÜSTRİ 4.0 Jeotermal elektrik santralleri rezervuarın ve tesislerin sürekli olarak takibini gerektiren tesislerdir. Tesisin devreye girmesi ile birlikte rezervuar değerleri sürekli olarak değişebilmekte ve bunun yanında farklı rezervuarlar birbiri ile etkileşime girebilmektedir. Rezervuar takibinde ise tesis verileri sürekli olarak takip edilmeli ve değişen koşullara göre tesis parametreleri yeniden ayarlanmalıdır. Endüstri 4.0 ‘ın temel konularından bir tanesi varolan kaynaklardan maksimum fayda sağlayarak verimli tesisler yaratmaktır. Jeotermal elektrik santrallerinde ise yapılan tesisler 88

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi (üstyapı) genel anlamı ile sabit kalırken, rezervuar (altyapı) sürekli olarak değişkenlik göstermektedir. Bu değişen koşullara göre üst yapıdan maksimum verim ile fayda alabilmek için tesislerin sürekli olarak optimum noktada çalıştırılması gerekmektedir. Bu optimum noktayı ise gündelik işletme rutininde takip etmek çok zor olmakta ve çoğu tesis verimsiz çalışmaktadır. Endüstri 4.0 ‘ın getirdiği yeni teknolojik gelişmeler ile birlikte tesisin verileri sürekli olarak anlık kayıt altına alınarak, yazılım sistemlerine yaptırılacak matematiksel ve fiziksel hesaplama uygulamaları ile tesisin sürekli olarak optimum noktada çalışması sağlanabilir. Bu sayede var olan jeotermal kaynak en verimli ve uzun ömürlü olacak şekilde kullanılabilecektir. Jeotermal elektrik santrallerinin, özellikle türbin ve bölgesinde bulunan ekipmanların takibine daha çok önem verilmelidir. Tesiste kullanılan eşanjör, pompa, türbin vb. gibi ekipmanların verimleri sürekli olarak takip edilmelidir. Kurulacak sistemlerle yapılan hesaplamalar ile bu ekipmanların durumlarına dair net yorumlar ve geleceğe dönük kestirimci bakım planlamaları yapılabilecektir. Bütün santrallerde, o santrale ait çalışma eğrileri bulunmaktadır. Hava sıcaklığı, brine debisi, sıcaklık, buhar miktarı gibi parametlere bağlı olarak oluşturulan bu çalışma eğrileri zaman içerisinde dizayn değerlerinin dışına çıkılmasına bağlı olarak değişebilmektedir. Tesislerde toplanan veriler işlenerek, güncel durumlarına göre tesislerin o anki çalışma eğrileri yeniden hesap edilebilir olacaktır. Bu hem tesislere bütünlüklü bir bakış açısı geliştirilmesini sağlayacak hem de geleceğe dönük doğru üretim tahminlerinin yapılabilmesini sağlayacaktır. Jeotermal elektrik santralleri, kapladığı alan bakımından geniş bölgelere kurulmuş, içerisinde bir çok mesleki disiplinin aktif rol aldığı, 7/24 emre amadelik ile çalışan büyük santrallerdir. Bu sebeple bu santrallerde işletme süreçlerini, vardiyaları, bakım planlarını, stok giriş çıkışlarını takip etmek, kontrol edilmesi zor bir iştir. Bu süreçlerin takibi için bu işletmelere özel, yeni teknolojik gelişmelere açık uygulamalar geliştirilmelidir.

5. JEOTERMAL ELEKTRİK SANTRALLERİNDE “SÜREKLİ PERFORMANS ARTTIRIMI VE SÜREÇ YÖNETİMİ” ÜZERİNE GELİŞTİRİLMİŞ ÖZEL PROGRAM: THERMOSOFT Jeotermal elektrik santrallerine özel olarak tasarlanan ve tesislerin işletmesini kolaylaştıracak THERMOSOFT programı aşağıdaki beş ana modülden oluşmaktadır. • • • • •

Historian ve Grafik Raporlama Sistemi Termodinamik Hesaplama ve Verim Takip Sistemi, İşletme ve Vardiya Takip Sistemi Arıza ve Bakım Takip Sistemi Stok ve Satın Alma Takip Sistemi

THERMOSOFT Historian Sistemi ve Grafik Raporlama Sistemi ise web tabanlı olarak tesiste oluşturulan altyapı sayesinde, tesise dair tüm verilerin bulut sistemlerinde ya da oluşturulacak serverlarda depolanmasını amaçlamaktadır. Veriler bu sistemler üzerinde hem güvenilir olarak depolanacak hemde hızlı bir şekilde trend ve grafikleri takip edilerek 89

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi detaylı incelemeler ve yorumlar yapılabilecektir. Veri güvenliğinin ilk basamağı tüm verilerin güvenilir ve kayıpsız şekilde saklanabilmesidir. Bu noktada, kullanılmakta olan PLC/Scada sistemleri, ilk yatırım maliyetlerini düşürmek adına, genelikle kısıtlı bir zaman aralığı için veri kaydına izin vermektedir. Ayrıca çoğu santrallerde kullanılan altyapıların BOP ve ORC tarafında ayrı otomasyon sistemleri olması ( çoğunlukla farklı markalar ) bu verilerin bir araya getirilmesini zorlaştırmaktadır. Bu gibi zorluklar sebebiyle veriler genellikle operatör bilgisayarlarında manuel olarak tutulmaktadır. Çoğunlukla saat başlarında alınan bu değerler, anlık sorunlar oluşması halinde sorunun kaynağının tespit edilmesi sırasında net veriler verememektedir. Öncelik olarak tüm enerji santrallerinde kişiden ve otomasyon sisteminden bağımsız olarak ayrı bir serverda ya da bulut sistemlerinde bu veriler tutulmalı ve ORC-BOP değerleri bir araya getirilebilir formatlarda olmalıdır. Serverlarda tutulan tesis verileri kullanılarak, santrallere dair matematiksel ve fiziksel hesaplamaların yaptırılabileceği uygulamalar geliştirilebilir. THERMOSOFT bu noktada, termodinamik hesaplama ve verim takip sistemli modülünü geliştirmiştir. Bu modül ile tesislerde bulunan tüm ekipmanlar devamlı olarak kontrol edilebilir olacaktır. Toplanan veriler ile yapılan matematiksel modellemeler ile birden fazla değişkenin birbirleri üzerindeki etkileri hesaplanabilecektir. Aralarında sebep-sonuç ilişkisi bulunan bir çok veri karşılaştırılarak, tesisteki sorunların tespitine yönelik program çıktıları görülebilecektir. Örneğin; türbinde hissedilir bir problem olmasa bile anlık veri takibi ve modellemeler sayesinde, bir sorun başlangıcı olduğu program tarafından öngörülebilecektir. Tesisin, tesiste bulunan ekipmanların, sürekli olarak takibi ve analizi, tesisteki verimi arttırmak için sürekli olarak elimize veriler sağlanacaktır. Bu da, duruş ve arıza sürelerinin azaltılmasını ve mevcut kaynak ile maksimum elektrik enerjisi üretilmesini sağlayacaktır. Endüstri 4.0 ‘a uygun olarak tasarlanacak bu uygulamalar ile santralin de yeni çevresel koşullara göre nasıl tepki vereceği önceden hesap ve optimize edilebilir olacaktır. Sistemlerdeki verileri kayıt altına alarak analiz etmenin yanında, işletme süresince ya da vardiyalarda meydana gelen her olayın sistemler üzerinde kayıt edilmesi çok önemlidir. Tesislerde bu kayıtların, vardiya defteri, kalite kontrol formu, bakım programları için periyodik kontrol formları gibi kağıtlar üzerinde tutulması, süreçleri çok yavaşlatmakta ve çoğunlukla uygulanamamasına sebep olmaktadır. Düzgün işletme kayıtları tutulamadığı için de, işletme geçmişlerine dair doğru analizler yapılamamaktadır. İşletme de bir problem oluştuğunda, işletme de çalışan görevliler öncelikle geçmişe dönük belgelere dönmektedirler. Ancak doğru verilerin doğru şekilde tutulamamasından dolayı incelemeler çok zorlaşmaktadır. Personel sayısının fazla ve üretim alanının büyük olduğu tesislerde denetleme ve kontol mekanizmalarını belirli bir programa göre yapmak gereklidir. Personellerin yaptığı işler ve işi tamamlama süreleri online olarak izlendiğinde, daha profesyonel performans değerlendirmeleri yapılarak, personellerin yeteneklerine, potansiyellerine göre daha uygun iş tanımları yapılabilir. Sistemlerde oluşan arızalar için sistem üzerinde arıza kayıtları açılarak, arızaların hızlı bir şekilde mail, sms vb. yöntemlerle ilgili bölümlere aktarılması sağlanabilir. İlgili bölüm arızalara yaptığı müdahaleleri, yöntemlerini de açıklayarak, sistem üzerine kaydedebilir. Bu sayede tesise ait bir arıza listesi ortaya çıkacak, çözülmüş veya henüz çözülememiş arızalar

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi kolayca görülebilecektir. Oluşan spesifik arızaların nasıl çözüldüğüne dair sisteme yapılan kayıtlar, ilerleyen tarihlerde benzer arızaların çözümü için büyük bir kaynak olacaktır. Bunların yanında ekipman bazında geçmiş arıza listelerine odaklanılarak, gözden kaçmış kronik arızalara odaklanılabilir. Tesislere bakım programlama ve takibi yapan pratik, kontrolü kolaylaştıran uygulamalar geliştirilmelidir. Bu kapsamda, tesislerin tüm ekipmanların periyodik bakım programlarının sisteme girilmesi ve bakım tarihi yaklaştığında yetkili personele uyarı göndermesi hatalı ve eksik bakım planları yapılmasının önüne geçecektir. Enerji santrallerinde arıza sayılarını azaltıp, duruş sürelerinin minimuma düşürmenin yolu, bakım prosedürlerinin düzenli olarak uygulanmasından geçmektedir. Ancak ekipman fazlalığı, işletmenin kendi içerisindeki yoğunluk ya da personel azlığı gibi sebeplerle zaman zaman bakım planları aksamaktadır. Bu aksamaların önüne geçmek için, düzenli takibi kolaylaştıran, planlama ve raporlama yapılabilen bakım programları tesislere özel olarak geliştirilmelidir. Bakım planlamaları, her firmanın teknolojik, işletme ve çevre şartlarına göre özel olarak planlanmalıdır. Bununla birlikte bakım planlama işinin en önemli noktalarından biri stok durumunu sürekli kontrol etmektir. Bu kapsamda bakım programlama modüllerinin, depostok sayım sistemleri ile bağlantılı olması tesislerde stok-maliyet-bakım çerçevesinde doğru analizlerin yapılmasını sağlayacaktır. Bakım planları ve raporları yönetici onaylarına sunulabilir olmalıdır. THERMOSOFT programı yukarıda bahsedilen başlıklarda, jeotermal elektrik santrallerinde endüstri 4.0 ‘a uygun olarak bir dönüşüm yapılmasını sağlayacaktır. Verilerin güvenilir olarak tutulması, tutulan bu verilerin işlenerek analiz yazılımları geliştirilmesi, işletme süreçlerini takip ederek vardiya, bakım , stok gibi işletme parametlerinin çağa uygun halde getirilmesi, tesislerin bütününü ethernet/ıp tabanında bir araya getirerek bütünlüklü bir bakış açısıyla işletilmesini, programa ek koruma yazılımları ve donanımları ile siber tehditlere karşı güvenilir hale getirilmesi sağlanacaktır.

6. SONUÇLAR Teknolojinin hızlı gelişimiyle dijitalleşme artık bir seçenek değil, bir zorunluluk haline gelmiştir. Dünya önümüzdeki 5-10 yıl içinde devrim niteliğinde gelişmelere sahne olacaktır. Çağa ayak uydurmak ve küresel rekabette söz sahibi olabilmek için ülke olarak, sanayide dijital dönüşümün önü açılmalı ve geliştirilmelidir. Özellikle enerji sektöründe yapılacak dönüşümler ile ülkenin enerji kaynaklarının en verimli şekilde işletilmesi sağlanmalıdır. Bunların yanında, insan kaynaklı hataları minimuma çekmek için teknolojide yeni trendler takip edilip uygulanması gereklidir. Bu kapsamda yapılacak AR&GE çalışmalarına ayrılan bütçeler arttırılmalıdır. Jeotermal elektrik santralleri özelinde aşağıdaki noktalarda sağlam adımlar atılmalıdır. Bunlar; -

Sistemleri devamlı olarak izleyerek arıza teşhislerini kolaylaştırmak Sistemleri daha yüksek verimlikle işletmek 91

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi -

Sistemdeki bileşenlere odaklanmak ve ekipmanlarda farkındalık sağlamak Çevre dostu sistemler geliştirmek Üretim süreçlerinde esnekliği arttırmak Maliyetleri azaltmak Yeni hizmet ve işbirliği modelleri geliştirmek.

Kasım 2019 itibariyle 1590 MW kurula güce ulaşan Türkiye’deki jeotermal enerji sektörü, yeni teknolojik gelişme ve trendler ile birlikte yukarıdaki sorulara cevaplar üretebilecek dijital dönüşüm çalışmalarını organize edebilirse, mevcut kurulu gücünü daha da arttırarak, yerli enerji kaynaklarından maksimum faydayı sağlayan, çevre dostu sistemler geliştirecek ve büyümesini de aynı hızda sürdürebilecektir.

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi

MKC ENERGY FİRMASININ TANIMI, İMKAN VE KABİLİYETLERİ, ETKİ VE İLGİ ALANLARI

MKC ENERGY COMPANY DESCRIPTION, AREAS OF INTEREST AND SKILLS Abdurrahman BATUGE

9 Eylül Mah. 315 Sok. Kat:1 No:26/3Gaziemir / İZMİR Liman Mah. 1 Sk. Park A No:2 Konyaaltı/ANTALYA (info@mkcenergy.com)

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi

MKC ENERGY COMPANY DESCRIPTION, AREAS OF INTEREST AND SKILLS Abdurrahman BATUGE

9 Eylül Mah. 315 Sok. Kat:1 No:26/3Gaziemir / İZMİR Liman Mah. 1 Sk. Park A No:2 Konyaaltı/ANTALYA (info@mkcenergy.com)

ABSTRACT MKC ENERGY was established to serve the needs of renewable energy. Geothermal energy, one of the renewable energy fields, is also within the scope of MKC ENERGY. The gas leak detection camera is located in the inventory of MKC ENERGY. Our company is the first and only company that brings the gas leak detection camera within the borders of our country. This device allows quick and easy detection of gas leaks. This highly specialized infrared camera, which can quickly scan large areas and pipelines, provides real-time thermal images of gas leaks. Gas leaks detected are reported visually and in writing. The gas leak detection camera is manufactured by FLIR SYSTEMS. The gas leak detection camera operates in a wide temperature range (-15˚C to + 50˚C). Reduces revenue loss by remotely detecting small gas leaks quickly and efficiently. VOC (volatile organic compound) allows you to quickly and easily find gas leaks. Detection-repair with full leak source information takes less time and is cheaper. The gas leak detection camera is capable of detecting all gas derivatives except SF₆.(Benzene, ethanol, ethylbenzene, heptane, hexane, isoprene, methanol, MEK, MIBK, octane, pentane, 1-pentene, toluene, xylene, butane, ethane, methane, propane, ethylene, propylene, etc.) MKC ENERGY will serve to prevent gas leakage, which is one of the main problems of the geothermal energy sector, and to reduce revenue loss. Growing with the difference it creates, the pioneer will progress towards becoming a strong, respected and big company. Keywords: Camera, ENERGY, Gas, Leakage , MKC

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi

MKC ENERGY FİRMASININ TANIMI, İMKAN VE KABİLİYETLERİ, ETKİ VE İLGİ ALANLARI Abdurrahman BATUGE

9 Eylül Mah. 315 Sok. Kat:1 No:26/3Gaziemir / İZMİR Liman Mah. 1 Sk. Park A No:2 Konyaaltı/ANTALYA (info@mkcenergy.com)

ÖZ MKC ENERGY firması yenilebilir enerji bünyesinde ihtiyaçlara hizmet vermek maksadıyla kurulmuştur. Yenilebilir enerji alanlarından biri olan jeotermal enerji de MKC ENERGY’nin etki alanında yer almaktadır. MKC ENERGY’nin envaterinde gaz kaçak tespit kamerası bulunmaktadır. Firmamız gaz kaçak tespit kamerasını ülkemiz sınırları içerisine getiren ilk ve tek firma özelliğine sahiptir. Bu cihaz gaz sızıntılarının hızlı ve kolay şekilde tespit edilmesine olanak sağlar. Geniş alanları ve boru hatlarını hızlıca tarayabilen bu son derece özel kızılötesi kamera, gaz sızıntılarının gerçek zamanlı termal görüntülerini sunar. Tespit edilen gaz sızıntıları görsel ve yazı olarak raporlandırılır. Gaz kaçak tespit kamerası FLIR SYSTEMS tarafından üretilmiştir. Gaz kaçak tespit kamerası (-15˚C ila + 50˚C) arasındaki geniş bir sıcaklık aralığında çalışır. Küçük gaz sızıntılarını hızlı ve verimli bir şekilde uzaktan tespit ederek gelir kaybını azaltır. VOC (uçucu organik bileşik) gaz sızıntılarını hızlı ve kolay bir şekilde bulmanıza olanak sağlar. Tam kaçak kaynak bilgisiyle tespit- onarım daha az zaman alır ve daha ucuzdur. Gaz kaçak tespit kamerası SF₆ haricindeki tüm gaz türevlerini (Benzen, etanol, etilbenzen, heptan, heksan, izopren, metanol, MEK, MIBK, oktan, pentan, 1-penten, toluen, ksilen, bütan, etan, metan, propan, etilen, propilen, vb.) tespit etme imkan ve kabiliyetine sahiptir. MKC ENERGY firması jeotermal enerji sektörünün temel sorunlarından biri olan gaz kaçaklarının önüne geçmek ve gelir kaybını azaltmak için hizmet edecektir. Yarattığı fark ile büyüyen öncü güçlü saygın ve büyük şirket olma yolunda ilerleyecektir. Anahtar Kelimeler: Gaz, ENERGY, Kamera, MKC, Sızıntı

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi

IMPROVING ENVIRONMENTAL AND PLANT PERFORMANCE: ONLINE GEOTHERMAL WELL STIMULATION AND ENVIRONMENTALLY SAFE ONLINE STIBNITE REMOVAL Muller, Logan1 and Wilson, Daniel2 1

Solenis New Zealand, New Zealand Contact Energy Limited, Taupo, New Zealand (lmuller@solenis.com)

GTâ&#x20AC;&#x2122;2020 Geothermal Turkey/TĂźrkiye Jeotermal Kongresi

IMPROVING ENVIRONMENTAL AND PLANT PERFORMANCE: ONLINE GEOTHERMAL WELL STIMULATION AND ENVIRONMENTALLY SAFE ONLINE STIBNITE REMOVAL Muller, Logan1 and Wilson, Daniel2 1

Solenis New Zealand, New Zealand Contact Energy Limited, Taupo, New Zealand (lmuller@solenis.com)

ABSTRACT Geothermal power plants in Turkey have developed a bad reputation, environmentally; sometimes justifiably so and sometimes not. However, newly developed techniques reduce our environmental impact, and, simultaneously, increase productivity. Loss of production and efficiency because of reduced reinjection capacity and binary fouling are common issues for many geothermal power plants. Silica is the most common fouling culprit; stibnite is common in specific plants in New Zealand and Turkey. In reinjection wells, fouling can so significantly impair permeability that plant managers consequently abandon wells. Reduced reinjection capacity not only can limit the production of the geothermal power plant and be a major cost to the plant owners to remedy, but also, in plants in New Zealand and Mexico, has led to permanently running production assets below design capacity. Conventional well stimulation techniques and binary cleanings usually all require the well to be taken out of service and have other disadvantages, including significant health and safety risks, high cost of implementation, corrosion and well stressing. Online cleaning, an alternative approach where the system remains in full use during the chemical stimulation process, combines chemicals and application techniques. It is derived from understanding how the specific scaling deposits form, discerning the deposition pathways specific to the well, the brine chemistry, temperatures, and kinetics. This synthesis facilitates the formulation of tailored treatment chemicals that react with the geothermal silica scale at temperature. In this paper, we report the significant and sustained restoration of well permeability observed in several applications using this new technique, a technique that offers the industry an alternative solution with substantial benefits over traditional approaches. Keywords: online chemical cleaning, silica scaling, geothermal well stimulation, environmental impact, stibnite removal

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi

1. INTRODUCTION Geothermal power plants around the world are challenged by the loss of reinjection capacity due to silica and silica-based deposits. This paper discusses a new technique for cleaning and rejuvenating reinjection systems using an online method that does not require the well to be taken out of service. Additionally, this paper discusses online removal of silica, stibnite and acid-soluble deposits from binary systems. This paper also compares the performance and cost of using traditional, off-line techniques such as hydrofluoric (HF) acid, mechanical drilling and offline cleaning methods for binary plants. It concludes that using this new online well stimulation method to remove silicabased deposits in the rock formation is considerably safer and more cost effective than simply cleaning with HF acid or mud acid (a blend of hydrochloric (HCl) acid and HF acid) or with in-situ HF formation using ammonium bifloride and a strong acid. It discusses the benefits of not having to take a well out of service and the associated benefits of preventing casing cooling during the cleaning process. Binary cleaning case studies in New Zealand and Turkey are discussed from a cost and effectiveness point of view.

2. BACKGROUND Solenis ’ research and development team met with personnel at contact energy ltd. (cel ) to discuss the major issues and costs influencing efficient power production. one high priority was to improve the capacity of their existing reinjection system. plant operators had observed that in most cases mechanically cleaning deposits in the casing had a varying effect on the amount of brine the wells could receive. in some cases, the predominant restriction was in the well casing; in others, it was permeability reduction. However, in either case, mechanical cleaning did not stimulate or remove deposits from the formation. Another imperative was to avoid taking a well out of service during any cleaning operation. Previously, operators considered HF acid (although known to dissolve silica) to be too dangerous and costly to implement as a potential solution. However, the cost, benefit and risk profile subsequently allowed them, and other operators in New Zealand, to reconsider the use of HF acid because of the substantial negative impact silica had on their ability to maintain power production. Solenis has created an online cleaning process for silica and stibnite fouling in binary plants that is in permanent use in the world’s most documented plant with this issue.

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi

3. RESEARCH AND DEVELOPMENT TEAM FİNDİNGS– WELL STİMULATİON As part of the process to develop a cost-effective, online cleaning regime, we initiated a fuller analysis of the root cause of the problem. To reduce silica polymerisation in geothermal systems, the chemical industry had trialled products used in other sectors (e.g., cooling and boiler water treatment). However, no existing scale inhibitor was completely effective. This left the geothermal industry with the need either to drill new reinjection wells continually or to revert to HF acid cleaning. Operators recognised that if silica deposition were occurring within the rock formation, then well cleanings using mechanical techniques within the wellbore would not improve permeability. Some companies use acid to modify the pH level of the reinjection brine to delay silica precipitation. However, over time, operators observed that the costly and difficult-to-manage pH-dosing systems failed to curtail the loss of injection capacity despite the theoretical predictions by pH precipitation models. Even with pH modification, operators still needed to recover reinjection capacity (Lichti et al., 2010). Clearly, the industry needs a safer and more cost-effective method of maintaining or recovering reinjection capacity that does not negatively influence power production or potentially compromise the physical integrity of the well by consecutive coolings and being taken out of service. Our study and modelling show that silica polymerisation is not the entire issue; the presence and role of cations that precipitate silicates are also part of the issue. These silicates act to catalyse polymerisation and precipitation, forming deposits that are not soluble by HF acid (Weres et al., 1981; Amjad and Zuhl, 2010; Ngothai et al., 2012). Sample analysis measured the presence of aluminium at an order of magnitude of 40,000 times more in well deposits than in the brine from which the deposits formed. Other cations that were present in the range of brines studied yielded similar observations. Thus, any dosing solution needs to dissolve both silicate and polymerised silica in addition to preventing scale re-deposition triggered by the re-dissolution of the cations into the silicaladen brine. Previous studies had shown that an alkaline step could remove amorphous silica (Muller and Rodman, 2014); however, this did not remove silicates, which now have been determined to be a key factor in the deposition mechanism. After performing hundreds of laboratory simulations using deposit samples and different brine chemistries, we formulated a system to identify the exact composition of intraformation scale deposits and then to assess the effectiveness of different treatments to remove scale and to keep cations soluble. Field experiences showed that off-line cleaning fluids did not penetrate into the rock formation, resulting in poor performance. Sometimes, because the well was not at full pressure, cross flows of water in the formation carried the off-line chemicals away before any cleaning could occur. We also investigated a range of acid alkaline polymers and organic constituents by injecting them into the brine above the wellhead, or into the reinjection pipework, at full flow to dissolve the deposits that were blocking the formation.

100

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi

4. RESULTS Figures 1–3 show the results of a series of cleanings performed at CEL. The quick and effective recovery of reinjection capacity using this online technique is immediately apparent. Figure 1 shows the flow recovery results after cleaning a well that had been unusable for several years after its flow declined to zero. Figure 2 shows the load charts for three additional wells, BR40, BR41 and BR55. BR41 was the first well treated with the new cleaning technique, which involved using a single tanker load of treatment fluid. BR41 and BR55 are on the same reinjection line at Ohaaki, and both wells had suffered from a significant decline in injectivity. BR41 was flowing at approximately 60 t/h at maximum (max) 6.7 bar well head pressure (WHP), while BR55 was only achieving approximately 15–20 t/h at max 7.4 bar WHP. Initial results of the first treatment on BR41 were encouraging; however, we were limited by our flowmeter at 220 t/h. Figure 3 shows the injection flow rate into the treated wells. In BR41, the decline dropped to 100 t/h in 35 days before the well was taken out of service for a plant outage. The initial treatment of BR55 followed shortly after BR41. BR55, showing performance results similar to the BR41 first treatment, maxed out the flow meter at 220 t/h at less than max WHP. The decline was also similar, dropping to 30 t/h after 80 days, although during this period the well was taken out of service for 25 days because of plant conditions. Eventually, the well flow resumed pre-treatment flow rates of 15–20 t/h.

Figure 1. Water flow and water pressure

101

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi

Figure 2. Load chart in t/hr vs time for the treated wells BR40, a deeper well in the Ohaaki field, had a much better response to the new cleaning technique. Initially, this well was producing 110 t/h at 15.8 bar. We conducted a 3-day cleaning using two tanker loads of treatment chemicals. The first tanker load was pumped away at starting concentrations but did not have a noticeable effect, as shown in Figure 2. This well previously had a live mechanical cleaning to remove wellbore scale from the perforated liner; however, the production casing still had significant wellbore scale. The ex post facto analysis suggested the treatment removed wellbore scale from the casing; however, the volume of scale had exhausted the treatment’s dissolution capacity. On the second day, we increased our treatment concentration rate and achieved a better response. However, this well had a much higher wellhead pressure limitation; thus, we were constrained by available pump head and therefore could not match the treatment concentration with the increased well flow rate. Although flow rate eventually declined, the performance increase in BR40 was sustained significantly longer than in BR55 and BR41. Injectivity on BR40 had the most stable response and continued to accept 150 t/h at 15.4 bar WHP. Figure 3 shows the injection flow rate into the treated wells.

102

GTâ&#x20AC;&#x2122;2020 Geothermal Turkey/TĂźrkiye Jeotermal Kongresi

Figure 3. Injection flow rate into the treated wells.

5. OBSERVATIONS Coutts et al. (2018) documented a bounce back phenomenon in performance from the HF acid off-line method. They observed that the loss of capacity after a clean-out using HF acid could be broken into three periods. The first period exhibited a rapid decline in flow rate caused by the thermal expansion of the rock formation that restricted permeability (because the offline cleaning method used HF at lower temperatures than the reinjection brine). During the second period, mass flow decline continued, however, at a slightly slower rate, possibly because of accelerating deposition on the newly cleaned mineral surfaces in the formation. During the third period, the flow decline slowed further, possibly because of the steady-state natural re-deposition of polymerising silica. The results of the online cleaning revealed two distinct post-cleaning observations. First, BR40 experienced no post-cleaning rapid loss of permeability, and the rate of loss of capacity was equal to historical disposition rates. Second, BR55 and BR40 experienced massive improvement in permeability; in one case, flow increased from 20 to more than 380 t/h and the subsequent decline extended over 6 weeks before reaching a plateau reinjection rate between 60 and 80 t/h. Two theories exist for this phenomenon. One theory is that the rapid increase of flow into the reservoir increased the reservoir pressure and then the flow decreased because of the increased back pressure. Note that if this were the only 103

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi cause, then permeability would return to historic levels as the flow slowly decreased. The other theory is that both wells, BR55 and BR45, are considerably throttled to reduce the feed pressure to the well from more than 25 to 8 bar and that this process causes fine precipitate of amorphous silica and potentially silicate. The fine precipitant can block near bore fissures, thus reducing well performance, and the fines act as a catalyst for lowering the activation energy of the polymerisation process, thereby causing more rapid near bore deposition. As shown in Figure 1, after the well’s water flow rate reaches a steady state, it maintains a steady state for a long time probably because of the deep penetration of this cleaning technique. 5.1 Variance and Further Work In BR55, we took yet another approach with the second treatment. In the first clean-out, the chemical treatment took 6 hours, and we clearly observed a rapid improvement. However, the flow rate declined quickly after the clean. To test whether the flow decline rate could be reduced, a second cleaning was completed over a 3-day period with a total of 14 hours of pumping time of the cleaning solutions. The purpose of the second cleaning was to clean deeper into the rock formation to determine whether the rate of the initial loss of permeability could be decreased. The results indicate that the well subsequently settled at more than 3 times its pre-clean capacity; however, the early decrease in permeability was approximately the same. These results suggest that nearby deposition, possibly caused by throttling or other dynamics, influences permeability in this well. Figures 1 and 3 show that a rapid increase in permeability can be achieved after only 1 hour of chemical dosing. Therefore, much shorter but more frequent online cleanings would maintain capacity at approximately 200 t/h, a 10-fold increase over this well’s uncleaned state. 5.2 Binary Plant Cleaning–Stibnite and Silica Plants that are unfortunate enough to have stibnite (antimony sulphide) deposition must remove the poison from their system in the safest way possible. Before the development of the online cleaning technique, plants were forced to shut down and mechanically clean or to take the plant offline and chemically clean. The costs are significant and include not only the expenses for personnel, chemicals and equipment but also the loss of income from lost power production. Even the most well-run mechanical cleaning leaves antimony deposits that could be fatal if ingested or inhaled in sufficient quantities. TOP Energy, the world’s most documented stibnite-troubled plant in the geothermal industry, uses only the method and chemical blends developed by Solenis to remove deposits. The online cleaning technique

104

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi • • • • •

costs less than offline or mechanical cleaning. improves safety by eliminating the risk of air contamination. requires no human contact with stibnite. facilitates higher plant output. requires less yearly maintenance during shutdowns.

Recently, a plant in Turkey that used offline cleaning tried the Solenis method and discovered the online cleaning technique cost approximately 10% of the cost of their previous method and it was at least as effective. Their previous method used only caustic, which can cause reinjection capacity to decline. Sodium hydroxide precipitates calcium— and we do not want calcium precipitant in our reinjection formations. Figure 4 shows their fouled exchangers. In this case, the plant was using an inexpensive phosphonate as a calcite inhibitor. Analyses showed the white fouling to be calcium phosphate.

Figure 4. Stibnite and CaPO4 fouling Figure 5 shows the dramatic reduction in back pressure in just a few hours. Quite different and much faster results than with a 3-day offline clean.

Figure 5. Screenshot showing pressure drop in 2 hours

105

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi 5.3 Environmental Perception of Geothermal In addition to the cost reductions, safety improvements and performance increases, the online method helps the industry improve our environmental impact and the public’s perception. Figure 6 shows the typical aftermath of mechanically removing stibnite. In New Zealand and Turkey, plants are located in rural agricultural areas. The dust or wash from stibnite cleanings must not enter the food chain. Farmers are rightfully worried about this.

Figure 6. Mechanically removed stibnite Previously, reinjection well cleanings typically used HF acid or a mix of HCl, HF or ammonium bifloride. HF is a strong acid; not only does it create a corrosion risk that is difficult to manage, but also it is very dangerous. If HF acid is pumped into a well and the well is punctured or becomes corroded near the ground water level, the acid can seep into the ground water system. The online cleaning method does not use HF acid and it eliminates the need for human contact with particulate stibnite. Thus, it eliminates the dangers associated with the offline methods. 5.4 Cost Effectiveness CEL now has the ability to increase the reinjection capability of its reinjection wells without affecting plant power production or triggering safety issues associated with the use of HF acid. A significant improvement in permeability can be achieved very quickly using this new technique. Solenis’ research and development team showed that the technique is more than 13 times more cost-effective, even using the deep penetration method (the costliest of the online cleaning methods), and much safer than the old, off-line method using HF acid. This cost

106

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi analysis does not include any power generation lost during the well outages required for offline cleanings. In New Zealand, the plant cleaning costs were reduced by 80% and, since using this method, the plant has experienced its highest power output in 10 years. In Turkey, the overall cost was less than 10% of the cost of the offline method.

6. CONCLUSION The new cleaning technique has proven to be cost effective and to deliver excellent results. Therefore, more cleanings are planned in other well fields and a program to maintain reinjection capacity using this method has been built into CEL’s maintenance program. These online cleaning techniques deliver deeper penetration into the rock formation and thus have longer lasting effects than HF and HF-HCl offline cleanings. The well’s life expectancy is not compromised by the heating and cooling and reheating of the well bore casing. This new chemical cleaning technique is not a magical, universal solution; key to its success is a thorough investigation to identify the effect of interfering cations and to develop an understanding of the precipitation and polymerisation processes. Every power plant is different, and every brine is different; hence the solution is the development of an analytical approach to each case. For CEL, this technique has been very beneficial.

REFERENCES •

Amjad,H and Zuhl,T, 2010.

•

Catherine Coutts, Ian Richardson, Jaime Quinao, and Olivia Goh.: Acid Stimulation of Kawerau Injection Well Pk4a Using Hydrofluoric Acid, Proceedings, 40th New Zealand Geothermal Workshop, Auckland, New Zealand (2018).

•

Lichti, K.A.; White, S.P.; Ko, M.; Villa, R.R.; Siega, F.L.; Olivar, M.M.M.; Salonga, N.D.; Onega, M.S.; Garcia, S.E.; Buning, B.C. and Sanada, N.: Acid Well Utilization Study: Well MG-9D, Philippines. Proceedings World Geothermal Congress 2010. Bali, Indonesia. (2010).

•

Muller, L. and Rodman, D.: Online Calcite Removal, Silica Prevention and Removal, NACE Test and Calcium Acrylate Prevention: An Update on R&D Progress, Proceedings, 36th New Zealand Geothermal Workshop, Auckland, New Zealand (2014).

•

Ngothai,Y.Lemon,D. O’Niel,B. . Proceedings CHEMECA (2012)

•

Weres, O.; Yee, A. and Tsao, L.: Kinetics of Silica Polymerization, J Coll. Interface. Sci., 84, (1981), 379-402.

107

108

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi

JEOTERMALDE ENDÜSTRI 4.0 UYGULAMALARI VE KONTROL SİSTEMİ LOJİKLERİNİN İYILEŞTİRİLMESİ Lütfü İLGÜN

Metso Minerals A.Ş İstanbul Şubesi. İDTM A2 Blok Kat:11 No:353 Bakırkoy, İstanbul/Turkey (lutfu.ilgun@metso.com)

109

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi

JEOTERMALDE ENDÜSTRI 4.0 UYGULAMALARI VE KONTROL SİSTEMİ LOJİKLERİNİN İYILEŞTİRİLMESİ Lütfü İLGÜN

Metso Minerals A.Ş İstanbul Şubesi. İDTM A2 Blok Kat:11 No:353 Bakırkoy, İstanbul/Turkey (lutfu.ilgun@metso.com)

ÖZ Metso jeotermal sektöründe öncü vana firmalarından biridir ve bu sektördeki tecrübesinde Türkiye jeotermal sektörünün ilk yıllarından beri üreticiler ile yakın çalışmasının payı büyüktür. Bu doğrultuda Metsonun üreticilerin en çok tercih ettiği vana markası olduğunu görüyoruz. Yıllar içinde proses iyileştirmelerinden belirli noktalarda sorunsuz çalışan vana tiplerini ve malzeme seçeneklerini bulmaya dek metso sahadaki güçlü satış sonrası varlığı ile üreticiler için güçlü bir vana tedarikçisi ve partnerdir. Mekanik olarak sorunsuz vanaları üretmek dışında bu vanaların ömür boyu servislerinin takibi, vananın prosese olan pozitif ve negatif katkısını ölçebilmek, sorun olmadan üretim performansı azalmadan önce müdahale edebilmek. Ya da sorun esnasında hızlı şekilde müdahale edip ekipmanı çalışır hale getirmek jeotermal sektöründe kanıtlanmış olan başarılarımızdandır. Endüstri 4.0 uygulamaları ile birlikte vanaların performansları dışında proses optimizasyonları da odak noktalarından biri haline geldi. Sahanın aktif şekilde izlenip gerçekten doğru set değerleri ile çalışılıp çalışılmadığı da önemli bir kriter haline geldi. Optimum set değerleri içinde çalıştırılmayan her proses hem üretim/enerji kaybına hem de ekipmanların zorlanarak daha erken aşınmalarına neden olabileceği, yapılan çalışmalar neticesinde görülebiliyor. Bu bağlamda Metso, vanalar dışında prosesi de izleyen ve size gerçek zamanlı olarak ekipmanların birbirleri ile uyumunu gösteren, size proses optimizasyonları sunan, enerji kayıplarını engelleyen çözümleri ile öne çıkıyor. Bu yılki jeotermal kongresinde Metso Plant Triage yazılımını ve sizlere kazandırabileceklerini konuşacağız.

110

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi

AKILLI JEOTERMAL ENERJİ SANTRALLERİ: YENİ NESİL SANTRALLERE GİRİŞ INTELLIGENT GEOTHERMAL POWER PLANTS: AN INTRODUCTION TO THE NEW GENERATION POWER PLANTS Füsun S. Tut Haklıdır

İstanbul Bilgi University, Department of Energy Systems Engineering, Santral Campus, Eyüp-İstanbul (fusun.tut@bilgi.edu.tr)

111

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi

AKILLI JEOTERMAL ENERJİ SANTRALLERİ: YENİ NESİL SANTRALLERE GİRİŞ Füsun S. Tut Haklıdır

İstanbul Bilgi Üniversitesi, Enerji Sistemleri Mühendisliği Bölümü, Santral Kampüs, Eyüp-İstanbul (fusun.tut@bilgi.edu.tr)

ÖZ Elektrik üretiminde kesintisiz ve sürekli enerji üretimi esas olup, bu prensiplere dayalı bir üretim yaygın olarak temel güç santrallerinden karşılanabilmektedir. Diğer yenilenebilir enerji kaynaklarından farklı olarak, jeotermal santraller temel güç santralleri tipinde olup, yüksek kapasite faktör değerleriyle yatırımcılar tarafından cazip bulunmaktadır. Bir jeotermal santralin kurulabilmesi için gerekli rezervuar koşullarına ulaşabilmek için yapılacak detaylı jeotermal kaynak arama çalışması ve belirlenen santral tasarım parametrelerine dayalı olarak seçilecek termodinamik çevrimin belirlenmesiyle başlayacak çoklu disiplinli kademeli çalışmalar hem zaman, hem de ciddi bir finansman desteğine gereksinim duyulan yatırım sürecini de beraberinde getirmektedir. Buna ilaveten jeotermal santrallerin devreye alınmasıyla santralin kesintisiz elektrik üretimi sağlayabilmesi için kapsamlı bir rezervuar yönetimine ve jeotermal akışkandan kaynaklı oluşabilecek sorunların önüne geçilmesini gerektiren operasyonel süreçlerin takibine ihtiyaç duyulmaktadır. Santralden buhardan ilk elektriğin üretilmesiyle başlayan bu uzun soluklu süreç, akışkanla, çevreyle, hava koşullarıyla ve yatırımcıyla dost olarak sürekli tam kapasitede enerji üretebilmek için yine sürekli ve titiz bir işletme planı zorunluluğunu doğurmaktadır. Elektrik üretimin etki edebilecek çok sayıda değişkenin olduğu jeotermal santrallerde enerji verimliliğinin sağlanması azami öneme sahiptir. Dünyada farklı sektörlerde kullanılmaya başlanmış olan akıllı sistemlerin jeotermal santrallerde de kullanılmaya başlanmasıyla, bu tip güç santrallerinde operasyonel problemlerin minimize edilerek, sistemde ekipman, akışkan ve operatör kaynaklı verimlilik kayıplarının azaltılabileceği öngörülmektedir. Bu çalışmada, akıllı sistemlerin jeotermal santrallerde hangi süreçlere adapte edilebileceği, sistemin kontrolünde sağlayabileceği faydalar ve hangi metotların kullanılabileceği ele alınacaktır. Anahtar Kelimeler: Akıllı sistemler, jeotermal enerji, jeotermal santral, yapay zeka

112

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi

INTELLIGENT GEOTHERMAL POWER PLANTS: AN INTRODUCTION TO THE NEW GENERATION POWER PLANTS Füsun S. Tut Haklıdır

İstanbul Bilgi University, Department of Energy Systems Engineering, Santral Campus, Eyüp-İstanbul (fusun.tut@bilgi.edu.tr)

ABSTRACT In electricity generation, it is essential to provide uninterrupted energy, and energy production based on this principle can be widely supplied from base load power plants. Unlike other renewable energy sources, geothermal power plants are of the base load type of power plants and they are attracted by the investors with high capacity factor values. Multidisciplinary progressive studies that start with detailed geothermal resource exploration studies to reach the required reservoir conditions before installation of a geothermal power plant and determine the thermodynamic cycle to be selected based on the plant design parameters require both time and financial support during the investment stage of a geo-power project. In addition, in order to ensure uninterrupted electricity generation by the commissioning of geothermal power plants, comprehensive reservoir management and monitoring of operational processes that require the prevention of problems due to geothermal fluid. This long-term process, which started with the generation of the first electricity from the steam from the power plant, necessitates a continuous and meticulous operation plan in order to produce energy at full capacity in a friendly manner with the fluid, environment, weather conditions and the investor. It is of utmost importance to ensure energy efficiency in geothermal power plants where there are many variables that can affect electricity generation. With the introduction of intelligence systems in geothermal power plants, which have started to be used in different sectors around the world, it is predicted that operational problems in power plants can be minimized and productivity losses in the system due to equipment, fluid and operator can be reduced. In this study, the processes that smart systems can be adapted to geothermal power plants, the benefits they can provide in the control of the system and which methods can be used will be discussed. Keywords: intelligent systems, geothermal energy, geothermal power plant, artificial intelligence

113

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi

1. AKILLI SİSTEMLERİN ENERJİ ALANINDA KULLANIMI

Akıllı sistemler, temelde bir ortamı, durumu tanımlayarak, analiz etmenin ardından mevcut verilere dayalı olarak tahmin ve/veya çeşitli kontrol işlevlerini gerçekleştirebilmek için kullanılan yeni yöntemlerden oluşmaktadır. Bu sistemlerin çalışması veriye dayalı olduğundan, etkin ve doğru verinin kullanılması, gerektiğinde verinin etiketlenerek, bir ortamdaki anomaliyi tespit edebilmek, problemi tanımlayabilmek ve zamanında müdahale edebilmeye ve farklı sistemlerin etkin bir şekilde çalışmasına olanak sağlamaları açısından bu metodlar mühendislik, inşaat, tıp, finans alanlarında dünya genelinde 21. yüzyıl başlarından itibaren yaygınlaşmaya başlamıştır. Akıllı sistemler genel olarak veri almayı sağlayacak sinyal toplama sensörler, bilgileri komuta kontrol ünitesine iletebilecek elemanlar, mevcut veriye dayanarak karar alabilen ve kararı uygulayabilecek komuta kontrol birimleri, karar ve talimatları iletecek bileşenler ve gerekli işlemin yapılmasını sağlayacak temel bileşenlerden oluşmaktadır.(Şekil 1)

Şekil 1.Akıllı sistemlerde verinin kullanım aşamaları (IRENA, 2019) Akıllı sistemler enerji sektöründe hızlı ve doğru karar vermede, enerji üretimi tahmininde, farklı yenilenebilir enerji kaynaklarının entegrasyonunda, mikro-şebeke sistemlerinde, enerji depolamada şebeke güvenilirliğinin sağlanmasında, enerji taleplerinin tahmininde ve enerji santrallerinde olası problemlerin ilk aşamada saptanmasında kullanılabilmektedir (Şekil.2).

114

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi

Şekil.2 Mikro-şebekelerin akıllı sistemlerle kontrolü (Bui vd., 2019 uyarlanarak)

2. AKILLI JEOTERMAL ENERJİ SANTRALLERİ Jeotermal enerji santralleri, rezervuar karakteristiklerine bağlı olarak farklı teknolojilerle enerji üretilebilen, baz yük tipinde santrallerdir. Her santralin kendine özgü işletme ve operasyonel gereklilikleri olmakla birlikte, ihtiyaç duyulan kontrol sistemleri aynı amaca hizmet etmekte olup, santralin enerji verimliliğin azami düzeye ulaştırılması ve bu düzeyde korunabilmesidir. Özellikle sıvı baskın jeotermal rezervuarlarda enerji üretimi için kullanılan flaş ve ikili çevrimlerde enerji santrallerinin verimliliklerinin sürekli kontrolü operasyonel zorluklar nedeniyle oldukça önemlidir (Haklıdır Tut ve Balaban Özen, 2019). Flaş ve çoklu flaş tip santrallerde yüksek sıcaklıktaki akışkanın sıvı ve buhar fazına ayrılması, bu esnada oluşacak farklı mineral kabuklaşmalarının oluşması, yüksek orandaki yoğuşmayan gazların bertarafı ve bu gazların korozif etkilerinin gözlenmesi, üretim kuyularından re-enjeksiyon kuyularına kadar ilerleyen süreçte akışkanın geçirdiği sıcaklık, basınç değişimlerinin takibi gibi tüm aşamalarda sistemin kesintisiz çalışması için kontrol sistemlerine ihtiyaç duyulmaktadır. İkili sistemlerde de üretim kuyuları, ısı eşanjörlerinde ve reenjeksiyonda oluşabilecek mineral ve kolloidal kabuklaşma sorunları yanı sıra ağırlıklı olarak hava soğutmalı sistemler kullanıldığından, özellikle Batı Anadolu gibi yaz aylarında hava sıcaklığının tasarım parametrelerinin çok üzerine çıkması nedeniyle soğutma konusunda yaşanan sıkıntılar nedeniyle verimliliğin düşmesi temel problemlerdir (Demirdağ vd. 2017). Özellikle flaş ve ikili çevrim santrallerinde gözlenen bu sorunlar rezervuarda ve santral, yüzey ekipmanlarında oluşabilecek olanlar ikiye ayrılabilirler. Rezervuarla ilgili olabilecek sorunlar; kabuklaşma ve sahadaki üretime bağlı olarak rezervuar karakteristiklerinin 115

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi değişiminden kaynaklı, santral kısımlarındaki ise; türbin, pompa gibi ana ekipmanlarda oluşabilecek ve santralde duruşa gidilebilecek potansiyel büyük sorunlar olarak ifade edilebilir. Her iki tip sorunda kapasite faktörleri yüksek olan jeotermal santrallerin enerji verimliliklerinin ciddi düşüşüne neden olabilecek, enerji üretiminde azalmaya neden olacak sorunlardır. 2.1 Rezervuar Koşullarının Korunması ve Takibi İçin Kullanılabilecek Akıllı Sistemler Üretim yapan jeotermal rezervuarın zamanla fiziksel ve kimyasal özelliklerinde değişimler gözlenmektedir. Uzun soluklu, detaylı bir rezervuar yönetim süresince rezervuarlarda sıcaklık, basınç, debi değişimleri, reenjeksiyon sahasıyla üretim sahasının etkileşimi sürekli gözlenmektedir. Alınan farklı verilerin birlikte değerlendirilebilmesi sahadaki ekiplerin sürekli senkronize çalışmasına ihtiyaç duymakta, bu tip bir çalışma ise farklı saha çalışma koşulları nedeniyle her zaman mümkün olamayabilmektedir. Böylece sürekli sayısı artan farklı verilerin değerlendirilmesi zorlaşmaktadır. Akıllı sistemler bu tip çoklu veri değerlendirmelerinde kullanılarak, hem verilerin bir düzen içinde akmasını sağlamak, hem de mevcut verileri takip ederek, kuyulardan gelen anomalileri ilk aşamada fark ederek, ileriki aşamada müdahale edilmesi veya önlem alınması gereken durumları tahmin edebilmektedir. Geçmişe dayalı mevcut farklı verilerin birlikte değerlendirilmesi makine öğrenmesi tekniği kullanılarak, uzun vadeli olarak jeotermal sistemin koşullarının değişimi hakkında tahmin edilebilir (Haklıdır Tut ve Haklıdır, 2019). Bunun yanı sıra jeotermal kuyularda ve yüzey ekipmanlarında gözlenen kabuklaşmayı engellemeye yönelik kullanılan kimyasal inhibitörlerin hangi koşullarda ne kadar kullanılmasının belirlenebileceği kontrol sistemleri insandan bağımsız, uzman sistemlerle gerçekleştirilmesi mümkündür. Bulanık mantık gibi kurala dayalı uzman bir sistemle, inhibitör dozajı değişen rezervuar koşullarına göre otomatik olarak belirlenebilir ve bu da hem rezervuarın korunmasına, hem de az veya fazla inhibitör kullanılmasını engelleyerek, santral işletme bütçelerindeki ana kalemlerden olan inhibitör sarfiyatını düşürebilir (Haklıdır Tut ve Haklıdır, 2017). 2.2 Santralin Kontrolü İçin Kullanılabilecek Akıllı Sistemler Jeotermal santralde kullanılan teknolojiye bağlı olarak, jeotermal akışkandan enerji üretilip, atık akışkanın yer altına reenjekte edilmesine dek ilerleyen süreç karmaşık olabilir. Çok sayıda üretim kuyusunun olması ve zamanla değişen rezervuar koşullarına göre hangi kuyudan ne kadar akışkan alınması gerektiğinin tespitinde, reenjeksiyon pompasıyla atık akışkanın hangi reenjeksiyon kuyusuna ne kadar gönderilmesi gerektiği koşulların doğru tesbiti jeotermal sistemin korunması açısından oldukça önemlidir. Bununla birlikte özellikle seperasyon ve çoklu seperasyon kullanılan sistemlerde çift fazlı akışkanın sıvı ve buhar (+gaz) fazlarına ayrılmasının ardından elde edilecek buhar miktarları ve buhar türbininin farklı kademelerine bu buharların gönderilmesi, buhar kalitesi ve işletme koşullarına bağlı olarak türbin performansının izlenmesi kritiktir. Tüm bu sistemlerde sürekli çalışan yüzey ekipmanlarının durumlarının takibi, ekipmanlar bozulmadan önce müdahale edilme imkanını elde etmek açısından oldukça anlamlıdır. Kestirimci bakım uygulamaları sayesinde, bir buhar türbininden sağlacak tüm verilerle türbin performansı hassasiyetle takip edilerek, olası anomaliler ilk aşamada fark edilerek, müdahale

116

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi yapılmasına olanak sağlamaktadır. Tüm veriler makine öğrenmesi tekniği uygulanarak, sistemin çalışması gereken koşulları ortaya konarak, karar bazlı bir kontrol sistemiyle oluşturulan referans değer çizgisi dışına çıkılmamasına, olası anomali tespit edildiğinde hızla müdahale edilmeye imkan sağlamaktadır. Bu tip bir uygulama, santralde kontrole ihtiyaç duyulan tüm vana, pompa sistemlerinde rahatlıkla kullanabilmektedir. Bu veri değerlendirme ve kontrol sistemleri santraldeki sorunların ilk aşamada tespitine imkan tanırken, aynı zamanda da jeotermal santralin en verimli şekilde çalışmasını sağlayacaktır. Bu tip bir veri değerlendirme ve kontrol sistemi organik rankine çevrim santrallerde farklı dış koşullar nedeniyle düşen santral veriminin, bir miktarının geri kazanımını sağlayabilecektir.

3. SONUÇLAR Jeotermal enerji santralleri yenilenebilir enerji santralleri arasında meteorolojik koşullardan bağımsız, sürekli çalışabilen santraller olmaları nedeniyle oldukça önemli bir yere sahiptirler. Bununla birlikte jeotermal santrallerde hem rezervuar hem de santral yönetimleri ayrı ayrı öneme sahip, yeraltı ve yüzey ekipmanlarının birlikte uyumlu ve uzun süreli çalışabilmeleri için işletme dönemlerinde titiz bir gözlem ve kontrol mekanizmalarına ihtiyaç duyulmaktadır. Özellikle santrallerde jeotermal akışkanın sistem boyunca sıcaklık ve basınç koşullarının sıklıkla değişmesi nedeniyle akışkan bünyesindeki minerallerin farklı doygunluk noktaları, yoğuşmayan gazlardan kaynaklı korozif koşullar sürekli gözlem ve kontrol ihtiyacını doğurmaktadır. Üretim kuyularından akışkan eldesinden, atık akışkanın reenjeksiyonuna dek geç tüm süreçte santralden sürekli farklı veriler alınmakta ve santralin en iyi şekilde işletilmesi için sürekli kontroller yapılmaktadır. Mevcut verileri birlikte değerlendirme ve otomatik kontrol gerçekleştirmeye olanak sağlayan akıllı sistemlerin jeotermal santrallerde yakın gelecekte oldukça etkin olarak kullanılmaya başlayacağı ve sistemdeki enerji kayıplarının ve bakım giderlerinin de azaltılacağı, öngörülmektedir.

REFERANSLAR • • • • •

Bui, H.V., Hussain, A., Kim, H.M. 2019. Q-learning-based operation strategy for community battery energy storage system (CBESS) in microgrid system. Energies, 12 (9), 1789. Haklıdır Tut, F.S., Balaban Özen, T. 2019. A review of mineral precipitation and effective scale inhibition methods at geothermal power plants in West Anatolia (Turkey), Geothermics 80, 103-118. Haklıdır Tut, F.S., Haklıdır, M. 2019. Prediction of Reservoir Temperatures Using Hydrogeochemical Data, Western Anatolia Geothermal Systems (Turkey): A Machine Learning Approach. Natural Resources Research, 1-14. Haklıdır Tut, F.S., Haklıdır M. 2017. Fuzzy control of calcium carbonate and silica scales in geothermal systems, Geothermics, 70, p. 230-238. IRENA, 2019. Artificial intelligence and big data. International Renewable Energy Agency Report, 24 p.

117

118

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi

REZERVUAR YÖNETİM UYGULAMARINDA VERİ ÇEŞİTLENDİRMESİ DATA DIVERSIFICATION ON RESERVOIR MANAGEMENT APPLICATIONS 1

Erdinç ŞENTÜRK

Zorlu Enerji Levent 199 Istanbul, Turkey (erdinc.senturk @zorlu.com)

119

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi

REZERVUAR YÖNETİM UYGULAMARINDA VERİ ÇEŞİTLENDİRMESİ 1

Erdinç ŞENTÜRK

Zorlu Enerji Levent 199 İstanbul, Türkiye (erdinc.senturk @zorlu.com)

ÖZ Jeotermal sahalarda rezervuar yönetimi uygulamalarında kullanılan parametreler; fiziksel olarak basınç, sıcaklık, debi ve kimyasal olarak sıvı/gaz fazdaki madde içerikleri olarak özetlenebilir. Bu ana parametreler dışında, üretim ve enjeksiyon performansına ait öngörülerin ve değerlendirmelerin oluşturulmasında kuyu testleri ve rezervuar karakterizasyonu ile elde edilebilecek kuyular özelinde geçirgenlik-kalınlık çarpanı, üretilebilirlik/enjektivite endeksi gibi parametreler de rezervuar yönetimi uygulamalarında en çok başvurulan parametrelerdir. Tüm bu parametrelerin zamana bağlı değişimlerinin takibi ile elde edilen bilgilere ek olarak, ana veri setlerinden ikili/üçlü oluşturulan çarpanlar, diğer parametreleri kullanarak elde edilen ağırlıklı ortalamalar gibi çeşitlendirmeler ile de rezervuar davranışı ile ilgili önemli bilgiler elde etmek mümkündür. Bu çalışmada Kızıldere jeotermal sahası veri setleri kullanılarak yapılan çeşitlendirmeler ve ilgili rezervuar yönetimi uygulamalarıyla birlikte aktarılacaktır. Anahtar Kelimeler: Rezervuar, Yönetimi, Çeşitlendirme, Kuyubaşı, Basınç, Sıcaklık, Kizildere

120

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi

DATA DIVERSIFICATION ON RESERVOIR MANAGEMENT APPLICATIONS 1

Erdinç ŞENTÜRK

Zorlu Enerji Levent 199 Istanbul, Turkey (erdinc.senturk @zorlu.com)

ABSTRACT The parameters have been used in reservoir management applications could be summarized into pressure, temperature and flowrate as being physical and material content of liquid/gas phases as chemical parameters. Besides of these main paramaters, for the individual wells parameters such as permeability-thickness product and productivity/injectivity indices which could be obtained from well tests and reservoir characterization are the most common parameters used in reservoir management applications to generate forecasts and evaluations related to production and injection performance. In addition to findings from monitoring changes in all of these paramaters in time, it is also possible to get valuable information about reservoir behaviour by diversifications such as products obtained from couples/triples of main parameters, weighted average of one parameter using weights as other parameters. In this study, data diversifications created by using Kizildere geothermal field data set will be shared with related reservoir management applications. Keywords: Reservoir, Management, Diversification, Wellhead, Pressure, Temperature, Kizildere

121

122

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi

ALAŞEHİR JEOTERMAL SAHASININ TOUGH2 İLE NUMERİK MODELLEMESİ 1

Hakkı AYDIN, 2Serhat AKIN

Zorlu Enerji Alhan Mahallesi Alaşehir Manisa Orta Doğu Teknik Üniversitesi, Ankara, Turkey (hakki.aydin@zorlu.com, serhat@metu.edu.tr )

123

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi

ALAŞEHİR JEOTERMAL SAHASININ TOUGH2 İLE NUMERİK MODELLEMESİ 1

Hakkı AYDIN, 2SERHAT AKIN

Zorlu Enerji Alhan Mahallesi Alaşehir Manisa Orta Doğu Teknik Üniversitesi, Ankara, Turkey (hakki.aydin@zorlu.com, serhat@metu.edu.tr )

ÖZ Etkili bir rezervuar yönetimi için, kapsamlı bir rezervuar simulasyonu önemli ve gereklidir. TOUGH2 rezervuar simülatörü bu amaçla kullanılan en yaygın yazılımlardandır. Bu çalışmada, Türkiye’nin en gelişmiş jeotermal sahalarından bir tanesi olan Alaşehir jeotermal sahasının modellenmesi, TOUGH2 rezervuar simülatörü ile yapılmıştır. Bu çalışma, 7 farklı operatör şirket tarafından işletilen 100’den fazla kuyuyu kapsar. Sahanın kurulu güç kapasitesi şuan için 310 MW’tır. Birbirine yakın lisans alanları ve güçlü kuyu etkileşimleri, rezervuar simülasyonu ihtiyacını elzem kılmıştır. Jeoloji, jeokimya, sondaj, kuyu basınç testleri, rezervuar gözlemi ve izleyici testi gibi farklı veri kaynaklarından yararlanılarak 18kmx12kmx5.5km boyutunda bir rezervuar modeli oluşturulmuştur. Model kalibrasyonu yapılırken, model sonuçları ile kuyulardaki gerçek sıcaklık, basınç ve kondanse olmayan gaz üretimindeki düşüşler arasında çakışma yapılmıştır. Sisteme yeni dahil edilen santrallerin sahanın üretim performansı üzerindeki etkisi farklı üretim debilerinde test edilerek hassasiyet çalışması yapılmıştır. Bu çalışma sonucunda, yeni kuyuların sisteme dahil olmasının rezervuar basıncındaki düşüşü hızlandırdığı ve rezervuar basıncındaki azalımın, önümüzdeki süreçte sahanın temel problemi olacağı ortaya çıkmıştır. Öngörülen akışkan debisinin sürekli üretilebilmesi için kısa vadede ilave üretim kuyuları ile üretim genişlemesi yapılabilirken, sonraki süreçlerde make-up (ilave kuyu) çözüm olmaktan çıkmaktadır. Kuyuiçi dalgıç tipi pompa kullanımı ihtiyacı artmaktadır. Anahtar Kelimeler: Modelleme, Simülasyon, Alaşehir

124

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi

1. GİRİŞ TOUGH2 rezervuar simülatörü, jeotermal sistemleri modelleme uygulamalarında en yaygın kullanılan kod grubunu içerir. Temel olarak TOUGH2, enerji, kütle ve momentum korunumu denklemlerini numerik olarak çözmektedir. Bu denklemlerin numerik çözümü zamansal ve uzaysal ayrıklaştırma yöntemi ile elde edilmektedir. Uzaysal ayrıklaştırma yönteminde, var olan bir hacim daha küçük hacimlere bölünür ve “grid blok” olarak adlandırılır. Bir simülasyonda grid blok küçüldükçe, grid sayısı ve dolaylı olarak da çözülecek denklem sayısı artmaktadır. Bu nedenle, bir model oluşturulurken, simülasyon süresi göz önünde bulundurularak grid blok büyüklüğü seçilir. Simülasyon süresi çok uzun olmayacak şekilde ve aynı grid blok içine birden fazla kuyu düşmeyecek şekilde grid blokların boyutları hassas bir şekilde oluşturulur. Uzaysal ayrıklaştırma işlemi tamamlandıktan sonra, grid bloklar, numerik çözüm için çalıştırılır. Numerik çözüm esnasında, simülasyon zamanı, daha küçük zaman aralıklarına bölünerek ve artan bir şekilde devam eder. TOUGH2’de numerik çözümler, lineer denklem yöntemi ve jacobian matriksi ile yapılır. Lineer denklem çözücüler direkt ve iteratif tekniklerini kullanır. İteratif yöntem daha az zaman ve bilgisayar gücü gerektirdiği için tercih sebebidir. TOUGH2, çatlak ve kayacın matriks kısmına bir eş değer atayarak geçirimlilik ve gözenekliliğini temsil eden eş değer gözenekli rezervuar modelini kullanmaktadır. Ayrıca, simülatörün çift gözenekli rezervuar modelini de çalıştırabilen “MINC” modülü mevcuttur. Bu çalışmada eş değer gözenekli modeli kullanılarak simülasyon yapılmıştır. Modelleme yapılırken, öncelikle rezervuarın kavramsal modeli oluşturulur. Daha sonra rezervuar sınırları ve sınır özelikleri tayin edilir. Rezervuarın üretim yapılmadan önceki özeliklerini temsil eden kararlı doğal durum özellikleri elde edilinceye kadar simülasyonlar tekrarlanır. Kararlı doğal durum simülasyonları sonucu elde edilen basınç ve sıcaklık profilleri, kuyuların statik sıcaklık ve basınç profilleri ile uyumlu olması gerekmektedir. Ayrıca, NCG (kondanse olmayan gaz) oranlarının da jeotermal rezervuarın ilk hali ile uyumlu olması gerekmektedir. Kararlı doğal durum elde edildikten sonra, rezervuardan üretim ve re-enjeksiyon yaptırılarak yalancı kararlı akış durumuna geçirilir. Modelin dinamik kalibrasyonu için, simülasyon sonucu elde edilen basınç değerlerinin, gözlem kuyularındaki basınç değişimleri ile çakışması sağlanır. Ayrıca, model sonuçlarında kuyularda elde edilen değişimler, üretim kuyularında gerçekleşen basınç, sıcaklık ve NCG oranlarındaki değişimler ile uyumlu olması sağlanır. Gerçek kuyu değerleri ile simülasyon değerleri arasında çakışma sağlanırken kullanılan başlıca değişken parametreler: fay düzlemi boyunca var olan bloklardaki gözeneklilik faktörü ve geçirimlilik faktörü olmuştur.

2. VERİ DERLEME Bu çalışma kapsamında kullanılan veriler literatür taramasında elde edilmiştir. Öncelikle, “Google Earth” kullanılarak kuyu lokasyonları belirlenmiştir. Kuyubaşlarında bulunan yüzey ekipmanlarına göre, kuyuların enjeksiyon veya üretim kuyusu olduğuna karar verilmiştir. Daha sonra, EPİAŞ (Enerji Piyasaları Düzenleme A.Ş.) resmi sayfasından bütün santrallerin net üretim verileri elde edilmiştir. Net üretim değerleri, santrallerin iç tüketimleri de göz önünde bulundurularak brüt üretime çevrilmiştir. Sahadaki bölgesel sıcaklık farklılıkları ve kullanılan santral teknolojisine göre brüt üretim değerleri, üretilen akışkan debilerine çevrilmiştir. Sektör model kullanılarak elde edilen toplam debiler

125

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi kuyulara eşit olarak dağıtılmıştır. Kuyu lokasyonları, yüzlekler ve literatür çalışmaları baz alınarak olası önemli faylar oluşturulmuş ve bu fayların geçtiği blok hücrelerin özelikleri tayin edimiştir. Rezervuar özellikleri saha ile ilgili literatür çalışmalarından elde edilmiştir. Gözeneklilik ve geçirimlilik özelikleri girişim testinden, rezervuar hacmi izleyici testinden, fay haritası ve özelikleri yüzlek çalışmasından, rezervuar kalınlığı sismik verilerden ve açılan kuyu loglarından elde edilmiştir.

Şekil-1. Basınç Yükselim Testi Sonuçları (Aydin 2018)

Şekil-2. Alaşehir grabenindeki Fay yüzlekleri (Çiftçi, 2007)

3. KAVRAMSAL MODEL Alaşehir jeotermal sahasının kavramsal modeli Çiftçi ve Bozkurt (2009) tarafından çalışılmıştır (şekil-3). Bu çalışmaya göre, meteorik kökenli akışkan yüksek geçirimli faylar vasıtası ile rezervuar kayaya ulaşıp ısındıktan ve basınçlandıktan sonra örtü kaya özeliği gösteren sedimanter kayaçların altında kapanlanmıştır. Akışkanın asidik özelikte olması ve rezervuar kayacının da karbonatlı yapıdaki mermer ağırlıklı olması nedeniyle, ikincil gözenekliliği oluşturan vaglı yapılara rastlanır. Ayrıca tektonik hareketler sonucu oluşan faylarla ilişkili olarak ortaya çıkan çakışık çatlak sistem, ikincil gözenekliliği arttırmıştır. Kavramsal model oluşturulurken, yüzeyden 200 m kalınlıkta yüzey alüvyon çökel olarak kabul edilip sabit koşullar atanmıştır. Sedimanter kayaçlar tek bir birim altında toplanarak,

126

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi eş değer özellikleri belirlenmiştir. Rezervuar kayacı, kuvartz, mermer ve şistlerden oluşmasına karşın, metamorfikler olarak eş değer özelikler atanmıştır. Böylece, numerik çözümlemeler için kolaylık sağlanmıştır. Oluşturulan model 18kmx12kmx5.5km boyutlarındadır.

Şekil-3. Alaşehir jeotermal sahasının kavramsal modeli (Çiftçi and Bozkurt, 2009)

Şekil-4. Model stratigrafisi ve Alaşehir sahasındaki birimler

4. MODEL GRİDLENMESİ - SINIR DEĞERLERİ VE DOĞAL DURUM SİMÜLASYONU Kavramsal model oluşturulduktan sonra, gridleme işlemi yapılmıştır. Gridleme işlemi yapılırken, aynı grid içine birden fazla kuyu düşmeyecek şekilde, grid oluşturulmuştur. Hassas çalışma yapılan bölgelerde veya kuyu bilgileri bilinen noktaların grid boyutları küçük tutulur. Bu çalışmada, hassas çalışılan bölgeler için grid boyutları 250 metre tutulmuştur. Diğer bölgelerde, 500 metre ile 1000 metre arasında değişmiştir.

127

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi

Şekil-5. Model Gridlemesi Sınır koşulları olarak sahanın çevresindeki sınırlardan sabit debide besleme olduğu varsayılmıştır. En üst yüzey sınırı sabit değerler ile koşullandırılmıştır (25 ⷪC, 1bara)

Şekil-6. Sınır koşulları Doğal durumun oluşması için sahanın iki farklı bölgesinden, 5000 metre derinlikten, 13 km2 alandan, 0.4 kg/sn debide sıvı akışkan ile 2% oranında kondanse olmayan gaz, 1000 kj/kg entalpide ve 0.3 j/s*m2 ısı akısı değerleri kullanılarak sistem 600 bin yıl boyunca ısındırılmış ve basınçlandırılmıştır. Sığ derinliklerden, sisteme soğuk su girişini temsil eden beslenim ise sahanın güneyinden 700 metre derinlikte, 0.5 km2 alandan, 0.2 kg/s debide ve 750 kj/kg entalpi ile, %0.1 kondanse olmayan gaz tanımlanmıştır. Tablo-1. Kayaç rezervuar özellikleri Kayaç İsmi Sedimanter Kayaç Metamorfik Kayaç

128

Gözeneklilik 0.05 0.025

Geçirimlilik x yönü (mD) 15 170

Geçirimlilik y yönü (mD) 15 170

Geçirimlilik z yönü (mD) 1 3

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi Tablo-2. Kayaç fiziksel özellikleri Kayaç İsmi Sedimanter Kayaç Metamorfik Kayaç

Kayaç Yoğunluğu (kg/m3) 2500 2600

Kayacın Spesifik Isısı (J/kg K) 810 880

Isı iletkenliği (W/m K) 1 2.1

Şekil-7. Sistemi besleyen derin ve sığ besleme

Şekil-8. Doğal Durum Sıcaklık(solda) - Basınç Dağılımı (sağda)

Şekil-9. Doğal durum sıcaklık ve basınç karşılaştırılması

129

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi

5. DİNAMİK MODEL KALİBRASYONU Doğal durum modeli oluşturulduktan sonra, modele üretim ve re-enjeksiyon yaptırılarak yalancı kararlı akış rejimine geçirilmiştir. Bu süre zarfında farklı operatörlerin, ürettikleri Mw’lar, üretilen tonajlar elde edilmiş ve kuyulara eşit dağıtılarak sektör model oluşturulmuştur. Üretim zamanı boyunca gözlem kuyuları ve üretim kuyuları değerlerinde çakışma sağlanana kadar gridlerin geçirimlilik ve gözeneklilikleri değiştirilmiştir. Bu değişimler yapılırken, ilk durum modelinde radikal değişikliğe sebep olmayacak oynamalar yapılabilir. Gözeneklilik ve geçirimlilik değerlerinde radikal değişiklikler yapıldığında, doğal durum modelinin yeni değerler ile çalıştırılarak kuyuların statik profilleri ile çakışmalarının tekrar kontrol edilmesi gerekmektedir. Alaşehir sahasında yapılan dinamik model çakışmasında, kondanse olmaya gaz değerleri, üretim sıcaklıkları ve rezervuar basınçlarında oldukça başarılı eşleşmeler elde edilmiştir.

Şekil-10. Gözlem kuyusundaki basınç çakışması

Şekil-11: Üretim kuyusundaki sıcaklık değişiminin çakışması

130

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi

Şekil-12. NCG oranındaki değişimin çakışması

6. ÜRETİM SENARYOSU Dinamik model çakışması elde edildikten sonra, mevcut üretim kapasitesi ile 20 yıl boyunca rezervuar basıncındaki değişimi görmek için simülasyon yapılmıştır. 2019 Kasım ayı itibari ile Alaşehir sahasında, 12 farklı santralin toplam kurulu gücü 310 MW’tır. Bu santrallerden, %82 kapasite kullanım oranı ile saatte 255 MW elektrik üretilmektedir. Yapılan bu üretim, santrallerin teknolojileri göz önünde bulundurularak çevrim faktörü ile rezervuardan çekilen akışkan tonajında dönüştürüldüğünde, 12600 ton/saat akışkan üretimi yapılmaktadır. Binary çevrim santrallerinde üretilen akışkanın %98 ‘i (%2’si NCG ve buhar kaybı olarak düşünülmüştür) ve flaş tipi santralde buharlaştırma oranına göre akışkanın % 85’i (%15’i buhar ve NCG olarak kayıp) rezervuara geri basıldığı düşünüldüğünde, Alaşehir sahasında, 12050 ton/saat re-enjeksiyon yapılmaktadır. Bu üretim verilerine göre sahanın merkezini temsil eden bir gözlem kuyusunda, basınç değerleri analiz edildiğinde rezervuar basıncındaki azalım dikkate değerdir (şekil-14).

Şekil-13. Alaşehir jeotermal sahasındaki güncel üretim değerleri

131

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi

Şekil-14. Rezervuar basıncındaki değişim

7. SONUÇLAR Alaşehir jeotermal sahasında, numerik model çalışması başarılı bir şekilde yapılmıştır. Bu çalışma kapsamında, kullanılan veriler, literatür paylaşımlarından, Google Earth ve resmi kurumlarından internet sayfalarından elde edilmiştir. Operatör şirketlerin bilgi gizliliği hassasiyeti göz önünde bulundurularak sonuçlar makale kapsamında çok detaylandırılmamıştır. Bu nedenle, sadece rezervuar basıncını temsil eden ve sahanında merkezinde bulunan bir gözlem kuyusunda zamana bağlı olarak basınç değişimi verilmiştir. Sahadaki ortalama rezervuar basıncındaki düşüş 3 bar/yıl olmuştur. Yüksek debilerde üretim yapmak, lokalde yüksek basınç düşüşlerine sebep olduğu için 3 bar/yıl değeri sahanın her bölgesi için geçerli olmayıp önemli farklılıklar göstermektedir. Diğer yandan, Alaşehir sahasının geçirimliliği, literatürdeki diğer jeotermal sahaların değerlerinin oldukça üstündedir. Bu nedenle, rezervuardaki akış hızı yüksektir. Böylesi yüksek geçirimli bir jeotermal rezervuarda, üretim kuyularındaki sıcaklık düşüşleri kaçınılmaz olmaktadır. Sahanın bazı bölgelerinde, üretim kuyularındaki sıcaklık ve NCG düşüşleri daha radikal görülmektedir. Önümüzdeki 20 yıllık üretim süreci düşünüldüğünde, üretim alanını genişletmek için yeterli lisans alanına sahip operatörler için ilave üretim kuyusu açmak kısa vadede toplam üretimin korunmasında etkili olsa da ilerleyen süreçlerde çözüm olmaktan çıkmaktadır. ESP (Elektrikli dalgıç tipi pompalar) üretimin devamlılığı için önemli bir çözüm olarak karşımıza çıkmaktadır. Bunun dışında, modelde kullanılan üretim-enjeksiyon değerleri yüzey ekipmanı bulunan kuyulara eşit dağıtılıp aktif olarak çalıştıkları kabul edilmiştir. Bu nedenle, modelin geliştirilip daha etkili kullanılabilmesi için, aynı bölgede sahayı işleten operatörlerin bilgi ve veriler ile destek vererek ortak rezervuar yönetimi kavramını hayata geçirmeleri önemli ve elzemdir.

132

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi

KAYNAKLAR •

Ciftci B.N. (2007). Geological Evolution of the Gediz Graben, SW Turkey: Temporal and Spatial Variation of the Graben. Thesis of the Degree of Doctor Philosophy in Geological Engineering, Middle East Technical Universty.

•

Çiftçi NB, Bozkurt E (2009). Structural evolution of the Gediz Graben, SW Turkey: temporal and spatial variation of the graben basin. Basin Research 10. 1111/j. pp.1365-2117.

•

Aydin, H. (2018) Discrete Fracture Network Modeling of Alaşehir Geothermal Field, Middle East Technical Universty Msc Thesis

•

EPİAŞ Şeffaflık Platformu URL: https://seffaflik.epias.com.tr/

133

134

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi

JEOTERMAL ENERJİ SANTRALLERİNDE TRACER TEST ÖNEMİ ve UYGULANMASI Cenk ÖZŞANLI

Pınardere Mah,Uluyol Mevkii No:266 AYDIN (cenkozsanli@gmail.com)

135

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi

JEOTERMAL ENERJİ SANTRALLERİNDE TRACER TEST ÖNEMİ ve UYGULANMASI Cenk ÖZŞANLI

Pınardere Mah,Uluyol Mevkii No:266 AYDIN (cenkozsanli@gmail.com)

ÖZ Jeotermal santrallerde akışkan üretimi sürekliliğinin sağlanması için yön gösterici olan izleyici testler aracılığıyla; akışkan yönelimi, hızı, miktarı, re-enjeksiyon ve üretim noktalarının konumu, etkileşim miktarı ve sürelerinin hesaplanması konularında önemli rol oynamaktadır. İzleyici testlerin maliyetli ve önemsiz olarak görülmesi ile, yanlış rezervuar yönetimi sonucunda, kuyularda akışkanın azalması ve devamında üretim kayıpları meydana gelmektedir. Enerji üretimi için gerekli olan, sıcak akışkanın üretim kuyularından elde edilmesi sonucunda akışkanın sıcaklığının kullanılarak üretilen enerji sonrası ısı kaybına uğrayan akışkanın re-enjeksiyon yapılarak rezervuarda tekrar ısınması ve üretim kuyusundan alınması istenmektedir. Re-enjeksiyon ile üretim kuyusu arasındaki akışkan etkileşiminin bilinebilmesi amacıyla, düşük ve yüksek sıcaklık dayanımlarına sahip, kararlı ve takibi kolay olan izleyici kimyasallar tercih edilmelidir. İzleyici kimyasalların re-enjeksiyon kuyusundan basılması sonucunda, üretim kuyularından alınan akışkan numunelerinde varlığının tespiti ile yer altı etkileşim haritası çıkarılarak doğru rezervuar yönetimi, akışkan sürekliliği sağlanması ve üretim kaybının minimum düzeylere düşürülmesi sağlanmaktadır. Anahtar Kelimeler: İzleyici Test, Etkileşim, Üretim Devamlılığı, Rezervuar Yönetimi

136

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi

1.GİRİŞ Jeotermal çevrim, sıcak akışkanın üretim kuyularından alınıp sistem içerisinde kullanılarak elektrik üretilmesi sonucu ısı kaybına uğrayan akışkanın re-enjeksiyon kuyuları aracılığıyla yer altına enjeksiyonu ile tamamlanmaktadır. Bu nedenle jeotermal enerji, yenilenebilir enerji olarak kabul edilmektedir.Akışkan çevrimi devamlı olmadığı takdirde oluşacak akışkan azalması, enerjinin sürdürülebilirliğini sağlayamayacaktır. Çeşitli jeolojik arazi çalışmaları ve sismik, düşey elektrik sondaj testleri gibi jeofizik analizler sonucu re-enjeksiyon amaçlı kazılan kuyuların basınç, sıcaklık ve üretim testleri tamamlandıktan sonra işletmeye devredilmektedir. Aktif olarak kullanılan re-enjeksiyon kuyusuna enjekte edilen akışkan yönelmesinin ne tarafa doğru olduğu, hızı, miktarı vb., izleyici test aracılığıyla bilinebilmektedir. İzleyici testin uygulanabilmesi için üretim ve reenjeksiyon kuyularının aktif olarak çalışmakta olması gerekmektedir. İzleyici testin uygulanması ile çıkarılacak etkileşim haritası, mevcut kuyuların ömrünü ve ileride gerçekleşecek yatırımların doğruluğunu sağlayarak yanlış yatırımların önüne geçilebilecektir.

2. İZLEYİCİ TEST ÇEŞİTLERİ Jeotermal alanında başlıca kullanılan izleyici test çeşitleri, floresans içerikli boyalar ve sülfonat tuzlarıdır. İzleyici kimyasal türü belirlenirken, kimyasalın termal dayanımının yüksek olması, geç bozunması, çeşitliliği ve uygulama maliyetinin düşük olması talep edilir. 2.1. İzleyici Test Çeşitlerinin Karşılaştırılması Floresans içerikli boyalar, jeotermal ve kapalı devre sistemlerde oldukça yaygın olarak kullanılmasına rağmen, yüksek sıcaklıklarda termal bozunuma uğrayarak izlenebilirliklerini kaybetmektedirler. Bu nedenle her jeotermal sahasında uygulanması mümkün değildir. Ayrıca jeotermalde kullanılan floresans içerikli kimyasallar uranin, shordamin, rodamin, olmak üzere 3 adettir. Sayılarının az olması nedeniyle test aşamasında sadece 3 adet re-enjeksiyon kuyusundan basılabilmekte ve rezervuardan boyanın temizlenme süresi sonrası test tekrarlanabilmektedir. Sıcaklığın yanı sıra floresans içerikli kimyasallar,gün ışığından etkilenmekte olduklarından numunelerin amber renkli numune kaplarından alınarak analizin karanlık ortamda hızlı bir şekilde yapılması gerekmekte, aksi durumda analiz sonuçları tam anlamıyla doğru sonuç vermemektedir. Naftalin Disülfonat içerikli kimyasallar yüksek basınçlı sıvı kromatografi cihazı (HPLC) ile analiz edilmektedir. Bu kimyasallar ppb düzeyinde dahi tespit edilebilmekte ve yüksek sıcaklıklarda termal bozunmaya uğramamaları sebebiyle sonuç hassasiyeti oldukça yüksektir. Naftalin Disülfonat içerikli izleyici kimyasallar; 1,0-Naftalin Disülfonat, 1,6- Naftalin Disülfonat, 2,0-Naftalin Disülfonat, 2,6-Naftalin Disülfonat, 2,7-Naftalin Disülfonat, 1,3,6Naftalin Disülfonat olmak üzere 6 adettir. Bu nedenle test aşamasında 6 adet re-enjeksiyon kuyusundan basılabilmekte ve rezervuardan boyanın temizlenme süresi sonrası test tekrarlanabilmektedir.

137

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi Tablo.1 İzleyici Kimyasalların Detaylı Karşılaştırılması

Floresans İçerikli Boyalar

Naftalin Disülfonat Tuzları

3 Farklı Kimyasal

6 Farklı Kimyasal

Termal Bozunma Sıcaklığı Düşük

Yüksek Sıcaklıkta Dahi Termal Bozunmaya Uğramaz

Gün Işığında Bozunmakta

Gün Işığından Etkilenmez

Ölçüm Sırasında Hata Oranı Yüksek

Hata Oranı Minimum

Kimyasal Geliş Takibi Zor

Kimyasal Geliş Takibi Kolay

İlk Test Başlangıç Maliyeti Az

İlk Test Başlangıç Maliyeti Yüksek

Şekil.1 İzleyici Test Kimyasallarının Sıcaklık Karşılığında Bozunma Sürelerinin Karşılaştırılması

138

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi

3.İZLEYİCİ TESTİN TASARLANMASI İzleyici test tasarlanırken öncelikli olarak kimyasal basımı yapılacak re enjeksiyon kuyularının belirlenmesi gerekmektedir. İzleyici test yapılması planlanan re-enjeksiyon kuyu miktarı 6 adetten fazla ise ilk test etabında birbirine yakın olan kuyuların seçilmesi daha sağlıklı sonuçlar verecektir. Ardından, belirlenen re-enjeksiyon kuyularının üretim kuyularına kuş uçuşu uzaklıkları ölçülmelidir. Test süresince basınç debi değişimi yapılmayıp test tamamlanana kadar aynı sıcaklık ve basınç değerlerinde enjeksiyon yapılması, numunelerin aynı noktalardan aynı saatlerde alınıp aynı sıcaklık şartlarında analiz edilerek raporlanması gerekmektedir. Ayrıca üretim kuyularından gelecek olan izleyici test kimyasallarının santral aşamasında karışması sonucu karışık kuyulardan reenjeksiyon yapılacağı için geri basılan kimyasal miktarının da tespiti gereklidir. Bu nedenle re-enjeksiyon kuyu ya da istasyonlarına da numune alma düzenekleri konulmalıdır. Ardından üretim + re-enjeksiyon kuyularından alınacak akışkan numunelerinin sayıları ve numune saklama periyodu kesinleştirilmelidir. Alınacak numune sayısına göre yetecek miktarda sarf malzeme tedarik edilmelidir. Bu işleyiş önceden belirlenerek, tüm hazırlıklar test öncesi yapılmalıdır. Kimyasal basım sonrası test durdurulamayacağı için, öncelikle laboratuvar ortamında jeotermal akışkan içerisine izleyici kimyasallar eklenerek, pilot çalışma yapılmalıdır.

4.TESTİN UYGULANMASI Laboratuvar ortamında Kimyasal Standartları hazırlanarak gerekli kalibrasyon ve validasyon işlemleri yapılmalıdır. Kimyasal basılmadan üretim kuyularından alınan akışkan numuneleri ile minimum bir hafta boyunca analiz edilerek trend oluşturulmalıdır. Test aşamasında; belirlenen kuyulardan basım için gerekli olan kimyasal tankı ve pompa bağlantısı yapılarak su ile iyice karıştırılan kimyasal, basım zamanları not edilerek belirlenen miktarda kuyu içerisine basılır. İzleyici kimyasal basıldıktan sonra; başlangıç olarak günlük numune sayısı, ilk geliş sürelerindeki doğruluğu kesinleştirmek için her kuyu için minimum 3’er adet olmalıdır. Her numune için yeni bir numune kabı ve ekipmanı kullanılmalı, ileride kontrol analizi yapabilmek için numuneler hava almayacak şekilde depolanmalıdır. İlk izleyici kimyasalın tespiti ile re-enjeksiyon noktalarından da aynı şekilde numune alımı yapılmalıdır. Numune alım prosedürü uygulanarak, alınan numunelerin alış zamanları tam olarak not edilmeli ve ilk geliş süresi belirlendikten sonra maksimum değeri görene kadar numune sayısında hiçbir değişiklik yapılmadan bir süre daha trend oluşturmak amacıyla devam edilmelidir. Böylece izleyici kimyasalın maksimum derişimde geliş süresi ile akışkan hızı hesaplanarak ilgili kuyular arasındaki hız değeri hesaplanmış olur.

139

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi

Resim 1. Yüksek Basınçlı Sıvı Kromatografisi (HPLC) İzleyici Kimyasal Analiz Görünümü Akışkan numunelerinin HPLC Cihazı ile analizi sonrası sonuçları raporlanır. Analiz değerleri için zaman/derişim grafiği çizilerek ilk ve maksimum geliş süreleri, öngörülen bitiş süreleri, akışkan hızı ve kimyasal miktarı hesaplanır.

Şekil 2. 1,6-Naftalin Disülfonat Analiz Değerlerinin Zaman/Derişim Grafik Görünümü Şekil.2 de gösterildiği gibi, 1,6-Naftalin Disülfonat re-enjeksiyon kuyusundan basıldıktan 4 gün sonra E1 kuyusunda 2,2 ppb miktarında ölçülmüştür. 10. gün itibariyle analiz değerlerindeki ani artış ve azalış; söz konusu kuyunun birden çok çatlak ile beslendiğini göstermektedir. 20. günde 1,6-Naftalin Disülfonat, en yüksek değerde ölçülmüştür. Etkileşimli kuyuların geçen süre ile hızı hesaplandığında 7,75 km/s hızla akışkanın geldiği görülmektedir.

140

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi

Şekil.3 2,6-Naftalin Disülfonat Analiz Değerlerinin Zaman/Derişim Grafik Görünümü Şekil.3’te gösterildiği gibi, 2,6-Naftalin Disülfonat re-enjeksiyon kuyusundan basıldıktan 22 gün sonra E2 kuyusunda 2,4 ppb miktarında ölçülmüştür. 39. günde 2,6-Naftalin Disülfonat en yüksek değerde ölçülmüştür. Etkileşimli kuyuların geçen süre ile hızı hesaplandığında 3,41 km/s hızla akışkanın geldiği görülmektedir. Üretim kuyuları ile re-enjeksiyon kuyularından etkileşmesi muhtemel olan kuyu çiftlerinde analiz sonuçlarının doğru yorumlanması için, analiz cihazının günlük kalibrasyonu yapılmalıdır. Üretim kuyularından alınan numunelerde izleyici kimyasal miktarı alt limite geldiğinde maliyetin azalması için numune sayısı günlük her kuyu için 2’şer ve daha sonra 1’er defa olacak şekilde devam ettirilerek, haftada 3 kez, 2 kez ve 1 kez şeklinde kimyasal rezervuardan temizlendiği tespit edilene kadar devam edilmelidir. Test tamamlandıktan sonra olası bir analiz tekrarı için numuneler bir süre daha saklanmaya devam edilmelidir. Elde edilen tüm veri ve grafiklere ek olarak; kuyu lokasyonlarının bulunduğu sismik ve termal haritalar da kullanılarak etkileşim haritası çıkarılması, ardından yorumlama aşamasına geçilmesi daha doğru olacaktır.

Şekil.4 Sıcaklık Haritası Üzerinde Etkileşim Yön ve Süreleri Gösterilmektedir. 141

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi

İzleyici kimyasalların üretim kuyularından geliş süreleri şekil 4 ‘te gösterilmiştir. R1 reenjeksiyon kuyusundan basılan izleyici kimyasal E1, E2 üretim kuyularından, R2 reenjeksiyon kuyusundan basılan izleyici kimyasal E1, E2, E3 üretim kuyularından, R3 reenjeksiyon kuyusundan basılan izleyici kimyasal ise herhangi bir üretim kuyusundan elde edilemediğinden yapılan re-enjeksiyonun üretim kuyularını beslemediği tespit edilmiştir. R4 re-enjeksiyon kuyusundan basılan izleyici kimyasal E1, E6 üretim kuyularından, R5 reenjeksiyon kuyusundan basılan izleyici kimyasal E6 üretim kuyusundan, R6 re-enjeksiyon kuyusundan basılan izleyici kimyasal E5, E6 üretim kuyularından gözlemlenmiştir.E6 kuyusunun 3 farklı re-enjeksiyon kuyusundan beslendiği gözlemlenmiştir. E4 üretim kuyusunda; re-enjeksiyon kuyularına basılan 6 adet izleyici kimyasalın hiçbiri tespit edilememiştir. E4 kuyusunu, yapılan re-enjeksiyon beslemediği için, söz konusu kuyunun üretim ömrünün az olacağı ön görülmektedir. E6 ve E3 üretim kuyuları, re-enjeksiyon kuyularıyla hızlı etkileştiği için ve bu kuyulardaki CO2 konsantrasyonu zamanla azalacağından, artezyenik özelliklerini kısa sürede kaybedecekler ve üretimleri duracaktır.

5. SONUÇ VE DEĞERLENDİRME İzleyici testleri, jeotermal rezervuarı yorumlamada ve geleceği öngörmede çok önemli bir yer tutmaktadır. Dolayısıyla her tesisin rezervuarını izleyici test ile simule etmesi gerektiğinin farkına varılmalıdır. İzleyici test yapım esnasında testin ciddiyeti ve önemi benimsenmeli ve testin sonuna kadar bu bilinçle hareket edilmelidir. Yer altı haritası çıkarıldıktan sonra, üretim kuyularından maksimum verim ile faydalanılabilecek ve gelecek yatırımlar için doğru lokasyonlar seçilmesi sağlanacaktır. Re-enjeksiyon ile hızlı etkileşen kuyuların sıcaklıklarının hemen düşmesi gerektiği düşüncesinden kurtulup, doğal beslenimin de düşünülmesi gerekmektedir.

6.REFERANSLAR •

Benoit, W.R. (1999), “Conceptual models of the dixie valley, Nevada geothermal system,” Geothermal Resources Council Transactions, 23,505-511.

•

Greim H., Ahlers, R., Bias, R., Broecker, B.,Hollander, H., Gelbke, H.P., Klimisch, H.J., Mangelsdorf, I., Paetz, A., Schon I., Stropp, G.,Vogel, R., Weber, C., Ziegler-Skylakakis, K., and Bayer, E. (1994) Toxicity and Ecotoxicity of SulfonicAcids: Structure-Activity Relationship:Chemosphere, 28(12), 2203-2236.

•

Rose, P.E., Benoit, W.R., and Adams, M.C. (1998) Tracer testing at Dixie Valley, Nevada, using pyrene tetrasulfonate, amino G, and fluorescein: GeothermalResource Council Transactions, 22, 583-587.

•

Rose, P.E., Benoit, W.R., and Kilbourn, P.M., (2001)The application of the polyaromatic sulfonates astracers in geothermal reservoirs: Geothermics, 30(6),617-640.

142

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi

RE-ENJEKSİYON KUYULARINDA CO2-SU ENJEKSİYON ŞARTLARININ MODELLENMESİ PREDICTIVE MODELING OF CO2 – BRINE CO-INJECTION CONDITIONS IN RE-INJECTION WELLS Taylan AKIN1-2, Serhat AKIN2, Serhat KÜÇÜK2, Önder SARAÇOĞLU2,Ali BAŞER2

1 Pamukkale University, Geothermal Application and Research Centre, Denizli/Turkey, takin@pau.edu.tr 2 METU-Middle East Technical University, Department of Petroleum and Natural Gas Engineering, Ankara/Turkey, serhat@metu.edu.tr

143

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi

RE-ENJEKSİYON KUYULARINDA CO2-SU ENJEKSİYON ŞARTLARININ MODELLENMESİ Taylan AKIN1-2, Serhat AKIN2, Serhat KÜÇÜK2, Önder SARAÇOĞLU2, Ali BAŞER2

ÖZ Türkiye'deki jeotermal enerji santrallerinden salınan CO2 gibi sera gazı emisyonları, jeotermal enerjiyi yeşil enerji olarak adlandırmanın önünde engel teşkil etmektedir. Ancak; günümüz CO2 yakalama ve depolama teknolojileriyle, CO2 rezervuara geri basılarak santrallerin emisyon değerleri azaltılabilmektedir. Bu operasyonun başarılı ve güvenli bir şekilde gerçekleştirilebilmesi için enjekte edilen CO2’nin fazı çok önemlidir. CO2’nin gaz fazında veya süperkritik durumda enjekte edilmesiyle faylar, çatlaklar veya terk edilmiş kuyular boyunca gaz kaçışları gözlemlenebilmektedir. Bu problem, CO2’nin enjeksiyon öncesinde veya enjeksiyon esnasında suda çözünmesiyle önlenebilmektedir. Jeotermalden kaynaklı emisyonları azaltmak amacıyla Dünya genelinde birçok proje yapılmaktadır. Bu projelerin arasında yer alan GECO (Jeotermal Emisyon Kontrolü), H2020 çerçevesinde desteklenen bir Avrupa Birliği projesidir ve jeotermal santrallerde sıfıra yakın emisyon sağlanmasını hedeflemektedir. GECO projesi kapsamında Zorlu Enerji ve ODTÜ, Kızıldere jeotermal sahasının (KJS) sürdürülebilirliğini koruyarak daha fazla yeşil bir jeotermal enerji üretimi için CO2 emisyonlarını azaltmayı amaçlamaktadır. Bu çalışmanın amacı, KJS’de re-enjeksiyon kuyularında gaz fazı oluşturmadan, karbondioksitin enjeksiyon suyunda çözünmüş olarak basılabileceği miktarları hesaplamaktır. Farklı sıcaklıklarda belli bir oranda çözünmüş CO2’nin kısmi basıncını hesaplamak amacıyla PHREEQC yazılımında re-enjeksiyona ait su kimyası çözelti olarak tanımlanmış ve çeşitli miktarlarda CO2 tersinmez olarak bu çözeltiyle reaksiyona sokulmuştur. Jeokimyasal modellemede, re-enjeksiyon kuyu başı sıcaklığı ile rezervuar seviyesindeki statik sıcaklık aralıkları kullanılmıştır. Re-enjeksiyon kuyularının basınç profili, hidrostatik şartlar varsayılarak hesaplanmıştır. Model sonuçlarına göre 105 ℃’de kuyu içine basılacak CO2, ağırlıkça %1.5’i geçmemelidir. Sonuç olarak, su ve gazın enjeksiyon debileri bu kıstasa göre ayarlanmalıdır. Anahtar Kelimeler: CO2, GECO, jeokimyasal Modelleme, PHREEQC, jeotermal, Kızıldere.

144

GT’2020 Geothermal Turkey/Türkiye Jeotermal Kongresi

PREDICTIVE MODELING OF CO2 – BRINE CO-INJECTION CONDITIONS IN RE-INJECTION WELLS Taylan AKIN1-2, Serhat AKIN2, Serhat KÜÇÜK2, Önder SARAÇOĞLU2, Ali BAŞER2

ABSTRACT Emissions of greenhouse gases such as CO2 emitted at Turkish geothermal power plants are an obstacle to call geothermal energy as green power. However, recent advances in carbon capture and storage technologies have enabled low emissions by re-injecting produced CO2. The phase of injected CO2 is crucial for the success and safety of the operation. Injecting CO2 directly into a reservoir as pure gas or at supercritical state may cause the leakage of CO2 via fractures or abandoned wells. This problem can be prevented by the dissolution of CO2 into brine prior to, or during its injection into the reservoir. Various projects have been being conducted around the world to reduce geothermal emissions. Among these projects, GECO (Geothermal Emission Control) is an EU funded project through the Horizon 2020 and aims to develop near-zero emission geothermal power plants. Through the GECO project, Zorlu Energy and METU (Turkey) aim to reduce the CO2 emissions for more green geothermal power production while maintaining the sustainability of Kızıldere (Turkey) geothermal field (KGF). The objective of this study is to calculate possible ranges of CO2 molar ratios to ensure all injected CO2 will dissolve in brine and preclude the gas formation in re-injection wells at KGF. In order to compute partial pressures of dissolved CO2 at elevated temperatures for a given CO2 molar ratio, chemical analysis of injection water was defined as a solution in PHREEQC and various amounts of CO2 were irreversibly added into the solution. Temperature range in geochemical modeling was selected from injection temperature at the well head and static temperature at reservoir level of the boreholes. Pressure profiles of the wells were calculated by assuming hydrostatic condition. The model results showed that the dissolved CO2 in the wellbore should not exceed 1.5 %wt during injection at 105℃. It was concluded that injection flow rates of both water and gas phases should be arranged with this constraint. Keywords: CO2, GECO, geochemical modeling, PHREEQC, geothermal, Kızıldere.

145

JESDER Jeotermal Elektr k Santral Yatırımcıları Derneğ

ENTHER ENERJİ SANAYİ VE TİCARET A.Ş.

KİPAŞ HOLDİNG

ORTADOĞU GRUP

KİPER

Elektr k Üret m A.Ş.

Özmen Hold ng

Jeotermal Elektr k Santral Yatırımcıları Derneğ Park Oﬃce B nası D:49 Bayraklı/İZMİR T: + 90 (232) 457 77 22

E-Ma l: nfo@jesder.org

facebook.com/ JESDER

tw tter.com/Jesder1

l nked n.com/ JESDER