JEOTERMAL SAHALARDA GERİBASIM (REENJEKSİYON) ÇALIŞMALARININ ÖNEMİ

JEOTERMAL SAHALARDA GERİBASIM (REENJEKSİYON) ÇALIŞMALARININ ÖNEMİ
Jeotermal sahalarda karşılaşılan ilk sorun atık su problemidir. Kızıldere (Denizli) gibi kıta içi sahalarda yer alan jeotermal sistemler için bu sorun özellikle önemlidir. Jeotermal sistemlerin davranışı işletme sırasında uzun süreli gözlemler, ölçümler, ölçümlerin değerlendirilmesi ile yapılmış olan değerlendirmelerin kullanım sonuçları ekonomik değer kazanır.
İzlanda’daki uzun süreli çalışmaların detaylı olarak sergilendiği Laugaland jeotermal sahası geribasım çalışmalarının sergilendiği raporlardan elde edilen sonuçlar (Zhilin, 1993) gözden geçirilmiş.
Kızıldere atıksu problemi başta Germencik, Salavatlı (Aydın) jeotermal sahaları olmak üzere faaliyete geçirilecek diğer jeotermal sahalarda da yaşanacaktır. Atik su problemini çözümlemek, her şeyden önce rezervuarın ömrünü uzatmak, yeraltı suyu dengelerini korumak, jeotermal alanlardan daha büyük ısı çekmek için en büyük alternatif geribasımdır.
Bu makalede jeotermal bir alanda açılacak geribasım (reenjeksiyon) kuyularının mevcut üretim kuyularına olan uzaklığın fonksiyonu olarak rezervuarla olan ilişkisi tartışılmıştır.
GİRİŞ
Laugaland jeotermal alanında Rezervuar şartlarının geribasım işlemiyle iyileştirilmesi konusunu araştırmak için AQUA isimli bilgisayar programı kullanılmıştır. (Zhilin, 1993).
Laugaland düşük sıcaklıklı bir jeotermal sahadır. 1946’da ilk çalışmalar başlamıştır. Fakat üretime sokulması 1982’de LWN-4 kuyusundan sıcak su pompalanmasıyla başlamıştır. Programdaki model parametreleri 11 yıl boyunca LWN-4 üretim kuyusu verileriyle GN-1 gözlem kuyusundan elde edilen su seviyesi verilerinin değerlendirilmesiyle elde edilmiştir.
LWN-4 kuyusundaki sıcaklık ve silis ölçümleri kütle ve ısı iletim model çalışmalarının formüle edilmesinde kullanılmıştır (Zhilin, 1993). Model ve seriler arasında çok iyi bir çalışma elde edilmiş. Elde edilen verilerle geribasım lokasyonu seçilmiş, geribasım ile ve geribasım olmadan rezervuar şartları belirlenmiştir.
1946’da ilk çalışmalar başlamıştır. L-0 ve L-1 olmak üzere iki sığ kuyu açılmıştır. L-1 (91 m) kuyusundan 3 litre/saniye, 42 °C sıcaklıkta sıcaksu elde edilmiştir. L-2 kuyusu 1963’te açılmıştır. 206 metre derinliğindedir. 50 °C ve 4 lt/sn debilidir (Georgsson et al., 1978)
İlk derin kuyu 1977 de açılmıştır, LN-3 kuyusu 1308 metre derinlikte olan bu kuyu, çatlak sistemini kesecek şekilde planlanmıştır. Yapılmış olan kuyu l lt/sn üretim yapmıştır. Fakat bu kuyuda 700-1000m. derinliklerde 90 °C sıcaklıkta akışkan olduğu ölçülmüştür (Georgsson et al., 1978). 1980 yılında bu verilere uygun olarak 844 m. derinliğinde LWN-4 kuyusu açılmıştır. 21 it/sn debili ve 94°C sıcaklıkta üretim başarıyla elde edilmiş. Ancak borulama olmadığı için kuyu tıkanmıştır. 1982’de yine aynı kuyu 1014 m. derinliğe inilmiş ve 292 metre derinliğe kadar borulanmıştır. 30-40 lt/sn debili 97 °C sıcaklıkta su elde edilmiştir. 1984 yılında 1046 metre derinliğinde GN-1 kuyusu açılmıştır. 84 °C sıcaklıkta yüksek üretimli su elde edilmiş. Ancak iki kuyu arasındaki etkilenme nedeniyle bu kuyu sahanın üretimini artırmamıştır (Georgsson et al., 1987). Böylece 1982’de açılan LWN-4 kuyusu yalnız başına üretime açılmış ve kullanıma sunulmuştur.
EN UYGUN GERİBASIM SAHASININ SEÇİMİ
Bir jeotermal rezervuarın ömrünü uzatmak ve çok daha fazla enerji çekebilmek için tüm dünyada geribasım (Reenjeksiyon) çalışmaları gün geçtikçe önem kazanmaktadır. Geribasım işleminde en önemli nokta geribasım yapılacak sondaj kuyusunun en doğru şekilde seçimidir. Yer seçiminde her jeotermal saha için farklı faktörlerin ele alınması gerekir. Ancak tüm jeotermal sahalar için yine de birkaç ortak faktör vardır.
Bu faktörler aşağıda sıralanmıştır.
1. Geribasım işlemiyle rezervuarda basınç sağlanmalı, su seviyesindeki, ve üretim basıncındaki düşme yavaşlatılmalıdır.
2. Planlanan zaman süreci içerisinde üretim kuyularında fazla soğuma olması önlenmelidir.
3. Geribasım işlemi kabul edilebilir ekonomik bir harcamayla gerçekleştirilmelidir.
Laugaland Jeotermal alanında geribasım işlemi için 7 farklı lokasyonda model çalışması yapılmıştır. Geribasım debisi zamanla sabit 10 lt/saniye, basılan su sıcaklığı 20 °C olarak alınmıştır. Geribasım işleminin üretimle birlikte başladığı varsayılmıştır.
1. İlk geribasım lokasyonu LWN-4 üretim kuyusuna 150 m uzaklıkta GN-1 noktasında olduğu düşünülmüştür. Bu modelin neticeleri su seviyesinde 80 m kazanç olduğu halde rezervuardaki soğuma hemen başlamış ve çok hızlı soğuma işlemi geliştirilmiştir. Bu nedenle bu nokta geribasım işlemi için uygun değildir.
2. İkinci geribasım lokasyonu LWN-4 kuyusunda 320 metre uzaklıktaki Kuzeye doğru dayk boyunca bir noktada düşünülmüştür. bozulma çok erken başlamış ve çok hızlı soğuma söz konusudur.
3. Üçüncü lokasyon dayk boyunca Kuzeye doğru LWN-4 kuyusuna 600 m uzaklıkta bir kuyu olarak düşünülmüştür. Su seviyesinde 60 metrelik bir yükselim sağlandığı ve 11 yıl geribasım süresi içerisinde üretim kuyusunda hiç soğuma olmadığı görülmektedir.
4. Geribasım kuyusu olarak 4. seçenek yine dayk boyunca Kuzeye doğru LWN-4 kuyusuna 780 metre uzaklıkta bir lokasyon düşünülmüştür. Su seviyesinde kazanımlar ve rezervuarda soğuma kabul edilir limitler içerisindedir.
5. 5’inci, seçenek dayka dik doğrultu boyunca LWN-4 kuyusuna 450 metre uzaklıkta bir nokta açılacak kuyudur 4000 gün süren geribasım sürecinde sıcaklıkta olumsuz bir kırılma olmadığı ancak su seviyesinin korunamadığı gözlenmiştir. Bu nedenle bu lokasyon geribasım işlemi için uygun görülmemiştir.
6. 6 ncı seçenek dayka dik doğrultuda LWN-4 kuyusuna 300 metre uzaklıkta bir kuyudur. Bu noktada da sıcaklık korunmasına karşın su seviyesinde bir kazanım olmadığı görülmüştür Şekil 13, 14.
7. 7 nci seçenek dayka dik doğrultuda LWN-4 kuyusuna 180 m. uzaklıkta bir kuyudur Şekil. 15, 16’da görüldüğü gibi su seviyesinde 50 m. yükselme sağlanmıştır. 800 gün sonra sıcaklık düşmesi yalnız 6 °C olmuştur.
Yukarıda açıklanan 7 model içerisinde 3, 4, ve 7 nolu lokasyonlardan geribasım işlemi olumlu sonuçlar vermiştir. Bu üç nokta içerisinde en iyisi de bulunabilir. 4 nolu lokasyon LWN-4 kuyusuna 180 m uzaklıkta olduğu için ekstra bağlantılar gerektirecektir, çok daha az ekonomik olacaktır. Diğer taraftan 7 nolu lokasyon (180 m) LWN-4 üretim kuyusuna en yakın olmasına rağmen 3 nolu lokasyona (600 m) göre su seviyesinde kazanım 10 m. daha azdır, ayrıca 6 °C sıcaklık düşmesi söz konusudur. Bu nedenlerden dolayı geribasım işlemi için en iyi seçim 3 nolu lokasyondur.
KIZILDERE JEOTERMAL SAHASI
Kızıldere jeotermal sahası (Çağlar, 1961) den beri 100°C sıcaklıklı kaynaklan ile dikkat çekmiştir. İlk çalışmalar (Uysallı, 1967), ile başlamış, 1969 da ilk derin sondaj yapılmıştır. Daha sonra Uysallı, Keskin, 1969 da ilk derin sondaj yapılmıştır. Tan, (1982) üretim testleri, Sahanın modelleme Çalışmaları Şimşek (1982), (1985), yapılmıştır. 1984 yılında ise ilk elektrik üretimi başlamıştır. Santralın kurulu gücü 17.5 MW dır. Kuyularda yeterli buhar elde edilemediği için 1985 ve 1986 yıllarında açılan KD-20, KD-21, ve KD-22 kuyularının katkılarıyla üretim 40-50 milyon kwh değerine ulaşabilmiştir. Kuyularda gözlenen kabuklaşma (CaCO3) üretimi hızla düşürmüştür Şekil, 17 ve 18.
1987 yılına kadar kuyularda mekanik temizlik ile kabuklaşma temizlenmiş, sondaj çamurunun rezervuarda oluşturduğu kil birikmesi kirlenmelere neden olmuştur. Bundan sonra asitlenme işlemleri yapılmıştır. 1987 yılında yapılan mekanik temizlik ve asitleme operasyonları ile 6 kuyuya HCL basılmıştır (Aksoy, Erkan, Durak, 1983). Yapılan asitlemelerin sonuçlan müspet olmuştur. 1987 ve 1988 yıllarında DAL, AQUATER ve ENEL firmaları ile TEK ve MTA müşterek sahanın geliştirilmesine yönelik çalışmalar yürütmüşlerdir.
1989 yılında test çalışmalarına devam ederken, 1990 yılında da sahadaki mekanik temizlik işlerinde KD-7 kuyusunda RCHP (Rotatting Head Control Preventer) denemesi başarılı olmuştur. 1991 yılından beri tüm kuyular bu sistemle temizlenmektedir.
Daha sonra sahada yapılan asitlemeler ve üretim testlerinin sonuçlan ve bulguları arazideki üretim potansiyelinin artmasına fakat arazinin üretim kapasitesinin ümitlendiği görülmüştür. 1993 yılında ise en yüksek performansa erişilmiştir.
Sahada sürekli olarak bulunan test ekibi çalışmalarını sürdürmekte ve çalışmaların sonucuna göre mekanik temizlik ve asitleme önerilmekte ve uygulanmaktadır. Test çalışmalarında kuyuların üretimleri, sıcaklıkları, basınç ve gaz ölçümleri yapılmakta TEK ve MTA arasındaki sözleşmede yer alan kuyu testleri periyodik olarak ve gerektikçe yapılmaktadır.
Saha için en uygun ve ekonomik temizlik yönetimi RCHP ile üretim halinde temizliktir. Bu yöntem 1991-1993 yılları arasında uygulanmış, üretimde artış ve süreklilik sağlanmıştır. Bu yöntemin seçeneği olan inhibitör uygulaması kullanılan yöntemden birkaç kat daha pahalı olup, başarı şansıda tartışmaya açıktır. Bunların ekonomik tartışması (Aksoy, Erkan, Durak, 1993) de tartışılmıştır. İnhibitör uygulaması pahalıdır. Dışa bağımlıdır. Başarısı kesin değildir.
SAHANIN GELECEĞİ
Tablo 1: Sahadaki yıllık jeotermal akışkan ve Enerji Üretimi (Aksoy, Erkan, Durak, 1993’den alındı).
Yıllar Jeotermal Akışkan (milyon ton) Enerji (milyon kwh)
1984 1.96 22.1
1985 0.53 5.9
1986 3.84 43.5
1987 5.11 57.8
1988 6.01 68.3
1989 5.53 62.6
1990 7.07 80.1
1991 7.18 81.3
1992 6.14 69.6
1993 6.70 76.0

Yine aynı çalışmadan öğrendiğimize göre 1987-1993 arası yapılan üretime karşılık üretim kuyularında 4 barlık basınç düşümleri gözlenmiştir. Yıllık ortalama bazında bakıldığında 0.58 bar olmaktadır. Şekil 18’de görüleceği gibi gözlem kuyularında saha üretiminin 700 ton/saatin altına düşmesiyle seviye basınç yükselirden olduğu tespit edilmiştir. Tüm kuyulardaki test sonuçlan birbirlerine paralel sonuçlar vermekte ve incelenen 7 yıllık süre içerisinde ortalama 4 barlık düşüm göstermektedir. Ortalama yıllık 71 milyon kwh enerji üretildiğinde 0.58 barlık basınç düşümü meydana gelmektedir. (Aksoy, Erkan, Durukan, 1993) Yine aynı çalışmada görüleceği gibi üretim yapılırken birinci rezervuarda kalan gözlem kuyularında da diğer kuyulara paralel basınç düşümleri aradaki bağlantıyı kanıtlamaktadır. Şekil 19 ve Şekil 20 de ise sahada üretim miktarları ile yapılmış olan çalışmaların test, temizlik ve diğer çalışmaları yıllık kwh maliyeti gösterilmiştir.
Kızıldere jeotermal sahasının jeolojisini incelemiş olan Şimşek (1985) de gösterildiği gibi graben şekilli bir sistem olup dipten beslenmeli, Tekkehamam ve Kızıldere sahaları temelden irtibatlı gösterilmiştir. Ancak bölgesel jeoloji incelendiği zaman bu sistemlerin kendi içlerinde bağımsız yatay uzanımlı kırık sistemleri ile D-B uzanırdı sistemler olduğu görülmüştür. Şekil 21.
Aksoy ve diğerleri (1993) de Kızıldere jeotermal sahasında geribasımı tartışmışlardır. Geribasım yapılacak sahanın seçiminin çok önemli olduğu söylenmiştir. Geribasım çalışmalarında geri basılacak akışkanın çok erken üretim yapan zonlara erişmemesi çok iyi tasarlanmalıdır denmekte fakat yer önerilmemektedir. Yine aynı çalışmada geribasım çalışmalarının maliyet hesaplarının çok iyi yapılması önerilmiştir. Tekkehamam sahası en uygun geribasım sahası olarak önerilmiş. Kuzeyden yapılacak geribasımın soğuk su girişini hızlandıracağı söylenmiştir. İlk hedef olarak KD-9 kuyusunun kullanılması önerilmiş.
Önceki bölümde verildiği gibi Laugaland jeotermal sahasında yapılmış olan test ve bilgisayar programlarının sonuçları ile Kızıldere Jeotermal sahasının jeolojik yapısı müşterek olarak değerlendirildiği taktirde Kızıldere jeotermal sahasına yapılacak geribasım sahasının seçimi üretim zonlarına 2-3 km uzaklıkta, sistemi besleyen fay zonlarına yapılacak şekilde bir yer seçimi ile geri basım test çalışmalarına başlanması önerilebilir.
SONUÇ VE ÖNEMLER
11 yıl boyunca LWN-4 kuyusu sezona bağlı olarak 10 lt/sn 25 l/s debi ile üretim yapılmıştır. İlk iki yılda su seviyesinde büyük düşmeler olmuştur. Daha sonra üst akiferden beslenmeler nedeniyle rezervuarda su seviyesinde düzelmeler görülmüştür.
Bugünkü üretim geribasım olmadan sürdürülürse LWN-4 üretim kuyusuna su seviyesinde yılda l m. dolayında düşmeler olacaktır. Gelecek 10 yıl içerisinde sıcaklıkta düşme olmayacaktır.
Laugaland jeotermal sahasından daha fazla enerji sağlamak için “geribasım” iyi bir alternatiftir. Geribasım için en iyi lokasyon LWN-4 kuyusuna 600 m. uzaklıkta Dayk boyunca kuzeye doğru hat üzerindedir.
Geribasım’la birlikte 200 gün içerisinde su seviyesinde 50-60 m yükselme sağlanacaktır.
Geribasım 10 1/sn’de sabit tutulursa ve sıcaklığı 40°C olursa 10 yıl ilerisinde rezervuardaki soğuma yalnız 2-3 °C olacaktır.
Uygulamalı ve model çalışma sonuçlan Laugaland jeotermal sahası için yeterli ve uygun sonuçlar vermiştir.
Aynı yöntemlerin ve düşüncelerin ışığında Denizli-Kızıldere jeotermal sahasında yapılacak geribasım çalışmalarında seçilecek jeolojik modellemelerin çok iyi tasarlanması gereklidir. Bu tasarlanan modellere göre geribasım testlerinin planlanması önerilebilecektir. Dipten beslenmeli iki farklı sistem, veya birleşik sistem kabul edilse dahi her iki tip modellerin ayrı ayrı test edilmesi en doğru sonuçları verecektir.

Yorum yazın