ULUSLARARASI DOĞAL GAZ KONGRESİ BİLDİRİLER KİTABI INTERNATIONAL NATURAL GAS CONFERENCE PROCEEDINGS November 1/4 Kasım'95 M M 0 M AKİN MÜHENDİSLERİ A o D I THE GHAMBER OF MECHANICAL ENGINEERS- YayınNo: 179
tmmob makina mühendisleri odası Sümer Sokak 36/1-A 06440 Demirtepe-ANKARA Tel: (312) 231 31 59-231 31 64 Fax : (312) 231 31 65 Yayın No: 179 ISBN: 975-395-161-2 BU YAPITIN YAYIN HAKKI MMO'na AİTTİR Kitabın hiçbir bölümü değiştirilemez, MMO'nun izni obuadan kitabın hiçbir bölümü elektronik, mekanik, fotokopi vb. yollarla kopya edilip, kullanılamaz. Kaynak gösterilerek alıntı yapılabilir. EKİM 1995 -ANKARA Kongre Sekreteryası: Aylin Topakoğlu Yayına Hazırlık : Yüksel Köken Dizgi: Gülsen Aktaş - Ali Rıza Falcıoğlu (MMO) Baskı: Özkan Matbaacılık Ltd. Şti. Tel: (312) 229 59 74
TÜRKİYE'DE DOĞAL GAZIN GELECEĞİ VE POLİTİKALAR Gökhan YARDIM BOTAŞ Genel Müdürlüğü Türkiye'de ilk doğal gaz tüketimi 1976 yılına kadar uzanmakla birlikte bütün sektörlerde doğal gaz kullanımının asıl gelişimi, 1987 yılında eski S.S.C.B.'den gaz ithalat ile başlamıştır, tik kez 1987 yılında ithal edilen doğal gaz miktarı 432 milyon m 3 iken, bugün bu rakam 5.5-6 milyar m 3 seviyesine ulaşmıştır. 1994 yılı toplam doğal gaz tüketiminin %52'si elektrik, %20'si sanayi, %15'i konut ve %12'si de gübre sektöründe gerçekleşmiştir. Bu verilere göre doğal gazın Türkiye birincil enerji tüketimi içindeki payı yaklaşık %7-8 düzeyine ulaşmıştır. Özellikle son üç yılda, gerek otoprodüktör gerekse Yap-İşlet-Devret modeli ile santral kurma taleplerinde önemli bir artış kaydedilmiştir. Mevcut hat, yapımı sürdürülen Karadeniz Hattı ve Bursa-Çan hattı ve yapımı planlanan Ege ve Güney hatlarının gerçekleştirilmesi halinde, bu hatlara ilişkin doğal gaz taleplerinin yaraşıra, Türkiye'nin elektrik enerjisi ihtiyacını karşılamak üzere yapımı planlanan elektrik santrallanmn talepleri de dikkate alındığında, Türkiye'nin doğal gaz talebinin 2000'li yıllarda, 30 milyar m 3 'e çıkacağı tahmin edilmektedir. Enerji-ekonomi-çevre kavramlarının bütün dünya enerji pazarlarında olduğu gibi Türkiye enerji pazarındaki öneminin artması neticesinde, doğal gaz rakip yakıtlara karşı avantajlı duruma geçmiştir. Türikye enerji politikası 3 ana kritere dayanmaktadır. Milli enerji kaynaklarımızın gelişimi Birincil ve ithal enerji kaynaklarının çeşitlendirilmesi Çevre korumacılığı Dolayısıyla doğal gaz kullanımı, sanayi sektörünün geliştiği ya da gelişmekte olduğu yerleşim birimleri başta olmak üzere hava kirliliği yoğun olarak yaşanan diğer yerleşim birimlerince de acilen talep edilmektedir. Bu doğrultuda Ankara, İstanbul ve Bursa'da konut ve ticari sektörlerde doğal gaz kullanımı hızla yaygınlaşmaktadır. Ana hat güzergahımızda bulunan ve hava kirliliği sorunu her geçen gün artan İzmit kentinde, dağıtım hizmetini gerçekleştirmek üzere İZGAZ A.Ş. kurulmuş ve Bakanlar Kurulu'nca da onaylanmıştır. Yine ana hat güzerganımızda bulunan Eskişehir kentinde de doğal gaz kullanımına yönelik çalışmalar BOTAŞ tarafından sürdürülmektedir. Amacımız, doğal gaz kullanımının yurt çapında yaygınlaştınlmasıdır. Ancak bu yaygınlaşmada önemli olan iki unsurdan biri doğal gaz sisteminin teknik ve ekonomik rantabilitesi, diğeri ise arzın talebe cevap verebilecek şekilde geliştirilebilmesidir. Doğal gaz sisteminin teknik ve ekonomik rantabilitesi, gelişen talebe cevap vermek için yapılan ve yapılacak yatırımların kapasite kullanım oranlarının kısa vadede optimum düzeye çıkması ile mümkün olabilir. Bu nedenle kısa ve orta vadede yüksek tüketim düzeyi le erişebilecek sektörler sistemin rantabilitesini olumlu yönde etkilemektedir. Buna karşılık şehirlerimizde konut ve ticari sektörde doğal gaz kullanımı hem uzun vadede yüksek tüketim düzeyine ulaşmakta, hem de yaz-kış çekiş farklılıkları nedeniyle yapılan boru hatları kışın maksimum düzeyde kullanılırken yazın kapasite kullanım oranlan %20'nin altına düşmektedir. Dünya ticaretinde olduğu gibi Türkiye'nin doğal gaz ithalatında da bu denli mevsimsel bir esneklik sağlamak mümkün değildir. Bu nedenle şehirlerde doğal gaz kullanımın daha fazla yaygınlaşması durumunda yüksek maliyetli çeşitli depolama yatırımlarının yapılması gerekmektedir. Bu ise doğal gaz maliyetini artıracak ve konut-ticari sektör doğal gaz fiyatlarının yükseltilmesini gerektirecektir. Ancak bu sektörde doğal gaz alternatif yakıtlarla fiyat bazında rekabet et-
mek durumundadır. Ülkemizde, ısınmada ağırlıklı olarak kullanılan linyitin yerli bir kaynak olması, doğal gazın linyit ile rekabetini zorlaştırmaktadır. Aynı şekilde halkın gelir seviyesi de yüksek fiyatlı doğal gaz kullanımını engelleyen önemli bir faktör olmaktadır. Bu nedenle, şehirlerde doğal gaz kullanımının yaygınlaştırılması, halkın gelir seviyesinin bu yaygınlaşmanın gerektireceği ilave yatırımlardan kaynaklanacak fiyat artışlarını karşılayabilecek düzeye ulaşması ile mümkün olabilecektir. Genel olarak, tüm sektör taleplerinin karşılanabilmesi için asıl önemli olan nokta sınırlı bulunan arz miktarımızın artırılmasıdır. Bunun için; Türkmenistan, Katar, İran ve büyük gaz rezervlerine sahip ülkelerle birlikte Nijerya, Umman ve Abu Dabi'den doğal gaz temini için çalışmalar sürdürülmektedir. Bu ülkelerden doğal gaz ithalatı, ancak bu ülkelerdeki doğal gaz ihracat projelerinin gerçekleştirilmesine bağlı olduğnudan, ithalat 20001i yıllara doğru mümkün olacaktır. Arz açığını kapatmak ve arz güvenliğini arttırmak için Türkiye, olası yeni ve ilave arz kaynaklarına ilişkin projeleri değerlendirmektedir. Bunun için, kısa vadede; mevcut arz kaynaklan, Rusya Federasyonu ve Cezayir ile sözleşme miktarlarını artırmak. Orta vadede ise bazı projeler aşağıda özetlenmektedir : Doğu ve Batı Avrupa'nın mevcut alım anlaşmalarına dahil olmayan ve artan talebin karşılanması; geniş üretim alanları olan İran ve/veya Rusya Federasyonu'ndan, özellikle Türkmenistan ve Kazakistan'ın mevcut ve gelişmesi beklenen gaz alanlarından sağlanabilecektir. Bu büyük potansiyel enerjiyi taşımak için Türkiye, Doğal Gaz Taşıma Şebekesi ile Türkmenistan ve/veya İran'ı Türkiye üzerinden Avrupa'ya birleştirecek uluslararası boru hattı projesini değerlendirmektedir. Bununla hem Türkiye ve Avrupa'nın doğal gaz talebini karşılayacak hem de arz güvenliğini pekiştirecek ve arz kaynaklarını çeşitlendirecektir. Böylece Türkiye, 21. yüzyılda, Doğu ve Batı arasında çok önemli bir enerji köprüsü olacaktır.
TÜRK CUMHURİYETLERİNDE DOĞALGAZ REZERVLERİ VE KULLANIM İMKANLARI Dr. Melih KODALOĞLU Türk İşbirliği ve Kalkınma Ajansı Cengiz ÖRÜN Türk işbirliği ve Kalkınma Ajansı GİRİŞ Başta Rusya olmak üzere, genel olarak Türk Cumhuriyetleri olarak adlandırdığımız Azerbaycan, Kazakistan, Kırgızistan, Özbekistan ve Türkmenistan'da ve Ukrayna'da bulunan doğal gaz rezervleri Dünya toplam doğal gaz rezervlerinin yaklaşık %40'ını oluşturmaktadır. Bu ülkelerdeki toplam doğal gaz rezervlerinin de yaklaşık %85'i Rusya'da bulunmaktadır. Türk Cumhuriyetleri arasında en büyük doğal gaz rezervlerine ve yıllık üretim kapasitesine sahip olan ülke Türkmenistan'dır. Türkmenistan'daki doğal gaz rezervleri bu bölgedeki toplam rezervlerin %5'ini oluşturmaktadır. Türk Cumhuriyetleri, Rusya ve Ukrayna'daki ispatlanmış doğal gaz rezervleri ve yıllık doğal gaz üretimleri Tablo l'de verilmektedir. Ancak bu rezervlerin sadece ispat edilmiş rezervler oldukları ve bu bölgede muhtemel birçok başka rezervin de bulunduğu dikkate alınmalıdır. Tablo 1. Türk Cumhuriyetleri, Rusya ve Ukrayna'da doğal gaz Rezervleri ve Yıllık Üretim Ülkeler Azerbaycan Kazakistan Kırgizistan Özbekistan Türkmenistan Ukrayna Rusya Toplam Rezerv (Milyar m 3 ) 110 1700 5 1800 2700 1000 47000 54315 Yıllık Üretim (Milyar m 3 ) 10 10 0.1 45 100 28 607 800.1 Türk Cumhuriyetleri'ndeki doğal gaz rezervleri, yıllık üretim ve tüketimlerinin, ülkeler itibariyle sunulması faydalı görülmüştür. Aynca çalışmanın son bölümünde bu bölgedeki mevcut doğal gaz boru hattan ve kurulması düşünülen yeni boru hatlarıyla ilgili de bilgi sunulmaktadır. AZERBAYCAN Azerbaycan'da doğal gaz, Bahar, Kum Adası, Neft Taşlan ve Sangaçal'da çıkartılmaktadır. Toplam doğal gaz rezervleri 110 Milyar m 3 'tür. Rezerv sahalannda yetersiz yatıımlar ve kullanılan eski teknolojiler nedeniyle doğal gaz üretiminde düşmeler görülmüştür. Doğal gaz rezervleri iyi değerlendirilmediği için Türkmenistan, İran ve Rusya'dan doğal gaz ithal edilmektedir. Doğal gaz elektrik üretiminde, saniyede ve konutlarda kullanılmaktadır. Azerbaycan'da yıllar itibariyle doğal gaz üretimi ve tüketimi Tablo 2'de sunulmaktadır. Tablo 2. Azerbaycan doğal gaz Üretimi ve Tüketimi (Milyar m 3 /yıl) 1990 1991 1992 1993 Üretim 9.925 8.621 7.871 6.805 Tüketim Elektrik 4.824 4.439 2.543 1.754 Sanayi 2.692 2.462 2.370 1.748 Konut 2.700 3.169 2.547 3.085 Toplam 10.216 10.070 7.460 6.587
KAZAKİSTAN Kazakistan'da, Üstyurt, Kuzey Hazar, Chu-Sansu ve îç Güney bölgelerinde doğal gaz rezervleri bulunmaktadır. Toplam rezervi 1700 milyar m 3 dür ve buna ek olarak Kuzey Hazar'da 1500 milyar m 3 doğal gaz rezervi bulunduğu tahmin edilmektedir. Hazar Denizi'nin Kazakistan'a ait olan bölümünde petrol ve doğal gaz arınması için 1993 yılı sonunda Kazak, İtalyan, ingiliz, Norveç, Hollanda ve Fransız şirketlerinden bir konsorsiyum oluşturulmuştur. Kazakistan'da doğal gazdan çok daha önemli miktarlarda petrol ve kömür rezervleri de bulunmasına rağmen, halen ülkenin yıîbk elektrik talebinin %20'si ithal edilmektedir. Doğal gaz üretiminin tüketimi karşılayamadığı durumlarda doğal gaz da ithal edilmektedir. Buna karşılık Kazakistan bölgedeki diğer ülkelere petrol ve kömür ihraç etmektedir. Kazakistan'da 1992 yılında 8.8 milyar m 3,1993 yılında 6.7 milyar m 3 doğal gaz üretilmiştir. KIRGIZİSTAN Kırgızistan enerjisinin büyük bölümünü ithalatla karşılamaktadır. Büyük doğal gaz rezervleri olduğu tahmin ediliyorsa da, halen yıllık doğal gaz üretimi çok düşüktür ve önemli miktarda doğal gaz ithal edilmektedir. 1991 yılında 2.12 milyar m 3,1993 yılında 1.81 milyar m 3 doğal gaz ithal edilmiştir. Yıllık doğal gaz üretimi ancak 0.1 milyar m 3 düzeylerindedir. ÖZBEKİSTAN Özbekistan'da Gazlı ve Ustabulak bölgelerinde doğal gaz üretilmektedir. Toplam doğal gaz rezervleri 1800 milyar m 3 dolaylarındadır. 1991 yıllında 41 milyar m 3, 1992 yılında 42 m 3 ve 1993 yılında 45 milyar m 3 doğal gaz üretilmiştir. Doğal gaz ülkedeki toplam enerji tüketiminin %67'sini karşılamaktadır. Buna rağmen, önemli miktarlarda petrol ve kömür ithal edilmektedir. Özbekistan'ın yıllık doğal gaz üretim ve tüketimi Tablo 3'de verilmektedir. Tablo 3. Özbekistan doğal gaz Üretim ve Tüketimi (Milyar m s /yıl) 1991 1992 1993 Üretim Tüketim 41.9 32.7 42.8 34.5 45.0 35.0 TÜRKMENİSTAN Türkmenistan Türk Cumhuriyetleri içinde en büyük doğal gaz rezervlerine sahip olan ülkedir. Sahtly, Sovetabad, Achae, Naip, Samantepe, Sakar ve Koturtepe bölgelerinde doğal gaz rezervleri bulunmaktadır. Toplam doğal gaz rezervleri yaklaşık 270 milyar m 3 'tür. Yıllık üretim 100 milyar m 3 civarındadır. Türkmenistan doğal gazı Sovyet döneminden kalan boru hatlarıyla bölgedeki diğer ülkelere sevk edilmektedir, doğal gaz ihracatının yanısıra, doğal gaz ve diğer kaynaklardan üretilen yılda 15 milyar kwh elektriğin de %40'ı diğer Orta asya ülkelerine ihraç edilmektedir. Türkmenistan doğal gazı yeni kurulacak doğal gaz boru hattı ile hem Türkiye'de kuuamlabilecek, hem de Türkiye üzerinden Avrupa'ya sevk edilebilecektir. DOĞAL GAZ BORU HATLARI Bölgedeki doğal gaz boru hatları Şekil l'deki haritada gösterilmektedir. Türk Cumhuriyetlerinin hepsinde doğal gaz rezervleri bulunmasına rağmen en büyük üretici Türkmenistan'dan Sovyet döneminden kalan boru hatlarıyla bölgedeki diğer ülkelere doğal gaz gönderilmektedir. Türkiye Cumhuriyeti ile Türkmenistan Cumhuriyeti arasında 1992 yılında imzalanan "Türkmenistan'dan Türkiye'ye doğal gaz Gönderilmesi Hakkında Anlaşma" doğal gaz boru hattının kurulmasından itibaren 30 yıl süreyle Türkmenistan'dan doğal gaz alımım öngörmektedir. îki ülke doğal gazın Türkiye üzerinden Avrupa'ya taşınması konusunda da birlikte çalışacaklardır. Üzerinde çalışılan boru hattının kapasitesi yılda 40 milyar m 3 olarak öngörülmektedir. Bu kapasitenin 20001i yıllarda 15 milyar m 3 lük bölümünün Türkiye'de kullanılması planlanmaktadır. Üzerinde çalışılan doğal gaz boru hattı alternatiflerinden birisi Hazar Denizi'nin Güneyinden geçen ve İran üzerinden Türkiye'ye uzanan hattır. İkinci alternatif hatta ise, Hazar Denizi'nin aşılarak Azerbaycan'a gelinmesi ve buradan da Gürcistan ya da İran üzerinden Türkiye'ye geçilmesi ele alınmaktadır. ÖNERİLER Türk Cumhuriyetlerinin her biri gelişmekte olan ülke durumundadır. Bu ülkelerle ilgili projeksiyonlar her birinde gelişmelere paralel olarak doğal gaz üretim ve tüketimin artacağını göstermektedir. Ayrıca bu ülkeler yoğun bir kentleşme olgusu içine girmişlerdir. Yeni yerleşme projeleri ve konut ya-
Şekil ı. doğal gaz Boru Hatları
pimi ve ülkelerde giderek yoğunluk kazanmaktadır, doğal gaz yeni yerleşimlerdeki konutların ısınma ihtiyacının karşılanması için de önemli bir alternatiftir. Rusya'dan Türkiye'ye gelen doğal gaz nedeniyle 1989 yılında doğal gaz sektörüyle tanışan Türk müteşebbüslerinin bu süre içinde edindikleri yoğun bilgi ve tecrübeden Türk Cumhuriyetlerindeki yeni doğal gaz çalışmalarında istifade edilmesi bu ülkelere önemli yararlar sağlayabilecektir. Bölgede doğal gazla ilgili bir başka önemli husus, Sovyet döneminden kalan boru hattı sisteminin eksikliğidir. Boru hatlarının %40'ı 10-20 yıldır, %30'u 20-30 yıldır, %20 si de 30 yıldan fazla bir süredir kullanılmaktadır. Boruların ekonomik ömrü 33 yıl kabul edilecek olursa, önümüzdeki yıllarda boru hatlarının önemli bir bölümünün değiştirilmesi gerekecektir. Boru hatlarının yemlenmesi özel sektör kuruluşları için önemli bir iş alanı oluşturabilecektir. Ayrıca Türkiye'de doğal gaz konusunda faaliyet gösteren kuruluşlar Türk Cumhuriyetlerindeki doğal gaza dayalı merkezi ısıtma sistemleri uygulamalarından edinecekleri bilgilerle benzer ve birleşik ısı-güç üretimi gibi daha gelişmiş sistemlerin Türkiye'de kurulması konusunda yararlı olabileceklerdir. 1994 yılında 5 milyar m 3 ü aşan Türkiye doğal gaz tüketiminin 2010 yılında 30 milyar m 3< e ulaşması öngörülmektedir. Önümüzdeki yıllarda gerek Türkiye'de, gerekse Türk Cumhuriyetlerinde doğal gaz en önde gelişecek sektörlerden birisi olarak görülmektedir. KAYNAKLAR 1. Industrial Information Resources Inc. An Industrial Atlas Of The Soviet Successor States. Hpustan: IIR, 1994 2. TİKA, Azerbaycan Ülke Raporu. Ankara: TİKA, 1995. 3. TİKA, Kazakistan Ülke Raporu. Ankara: TİKA, 1995. 4. TİKA, Kırgızistan Ülke Raporu. Ankara: TİKA, 1995. 5. TİKA, Özbekistan Ülke Raporu. Ankara: TİKA, 1995. 6. TİKA, Türkmenistan Ülke Raporu. Ankara: TİKA, 1995. 6
TÜRKİYE PETROLLERİ A.O. TRAKYA HAVZASI DOĞAL GA ARAMA VE ÜRETİM FAALİYETLERİ Gültekin ÇINAR Petrol Mühendisi, İT AO Tacettin DÖLEK Jeoloji Mühendisi, TPAO ÖZET Türkiye'de petrol sektörünün öncü kuruluşu olan Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığı, 1954 yılından itibaren ülkemizde ve 1984 yılından başlayarak yurtdışında hidrokarbon rezervlerinin arama, sondaj ve üretim faaliyetlerinde çalışmaktadır. TPAO, Trakya havzasında 1976 yılında Hamitabat sahasından doğal gaz üretmeye ve bölgedeki sanayi kuruluşlarına arz etmeye başlamıştır. Bu çalışmada, hidrokarbon oluşumu ve arama-üretim metodolojileri ile doğal gaz potansiyeli yönünden önem taşıyan Trakya havzasının jeolojisi gözden geçirilmiş ve TPAO'nun bölgedeki üretim kapasitesi ortaya konulmuştur. Trakya havzasının TPAO yönünden gelecek için değerlendirmesi yapılmıştır. 1. HİDROKARBON OLUŞUMU VE ARAMA-ÜRETİM METODOLOJİLERİNE GENEL BİR BAKIŞ Yeryüzünde bulunan petrol, gaz ve kömür gibi fosil yakıtların kökeni kara ve denizlerde yaşayan cardı organizmalardır. Bu organizmalar öldükten sonra sedimanlar içinde birikirler. Organik maddelerin çökelmeden sonra hidrokarbonlara dönüşmesini sağlayan afiziko-kimyasal prosesler 1-2 üç farklı evrede oluşurlar. * Diyajenez * Katajenez * Metajenez Diyajenez evresinin erken zamanlarında bakteri faaliyetinin etken olduğu bokimyasal prosesler gerçekleşirler. Bakterilerin oksijenli ortamdaki faaliyeti oksitleme işlemidir. Bu işlem sırasında organik maddenin karbon atomu oksijen ile birleşir ve karbondioksit gazı ve su açığa çıkar. Organik birikintilerin yeni çökelen maddeler ile örtülmesiyle ortamın hava ile teması kesilir, sedimanlar hızla oksijence fakirleşirler ve oksijenli ortamda yaşayan bakterilerin faaliyeti sona erer. Bundan sonra oksijensiz ortamda yaşayan bakterilerin faaliyeti başlar. Bu bakteriler organik maddelerde sülfat indirgenmesi reaksiyonuna neden olurlar. Bakteriler, sülfat iyonunun (SO4 = ) oksijenini kullanarak su, karbondioksit ve hidrojensülfür oluştururlar. Daha derinlere inildikçe sülfatlı bileşenlerin tükenmesiyle birlikte metan türeten (metanojenik) bakterilerin faauyeti ile metan gazının üretildiği zon başlar. Metanojenik bakteriler organik maddenin yapısındaki bileşiklerin oksijenini kullanıp hidrojen açığa çıkararak organik maddeyi bozunmaya uğratırlar. Organik maddenin bünyesinde bulunan karboksil gruplarının hidrojen tarafından indirgenmesiyle metan gazı açığa çıkar. Ortaya çıkan metan, biyojenik metan olarak bilinir ve zaman içinde rezervuarlarda büyük miktarlara ulaşabilir. Dünyada bugüne kadar keşfedilen gaz rezervlerinin %20'sinden fazlasını biyojenik metan oluşturmaktadır. Organik maddenin gömülme derinliği arttıkça sıcaklık artışıyla birlikte bakteri faaliyeti de azalır. Bakterilerin yaşayabilecekleri en yüksek sıcaklık 100 C'dir. Normal jeotermal gradyana göre 1000 metreden daha derinlerde biokimyasal prosesin devam etmesi ve biyojenik gazm türemesi mümkün değildir. Bakteri faaliyetini durduran sıcaklık artışı organik maddenin daha yoğun hale gelmesine ve çözünürlüğünün sıfıra inmesine neden olur. Bu evre diyajenezin önceki evrelerine göre daha uzun zaman diliminde (milyonlarca yıl) gerçekleşir ve kerojen oluşumuyla sonuçlanır. Kerojen, yüksek molekül ağırlıklı bir marro moleküldür. Katajenez evresi, gömülme derinliğinin ve dolayısıyla ısının artmasına paralel olarak termokimyasal proseslerin başladığı ve hidrokarbon türümünün gerçekleştiği dönemdir. Kerojenin ısısal olarak kimyasal bozunmaya başlaması veya parçalanması (carcking) 50-75 C sıcaklıklar düzeyindedir. Artan sıcaklık etkisiyle kerojenin kompleks kimyasal yapısından çeşitli uzunlukta moleküller kopmaya başlar. Bu moleküller sıvı ve gaz fazında çeşitli hidrokarbonları oluştururlar. Katajenez evresinin sonlarına doğru türeyen petrol miktarı gittekçe azalır. Çünkü; sıvı hidrokarbon molekülleri parçalanarak daha küçük moleküllere dönüşürler; metan, etan, propan, bütan gazlarının miktarı artar. Metajenez evresinde, sıcaklık 150 C'nin üzerindedir. Bu sıcaklıkta tüm hidrokarbonlar parçalanarak termodinamik olarak çok duyarlı olan metan gazına dönüşür. Kaynak kaya, hidrokarbon türümünün gerçekleştiği sedimanter kayadır. Herhangi bir havzada bir. kaynak kayanın oluşabilmesi için organik maddenin ekonomik hidrokarbon türümünü gerçekleştirebi-
lecek miktarda olması gerekir. Organizmalarca zengin, sakin, çok derin olmayan ve ince taneli sedimanlann orta hızda çökeldiği anoksik ortamlarda sedimanlar organik maddece zenginleşmektedirler. Organik maddenin tipi, çökelmenin gerçekleştiği ortam ile ilişkilidir. Karasal organik maddeler genellikle gaz ve parafinik petrol.denizel organik maddeyi oluşturan organizmanın kimyasal yapısı ile ilgilidir. Sedimanlar içinde yeterli miktarda organik maddenin bulunması halinde hidrokarbon türümü için yukarıda anlatılan fiziko ve termo kimyasal proseslerin gerçekleşeceği; ısı ve zamanın etken olduğu olgunlaşma süreci başlar. Türeyen hidrokarbonlar, gömülme nedeniyle sıkışma ve aynı zamanda sıcaklık artışı nedeniyle hacimsel genleşme sonucunda kaynak kayadan atılırlar. Hidrokarbonlar dikey yönde birincil göç ile taşıyıcı kayalara ve yanal yönde ikincil göç ile rezervuarlara göçerler ve buralarda birikirler. Rezervuar, gözenekli ve geçirgen kayanın üzerin gelen geçirgen olmayan örtü kaya ile oluşan yapısal ve/veya stratigrafik bir kapandır. Yavaş ısınan havzalarda petrol türümü geç olur ve bu zaman içinde kaynak kaya içinde basınç normale döndüğü için petrolün dışarıya atılması zorlaşır. Bu tür havzalarda aşırı olgunlaşma ile daha çok gaz türümü gerçekleşir. Kaynak kayanın kırıntılı veya karbonat olma durumu sıkışma mekanizmasını ve göç olayını etkileyen bir unsurdur. Petrol aramacılığında hedef, belli bir arama stratejisi kapsamında çeşitli jeoloji, jeokimya ve jeofizik metotların kullanılarak ekonomik hidrokarbon akümülasyonu içeren kapanların tespit edilmesidir. Petrol arama faaliyetlerinde, mikroskopik ölçekten (mikron mertebesinde) gigaskopik ölçeğe (1000 metre mertebesinde) kadar çok değişik verilerin toplanması, değerlendirilmesi, doğrulanması ve entegrasyonu ile bilinenden bilinmeyene doğru bilimsel bir gelişim süreci söz konusudur. Petrol aramacılığının ilk günlerinde, petrol ve gaz sızıntılarının yüzeyde görüldüğü yerlerde kuyular açılmıştır. Modern jeoloji biliminin gelişmesi ve özellikle sismik gibi jeofizik yöntemlerin kullanılmasıyla birlikte sondaj kararlan jeolojik, jeofizik ve jiokimyasal yorumlarla; hidrokarbon türümünün gerçekleşebileceği alanlardaki yapısal ve stratigrafik kapanlarda alınmaya başlamıştır. Tipik bir arama-üretim projesinde iş akım şeması Şekil. 1'de gösterilmiştir. Gaz keşfinden sonra en önemli aşama, sahanın geliştirilmesinin ekonomik olup olmadığına göre iş için karar verildiği değerlendirme aşamasıdır. Değerlendirme sonucunda hazırlanan fizibilite raporunun şu sorulara yanıt sağlaması gereklidir. * Rezervuarda yerinde gaz hacmi nedir? Rezervuar en ekonomik şekilde nasıl geliştirilebilir? Rezervuar üretim planı nasıl olmalıdır? * Rezervuar gazı hangi ürünler için ve hang imetoüar ile proses edilebilir? * Rezervuar gazı hangi ürünleri çin ve hangi metotlar ile proses edilebilir? * Projenin ilk yatırım tutarı ve geri ödeme süresi ne kadardır? Karlılık oranı nsdir? AŞAMA FAALİYET ^> W AŞAMA ARAMA JEOLOJİ-JEOFİZİK-ARAMA SONDAJLARI W KEŞİF DEĞERLENDİRME TESPİT SONDAJLARI- FİZİBİLİTE 1 W IŞJÇl»KAftAft: gvgt-hayshsgufl $SQ* RA TANIM KAVRAMSAL TASARIM w TASARIM Sf- C. TASARIM DETAY MÜHENDİSLİK- ANLAŞMA w YAPIM SPEC. YAPIM w İMALAT-MONTAJ w TEST VE KABUL OPERASYON GELİŞTİRME, SONDAJLARI w ÜRETİM START İÇİN Şekil 1 Doğal gaz sahası üretim projesinde is akım seması 8
Bu sorulardan açıkça anlaşılacağı gibi doğal gaz sahası geliştirme projesi fizibilite raporunun dört bileşeni bulunmaktadır: - Rezervuar modeli - Üretim modeli - Pazar modeli - Ekonomik model Rezervuar modeli, hidrokarbon akışkanlarını barındıran fiziksel sistemin üç boyutlu olarak geometrisinin, depolama (gözeneklilik) ve akış (geçirgenlik) özelliklerinin tanımlanmasını içerir. Rezervuar modelinin oluşturulması, açılan her yeni kuyu ve veriler ile güncelleştirilen dinamik bir prosesdir (Şekil.2). Doğal gaz üretim çalışmalarının önemli kısmını doğal gazın sahada proses edilmesi oluşturur. Doğal gaz proses faaliyetleri, teknolojik olarak faz separasyonu ve gaz separasyonu işlemleridir 3. Kuyulardan üretilen ham doğal gaz önce gaz, kondensayt ve serbest su olarak homojen fazlara dönüştürülür ve daha sonra gaz separasyonu işlemleri uygulanır. Gaz separasyonu prosesleri amaçlarına göre iki kategoride sınıflandırılabilirler: * Saflaştırma prosesleri * Kurtarım prosesleri REZERVUAR MODELİ UFE CYCIE STATİK VfKİlilt DktAMİKVUtltt* A N A L İ Z JEOLOJİK TANIM LOG MODELİ MODEÜ TEST MODEU REZERVUAR VE ÜRETİM MÜHENDİSLİĞİ REZERVUAR MODELİ DUIK REZERVUAR POROZİTf PfRMEABiUlE MET/G«OSKAltNilK GA2 OOYMUS'UĞU HACİM FAlttÖftü ÜRETİM MODEÜ REZERVUAR MPIEHON ftani PERFORMANS PRECHCÎ1ON RECOVERY Şekil 2 Rezervuar Modeli
Saflaştırma prosesleri; su buharı, karbondioksit ve hidrojensülfür gibi hidrokarbon olmayan kirletici gazların korozyon yapıcı, zehirleyici veya kalori değerini düşürücü etkilerinden ötürü doğal gazdan aynştırılmasıdır. Kurtarım prosesleri; doğal gaz karışımından doğal gaz sıvıları olarak adlandırılan etan, propan, bütan gibi hidrokarbonların ticari değerleri ve doğal gaz kalorisinin ayarlanması için aynştırılmasıdır. Herhangi bir doğal gaz proses tesisi birkaç donanımdan oluşan basit ve ucuz bir tesis olabileceği gibi, çeşitli kütle ve enerji transferlerinin gerçekleştirildiği ısıtıcı, soğutucu, ısı değiştirici, kolon, expander, türbin, kompresör ve pompa gibi çok sayıda farklı operasyon ünitelerinden oluşan pahalı ve kompleks bir tesis de olabilir. Doğal gaz proses tesisinin teknolojik düzeyi aşağıdaki unsurlara bağlıdır. Ham doğal gaz kompozisyonu Tesislerde hedeflenen ürün Gaz sahası operasyon koşullan Çevresel ve ekonomik parametreler 2. TRAKYA HAVZASININ JEOLOJİ VE ARAMA FAALİYETLERİNİN KISA TARİHÇESİ Jeolojik olarak, Trakya havzası; kuzeyinde Istranca, batısında Rodop, güneyinde Menderes Masifleri ve doğusunda İstanbul Paleozoiği ile çevrilmiş bir tersiyer havzasıdır (Şekil.3). Orta Eosende (50 milyon yıl önce), güney-güneybatı yönünden kuzey-kuzeybatı yönünde gelişen ve tüm bölgeyi etkisi altına alan transgresyon ile başlayan ve uyumsuz olarak Palaeozoik-Mesozoik yaşlı (250-600 milyon yıl önce) mağmatik ve metamorfik kayaçlardan oluşan Istaranca ve Rodop masifleri üstüne gelen çökelme evresi Üst Eosen sonuna kadar devam etmiştir. Bu dönemde havzanın derin ve çukur kesimlerinde genellikle türbiditik kumtaşlan ve bunlarla ardışıklı şeylerden oluşan Gaziköy formasyonu ve Keşan grubu, sığ kesimlerinde işe taban klasitiklerinin çakıltaşı ve yer yer kumtaşlan, resifal kireçtaşlan ve marnlar çökelmişlerdir. Üst Eosende havzanın derinleşmesi devam etmiş ve transgresyonun etkisiyle keşan grubu türbiditikleri çökelirken tektonizma ile oluşan faylar boyunca faaliyete geçen volkanizma nedeniyle volkanik kayaçlar çeşitli ara katmanlar oluşturmuşlardır. Keşan Grubu Orta ve Kuzey Trakya'da yanal ve düşey geçişli olarak çeşitli birimlere aynlmıştır ( ekil.4). Bu birimler; transgressif denizin ilk ürünü olan çakıltaşı ve kumtaşlarından oluşan Koyunbaba formasyonu, Trakya havzasında yüzeyde görülmeyen ve sadece kuyularda kesilen derin deniz türbiditleri ile temsil edilen şeyi arabantlı kumtaşlanndan oluşan Hamitabat formasyonu, sığ denizel ortamda çökelmiş resifal kireçtaşı fasiyesleriyle temsil edilen Soğucak formasyonu, sığ-derin denizel ve yer yer havzasının bazı bölümlerinde volkanik malzeme katkılı marn ve şeyl'lerden oluşan Ceylan formasyonudur. Oligosenden itibaren (38 milyon yıl önce) havza genelinde görülen sığlaşma etkisiyle prodetla, delta, göl ve bataklık ürünü birimler çökelmişlerdir. Yeni muhacir grubu olarak adlandırılan birimler; altda çakıltaşı - kumtaşı olarak başlayan ve üstde congeryalı-oolitli kireçtaşlan olarak sahil yakını lagün ortamda çökelen Pınarhisar formasyonu, prodelta şeyl'lerin hakim olduğu Mezardere formasyonu, deltaik kumtaşı ve şeyl'lerden oluşan Osmancık formasyonu, delta düzlüğü ve gölsel ortamda çökelen tüf ve kömür katkılı sellerden oluşan Danişmen formasyonu Oligosen döneminin regressif istifini oluştururlar. Oligosen sonu-alt Miyosen başlarında (25 milyon yıl önce) havzada genel bir yükselme olmuş ve istifin büyük bir kısmı aşınmıştır. Orta Miyosen başlarında görülen tektonizma nedeniyle havzanın kenarlarında yoğun kırılma ve kıvnmlanmalar oluşmuştur. Alt-Orta Miyosende havzanın güneybatısındaki Hisarlıdağ volkanizması etkili olmuştur. Üst Miyosen istifi olarak güneyde Enez-Şarköy civannda karasal klastik, gölsel ve sığ deniz ortam ürünü olan Gazhanedere ve Kirazlı formasyonlan ve İstanbul boğazının batısında karasal, gölsel ve acısu ortam ürünü olan Çukurçeşme, Güngören ve Bakırköy formasyonlan çökelmiştir. Bu yörelerde çökelme devam ederken havzanın orta ve batısında yükselme ve aşınma devam etmiştir. Pliyosende (2,5 milyon yıl önce), bölgedeki tüm yaşlı birimler karasal çakıltaşı, kumtaşı ve kiltaşlanndan oluşan Ergene grubu tarafıifdan örtülmüştür. Trakya havzasında kaynak kaya potansiyeline sahip birimler Mezardere ve Hamitabat formasyonlandır. Bu birimlerde yapılan jeokimya çalışmalarına göre bölgedeki termojenik gazların kaynak kayasının Hamitabat formasyonu veya daha altda henüz bilinmeyen birimler olabileceği düşünülmektedir. Biyojenik Umurca gazının kaynak kayası olarak Mezardere formasyonunun alt kesimleri tahmin edilmektedir. Mezardere formasyonu aynı zamanda petrol türümü de gerçekleştirmiştir. Osmancık, Mezardere, Ceylan, Soğucak ve Hamitabat formasyonları rezervuar kaya özelliklerine sahiptirler ve uygun kapanımlann oluştuğu yerlerde hidrokarbon potansiyeli taşımaktadırlar 4 (Şekil. 5) Trakya havzasında hidrokarbon arama faaliyetleri, ESSO tarafından 1957 yılında açılan Ceylan #1 kuyusu ile başlamıştır. TPAO tarafından ilk olarak 1960 yılında Uluman #1 adlı kuyu açılmıştır. 10
BULGARİSTAN L E J A N D N Alüvyon z! Ul! C/> o oi v v -n* HiMrh«o«"Alkonikl.ri F m. rdtrt Frn. LULEBURCAZ! - * ' D E N İ Z İ Kazty Anadolu Fayı. Şekil 3 Trakya Havzası Jeoloji Haritası
SAROS KÖRFEZİ ENEZ KEŞAN - HAYS O 8 OL U KULELİ-BABAESKİ YÜKSELİMİ ZAMAN LYDW YIL 11 HASICÖY HISARLİDAG VOLKANITLER I TESLİM KOY ÜYESİ _ v _ v _ 1_MEZARDERE FM f- ^za»qı* -f ^--^^rgş.'karanukdere FM./j-_r_-_zr. - - - - KOYUN BABA FM K0YUN8ABA FM, ME~AMORF!K ^,7 E M E L U-'... 248 PALEOZOflK\ 59O Trakya Havzası Kaya-Stratigrafi Birimleri Korelasyon Tablosu
MESOZOK PALEOZOİK ORTA EOSEN ORTA - ÜST E O S E N ALT- ORTA OLİGOSEN U. OLlGOSErı A MİYOSEN \ ü) TEMEL \ HA M I TA B AT (KOYUNBABA CEYLAN YENİ M U H A C İ R ERGENE MEZARDERE I TESÜMKÖY ÜYE. OSMANCIK OANİŞMEN 850 500 - IOOO 4OO - IOOO 500-1200 300-500 300-600 100-500 + 4 4 + I -l'l = H -1 H H =H ^ H o o; o. ı a O i ı o»5 I a a il rı > o o o X c 3 o
Yerli ve yabancı petrol şirketleri tarafından havzada açılan kuyu sayısı 300 civarındadır. Ekonomik değer ifade eden ilk hidrokarbon keşfi 1970 senesinde TPAO tarafından bulunan Hamitabat doğal gaz safhasıdır. TPAO tarafından, 1982 yılında Umurca 1988 yılında K. Marmara, 1989 yılında Karacaoğlun ve 1994-1995 yıllarında Değirmenköy ve Karaçalı gaz sahaları keşfedilmiştir. 2. TRAKYA HAVZASINDA TPAO DOĞAL GAZ ÜRETİM POTANSİYELİ Trakya Havzasında gerçekleştirilen en önemli gaz keşfi, 5 milyar sm 3 üretilebilir gaz rezervine sahip olan Hamitabat Doğal Gaz Sahasıdır. Hamitabat Sahasının ilk kademe geliştirmesi Pınarhisar Çimento Fabrikasına gaz satışı için 1976 yılında yapılmıştır. Sahanın esas gelştirilmesi sanayi kuruluşlarının gaz talebi doğrultusunda 1983 yılında tamamlanmıştır. 1986-1987 yıllarında peak üretime ulaşılmış ve Hamitabat Doğal Gaz Kombine Çevrim Santralına 1.400.000 smvgün gaz satışı gerçekleştirilmiştir. Sahadan bugüne kadar 2 milyar sm 3 gaz üretimi sağlanmıştır. TPAO, 1994-1995 yıllarında gerçekleştirdiği Değirmenköy ve Karaçalı Sahalarının keşifleri ve K. Marmara Deniz Doğal Gaz Sahası Geliştirme Projesi'ni uygulamaya başlaması ile Trakya Havzasında elinde bulundurduğu üretilebilir doğal gaz rezerv hacminde ve günlük üretim kapasitesinde önemli artışlar gerçekleştirmiştir (Tablo.I) 5. TPAO'nun, bugün itibariyle, Trakya Havzasında mevcut sahalar, yeni keşif ve geliştirme sahaları ile birlikte üretilebilir gaz rezerv hacmi 8 milyar sm 3 düzeyine ulaşmıştır ve günlük üretim kapasitesinde aşağıdaki senaryoya göre artış beklenmektedir : * Bugün itibariyle, 450 000 sm 3 /gün (Hamitabat, Umurca, Karacaoğlan Sahaları) * Kasım 1995'den itibaren 750 000 sm 3 /gün C + Değirmenköy, Karaçalı Sahaları) * 1997'den itibaren 1 500 000 sm 3 /gün (+ K. Marmara Deniz Sahası) Tablo 1 TPAO Trakya Havzası Doğal Gaz Sahaları Tanım, Fiziksel Özellikleri ve 1.1.1994 İtibariyle Üretim Bilgileri ^Tahmini Değerler Bileşen N? CO? H? S cı C2 C3 İ-C4 n-c4 İ-C5 n-c5 n-c6+ Hamitabat Hamitabat 0.797 0.087-95.534 2.284 0.661 0.133 0.167 0.063 0.062 0.208 Umurca Osmancık 0.30 0.13-91.50 4.50 2.00 0.25 0.70 0.26 0.36 Karacaoğlan Ceylan 1.30 1.54-91.54 3.73 1.07 0.32 0.29 0.14 0.07 K. Marmara Sogucak 2.23 0.76-92.85 2.47 0.96 0.23 0.29 0.11 0.10 Değirmenköy Soğucak 1.660 0.176-90.477 4.920 1.614 0.298 0.437 0.1530 0.1030 0.1630 Osmancık 1.3830 0.0610-92.8050 3.6330 1.2000 0.2520 0.3220 0.1220 0.0780 0.1440 Karaçalı Osmancık 0.523 0.124-92.192 3.325 1.704 0.562 0.584 0.256 0.219 0.512 Tablo 2 TPAO Trakya Havzası Doğal Gaz Sahaları Gaz Kompozisyonları KeşifTarihi Üretime Başlama Tarihi Formasyon Litoloji Y«ş Derinlik, m Oriinal Rezervuar Basıncı, psia Rezervuar Sıcaklığı, F Gözeneklilik, % Geçirgenlik, nıd Spesifik Gaz Gravitesi, Hava= 1.00 Üretilebilir Gaz Miktarı, milyon m3 Toplam KUYU Savısı Çalışan Kuyu Sayısı Terk Kuyu Sayısı Günlük Gaz Üretimi, m3 Kuyu Başına Günlük Gaz Üretimi. m3 Künuilalif Gaz Üretimi, milyon m3 Kalan Üretilebilir Gaz, milyon m3 Hamitabat 1970 1976 Hamitabat Kurması Eosen 30O0 5115 262 10 1 0.59 4 940 32 23 9 415 000 41 500 1986 2 954 Umurca 1982 1987 Osmancık Kurması Oligosen 1900 3000 180 11 0.625 84 10 1 6 6 500 6 500 32 52 Karacaoğlan 1989 1993 Ceylan Tüf Eosen 3400 5450 278 9 2 0.616 305 3 1 2 100 000 100 000 6 299 14 K. Marmara 1 1988 1996 Soğucak Kireçtaşı Eosen 1200 2100 135 15 45 0.603 3 500 4-1 750 000 250 000 Degirmenköy' Sogucak 1994 1995 Sogucak Kireçtaşı Eosen 1290 1845 150 11 7 1200 1-250 000 250 000 - - Degirmenköy 1 Osmancık 1994 1995 Osmancık Kurması Oligosen 775 1250 120 21 64 37 1 125 000 125 000 - Karaçalı' 1995 1995 Osmancık Kumtaşı Oligosen 1350 2175 9 1-125 000 125 000 I
M A R M A R A D E N İ Z İ
Şekil 7 TPAO Trakya Havzası Doğal Gaz Sahaları Tipik Proses Şeması TPAO'nun Trakya Havzasında doğal gaz pazarı, Lüleburgaz ile Çorlu Şehirleri arasında Büyükkanştıran Sanayi Bölgesidir (Şekil.6). Bu bölgede cam, tekstil, ilaç, kağıt ve metal sektörlerinde üretim yapan sanayi kuruluşlarına doğal gaz sevkiyatı iki ayrı boru hattı sistemi ile sağlamaktadır : 1. Hat: Karacaoğlan-Hamitabat-Umurca Büyükkarıştıran Boru Hattı Çap-Uzunluk: 4 inch, 15 km + 8 inch, 12 km + 6 inch, 24 km 2. Hat: Değirmenköy-Karaçalı-Büyükkanştıran Boru Hattı (Kasım 1995'de devreye alınacak) Çap-Uzunluk : 8 inch, 50 km Trakya havzasında TPAO taraafından geliştirilmiş ve geliştirilmekte olan doğal gaz sahalarında gaz kompozisyonları kuru (metan-etan içeriği yüksek) ve temizdir (kirletici gazları içermez), (Tablo. 1). Bu nedenle, doğal gazın satışa sunulabilir hale getirilmesi için gerekli olan proses gereksinimi sadece su buhan ve hidrokarbon yoğuşma noktalarının ayarlanmasıdır. Bunun için uygulanan proses metodu iki kısımdan oluşmaktadır (Şekil.7): 1. Kuyubaşlarında J-T vanalarında eş-entalpi genleşmesiyle basınç düşürme-soğutma ve gravite tipi separatörler ile gaz-sıvı fazlarım ayrıştırma. 2. Toplama istasyonlarında absorblama kolonlannda trietilen glikol ile su buharının absorblanarak gazın kurutulması 4. TPAO YÖNÜNDEN TRAKYA HAVZASINDA GELECEK İÇİN DEĞERLENDİRME Ülkemizin enerji tüketim yapısı içinde doksanlı yılların başından itibaren önemli bir pay taşımaya başlayan doğal gazın güvenirliliğinin artırılmasında, yurtiçi yeni gaz rezervlerininkeşfınin ve geliştirilmesinin gerekliliği kuşkusuzdur. Jeolojik olarak doğal gaz potansiyeline sahip olan Trakya Havzası, aynı zamanda büyük gaz pazarlarına yakın konumundan ötürü büyük öneme sahiptir. Bölgede doğal gaz pazarlannın ve boru hattı iletim sistemlerinin oluşması ve gelişmesi, TPAO yönünden gaz sahası keşiflerinin ekonomik cazibesini artırmaktadır. Bu nedenlerle TPAO Trakya Havzasında üretilebilir gaz rezerv hacmini ve günlük üretim kapasitesini artırmak amacıyla arama faaliyetlerini son yıllarda yoğunlaştırmıştır. TPAO tarafından yeni prospektler geliştirilmekte ve geliştirilmiş prospektlerde arama sondajları sürdürülmektedir. Kuyu açılması aşamasındaki prospektlerin bir kısım Kumbargaz, Silivri, Yulaflı ve Selimpaşa'dır. TPAO'nun Trakya Havzasında elinde bulundurduğu gaz sahaları, kış aylamda tepe tüketiminin 16
karşılanması için devreye konulan yeraltı gaz depolanmn yapımı yönünden de önem taşımaktadır. TPAO, doğal gaz sahalarında YGD yapımının jeolojik ve teknolojik yönleri üzerinde çalışmalarını BOTAŞ ile işbirliği halinde sürdürmektedir. Teşekkür Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığı yönetimine bildirinin yayınlanmasına verdiği izin için teşekkürlerimizi sunanz. KAYNAKLAR 1. Heldberg, H.D., 1979, Methane Generation and Petroleum Migration in : Roberts, W.H. ve Cordell RJ. (Eds.), Problems of Petroleum Migration : AAPG Studies in Geology No. 10, ş. 179-206. 2. İztan, H.Y., 1993, Petrol ve Gaz Oluşumu in : Ediger, VJŞ. ve Soylu C. (Eds.), Petrol Jeologları İçin Organik Jeokimya: TPAO Araştırma Merkezi Grubu Eğitim Yayınları No.23, s.25-49. 3. Çınar, G. 1995, Doğal Gaz Üretim Mühendisliği Kuyu Test ve Üretim Teknolojisi (Hazırlanıyor). 4. Kasar, S. ve v.d., 1983,1986,1992, Trakya Havzası Jeolojisi ve Hidrokarbon Olanaklarına İlişkin Şirket İçi Raporlar: TPAO Arama Grubu Başkanlığı. 5. Rezervuar ve Üretim Bilgileri, 1994 : TPAO Üretim Grubu Başkanlığı Şirket İçi Yayın. 17
TÜRKİYE'DE DOĞAL GAZ UYGULAMALARININ GELİŞİMİ VE KURUMLAŞMA ÖNERİLERİ Hazırlayan: TMMOB Makina Mühendisleri Odası Doğal Gaz Komisyonu ÖZET Bu bildiride, Türkiye'de doğal gaz sektörünün gelişimi özlü bir biçimde değerlendirilmekte, mevcut durumun bir çözümlemesi yapılmakta, yaşanan olumsuzluklar tesbit edilmekte ve bu olumsuzlukları aşarak sektörün sağlıklı bir şekilde gelişimine olanak verecek işleyiş ve örgütlenme için öneriler yer almaktadır. TÜRKİYE'DE DOĞAL GAZ SEKTÖRÜNÜN GELİŞİMİ VE MEVCUT DURUMU Ülkemizde doğal gazla ilgili çalışmaların geçmişi incelendiğinde, konuyla ilgili ilk çalışmaların, 1983 yılında BOTAŞ Genel Müdürlüğünce yapılan "Doğal Gaz Talep ve Temin' konulu tartışma olduğunu görmekteyiz. Bu çalışmayı, Eylül 1984'de Sovyetler Birliği ile doğal gaz alımını öngören çerçeve anlaşmanın imzalanması, 1986'da ise BOTAŞla Sovyet Soyuz Eksport Kuruluşunun 25 yıllık süreli, 199O'lı yıllar içinde yılda 5-6 milyar m 3> e ulaşması öngörülen doğal gaz ithalatını konu alan ticari anlaşmanın imzalanması izlemiştir. Doğal gaz teminine yönelik bu ilk girişimi, ithalatın fiilen yapılabilmesini temin amacıyla, Bulgaristan sınırında Malkoçlar'dan başlayarak Hamitabat-Ambarlı güzergahını izleyen, Marmara Denizini önce Ambarlı-Pendik arasında geçen, daha sonra Pendik-tzmit üzerinden Muallim mevkiine ulaşan, İzmit Körfezini Muallim-Hersek bağlantısıyla geçip, Gemlik-Bursa, Bozüyük-Eskişehir üzerinden Ankara'ya varan 842 km'lik boru hattının inşası izlemiştir. 1988 yılı sonbaharı itibariyle, doğal gaz, güzergah üstünde bulunan yerleşim birimlerinin potansiyel kullanımına hazır hale getirilmiştir. Bu ana hattın inşasıyla birlikte, 1988 yılında Ankara'da EGO Genel Müdürlüğünce, İstanbul'da İGDAŞ Genel Müdürlüğünce, bu kentlerin kent içi doğal gaz şebekelerinin yapımı amacıyla uluslararası ihalelere çıkılmıştır. Kredili olarak çıkılan bu ihalelerin değerlendirilmesi sonucunda, Ankara'da danışman firma olarak British Gas, müteahhit firma olarak da İngiliz AMEC firması ile Türk Kutlutaş Ortak Girişimi, İstanbul'da ise danışman firma olarak Fransız Sofregas firması, müteahhit olarak da Fransız SAE firması ile Türk Alarko Ortak Girişimi görevlendirilmiştir. Türkiye'de kentsel düzeyde doğal gaz kullanımım amaçlayan bu kentsel dönüşüm projesi yapım sürecinde büyük farklılıklar göstermiştir. Ankara projesi esas olarak mevcut havagazı şebekesinin rehabilitasyonu ve takviyesini esas almıştır. İstanbul'da ise, mevcut havagazı şebekesinin "rantabl olmadığı" gerekçesiyle İslahından vazgeçilmiş ve tamamen yeni bir dağıtım şebekesi inşası esas alınmıştır. İki proje arasında diğer bir önemli fark ise, Ankara'da gazın dağıtımının sektörler itibarı ile yapılması, şebeke yapımı biten mahallelere gaz verilmesi sonucu, yapım çalışmalarına başlanmasından kısa bir süre sonrada, doğal gaz kullanmaya başlanmışken, İstanbul'da semtlere gaz verilebilmesi için bütün şebekenin yapımının bitmesi beklenmiştir. İki proje arasında diğer bir temel farklılık da, Ankara Projesinde, İngiliz standart ve uygulama kurallarının, İstanbul Projesinde ise Fransız standart ve uygulama kurallarının esas alınması olmuştur. Ankara ve İstanbul kentsel dönüşüm projelerini, Bursa kentsel dönüşüm projesi izlemiştir. BO- TAŞ'ca çıkılan ihaleyi, İtalyan Bonatü-Alarko Ortak Girişim kazanmış, yapım sürecinde, İtalgaz danışman, Bonatti kreditör, Alarko mühendislik hizmetleri ve malzeme temini, Akfen ise yapımcı müteahhit olarak faaliyet göstemiştir. Ankara ve İstanbul'da, yukarıda sözü edilen ihaleler kapsamındaki işler sonuçlandırıldıktan sonra, EGO ve İGDAŞ doğal gaz şebekelerinin yaygınlaştırma çalışmalarım kendi özkaynaklanyla sürdürmüşlerdir. Bugün, Ankara'da 170.000 konutta doğal gaz kullanılmaktadır. EGO'nun özkaynaklanyla finanse ettiği bir yatırımla, yeni hat ve servis hatları yapımı öngörülmekte ve 50.000 konut daha doğal gazın ulaştırılması amaçlanmaktadır. Ankara'da, ihalesi birkaç yıl önce sonuçlandırılmasına karşın, finansman problemleri nedeniyle başlanamayan 113 milyon dolar tutarlı projeye, 1996 yılında başlanması planlanmaktadır. Atilla Doğan firması, bu proje için Kanada'dan kredi temin etmiştir ve gerekli malzemeleri Kanada'dan temin çalışmaları sürmektedir. Bu projeyle 150.000 konuta daha doğal gazın ulaştırılması öngörülmektedir. 18