Soma kömür havzası kömür damarlarının gaz içeriği, gaz depolama kapasitesi ve gaz akış özelliklerinin araştırılması
Investigation of gas content gas adsorption capacity and gas flow properties of the coal seams in the Soma coal basin Turkey
Yazar: OLGUN ESEN
Danışman: DOÇ. DR. ABDULLAH FİŞNE
İstanbul Teknik Üniversitesi / Lisansüstü Eğitim Enstitüsü / Maden Mühendisliği Ana Bilim Dalı / Maden Mühendisliği Bilim Dalı
Derece: Doktora, 2021
Konu: Enerji = Energy ; Maden Mühendisliği ve Madencilik = Mining Engineering and Mining
Dizin: Kömür madenciliği = Coal mining ; Maden jeolojisi = Mine geology ; Mühendislik jeolojisi = Engineering geology

Özet:
Tüm dünyada giderek artan enerji ihtiyacına cevap verebilecek, yeni enerji kaynaklarına yönelik arayışlar yoğun bir şekilde devam etmektedir. Bu konuda yürütülen araştırmaların öncelikli hedefi, var olan kaynakların daha etkin ve verimli kullanımına imkân veren ve çevrenin korunmasını amaçlayan yeni üretim tekniklerinin geliştirilmesidir.  Özellikle, fosil yakıtlar ve petrol kökenli doğal gazın yanısıra kömür kökenli metanın (KKM) da ekonomik olarak üretilebilirliğine  yönelik çalışmalar son yıllarda yoğunlaşmıştır. Böylece, madencilik tarihi boyunca yeraltı kömür üretiminde önemli bir sorun olan metan gazının ekonomik olarak değerlendirilmesi söz konusu olmuştur. Metan gazının bu amaçla kullanılması, yeraltı kömür işletmelerinde iş sağlığı ve güvenliğini sağlarken temiz enerji elde edilmesini de mümkün kılmaktadır. KKM üretimi önce yüksek ranklı kömür havzalarında başarıyla gerçekleştirilmiş, son yıllarda düşük ranklı kömür yataklarında da uygulanmaya başlanmıştır.
Türkiye; linyit rezervi bakımından önemli bir ülkedir ve linyit yatakları ülkenin dört bir tarafına dağılmış durumdadır. Soma havzası da Türkiye'nin linyit rezervleri bakımından önemli bir havzasıdır. KD-GB uzanımlı Soma Kömür Havzası'nda kömür üretimi uzun yıllardan beri açık işletmelerden sağlanmakta olup, son yıllarda kömür yataklarının derinleşmesi ile birlikte yeraltı madenciliğine geçilmiştir. Havzada gerçekleştirilen yeraltı madencilik faaliyetlerinden, üretilen damarların metan içerdiği bilinmektedir. Bu nedenle, söz konusu havzada bulunan kömür damarlarının gaz içeriği, gaz depolama kapasitesi ve gaz akış özelliklerinin tespit edilmesi ve bunları etkiyen faktörlerin araştırılması, bölgenin KKM potansiyelinin anlaşılması açısından önem arz etmektedir.
Bu çalışma, belirtilen amaçlar doğrultusunda, Batı Anadolu'nun önemli graben havzalarından biri olan Soma Kömür Havzası'nın güneyindeki Kınık kömür sahasında gerçekleştirilmiştir. Kınık kömür sahası konumu itibari ile havzanın en derin bölgesidir. Çalışma kapsamında, sahadaki kömür damarlarının KKM potansiyeli araştırılmış, söz konusu potansiyeli etkileyen faktörler incelenmiş ve sondajlardan elde edilen jeolojik veriler kullanılarak bir gaz akış modeli oluşturulmuştur. Deneysel çalışmalarda kullanmak için sahada açılan yerüstü sondajlarından 84 adet karot numune alınmıştır. Söz konusu numunelerin 24'ü üst kömür seviyesi olan kP1 kömür damarına, 60'ı ise alt kömür seviyesi olan kM2 kömür damarına aittir. Sondajlar sırasında, orta kömür seviyesini oluşturan kM3 kömür damarının sahada sınırlı yayılım gösterdiği belirlenmiş, söz konusu kömür damarı çalışma kapsamı dışında bırakılmıştır.
Yapılan kimyasal analiz sonuçlarına göre, kP1 kömür damarı linyit B – linyit A rank aralığında iken kM2 kömür damarı linyit B – alt bitümlü A rank aralığındadır. Kanister desorpsiyon test sonucunda, kP1 ve kM2 kömür damarlarının orijinal bazda gaz içerikleri sırasıyla 0,90-2,61 m3/ton ve 0,51-3,86 m3/ton olarak tespit edilmiştir. Kömür damarlarının gaz içerikleri Batı-Doğu ekseninde artış göstermiştir. Gaz bileşim analizleri yüksek ranklı kM2 kömür damarını kapsamakta olup, söz konusu damarın metan konsantrasyonu ortalama %88,72 olarak tespit edilmiştir. kP1 ve kM2 kömür damarlarının havada kuru bazda adsorpsiyon kapasiteleri sırasıyla 10,50 – 15,63 m3/t ve 14,35 - 28,25 m3/t aralığında değişim göstermiştir. Düşük basınçta N2 adsorpsiyon sonuçlarına göre kP1 kömür damarının mezogözenek BET yüzey alanı 2,01-23,71 m2/g iken, kM2 kömür damarının 0,55-19,97 m2/g aralığında değişmektedir. Düşük basınçta CO2 adsorpsiyon sonuçlarına göre ise, kP1 ve kM2 kömür damarlarının (D-R) mikrogözenek yüzey alanları sırasıyla 45,64-95,89 m2/g ve 87,03-197,62 m2/g'dır. Sahadaki jeolojik koşullar hariç tutulduğunda, düşük basınçta mikrogözenek boyut analiz sonuçlarına göre kM2 kömür damarının gaz doygunluğunun daha yüksek olması beklenmektedir. Ancak, üst kömür seviyesini oluşturan kP1 kömür damarı gaz doygunluğunun, alt kömür seviyesi olan kM2 kömür damarından daha yüksek olduğu tespit edilmiştir. Ortalama kP1 ve kM2 damar gaz doygunlukları ise sırasıyla %12,31 - % 29,61 ile %7,99 - %20,12 arasında değişim göstermiştir. Bu sonucun, derinlik, damar kalınlığı, tektonik yapısı ve örtü kalınlığı gibi çeşitli jeolojik faktörlerin sahada hâkim olmasından kaynaklandığı öngörülmüştür. 
Kınık kömür sahasında kömür özellikleri ile kP1 kömür damarının gaz içeriği arasında herhangi bir ilişki bulunamamıştır. kM2 kömür damarı için ise kömür özelliklerinin gaz içeriğine etkisi önem arz etmekte olup, söz konusu damarın özellikle kalorifik değer ve sabit karbon miktarının artmasıyla gaz içeriği de artış göstermektedir. Sahadaki damarların adsorpsiyon kapasiteleri ise kömürleşme derecesi ve kömürün özelliklerinden etkilenmektedir. Langmuir hacim sabiti (VL) sabit karbon ve kalorifik değer ile artarken, Langmuir basınç sabiti (PL) ile kömürleşme derecesi ve kömür özellikleri arasında bir ilişki tespit edilememiştir. Dolayısıyla, sahadaki kömür damarlarının gaz adsorbe etme kapasitesinin, sahadaki kömürleşme koşullarına bağlı olmadığı sonucuna ulaşılmıştır. kP1 ve kM2 kömür damarlarının gözenek yüzey alanının gaz adsorpsiyon kapasitesine etkisi incelenmiş ve mikro gözeneklerin damarların adsorpsiyon kapasitesinde önemli bir rol oynadığı belirlenmiştir. Elde edilen düşük gaz içeriği sonuçlarının, gelecekte yapılabilecek olası kömür kökenli metan potansiyelini değerlendirme çalışmalarını etkileyeceği düşünülse bile, kP1 ve kM2 kömür damarlarının karakteristik gaz difüzyon özelliği, gelecekte olası KKM üretim çalışmalarına ışık tutmaktadır. Faylı bölgelerde gaz içeriğinin düşük olması, gazın akışında ve başka bölgelere göç etmesinde önemli bir etken olarak öngörülmektedir. Özellikle, kömür damarlarının üzerindeki örtü tabakasının türü ve sahanın tektoniği gazın akışında önemli parametreler olarak belirlenmiştir. Sahadaki fayların, gaz potansiyelini azaltıcı bir etken olduğu, yerel ya da damarın bünyesindeki gazın azalmasına neden olduğu anlaşılmıştır. Kınık kömür sahası için oluşturulan gaz akış modeline göre; sahadaki gaz dağılımı, kömür özelliklerinin ve çeşitli jeolojik faktörlerin birleşimi sonucunda yüksek oranda değişim göstermektedir. Çalışma kapsamında kömür kökenli metan potansiyeli bakımından her bir damar kendi içinde, kendine özgü gaz dağılım parametrelerine sahiptir. Söz konusu durumun, gelecekteki kömür kökenli metan araştırmalarında dikkate alınması önerilmektedir.

Abstract:
Known fossil fuels are insufficient to meet the increasing energy need in the world and in our country. Energy production and consumption statistics show that this need will continue to increase in the future. For this reason, the research for alternative resources that can meet the ever-increasing energy need in the world continues intensively. The primary goal of the researches conducted on this subject is to develop new production techniques that will allow more effective and efficient use of existing resources. In order to meet the increasing energy demand, studies investigating the economic sustainability of fossil fuels and petroleum-based natural gas as well as coalbed methane (CBM) have intensified in recent years. 
The natural gas, as one of the cleanest and environmentally friendly energies besides coal, bituminous shale and oil, has an increasing high demand and importance, for decades. Methane gas formed during coalification has been led to high risk during underground coal production throughout the mining history. However, it is possible to make it safer and can be turn into an alternative clean energy, which pointed out by researches conducted by other countries including, USA, Australia, China and some European countries. Apart from recovering of gas by drainage from the coal seams, CBM production is being conducted by special techniques such as inclined and horizontal drillings. CBM has been started to be produced by the United States in the middle of 1970's, then, research and operations were focused on the unconventional resources. At the earlier periods, CBM evaluation and productions were focused on high-rank coals. Recently, low-rank CBM production is being performed at several coal basins in the world.
Turkey has important lignite reserves in the westernpart of Anatolia, where Soma Coal Basin is one of the most important coal reserves. NE-SW trending half graben Soma Coal Basin have been produced by open-pit mining operations for several decades. However, coal reserves are getting deeper in the southern part of the basin. Thus, coal mining turn into underground coal mining. It is well-known that underground coal operators were faced with variable methane concentration rates during coal production. Therefore, it is vital for the Soma Coal Basin to investigate the CBM potential of the coal seams of the basin. The research undertaken in the Kınık coalfield that is located in the southernpart of the Soma Coal Basin is the deepest part of the basin. The Aegean Extensional Zone in the western Turkey involves study area location. Thus, the study area is a half graben structure as of under the domination of geological influences.
This thesis involves the investigation of CBM potential in the Kınık coalfield, particularly investigates the gas content, gas adsorption capacity and gas flow properties of coal seams and factors controlling gas potential in the study area. A geological gas migration model were proposed for the Kınık coalfield by using data obtained from 37 different surface exploration drillings. Within the scope of the study, overall 84 fresh coal core samples were collected. 24 coal samples were obtained from kP1 coal seam, whereas, 60 coal samples were collected from kM2 coal seam. kM3 coal seam was not considered due to its limited distribution and continuity in the study area.
Proximate results show that rank of kP1 coal seam has been found as lignite B to lignite A, whereas, kM2 coal seam has a wide range of rank scale, which ranging from lignite B to sub-bituminous A. Thus, this can be explained by the heterogeneous nature of the coal seams in the coalfield. 
Canister desorption tests were conducted both in the field and laboratory of ITU Facilities in the Department of Mining Engineering. According to canister desorption test results, gas content of the kP1 and kM2 coal seams are 0.90-2.61 m3/t and 0.51-3.86 m3/t on as-received basis, respectively. Both the gas content of the coal seams show an increasing trend form west to east in the study area. Southeastern part of the coalfield is relatively higher gas content than the northwestern part. Molecular composition of kM2 coal seam were analyzed by gas chromatography. Gas composition of six canisters from the kM2 coal seam were analyzed. It was found that kM2 coal seam contains predominantly methane that ranging from 78% to 95.45% with an average of 88.72%. Calculated gas composition results were normalized by subtracting oxygen and other contaminations from the overall composition. 
High-pressure sorption tests were performed in the Mining Gas Lab of University of Wollongong, Australia in the School of Civil, Mining and Environmental Engineering. Indirect gravimetric method was used determine the adsorption capacities of coals in the Kınık coalfield. Tests were based on the calculation of variation in 1 g of coal mass after adsorption of gas in coal at constant temperature (25°C) and different pressures up to 4 MPa. Tests were conducted at NTP (normal temperature and pressure) conditions. Air-dried basis adsorption capacity of the kP1 and kM2 coal seams are varied from 10.50 to 15.63 m3/t and 14.35 to 28.25 m3/t, respectively, which were determined by the sorption isotherms based on the Langmuir Adsorption Model. 
Low-pressure nitrogen and carbon dioxide adsorption analyses were conducted by Micromeritics ASAP 2020® (Accelerated Surface Area and Porosity Analyzer) at Istanbul Technical University, Mine Ventilation Laboratories in order to determine the surface area, pore size and distributions of coal seams in the study area. 21 grinded coal samples were sieved and collected that are below 60 mesh (~250 µm in size). Prior to N2 and CO2 adsorption tests, all samples were evacuated at 110°C for 960 minutes. Based on the relationship of pressure and adsorbed quantities of N2 and CO2, those parameters were performed by the software automatically at STP (standard temperature and pressure) conditions. Used particle mass is varied from 1 to 2 g for N2 and CO2 adsorption tests. N2 adsorption tests were carried out with low pressure (<10.13 kPa) nitrogen as the adsorptive at the boiling point temperature of liquid nitrogen (77.35 K at 101.325 kPa). N2 adsorption was carried out to determine the Brunauer-Emmet-Teller (B.E.T.) mesopore specific surface area, Barrett-Joyner-Halenda (B.J.H.) mesopore volume (from the adsorption branch) and size distribution. CO2 adsorption was performed to determine Dubinin-Radushkevich (D-R) micropore specific surface area and Dubinin-Astakhov (D-A) micropore volume and size distribution. CO2 adsorption conditions were performed with using low pressure CO2 by providing the test conditions at 273 K. According to low-pressure nitrogen adsorption analyses results, B.E.T. surface area of the mesopores of kP1 coal seam have been found between 2.01 and 23.71 m2/g, whereas, 0.55 and 19.97 m2/g for kM2 coal seam. Low-pressure carbondioxide analyses have shown that (D-R) micropore surface area of kP1 and kM2 coal seams varied as 45.64 – 95.89 m2/g and 87.03 – 197.62 m2/g, respectively. 
Generally, it is expected that the deeper coal seams have more gas saturation rather than the coal seams at shallower depths. Gas saturation of the kP1 and kM2 coal seams have been found as 12.31% - 29.61% and 7.99% - 20.12%, respectively.  However, it was found that the lower coal seam, the kM2 coal seam, has less gas saturation than the kP1 coal seam in the Kınık coalfield. For this reason, it is considered that the low gas saturation of kM2 coal seam was sourced by multiple geological conditions (tectonics, thickness of coal seams, depth of burial and sealing conditions). There is no correlation was found between the coal properties and gas content of kP1 coal seam. However, gas content of kM2 coal seam is affected by coal properties, particularly; it was found that the gas content of kM2 coal seam increases with increase in fixed carbon content and gross calorific value of kM2 coal seam in the field. The adsorption capacity of coal seams in the field is affected by coalification and coal properties. The Langmuir volume (VL) increases with fixed carbon, gross calorific value, whereas Langmuir pressure (PL) has no correlation with coalification, and coal properties. The influence of petrophysical properties of coal on gas adsorption capacity was investigated. Conducted low-pressure analyses show that micropore surface area of the coal seams is strictly affects to the gas adsorption. Gas adsorption capacity of the coal seams are increased, while the surface area of micropores increases. 
The low values of gas content of coal seams may discourage the coalbed methane exploration and development studies in the Kınık coalfield, however, the high values of diffusivity suggest good diffusion characteristics of coal seams that may support the recovery of gas. Normal faults are well developed in the study area play an important role at gas migration, causing gas dissipation and reduced gas content of each coal seam. In the northern part, the low gas content may result from the combined effects of the geological structure, thickness of overlying unit, burial depth and coal thickness. In the southern part, the gas content of coal seams is controlled by the combined effects of relatively favorable factors including fewer normal faults, thicker overlying unit, high burial depth and thick coal seam. The variation of the gas content for the coal seams is a comprehensive reflection of geological factors with each coal seam has its own pattern of gas distribution and this should be considered for the future coalbed methane exploration and development studies in Soma Basin.