تبلیغات
دانشجویان مهندسی نفت خوزستان - بازیابی بیشتر نفت از تزریق متناوب آب و گاز
دانشجویان مهندسی نفت خوزستان

لینکدونی

آرشیو موضوعی

آرشیو

لینکستان

← آمار وبلاگ

  • کل بازدید :
  • بازدید امروز :
  • بازدید دیروز :
  • بازدید این ماه :
  • بازدید ماه قبل :
  • تعداد نویسندگان :
  • تعداد کل پست ها :
  • آخرین بازدید :
  • آخرین بروز رسانی :

بازیابی بیشتر نفت از تزریق متناوب آب و گاز

مخزن نفتی پس از حفاری به واسطه نیروهای درونی، بصورت طبیعی شروع به تولید می كند. پس از مدتی به سبب افت فشار، تولید كاهش می یابد. در این مرحله باید از روش های ازدیاد برداشت استفاده شود. یكی از این روش ها تزریق آب و دیگری تزریق متناوب آب و گاز است. انتخاب روش مناسب به پارامترهای مختلفی از جمله ویژگی های مخزن، منابع و امكانات موجود، شرایط اقتصادی، تجهیزات و تكنولوژی بستگی دارد. در این بخش پس از معرفی این دو روش، یك مخزن نمونه با نرم افزار Eclipse100 شبیه سازی شده كه مشاهده می شود، تزریق متناوب آب و گاز درصد بازیابی بهتری از تزریق آب تك فاز دارد.

 

 

 برای خواندن متن کامل به ادامه مطلب بروید ...

مخزن نفتی پس از حفاری به واسطه نیروهای درونی، بصورت طبیعی شروع به تولید می كند. پس از مدتی به سبب افت فشار، تولید كاهش می یابد. در این مرحله باید از روش های ازدیاد برداشت استفاده شود. یكی از این روش ها تزریق آب و دیگری تزریق متناوب آب و گاز است. انتخاب روش مناسب به پارامترهای مختلفی از جمله ویژگی های مخزن، منابع و امكانات موجود، شرایط اقتصادی، تجهیزات و تكنولوژی بستگی دارد. در این بخش پس از معرفی این دو روش، یك مخزن نمونه با نرم افزار Eclipse100 شبیه سازی شده كه مشاهده می شود، تزریق متناوب آب و گاز درصد بازیابی بهتری از تزریق آب تك فاز دارد.

    سوخت های فسیلی تجدید ناپذیر، سهم عمده ای از انرژی جهان را تشكیل می دهند. به همین خاطر امروزه كارشناسان می كوشند تا بازده تولید از مخازن نفتی را بهبود بخشند. تولید نفت از مخازن نفتی در حالت كلی در سه مرحله به صورت برداشت اولیه، برداشت ثانویه و برداشت ثالثیه انجام می گیرد. با روش های اولیه برداشت نفت، تنها8 تا30 درصد نفت موجود در مخازن استخراج می شود. روش های مرحله دوم و سوم استخراج نفت تحت نام كلی «ازدیاد برداشت نفت» شناخته می شود.

 

    تزریق آب یكی از روش های مرسوم، اقتصادی و مؤثر در مخازن با مكانیزم رانش آبده می باشد و امروزه به عنوان یك تكنیك اقتصادی معتبر، به منظور برداشت نفت پذیرفته شده است. در تزریق آب و یا گاز به صورت تك فاز، نواحی نفوذپذیرتر به عنوان كانال هایی برای انتقال مستقیم سیال تزریقی، از چاه تزریق به چاه تولید عمل می كنند و در نتیجه سیال تزریق شده در نواحی، با نفوذپذیری كم جریان ندارد و یا جریان آن بسیار كند است.

 

آب معمولاً در قسمت فوقانی جریان نمی یابد، از سوی دیگر گاز بدلیل چگالی كمتر در نقاط فوقانی مخزن جریان دارد، اما راندمان جاروبی گاز از آب كمتر است. از طرفی در روش تزریق آب اگر آب فاز تركننده نباشد، قسمت زیادی از نفت درون مخزن، كه لابه لای سنگ ها قرار گرفته است، قابل برداشت نخواهد بود. در نتیجه محققان با تلفیق دو روش تزریق آب و تزریق گاز، علاوه بر بكارگیری محاسن روش های یاد شده، معایب آنها را نیز كاهش داده اند و این روش را تزریق متناوب آب و گاز و یا به اختصار WAG نامیده اند.


    تزریق آب

روش تزریق آب در بین روش های تزریق سیال به مخزن، روشی بسیار مهم و شناخته شده است و می تواند در صورت انجام موفقیت آمیز، برداشت از مخزن را افزایش دهد. رواج استفاده از این روش به خاطر عوامل زیر است:

1)    قابل دسترس بودن و ارزان بودن آب

2)    سادگی روش تزریق آب به داخل مخزن از طریق چاه

3)    توانایی جریان آب در محیط متخلخل حاوی نفت

4)    توانایی آب در جاروب كردن نفت

5)    گرمای ویژه بالای آب

 

موفقیت فرآیند تزریق آب از نقطه نظر صنعتی به مشخصات مخزن و مشخصات سیال مخزن بر می گردد.

 

تزریق متناوب آب و گاز

 

اولین فرآیند تزریق متناوب آب و گاز در سال1957 در كانادا و بعد از آن در دریای شمال گزارش شده است. میزان متداول افزایش بازیافت نفت از یك مخزن توسط این فرآیند بین15 تا20 درصد نفت در جای مخزن می باشد. در فرآیند تزریق متناوب، آب و گاز بصورت پی در پی تزریق می شوند بدین معنی كه یك توده گاز بعد از یك توده آب تزریق می شود.

 

طبقه بندی پروسه های تزریق متناوب آب و گاز شامل تزریق متناوب آب و گاز امتزاج پذیر، امتزاج ناپذیر، مركب و انواع دیگر آن تزریق همزمان آب و گاز و تزریق متناوب آب و بخار است.


    اما این روش نیز مانند روش های دیگر دارای مشكلات عملیاتی است كه باید به آن توجه شود، این مشكلات شامل كاهش حجم سیال تزریقی و به تبع آن افت فشار مخزن، خوردگی تجهیزات به سبب جریان گاز، پوسته پوسته و پولكی شدن ساختار، به وجود آمدن رسوبات آسفالتین و هیدراته و دماهای متفاوت فازهای تزریقی می باشد.

 

شبیه سازی مخازن، استفاده از یك مدل كامپیوتری برای حل مسائل علمی است و روش مناسبی جهت مطالعه مخزن، مكانیسم های مختلف موجود در آن، مشخص كردن خصوصیات سنگ و سیال، برآورد و به حداقل رساندن ریسك برای توسعه مخزن و پیش بینی كارآیی مخزن در آینده می باشد.

    داده های مورد نیاز برای آغاز یك عملیات شبیه سازی شامل خواص سیال، مشخصات و خواص سنگ و سیستم اطلاعات تولید، اطلاعات چاه و تكمیل چاه و اطلاعات و داده های آنالیز اقتصادی است.

 

    داده های اولیه

 

          مخزن مورد نظر از نوع اشباع، كربناته و با شكاف های فعال با مكانیزم ریزش ثقلی و سنگ مخزن از نوع نفت دوست بوده و داده های اولیه مخزن به شرح زیر است:

1)    فشار اولیه مخزن 4100 Psia

2)    دمای اولیه مخزن 150

3)    عمق سطح تماس آب و نفت 1950 ft

4)        شبیه سازی مخزن مورد نظر


    پس از طرح مساله و جمع آوری اطلاعات و ساخت نقشه های هم خواص با استفاده از داده های زمین شناسی، مدل استاتیك مخزن توسط داده های ورودی نرم افزار Flogrid با تلفیق مدل خواص مخزن و مدل گرید بندی ساخته می شود. انتخاب تعداد گریدها از اهمیت زیادی برخوردار است چرا كه اگر گریدها خیلی ریز شد، تعداد گریدها افزایش یافته و زمان اجرای برنامه به شدت افزایش می یابد. از سوی دیگر اگر تعداد گریدها به ویژه در جهت Z كم باشد، مدل از دقت كافی برخوردار نخواهد بود. گرید بندی از نوع هندسه Corner Point  انتخاب شده است.

    در مرحله بعد مدل دینامیك توسط برنامه نویسی با كلید واژه های نرم افزار Eclipse100 ( مدل نفت سیاه ) انجام می شود و پس از آن برای شناسایی متغیرهای اصلی مخزن آنالیز حساسیت سنجی صورت می گیرد و در ادامه جهت اطمینان از صحت پیشگویی ها تطابق تاریخچه و در نهایت پیشگویی آینده مخزن توسط تعریف سناریوهای مختلف انجام می شود.
    پس از انجام تطابق تاریخچه می توانیم با اطمینان از صحت برنامه ای كه نوشته ایم به پیشگویی شرایط مخزن در آینده بپردازیم. ابتدا توسط نرم افزار، وضعیت تولید طبیعی مخزن را در سال های آینده با مقایسه درصد بازیابی دو سناریو
Do Noting و Work over بررسی می كنیم.

    در حالت Do Noting نرم افزار به محض اینكه چاه به خاطر نسبت نامناسب آب و گاز تولیدی به همراه نفت و یا كمی میزان تولید نفت از شرایط اقتصادی كه در برنامه تعریف كرده ایم خارج شود، چاه تولیدی مورد نظر را كلا می بندد. در سناریو Work over ، محل نامناسب تكمیل چاه تولیدی كه به تولید آب یا گاز رسیده مسدود می شود و بقیه سلول های تكمیل شده در حالت تولید باقی می مانند و به این ترتیب چاه ها برای مدت طولانی تری در حالت تولید نگاه داشته می شوند.

    پس از بررسی سناریوهای مختلف مشاهده شد كه بهترین سناریو شامل6 چاه تولید عمودی و2 چاه تزریق است.

 

اثر افزایش شدت تزریق آب

 

در این سناریو اثر افزایش شدت تزریق آب بررسی و مشاهده شد كه با افزایش شدت تزریق تا پیش از رسیدن به شدت تزریق بحرانی، درصد بازیابی بهبود و پس از آن سرعت نفوذ آب در سنگ كمتر از سرعت نفوذ آن در شكاف می شود و پس از مدتی سنگ توسط آب احاطه شده و نفت درون سنگ به تله می افتد.


    اثر چاه تولیدی افقی

 

در سناریو بعدی با افقی كردن یكی از چاه های تولیدی، بازیابی حدوداً2/4 درصد افزایش یافت. این افزایش به دلیل ناحیه وسیع تری است كه چاه افقی تحت پوشش قرار می دهد، همچنین چاه افقی باعث كاهش افت فشار و نیز كاهش تمایل به مخروطی شدن آب و گاز می شود.

    اضافه كردن زیاد چاه های تولیدی در كوتاه مدت درصد تولید را افزایش می دهد، اما به دلیل افت فشاری كه در مخزن ایجاد می كند عمر تولیدی مخزن را كاهش می دهد.

    اثر تزریق با الگوی محیطی

 

 در الگوی تزریقی محیطی، چاه های تزریقی در مرز بیرونی مخزن و پیرامون چاه های تولیدی قرار می گیرند. به این ترتیب با استفاده از این الگوی تزریقی می توان نفت را از حاشیه های مخزن به سمت بخش داخلی مخزن جابجا كرد. در اثر تزریق با الگوی محیطی مشاهده می شود كه حتی در مقادیر تزریق كم نیز حدود0/67 درصد، بازیابی كاهش یافته است زیرا به دلیل نفت دوست بودن مخزن، اضافه كردن چاه های تزریقی، به ویژه در تزریق آب در این مخزن باید دقت بسیار انجام شود و صرفه اقتصادی آن بررسی شود، چون درصد تزریق آب در اینگونه مخازن باید محدود باشد.

    بهبود تجهیزات سطحی بازیابی را2 درصد می افزاید اما باید از نظر اقتصادی نیز بررسی انجام شود، كه آیا این مقدار افزایش تولید با صرفه تر از هزینه تهیه تجهیزات بهتر است یا خیر.

    از آنجا كه در همه الگوها و سناریوها برنامه را طوری تنظیم كرده ایم كه به صورت اتوماتیك محل مشبك كاریها نامناسب را كه زودتر آبی یا گازی شده اند، مسدود می كند، در نتیجه مشاهده می شود كه تغییر مكان مشبك كاری، تاثیر قابل ملاحظه ای ندارد.
    در روش تزریق متناوب آب و گاز، مشاهده شد كه تا شدت تزریق بحرانی 25000 Stb/Day
 برای هر چاه، با افزایش میزان تزریق گاز، بازیابی بهبود می یابد و در شدت های بیش از آن، به دلیل تجاوز از حد بحرانی قابل تحمل برای مخزن، شكافها گازی شده و میانشكن گاز اتفاق می افتد.

همچنین مشاهد شد كه با كاهش شدت تزریق آب درصد بازیابی و سقف تولید افزایش می یابد، از آنجا كه تزریق متناوب آب و گاز در شدت های زیاد تزریق سیكل گاز، عملكرد بهتری داشت، به نظر می رسد تزریق گاز روش مناسب تری باشد.

 

اثر تغییر سیكل تناوب تزریق آب و گاز

 

    استفاده از تعداد تناوب بیشتر و یا به عبارتی كاهش طول سیكل های تزریق آب و گاز در این روش باعث اندكی افزایش تولید می شود، اما به دلیل اندك بودن این مقدار، صرفه اقتصادی قطع و وصل و تغییر تناوب در زمان كوتاه تر باید بررسی شود.

 

شکل 1- مقایسه اثر تغییر سیکل تناوب تزریق آب و گاز درصد بازیابی

 

در این مخزن به دلیل ویژگی های تزریق متناوب آب و گاز برداشت مناسب تری نسبت به تزریق آب بوده و حدود12/03 درصد، بازیابی افزایش یافته است.

 

 

    نتایج بدست آمده در این فصل

 

انتخاب محل مناسب برای چاه های تولید و تزریق از اهمیت ویژه ای برخوردار است، زیرا چاه هایی با شرایط كاملاً یكسان در موقعیت های مختلف، بازیابی های متفاوتی دارند.
آب تولیدی از چاه های تولید نفت با افزایش دبی تزریق آب به شدت افزایش می یابد و باعث بسته شدن چاه های تولید می شود. البته اگر نفوذپذیری شكاف ها خیلی زیاد نباشد، شدت تزریق بحرانی بیشتر می شود.

در روش تزریق متناوب آب و گاز حدود12 درصد افزایش بازیابی نسبت به تزریق آب ایجاد می شود.

استفاده از تعداد تناوب بیشتر و یا به عبارتی كاهش طول سیكل های تزریق آب و گاز در روش تزریق متناوب آب و گاز، باعث اندكی افزایش تولید می شود.

با جمع بندی و مقایسه نتایج بدست آمده، مشاهده می شود كه در مخازنی كه از نظر خواص شبیه به مخزن (كربناته شكافدار و نفت دوست) باشند، استفاده از روش تزریق متناوب آب و گاز بهتر از تزریق آب است.

از آنجا كه تزریق متناوب آب و گاز با تجهیزات و امكانات تزریق آب نیز قابل انجام است، پیشنهاد می شود مخازنی كه سابقاً توسط تزریق آب ازدیاد برداشت شده اند، در آینده توسط تزریق متناوب آب و گاز ازدیاد برداشت شوند.

می توان از چاه های تولیدی بسته شده به سبب تولید آب یا گاز به عنوان چاه تزریق متناوب آب و گاز استفاده كرد.

تزریق آب به دلیل تحرك پذیری زیاد آب در اینگونه مخازن مناسب نیست. اما در مواقعی كه هزینه تهیه گاز تزریقی در روش تزریق گاز و یا متناوب آب و گاز زیاد است (مثلاً در مخازن دریایی)، ناچار به استفاده از تزریق آب هستیم. در نتیجه پیشنهاد می شود كه تحرك پذیری آب را به روش های شیمیایی از جمله ایجاد اتصالات كاتیونی و آنیونی و یا اضافه كردن ژل های پلیمری به آب كاهش دهیم.

درباره وبلاگ

دانشجویان مهندسی نفت خوزستان
دانشجویان نفت خوزستان





دانشجویان نفت خوزستان

وبلاگ
SEO Stats powered by MyPagerank.Net
مدیر وبلاگ : admin

آخرین پست ها

جستجو

نویسندگان

مترجم سایت