انتخاب صفحه

فهرست مطالب

برای دانلود رایگان قسمت های بیشتراز فایل به انتهای مطلب مراجعه کنید

فصل اول: مقدمه.

بیشتر مخازن نفت دنیا از نوع مخازن حجمی هستند که با مکانیزم انبساط گاز محلول، تولید می­کنند. در صورتی که مکانیزهای طبیعی رانش (مانند آبران یا کلاهک گازی) یا مکانیزم­های تثبیت فشار (مانند تزریق آب یا گاز) در مخازن موجود نباشند،  مخازن با ادامه تولید دچار افت فشار می­شوند و با گذشت زمان قادر نخواهند بود با یک دبی اقتصادی به تولید ادامه دهند. در اینگونه موارد تنها راه، افزایش دادن اختلاف فشار تولید با کم کردن فشار ته چاه با استفاده از روش­های فرازآوری مصنوعی است. (Guo et al. 2011)

چند نمونه از روش­های معمول فراز آوری مصنوعی موارد زیرند:

  • فراز آوری با گاز
  • استفاده از پمپ­های الکتریکی شناور
  • استفاده از پمپ­های میله ای
  • استفاده از پمپ­های پیستونی هیدرولیکی
  • استفاده از پمپ­های جت هیدرولیکی
  • استفاده از پمپ­های خلأ

انتخاب روش فراز آوری مصنوعی برای یک چاه مشخص به عوامل مختلفی بستگی دارد. زمانی که فراز آوری با گاز یکی از روش­های مد نظر است، یکی از عوامل مهم که از اهمیت زیادی برخوردار است دسترسی به گاز کافی است. اگر کاز کافی چه به صورت محلول در نفت یا از یک منبع خارجی در دسترس باشد، فراز آوری با گاز می­تواند یکی از روش­های ایده­آل برای افزایش تولید باشد.(API 1994)

در روش فرازآوری با گاز، گاز که از نفت سبکتر است وارد لوله مغزی می­شود و از این طریق با کم کردن چگالی سیال درون لوله مغزی، وزن ستون سیال روی سازند را کاهش می­دهد. این کاهش وزن باعث ایجاد یک اختلاف فشار بین چاه و مخزن میشود و به این ترتیب نفت از مخزن به سمت چاه جریان پیدا می­کند.

دو روش مختلف برای فرازآوری با گاز در صنعت وجود دارد:

  • فرازآوری با جریان پیوسته گاز[1]
  • فرازآوری با جریان منقطع گاز[2]

در فرازآوری با جریان پیوسته، گاز با فشار نسبتا زیاد به درون ستون سیال داخل چاه تزریق می­شود. این گاز تزریقی به سیال درون چاه اضافه میشود تا به وسیله یک یا چند مورد از مکانیزم­های زیر سیال را به سطح زمین برساند:(API 1994)

  1. کاهش دادن چگالی و وزن ستون سیال به صورتی که اختلاف فشار بین چاه و مخزن افزایش پیدا کند.
  2. انبساط گاز تزریقی به نحوی که وزن ستون سیال روی سازند بیشتر کاهش پیدا کند و اختلاف فشار بین چاه و مخزن بیشتر شود.
  3. جابجایی لخته­های[3] مایع درون چاه به وسیله حباب­های بزرگ گاز تزریقی که مانند پیستون عمل می­کنند.

در طراحی فرایند فرازآوری با جریان پیوسته گاز، دو پارامتر مهم وجود دارند. این دو پارامتر نرخ تزریق گاز و عمق تزریق گاز هستند. در طراحی این فرایند باید به موارد زیر دقت شود:(Bellarby 2009)

  1. محدودیتی برای میزانی که می­توان فشار ته چاهی را کاهش داد و در نتیجه اختلاف فشاری که می­توان به مخزن اعمال کرد وجود دارد. به طور کلی گرادیان فشار مینیمم به ندرت کمتر از 15/0 پام بر فوت می­شود.
  2. هر چقدر نقطه تزریق پایین تر انتخاب شود، می­توان فشار ته چاهی را بیشتر کاهش داد. در عمق­های کم در چاه، یک فرازآوری گاز طبیعی بر اثر جداشدن گاز از نفت اتفاق می­افتد.
  3. یک مقدار بهینه برای نرخ تزریق گاز وجود دارد. این مقدار معمولاً حدود 4 میلیون فوت مکعب استاندارد در یک روز است. تزریق مقدار بیشتری گاز باعث می­شود فشار هیدرواستاتیکی کاهش پیدا کند اما اصطکاک را افزایش می­دهد. در نرخ­های تزریق گاز بیشتر از نرخ بهینه، تولید چاه کاهش پیدا می­کند زیرا میزان تأثیر منفی که افزایش تزریق گاز به دلیل ایجاد اصطکاک بر جای می­گذارد از میزان تأثیر مثبتی که در کاهش چگالی سیال چاه دارد، بیشتر است. بنابر این به بیان دیگر یک نسبت گاز به مایع بهینه برای رساندن نرخ تولید چاه به حداکثر وجود دارد.

فصل دوم: مروری بر تحقیقات گذشته.

به دلیل پیچیدگی مطالعه جریان­های چند فازی، در اولین مدل­های ارائه شده، از معادلات تجربی برای حل مسائل مربوط به آن استفاده می­شد. معادلات تجربی هر کدام برای منظوری خاص و بر اساس تعداد محدودی داده به دست آمده اند، بنا بر این هر کدام در یک دامنه خاص کاربرد دارند و برای استفاده از آن ها در یک دامنه وسیع، محدودیت وجود دارد. . معادلات تجربی زیادی برای محاسبه افت فشار در خطوط لوله قائم ارائه شده اند. این معادلات را می­توان به سه دسته مختلف تقسیم کرد. دسته اول معادلاتی هستند که لغزش بین فازها و رژیم جریان سیال را در نظر نمی­گیرند.(Poettman and Carpenter 1952, Baxendell and Thomas 1961, Fancher Jr and Brown 1963) تنها تفاوت روابط ارائه شده در این دسته نحوه محاسبه ضریب اصطکاک جریان دو فازی است. پوتمن و کارپنتر (Poettman and Carpenter 1952) در سال 1952 یک رابطه تجربی بر اساس داده­های میدانی 49 چاه تولید کننده مخلوط نفت، آب و گاز پیشنهاد کردند. در این روابط از افت فشار ناشی از شتاب سیال صرف نظر شده است. بکسندل و توماس (Baxendell and Thomas 1961) در سال 1961 یک رابطه تجربی جدید برای تصحیح ضریب اصطکاک جریان دو فازی برای سرعت­های بالای جریان ارائه نمودند. در سال 1963 فنچر و براون (Fancher Jr and Brown 1963) روابط تجربی مختلفی را برای محاسبه ضریب اصطکاک جریان دو فازی بر حسب میزان تغییرات نسبت گاز به نفت پیشنهاد کردند.دسته دوم معادلات لغزش بین فازها را در نظر می­گیرند اما رژیم جریان سیال را در نظر نمی­گیرند. رابطه تجربی هاگدورن و براون (Hagedorn and Brown 1965) که در این دسته قرار میگیرد در سال 1965 بر اساس اطلاعات عملی مربوط به یک چاه آزمایشی به عمق 1500 فوت به دست آمد.و بالاخره دسته سوم، معادلاتی هستند که لغزش بین فازها و رژیم جریان سیال را در نظر می­گیرند. (Duns Jr and Ros 1963, Orkiszewski 1967, Aziz and Govier 1972, Chierici et al. 1974) روابط دانس و راس (Duns Jr and Ros 1963) نتیجه یک مطالعه آزمایشگاهی همه جانبه است. در این روابط مقدار مایع تجمع یافته و تغییرات فشار جریان محاسبه می­شود. در سال 1967 ارکیزوسکی(Orkiszewski 1967) با بررسی روابط تجربی مختلف با استفاده از 148 داده میدانی نتیجه گرفت هیچ روشی از روش­های موجود به تنهایی نمی­تواند در همه رژیم­های جریان دقت کافی داشته باشد. او پیشنهاد کرد برای رژیم جریان مه آلود از روابط دانس و راس (Duns Jr and Ros 1963) برای رژیم جریان حبابی از روش گریفیس و والیس (Griffith and Wallis 1961) و برای رژیم جریان لخته­ای از روش اصلاح شده گریفیس و والیس (Griffith and Wallis 1961) استفاده شود. در سال 1974 چیریچی و همکارانش (Chierici et al. 1974) اصلاحیه ای برای محاسبات رژیم جریان لخته­ای در روش ارکیزوسکی ارائه کردند.

2-1-2- مدل­های مکانیکی

از مدل­های دیگری که برای محاسبه گرادیان فشار در لوله­های با جریان چند فازی گسترش پیدا کرده است، مدل­های مکانیکی[1] است. این معادلات بر اساس فرضیات فیزیکی ساده شده مانند قانون بقای جرم و انرژی نوشته شده اند. برای اینکه عملکرد جریان چند فازی در یک چاه مدلسازی شود باید پارامتر­هایی از قبیل فشار، دما، سرعت و حجم اشغالی توسط هر فاز مورد استفاده قرار بگیرند. در جریان­های چند فازی سطح تماس فازهای مختلف، شکل­های متفاوتی به خود می­گیرند که به عنوان الگوهای جریان[2] شناخته می­شوند.(Chen 2001) تشکیل یک الگوی جریان خاص به شرایط فشار، جریان و شکل لوله ای که سیال در آن جریان دارد وابسته است و یکی از مهمترین ویژگی­های جریان دو فازی است.(Hasan and Kabir 1988) توسعه مدل­های مکانیکی از کارهای تیتل و همکارانش (Taitel and Dukler 1976, Taitel et al. 1980) آغاز شد. آنها در نتیجه پژوهش­هایشان مکانیزم­های فیزیکی را که تغییر الگو­های جریان را کنترل می­کنند، توضیح دادند. تا کنون مدل­های مکانیکی زیادی ارائه شده اند. روابط مکانیکی اوزون و همکاران (Ozon et al. 1987) ، حسن و کبیر (Hasan and Kabir 1988) و انصاری و همکاران (Ansari et al. 1994) برای مدل سازی جریان­های دو فازی در لوله های عمودی ارائه شده اند. پتالاس و عزیز (Petalas and Aziz 1998) و گومز و همکاران  (Gomez et al. 2000)مطالعات عمومی تری بر روی مدلسازی مکانیکی جریان­های چند فازی منتشر کردند.تشخیص این که یک رابطه جزء روابط تجربی است یا مکانیکی کار آسانی نیست زیرا معمولاً ترکیبی از دو روش برای به دست آوردن یک رابطه برای مدل سازی جریان چند فازی، استفاده می­شود.(Yahaya and Al Gahtani 2010)

2-1-مدل­های جریان دو فازی و انتقال حرارت در چاه…………………………………………….. 9

2-1-1- روابط تجربی……………………………………………………………………………….. 9

2-1-2- مدل­های مکانیکی.. ………………………………………………………………………..11

2-1-2-1- مدل­های همگن و جریان رانده…………………………………………………………. 12

2-1-2-2- مدل­های دو سیالی یا چند سیالی…………………………………………………… 13

2-1-3- مدل­های انتقال حرارت در چاه…………………………………………………………… 13

2-2- شبیه سازی هم زمان چاه و مخزن……………………………………………………….. 14

2-3- بررسی اثر فرض تعادل بین فازها در محاسبات جریانهای چندفازی……………………. 15

2-4- فرازآوری با گاز……………………………………………………………………………….. 17

فصل سوم: مبانی نظری.

اولین گام در بررسی تأثیر دما و ترکیب گاز تزریقی بر عملکرد فرازآوری با گاز، مدلسازی جریان چند فازی در چاه است. در این مدلسازی باید گاز تزریقی از سطح برای فرایند فرازآوری با گاز نیز در نظر گرفته شود. مدل چاه باید یک مدل ترکیبی باشد تا قابلیت نشان دادن تأثیر تغییر ترکیب و دمای گاز تزریقی را با دقت مناسب داشته باشد. به این منظور معادلات موازنه جرم، موازنه انرژی، موازنه مومنتم و تبخیر آنی به کار گرفته شدند تا یک مدل ترکیبی برای فرایند فرازآوری در چاه ارائه شود. در این فصل معادلات حاکم بر سیستم چاه، روش های استفاده شده برای  محاسبه خواص سیالات، مدل های در نظر گرفته شده برای تعیین رژیم جریان چند فازی توضیح داده خواهد شد.

3-2-1- پارامتر­های بنیادی جریان چند فازی

جریان چند فازی اصطلاحی است برای نشان دادن جریان چند سیال مختلف که به صورت همزمان و در تماس با یکدیگر در یک محیط حرکت می­کنند. در صنعت نفت، جریان­های چند فازی در سیستم­های متفاوتی همچون محیط متخلخل مخزن­های هیدروکربنی، چاه­های تولیدی نفت و گاز و خطوط لوله انتقال اتفاق میفتند. در این سیستم ها معمولاً سه فاز گاز، نفت و آب در مجاورت هم حضور دارند. به دلیل تفاوت چشمگیر خواص سیالات مختلف، محاسبات مربوط به این سیستم ها بسیار پیچیده است. بنابر این به عنوان یکی از اولین پیش نیاز های محاسبات مربوط به جریان های چند فازی لازم است پارامتر هایی برای نشان دادن حجمی که هر فاز در سیستم اشغال می­کند و رابطه فاز ها با یکدیگر تعریف شوند.

3-1- مقدمه. ……………………………………………………………………………………..20

3-2- مدل جریان چند فازی……………………………………………………………………. 20

3-2-1- پارامتر­های بنیادی جریان چند فازی…………………………………………………. 20

3-2-2- رژیم­های جریان……………………………………………………………………….. 23

3-2-2-1- گذار رژیم حبابی _ رژیم لخته ای………………………………………………… 25

3-2-2-2- گذار به رژیم جریان حبابی پراکنده………………………………………………. 26

3-2-2-3- گذار به رژیم جریان حلقوی.. ………………………………………………………27

3-2-2-4-طول ورودی برای رژیم جریان کف آلود یا انتقالی…………………………………. 27

3-3- محاسبه خواص سیالات……………………………………………………………… 30

فصل چهارم: مدل جدید چاه و شبیه سازی

برای مدلسازی جریان در یک چاه لازم است معادلات حاکم بر سیستم به دست آورده شوند. این معادلات شامل معادلات موازنه جرم، موازنه مومنتم و موازنه انرژی هستند. در مدلسازی جریان چند فازی در یک چاه تعداد پارامترهای مجهول بسیار زیادند. از مهمترین پارامترهای مجهول می­توان به سرعت، ترکیب، گرانروی و کشش سطحی برای هر فاز و ماندگی مایع، فشار و دما در هر نقطه از سیستم اشاره کرد. به دست آوردن هر کدام از این پارامترهای مجهول نیز مستلزم محاسبه تعداد بسیار زیادی مجهولات دیگر است که مسأله را بسیار پیچیده می­کند. بنابر این برای به دست آوردن این تعداد زیاد مجهول لازم است تعداد زیادی معادله به صورت همزمان حل شوند. در این فصل جزئیات مدل ارائه شده در این پزوهش از جمله هندسه چاه، روند حل مسأله ، معادلات به کار گرفته شده و شرایط مرزی سیستم توضیح داده می­شوند.

4-2- هندسه سیستم

سیستم مورد نظر برای مدلسازی یک چاه عمودی است که مخزن هیدروکربنی را به سطح زمین مرتبط می­کند. گاز مربوط به فرایند فرازآوری نیز از نقطه ای در مسیر جریان سیال از مخزن به سطح به درون چاه تزریق می­شود. عمق مبنا در این مسأله نقطه انتهای چاه در مخزن در نظر گرفته شده است و چاه در راستای محور  تا سطح زمین امتداد می­یابد. به منظور انجام محاسبات به صورت عددی، چاه در جهت محور  به به قسمت­های کوچکتر شبکه[1] بندی شده است. در شکل زیر می­توانید هندسه چاه را مشاهده کنید.

4-3- معادلات حاکم بر سیستم

معادلات حاکم بر سیستم شامل معادلات موازنه جرم، موازنه مومنتم، موازنه انرژی و روابط مربوط به تعادل بخار-مایع هستند. در فصل قبل محاسبات تعادل بخار-مایع و معادلات محاسبه خواص سیالات چاه توضیح داده شدند. در ادامه سایر معادلات حاکم بر سیستم در مدل ارائه شده توضیح داده می­شوند.

4-3-1-موازنه جرم

روند به دست آوردن معادله موازنه حاکم بر یک سیستم به طور خلاصه در زیر آمده است.

  1. یک المان به عنوان نماینده سیستم انتخاب کنید.
  2. بر روی المان معادله موازنه مورد نظر را بنویسید.

مقدار تجمع در سیستم = مقدار مصرف – مقدار تولید + مقدار خروجی – مقدار ورودی

  1. معادله مرحله قبل را تقسیم بر حجم المان کنید.
  2. از دو طرف معادله حد بگیرید و حجم المان و اختلاف زمان را به سمت صفر میل دهید.
  3. از فرمول مشتق استفاده کنید و معادله را به یک معادله دیفرانسیل تبدیل کنید.
  4. در صورتی که معادله کمکی وجود دارد، معادله کمکی را در معادله دیفرانسیل به دست آمده استفاده کنید.

معادله دیفرانسیلی که به این ترتیب به دست می­آید در مرحله بعد می­تواند با به کار بردن مقدارهای مرزی و اولیه از روش تحلیلی یا عددی حل شود. با دنبال کردن روند بالا برای جریان دو فازی در چاه در حالت پایدار[2] برای هر فاز یک معادله موازنه جرم به صورت زیر به دست می­آید.معادله (4-1) برای فاز مایع و معادله (4-2) برای فاز گاز است. همان طور که در معادلات بالا قابل مشاهده است در دو معادله جمله اول سمت چپ نشان دهنده تغییر جرم به دلیل تغییر چگالی، سرعت و ترکیب فاز است. جمله دوم و سوم به ترتیب نشان دهنده جرم ورودی از مخزن و جرم ورودی از نقطه تزریق گاز است.  آخرین جمله سمت راست که مربوط به آهنگ (نرخ) انتقال جرم بین فاز مایع و گاز است در دو معادله مقداری مساوی ولی با علامت مخالف دارد. معادلات برای سیستم چاه در حالت پایدار نوشته شده اند و در معادله کلی مقدار مایع و گاز ورودی از مخزن و مقدار مایع و گاز ناشی از گاز تزریقی نیز در نظر گرفته شده اند. جمله­های مربوط به جرم ورودی از مخزن فقط برای بلوک های در ارتباط با مخزن نوشته می­شوند و جملات مربوط به جرم ورودی توسط گاز تزریقی فقط برای بلوکی که گاز در آن تزریق می­شود در نظر گرفته می­شود.

4-1- مقدمه…………………………………………………………………………………. 34

4-2- هندسه سیستم…………………………………………………………………… 34

4-3- معادلات حاکم بر سیستم.. ……………………………………………………….36

4-3-1-موازنه جرم……………………………………………………………………….. 36

4-3-2-موازنه مومنتم……………………………………………………………………. 38

4-3-3- موازنه انرژی……………………………………………………………………… 40

4-4- مقدار­های مرزی……………………………………………………………………. 41

4-5- روند حل مسأله……………………………………………………………………. 42

4-6- اعتبار سنجی مدل………………………………………………………………… 44

برای دانلود رایگان قسمت های بیشتراز فایل به انتهای مطلب مراجعه کنید

فصل پنجم: نتایج، بحث و پیشنهادها 53

پس از انجام مدلسازی ترکیبی جریان چند فازی در چاه، از صحت مدل ارائه شده اطمینان حاصل شد. در مرحله بعد با استفاده از این مدل ترکیبی تأثیر دما و ترکیب گاز تزریقی بر عملکرد فرایند فرازآوری با گاز مورد بررسی قرار گرفت. به این منظور پروفایل دما و فشار برای گازهای تزریقی با ترکیبات و دماهای مختلف به دست آورده و با یکدیگر مقایسه شد. نتایج مدلسازی­های انجام شده در ادامه این فصل آورده شده اند. همچنین نتایج به دست آمده مورد تحلیل و بررسی قرار گرفته اند و در نهایت پیشنهادهایی برای ادامه پژوهش حاضر ارائه شده اند.

5-2- نتایج

به منظور بررسی تأثیر پارامترهای مختلف گاز تزریقی بر عملکرد فرازآوری با گاز، برنامه متلب تهیه شده بر اساس مدل ارائه شده برای حالت­های مختلف اجرا و با هم مقایسه شد. در هر مقایسه ترکیب نفت مخزن، مقدار دبی ورودی نفت از مخزن به چاه و فشار ته چاه به عنوان مقدار­های مرزی به برنامه وارد شد. ترکیب نفت استفاده شده در جدول 4-1 آورده شده است.

5-2-1-1- تأثیر ترکیب گاز تزریقی بر پروفایل فشار

در جدول 5-1 و شکل 5-1 تأثیر تزریق سه نوع گاز هیدروکربنی مختلف با هم مقایسه شده است. این گازها شامل متان، اتان و گاز آزاد شده از نفت سیاه (جدول 4-1) در جداکننده[1] در شرایط استاندارد است. همچنین برای مشخص­تر بودن تأثیر این گازها بر افت فشار، نمودار افت فشار در لوله مغزی در حالتی که هیچ گازی تزریق نشود نیز رسم شده است. مقدار گاز تزریقی در همه موارد برابر 100000 فوت مکعب استاندارد در روز است. برای آنکه تفاوت نمودار ها بهتر مشخص باشد عمق تزریق 1050 متر (یا 3445 فوت) انتخاب شده است زیرا همان طور که در ادامه توضیح داده خواهد شد هر چقدر عمق تزریق بیشتر شود تأثیر تزریق گاز بر پروفایل فشار بیشتر است.

5-1-مقدمه……………………………………………………………………………… 54

5-2- نتایج……………………………………………………………………………….. 54

5-2-1- بررسی تأثیر پارامتر­های مختلف فرازآوری با گاز بر پروفایل فشار در چاه… 54

5-2-1-1- تأثیر ترکیب گاز تزریقی بر پروفایل فشار…………………………………. 55

5-2-1-2- تأثیر دمای گاز تزریقی بر پروفایل فشار………………………………….. 62

5-2-1-3- تأثیر دبی حجمی گاز تزریقی بر پروفایل فشار…………………………… 66

5-2-1-4- تأثیر عمق تزریق گاز بر پروفایل فشار……………………………………… 69

5-2-2- بررسی تأثیر پارامتر­های مختلف فرازآوری با گاز بر افزایش تولید چاه……. 72

5-2-2-1- تأثیر ترکیب گاز تزریقی بر دبی تولید چاه…………………………………. 73

5-2-2-1-1-  تأثیر تزریق گازهای مختلف بر تغییر رفتار فازی سیال درون چاه…….. 76

5-2-2-2- تأثیر دمای گاز تزریقی بر دبی تولید چاه…………………………………. 81

5-2-2-3- تأثیر عمق تزریق گاز بر دبی تولید چاه…………………………………… 83

5-3- نتیجه گیری………………………………………………………………………. 85

5-4-پیشنهادها ………………………………………………………………………….87

منابع……………………………………………………………………………………… 88

 

ABSTRACT

In this study the effects of injected gas composition and temperature on gas lifting performance were investigated using a new fully compositional wellbore model. Based on the proposed wellbore model, a new simulator was developed which is capable of simulating gas lifting operation. Using this new simulator, injection of different gases in different temperatures were simulated and their effects were investigated on wellbore pressure profile and reservoir production flow rate. The results of study show that in gas lifting operation, nitrogen and flue gas have the best performance in reducing pressure drop along wellbore and therefore they increase production flow rate more than methane, ethane, separator gas and carbon dioxide. Also other results show that changing injected gas temperature does not have a considerable effect on reservoir production flow rate.



بلافاصله بعد از پرداخت به ایمیلی که در مرحله بعد وارد میکنید ارسال میشود.


فایل pdf غیر قابل ویرایش

قیمت25000تومان

خرید فایل word

قیمت35000تومان