فهرست مطالب

مهندسی شیمی ایران - پیاپی 43 (آذر و دی 1388)

دوماهنامه مهندسی شیمی ایران
پیاپی 43 (آذر و دی 1388)

  • ازدیاد برداشت از مخازن هیدروکربوری
  • تاریخ انتشار: 1388/09/20
  • تعداد عناوین: 24
|
  • سرمقاله
  • آشنایی با مفاخر علمی / پروفسور علی دانش
    صفحه 3
  • مقالات: فصل اول
  • عباس شهرآبادی*، مهدی فصیح، مریم سعدی صفحه 15
    در این مقاله، یک مدل ترکیبی عددی جهت شبیه سازی فرایند تزریق گاز به مخازن نفتی ارائه شده است. از مدلهای ترکیبی، در مواردی استفاده می شود که انتقال جرم بین فاز گاز و فاز مایع علاوه بر فشار، به ترکیب اجزای موجود در فازها نیز بستگی دارد. همچنین روش حل معادلات حاصل به طور کامل بیان شده است. در این مدل، جهت انجام محاسبات تعادلی بین فازهای هیدروکربنی مایع و بخار از معادله حالت پنگ رابینسون استفاده شده است. برای تنظیم پارامترهای معادله حالت از داده های آزمایشگاهی مانند آزمایشهای تورم و فشار اشباع کمک گرفته شد. در این تحقیق، همچنین تجهیزات آزمایشگاهی جهت انجام آزمایشهای تزریق گاز در محیط متخلخل برپا گردید و در فشارهای مختلف مقدار بازیافت نفت در اثر تزریق اندازه گیری شد. در انتها، نتایج حاصل از مدل با نتایج آزمایشگاهی مقایسه گردید. مقایسات، دقت مدل تهیه شده را به خوبی نشان می دهند. همچنین جهت تایید صحت مدل تهیه شده نتایج مدل با نرم افزار ترکیبی GEM از شرکت CMG مقایسه گردید و موافقت خوبی حاصل شد.
    کلیدواژگان: مدل، شبیه ساز ترکیبی، معادله حالت، لوله قلمی، بازیافت نفت
  • علی مومنی، بابک مرادی*، جعفر تنگسیری فرد صفحه 25
    در این مقاله یک رابطه تجربی کاربردی برای تخمین حداقل فشار امتزاجی در تزریق گاز خشک یا غنی، ارائه شده است. در این تحقیق، مکانیزم جابجایی نفت توسط گاز به صورت جابجایی در سطوح تماس مختلف فرض شده و گاز مورد استفاده، هم گاز خشک و هم گاز غنی، می باشد. در حال حاضر روابط محدودی توسط محققین مختلف در این زمینه ارائه شده است که این روابط به بررسی حداقل فشار امتزاجی در مکانیزم جابجایی در سطوح تماس مختلف می پردازند. این روابط معمولا نسبت به ترکیب گاز تزریقی حساس نیستند و معمولا پارامترهای مربوط به ترکیب گاز در آنها نادیده گرفته می شود. از طرف دیگر روابط ارائه شده بر اساس داده های محدود ارائه شده اند که کاربرد چندانی ندارند. همچنین این روابط مکانیزم جابجایی پیچیده تبخیری- میعانی را در نظر نمی گیرند. در رابطه تجربی حاصل از این تحقیق، مکانیزم جابجایی تبخیری- میعانی به عنوان مکانیزم غالب در جابجایی نفت در نظر گرفته شده و اثر ترکیب گاز تزریقی و نفت مخزن، هم برای تزریق گاز خشک و هم برای گاز غنی، بر روی حداقل فشار امتزاجی اعمال شده است. در یک مقایسه کلی بین رابطه کاربردی و روابط قبلی ارائه شده که تاکنون مورد استفاده قرار می گرفتند، مشاهده شد که رابطه کاربردی با داده های آزمایشگاهی لوله قلمی همخوانی بهتری نسبت به روابط قبلی دارد و کمترین فشار امتزاجی که از این رابطه بدست می آید، بسیار دقیق تر است.
    کلیدواژگان: رابطه تجربی، حداقل فشار امتزاجی، تزریق گاز، ازدیاد برداشت، ترکیب گاز، شبیه سازی
  • محسن زیرراهی، رضا آذین* صفحه 32
    در این مقاله، تزریق گاز دی اکسید کربن و گازهای حاصل از احتراق به یک مخزن نفتی مورد مطالعه قرار گرفته است. از معادله حالت پنگ – رابینسون برای بررسی رفتار فازی نفت/گاز تزریقی استفاده شد. پس از تنظیم معادله حالت با استفاده از داده های آزمایشگاهی، تاثیر ترکیبات ناخالصی موجود در گاز احتراقی بر حداقل فشار امتزاج پذیری (MMP)، فشار اشباع و ضریب تورم نفت مخزن در فرایند سیلاب زنی با CO2 مطالعه و بررسی شد. نتایج به دست آمده نشان می دهند که معادله حالت تنظیم شده مقدار فشار اشباع را با خطای کمتر از 1/5 درصد پیش بینی می کند. همچنین، نتایج مزبور نشان می دهند که ترکیبات CO، N2 و NO باعث بالا رفتن فشار اشباع و پایین آمدن ضریب تورم نفت می شود. از سوی دیگر، وجود ترکیبات گوگردی و NO2 در گاز احتراقی باعث پایین آمدن فشار اشباع و بالا رفتن ضریب تورم نفت می شود. حد مجاز هریک از اجزای آلاینده در جریان گاز دی اکسید کربن تزریقی به مخزن تعیین شد.
    کلیدواژگان: تزریق گاز، گازهای حاصل از احتراق، معادله حالت، ضریب تورم، امتزاج پذیری
  • سید عبد العظیم تقوی، علی مراد*، هادی پرویزی صفحه 46
    بخش بزرگی از نفت جهان در سنگ های مخازنی وجود دارد که بطور طبیعی شکاف دار می باشند. درک اثر متقابل شکاف و ماتریکس یک چالش منحصر بفرد در ازدیاد برداشت نفت است. مخزن مورد مطالعه یکی از مخازن شکاف دار ایران با تخلخل دوگانه و دارای یک سفره آب زیر زمینی فعال می باشد. به علت ناهمگونی سازندهای تولیدی، کل بازیافت تا سال 2008 تنها در حدود 8/04 درصد با تولیدی معادل 240 میلیون بشکه می باشد. در این مطالعه الگوهای متفاوت تزریق بر اساس بهینه کردن موقعیت چاه های تزریقی مورد بررسی قرار گرفت. بهترین الگوی تزریق بر اساس بیشترین ضریب بازیافت انتخاب و سناریوهای تزریق امتزاجی و غیر امتزاجی در دبی (شدت جریان) های متفاوت با سناریوی تخلیه طبیعی مورد مقایسه قرار گرفت. نتایج نشان می دهند که تزریق گاز امتزاجی در این مخزن، در مقایسه با سناریوهای تزریق گاز غیرامتزاجی و تخلیه طبیعی، دارای ضریب بازیافت بیشتری است.
    کلیدواژگان: شبیه سازی، مخازن شکاف دار، تزریق گاز امتزاجی و غیرامتزاجی، ضریب بازیافت
  • اکرم وحیدی*، مریم خسروی، فاطمه کمالی، عماد رعایایی، محمدعلی عمادی صفحه 62
    با توجه به افزایش حجم جهانی گازهای گلخانه ای بویژه دی اکسیدکربن، ضرورت ذخیرهسازی گاز کربنیک در کنار تزریق آن به منظور ازدیاد برداشت اهمیت پیدا کرده است. هدف اصلی از این مطالعه، شناسایی مخازن نفتی مناسب ایران جهت تزریق امتزاجی CO2 به منظور ازدیاد برداشت می باشد. در راستای این هدف تعدادی از مخازن ایران با استفاده از یک روش غربالگری جدید و سریع بر اساس پارامترهای کلیدی مخزن انتخاب می شوند در مرحله بعد مخازن تایید شده در مرحله غربالگری بر اساس قیاس پارامترهای مخزن کاندید با پارامترهای متناظر مخازن موفق در تزریق امتزاجی CO2 رتبه بندی می شوند. در نهایت با استفاده از روش های تحلیلی به ارزیابی و پیش بینی میزان ضریب بازیافت مخزن در اثر تزریق CO2 پرداخته می شود و مخازن مناسب جهت تزریق امتزاجی CO2 معرفی می شوند. در مرحله نهایی به منظور مقایسه و تایید نتایج، از نرم افزارCO2PROPHET استفاده شده است.
    کلیدواژگان: غربالگری مخازن، رتبه بندی تکنیکی، تزریق امتزاجی CO2، قیاس پارامترهای کلیدی، پارامترهای متناظر مخازن موفق، پیش بینی ضریب بازیافت
  • سید امیر فرزانه، ریاض خراط *، محمدحسین غضنفری صفحه 70
    در این تحقیق، از میکرومدل شیشه ای که در ابتدا از نفت سنگین اشباع شده برای مطالعه و بررسی اثر پارامتر های فیزیکی شکاف و استراتژی های مختلف تزریق حلال های هیدروکربنی نظیر هگزان، دکان و همچنین حلال مخلوط در الگوهای ربع پنج نقطه ای همگون و شکاف دار استفاده شده است. تاثیر پارامترهای مختلف از قبیل شدت جریان تزریقی و نوع حلال تزریقی، ساختمان حفره ها وپارامتر های فیزیکی شکاف، شامل جهت، ناپیوستگی، فاصله، تعداد و همپوشانی شکاف در بازدهی فرایند تزریق حلال مورد بررسی قرار گرفته است. همچنین استراتژی های مختلف، تزریق همزمان آب و حلال، تزریق متناوب حلال و آب، غوطه وری نفت در حلال، طراحی و انجام شده است. نتایج نشان می دهد که با افزایش شدت جریان تزریقی حلال، میزان بازیافت نفت کمتر می شود. در حالی که با افزایش گرانروی حلال تزریقی، میزان بازیافت بیشتر می شود. همچنین اگر شکل حفره ها در الگوی جریان، لوزی باشد بازیافت نفت، بیشتر از حالتی است که شکل حفره ها مربع است. میزان بازیافت نفت در حالتی که زاویه قرار گرفتن حفره ها و گلوگاه ها 30 درجه است بیش ازحالتی است که این زاویه 90 یا 45 درجه باشد. نتایج به دست آمده تایید می کند که برای شکاف با زاویه 45 درجه، میزان برداشت نفت بیشتر از حالتی است که جهت شکاف در مسیر جریان است. همچنین مشاهده گردید که ناپیوستگی و همپوشانی شکاف ها و یا افزایش فاصله بین آنها باعث کاهش میزان برداشت نفت می شود. در حالی که توزیع شکاف ها باعث افزایش میزان بازیافت می شود. میزان ضریب بازیافت نفت در استراتژی تزریق متناوب آب و حلال، در مقایسه با تزریق همزمان آب و حلال، بیشتر است و غوطه وری نسبت به هر دو استراتژی مذکور میزان بازیافت بیشتری را نشان می دهد.
    کلیدواژگان: نفت سنگین، مدل پنج نقطه ای، میکرومدل، محیط متخلخل شکافدار، حلال
  • مقالات: فصل دوم
  • سعید عباسی*، عباس شهرآبادی صفحه 93
    سهولت تزریق آب به درون مخازن نفتی یکی از فاکتورهای موثر درموفقیت پروژه های تزریق آب است. یکی از پارامترهایی که باعث اثرات نامطلوب در تزریق پذیری آب می شود رس موجود در سنگ مخزن است. رسها با توجه به ساختار متفاوتشان، اثرات نامطلوبی بر نفوذپذیری سنگ مخزن ایجاد می کنند. رسهای موجود در خلل و فرج و گلوگاه ها یا توسط آب تزریقی وارد حفرات می شوند و یا ناشی از ساختار سنگ مخزن می باشند. پدیده بادکردن (متورم شدن) رس با در نظر گیری نوع و ساختار رس می تواند کاهش نفوذپذیری سنگ مخزن را به دنبال داشته باشد. در این تحقیق، پس از بررسی اجمالی اثرات رس و مکانیزم عملکرد آن با انتخاب سنگهای نمونه به عنوان شاخص یکی از میادینی که در جنوب ایران واقع شده و در حال تزریق آب بوده، سعی شده است با انجام آزمایشهای XRD نوع رس و درصد هر یک از انواع آن تخمین زده شود، سپس با انجام آزمایشهای تزریق به مغزه و ایجاد تورم رس با تزریق آب مقطر در نمونه ها، میزان کاهش نفوذپذیری برای هر یک برآورد گردد.
    کلیدواژگان: تزریق آب، رس، بادکردن (متورم شدن) رس، نفوذپذیری، تزریق مغزه
  • محمد زاهدزاده، رحیم مسعودی، محمدعلی عمادی، عماد رعایایی، محمد صبور ملکی، سمانه آشوری* صفحه 102
    میدان نفتی سیری در خلیج فارس نزدیک جزیره سیری قرار دارد. این میدان رانش آب مناسبی داشته و از سازند میشریف تولید می کند. میدان سیری از سال 1984 تحت عملیات تزریق آب خلیج فارس به منظور حفظ فشار مخزن بوده است. اخیرا تزریق آب تولیدی به عنوان گزینه ای جهت کاهش مخاطرات محیط زیست و همچنین افزایش برداشت از مخزن مطرح گردیده است. مشکلات اصلی عملیات تزریق آب تولیدی در این میدان، تشکیل رسوبات معدنی، ذرات معلق و خوردگی پیش بینی می شود. در این مقاله دو مکانیزم اول مورد بررسی قرار گرفته اند.
    نتایج آزمایشها نشان می دهند که ذرات پراکنده موجود در آب تزریقی، به طور قابل ملاحظه ای نفوذ پذیری مخزن را کاهش می دهند. آنالیزهای انجام شده بر روی آبهای تولیدی، دریا و سازند نشان می دهند که مخلوط آبهای فوق، پتانسیل بالایی برای تولید رسوبات کربنات کلسیم، سولفات کلسیم و سولفات استرونسیم دارند که در صورت عدم بکارگیری بازدارنده مناسب، بر روی نفوذپذیری سنگ مخزن تاثیر می گذراند.
    کلیدواژگان: مدیریت آب، تزریق مجدد آب تولیدی1، رسوب گذاری معدنی2، تهاجم ذرات پراکنده3
  • حمید وطن پرست، امیر حسین علیزاده، علیرضا بهرامیان* صفحه 111
    یکی از روش های افزایش بازیافت نفت در مخازن کربناته نفت- تر تغییر ترشوندگی سنگ مخزن از نفت- تر به آب- تر بوده که در سال های اخیر مورد توجه قرار گرفته است. دستیابی به این هدف، مستلزم شناخت دقیق از ترشوندگی و عوامل تاثیر گذار بر آن می باشد. در این مطالعه ابتدا با استفاده از روش اندازه گیری زاویه تماس سیستم نرمال هگزان/ نرمال دکان- آب مقطر- تیغه کربناته تاثیر عواملی همچون مواد سنگین موجود در نفت خام، بار الکتریکی سطح کربناته و وجود آب اولیه در به وجود آمدن ترشوندگی نفت- تر سنگ کربناته بررسی شده است. نتایج نشان داد که عبور مواد سنگین موجود در نفت از فاز آبی و جذب آنها بر روی سطح سنگ موجب تغییر ترشوندگی تیغه های کربناته تمیز از آب- تر به نفت- تر شده است. مثبت بودن بیشتر سطح کربناته سبب افزایش فرایند جذب مواد نفتی به سطح شده است.
    با استفاده از آزمایش های مکش، تاثیر مواد فعال در سطح مختلف برتغییر ترشوندگی مغزه های کربناته نفت- تر بررسی شده است. در 16 آزمایش انجام شده بازیافت نفت در نتیجه مکش آب حاوی مواد فعال در سطح کاتیونی، آنیونی، مخلوط و کاتیونی- آنیونی به درون مغزه های کربناته اشباع از نفت خام اندازه گیری شده است. مغزه های استفاده شده دارای تخلخل میانگین 16/5 درصد و نفوذ پذیری حداکثر 1md بوده اند. همچنین به منظور تحلیل بهتر نتایج بدست آمده علاوه بر آزمایش های مکش از روش های اندازه گیری زاویه تماس، عکس برداری از چگونگی تولید قطرات نفت از سطوح مختلف مغزه و مشاهده چگونگی توزیع نفت باقی مانده در مغزه در پایان آزمایش استفاده شده است. نتایج نشان داد که ماده فعال در سطح کاتیونی در غلظت های بالای CMC با تغییر ترشوندگی مغزه های کربناته به آب- تری سبب تولید قابل ملاحظه نفت از آنها شده و میزان تولید نفت با افزایش دما، افزایش یافته است. مواد فعال در سطح آنیونی قادر به تغییر دادن ترشوندگی مغزه های نفت- تر نبوده و ترکیب آنها با مواد فعال در سطح کاتیونی نیز تنها موجب کاهش توانایی نوع کاتیونی در تولید نفت از مغزه ها بوده است.
    همچنین تاثیر غلظت یون سولفات در آب بر تغییر ترشوندگی تیغه های کربناته در دو دمای 20 و 80 درجه سانتیگراد بررسی شده است. نتایج نشان داد که در دمای بالاتر یون سولفات موجب بهبود ترشوندگی به سمت آب- تری شده و با افزایش غلظت آن زاویه تماس بیشتر کاهش می یابد.
    کلیدواژگان: ترشوندگی، کربناته، مکش، زاویه تماس، مواد فعال در سطح، نیروی موئینگی
  • مقالات: فصل سوم
  • علی محمد محمدی، محمدتقی صادقی* صفحه 130
    در این تحقیق، فرایند تزریق ترکیبی آب و گاز غیر امتزاجی در مخازن نفتی بررسی شد. برای درک صحیح این فرایند می بایست فرایندهای تزریق آب و نیز تزریق گاز، جداگانه بررسی شوند. مدل نفت سیاه برای دستیابی به معادلات نهایی فشار و اشباع مخزن به کار گرفته شده و جهت تفکیک آن ها از روش حجم محدود استفاده شد. در حل این معادلات، فرمولاسیون فشار ضمنی اشباع صریح به کار گرفته شد. سپس شبیه سازی یک مخزن نمونه جهت ازدیاد برداشت به روش تزریق ترکیبی آب و گاز غیرامتزاجی با استفاده از کد نوشته شده توسط نرم افزار MATLAB صورت گرفت. نتایج حاصله با شبیه سازی صورت گرفته توسط نرم افزار CMG مقایسه گردید. نتایج این تحقیق، بازدهی بالاتر بازیافت نفت در فرایند تزریق ترکیبی، در مقایسه با سیلاب زنی و تزریق گاز را نشان می دهد.
    کلیدواژگان: مدلسازی مخزن، ازدیاد برداشت، تزریق ترکیبی، سیلاب زنی، تزریق گاز غیر امتزاجی
  • محمد جواد درستکار، علی محبی*، امیر صرافی، عطاالله سلطانی گوهریزی صفحه 139
    تکنیک های مختلفی به منظور افزایش ضریب بازیافت از مخزن و بهبود تولید آن به کار می رود و در این میان تزریق متناوب آب و گاز1 یکی از روش های مناسب در این زمینه است. در این روش، توده های آب و گاز به طور متوالی به درون مخزن تزریق می شوند. از مهمترین مزایای این روش، در مقایسه با روش هایی همچون تزریق منفرد آب و یا گاز می توان به مواردی همچون افزایش میزان حجم جاروب شده توسط آب پس از تزریق گاز و کاهش درصد اشباع نفت باقیمانده به دلیل تاثیرات سه فازی اشاره کرد که باعث جابه جایی، تولید و برداشت آسانتر نفت می گردد. در این مقاله، مطالعه تئوری و آزمایشگاهی فرایندهای تزریق منفرد آب، تزریق گاز دی اکسید کربن، تزریق گاز دی اکسید کربن گرم، تزریق غیر امتزاجی متناوب آب و گاز دی اکسید کربن و همچنین روش جدید تزریق متناوب آب گرم و گاز دی اکسید کربن گرم در یک سند پک شکافدار صورت پذیرفته است. نتایج بدست آمده حاکی از آن است که استفاده از روش نوین تزریق غیر امتزاجی متناوب آب گرم و گاز دی اکسید کربن گرم که برای اولین بار در این مطالعه آزمایشگاهی مورد بررسی قرار گرفته است، موثرتر از سایر روش های مذکور در افزایش بازیافت نفت می باشد.
    کلیدواژگان: ازدیاد برداشت نفت، مدل آزمایشگاهی، سند پک شکافدار، تزریق غیر امتزاجی متناوب آب گرم و گاز دی اکسید کربن گرم، خیساندن
  • مقالات: فصل چهارم
  • مجتبی رحیمی، احمد رمضانی*، محسن مسیحی صفحه 152
    برای این که بتوانیم پیش بینی معتبری از عملکرد آینده مخزن تحت سناریوهای مختلف داشته باشیم، اجرای تطابق تاریخچه تولید ضروری است. ضرورت تطا بق تاریخچه تولید هنگامی آشکار می شود که مدل جامع دینامیک مخزن، حتی اگر بهترین تقریب برای پارامترهای مخزن را در نظر بگیرد، نمی تواند تمام داده های مشاهده ای را دقیقا تولید کند. تطابق تاریخچه دستی و تطابق تاریخچه خودکار، دو روش موجود در فرایند تطابق تاریخچه تولید هستند.
    چنانچه برای مخزن شکافداری، مطالعه ترک انجام نشده باشد در فرایند شبیه سازی مقدار مشابهی برای خصوصیات ترک در همه سلول ها، تخصیص داده می شود و عدم تجانس ترک های مخزن نادیده گرفته می شود به این ترتیب نتایج بدست آمده با استفاده از روش متعارف نمی تواند با دقت زیاد، عملکرد آینده مخزن را پیش بینی کند. زیرا طبیعت عدم تجانس ترک های مخزن را توصیف نمی کند. در این پژوهش، با استفاده از نرم افزار Simopt برای مدل دینامیک مخزن نفتی شکافدار انتخاب شده، تطابق تاریخچه خودکار انجام شده است. نرم افزار Simopt با استفاده از الگوریتم بهینه سازی نه تنها باعث کاهش مدت مورد نیاز برای رسیدن به یک تطابق قابل قبول نسبت به روش سنتی می شود (بخصوص اگر تعداد چاه های موجود زیاد باشد)، بلکه دقت پارامترهای تخصیص داده شده به مدل را نیز افزایش می دهد. بعلاوه چنانچه نقشه خصوصیت پارامتر خاصی را درست نداشته باشیم، نرم افزار Simopt با تخصیص مقادیر متفاوت برای گریدهای مختلف، در سه مد ارزیابی، گرادینت و خطی سازی، تطابق تاریخچه را با دقت بالا بدست می آورد و بنابراین می توان به مدل معتبرتری برای پیش بینی عملکرد آینده مخزن تحت سناریوهای مختلف، دست یافت.
    کلیدواژگان: آنالیزحساسیت، تطابق تاریخچه تولید، بهینه سازی، شبیه سازی، مخازن شکافدار
  • امیر شاهوران فرد، بابک مرادی* صفحه 166
    به طور کلی مخازن شکافدار به عنوان مخازنی با عمر کوتاه، شدت جریان تولید بالا و ضریب بازیافت نهایی پایین شناخته می شوند.
    تزریق های امتزاجی و غیرامتزاجی به عنوان روش های ازدیاد برداشت در مخازن شکافدار، به دلیل ساختار ناهمگون این نوع مخازن، مشکلات خاص خود را دارد. نفت و سیال تزریقی تمایل بیشتری به تولید از طریق شبکه شکافها دارند و نفت موجود در بلوکهای ماتریس به راحتی جابجا نمی شود. این ویژگی در مخازن شکافدار ممکن است باعث بروز پدیده انگشتی شدن1 و یا پدیده حرکت جداگانه سیال تزریقی از سیال مخزن2، به دلیل تفاوت در چگالی آنها، شود.
    انتخاب تکنیک صحیح ازدیاد برداشت در دستیابی به یک بازیافت بالا تاثیر حیاتی دارد. از تزریق آب و یا گاز با ترکیب های مختلف، می توان به عنوان یک روش ازدیاد برداشت در یک مخزن شکافدار استفاده کرد. به دلیل پیچیدگی های تکنیکی و همچنین نیازمندی های مالی در راه اندازی پروژه های تزریق گاز یا آب، این گونه پروژه ها قبل از هرگونه عملیاتی شدن، نیاز به ارزیابی کامل دارند.
    میدان مورد مطالعه در این مقاله، یک مخزن شکافدار کربناته است که در غرب ایران واقع شده است. در این مقاله، یک مدل 10 جزئی از سیال مخزن جهت شبیه سازی رفتار سیال مخزن ساخته شد. با استفاده از شبیه ساز لوله قلمی، حداقل فشار امتزاجی برای تزریق نیتروژن، دی اکسید کربن، متان تعیین گردید. دبی تزریق و تولید بهینه برای هر سناریو بدست آمد. در بخش پایانی این مطالعه، سناریوهای مختلف درباره شدت جریان تزریق بهینه هر کدام با یکدیگر مقایسه شدند. در نهایت الگوی تکمیل چاه به عنوان یکی از پارامترهای مهم که بازیافت نهایی را تحت تاثیر قرار می دهد، تشخیص داده شد.
    کلیدواژگان: ازدیاد برداشت، تزریق امتزاجی، تزریق غیرامتزاجی، حداقل فشار امتزاجی، شدت جریان تزریق
  • معرفی پژوهشکده ها
  • صفحه 189
  • صفحه 193
  • صفحه 208
|
  • A. Shahrabadi*, M. Fasih, M. Sadi Page 15
    In this paper, a simplified formulation for compositional modeling of gas injection process into oil reservoirs is presented. Compositional models are used when interphase mass transfer depends on phase composition as well as pressure. A procedure for solving compositional model equations is completely described. Peng Robinson Equation of State is used for preparing a compositional thermodynamic program for equilibrium calculation, property estimation and pseudo component determination. The validity of this program was tested against experimental data such as swelling data and saturation pressure. Also the results of this model is compared with GEM software output. It is another purpose of this paper, to prepare an experimental apparatus for displacement of oil by injecting gas in a porous media. In each experiment, oil recoveries as a function of injected pore volume of gas were measured. Application of the developed simulator to simulate the results of oil recovery from slim tube experiments is presented.
    Keywords: Model, Compositional Simulator, Equation of State, Slim Tube, Oil Recovery
  • A. Momeni, B. Moradi*, J. Tangsirifard Page 25
    This paper presents a new empirically derived correlation for estimating the minimum miscibility pressure required for multicontact miscible (MCM) displacement of reservoir petroleum by hydrocarbon gas flooding. Only few empirical correlations exist for determining the MMP.These correlations are often used to estimate the MMP without considering the composition of the injected gas. On the other hand these correlations are based on a limited set of experimental data which are not quite applicable. In addition, in such correlations the complex condensing/vaporizing displacement process is not regarded. In this study, however, the derived correlation investigates the influence of the vaporizing/condensing drive mechanism and oil and gas composition on gas miscibility pressure. By comparing the calculated MMPs from the improved correlation data with currently used correlations and experimentally measured data, it was found that the novel correlation is significantly more accurate than other correlations.
    Keywords: Correlation, MMP, Gas Injection, Enhanced Oil Recovery, Gas Composition, Simulation
  • Mohsen Zirahi, Reza Azin* Page 32
    In this work, injection of CO2 as the main constituent of flue gas into an oil reservoir is studied. The Peng Robinson (PR) equation of states (EOS) was used to investigate phase behavior of flue gas/crude oil system. After tuning the (EOS), effect of impurities on the minimum miscibility pressure (MMP), saturation pressure, and swelling factor of reservoir oil was investigated. Results show that the PREOS can predict the saturation pressure with good accuracy. Also, such components as N2, CO, and NO increase saturation pressure and reduce oil swelling factor, while the sulfur oxides and NO2 have a reverse effect. The maximum allowable amount of each component in the injecting flue gas into reservoir is determined.
    Keywords: Gas injection, Flue Gas, Equation of States, Swelling Factor, Miscibility
  • S.A. Azim Taghavi, A. Moradi*, H. Parvizi Page 46
    A large proportion of the world proven oil has been found in reservoirs rocks that are naturally fractured. Understanding of matrix-fractured interactions, display a unique challenge for enhanced oil recovery. The S Reservoir is a dual porosity fractured reservoir having active aquifer. Because of heterogeneous production zones, total oil recovery was only about 8.04 percent by a total production of 240 MMSTB up to 2008. Production optimization and final recovery increment is the main idea of gas injection in this reservoir. According to Eakin et al.’s empirical correlation, minimum miscibility pressure of 4104 pisa is possible. This pressure is below the average reservoir pressure at 2008. In this study, different injection patterns were investigated. The best injection pattern was selected according to the recovery coefficient. Miscible and immiscible injection scenarios at various rates were compared with natural depletion. The results show that miscible gas injection in this reservoir has more recovery coefficient in comparison with other alternatives.
    Keywords: Miscible, Immiscible Gas Injection, Simulation, Fractured Reservoir, Recovery Factor
  • A. Vahidi*, M. Khosravi, F. Kamali, E. Roayaei, M. A. Emadi Page 62
    The use of CO2 for enhanced oil recovery of the Iranian oil reservoirs offers a unique opportunity to boost incremental oil recovery and reducing emissions of greenhouse gas through geological sequestration. In this paper, oil fields were screened and ranked for CO2-EOR suitability using new rapid and parametric method which can be applied to a large number of reservoirs with considering the technical feasibility of the EOR process and utilized essential reservoir properties via a developed program. By using this methodology, a systematic screening and ranking of all possible Iranian oil reservoirs was carried out. Evaluation and prediction of the efficiency of CO2 flooding technique were performed for candidate reservoirs by using an analytical method. In addition, a commercial stream-line type model was used to compare the results of this screening which clearly proves the pervious outcomes. Finally, best candidates were chosen by considering suitable distance from CO2 sources.
    Keywords: Reservoir Screening, Technical Ranking, Reservoir Properties, Oil Recovery Prediction, CO2 Miscible Injection, Analytical Model, Parametric Method, X, Y plot
  • S. A. Farzaneh, R. Kharrat*, M. H. Ghazanfari Page 70
    In this work glass micromodel which is initially saturated with the heavy oil has been used to investigate the effect of fracture geometrical properties as well as different injection scenarios of hydrocarbon solvents such as Hexane, Decane and mixed solvent, in fractured and non-fractured quarter five-spot micromodels. The effect of different parameters such as solvent injection rate, solvent type, pore geometry, fracture orientation, fracture discontinuity, fracture spacing, fracture overlap and number of fracture, on oil recovery factor have been investigated. In addition, different injection schemes, water alternating solvent, co injection of water and solvent, and solvent-soak were designed and performed on glass micromodels. The results show that when the injection rate increased the oil recovery decreased. While, by increasing the viscosity of solvent the oil recovery factor increased. In addition, fro square pore shape the oil recovery is greater than the case that the pore shape is diamond. The oil recovery factor for the pattern with throat orientation angle of 30 degree is greater than the cases 90 and 45 degrees. The results confirmed that the oil recovery for the fracture orientation angle equal to 45 degree in greater than the fracture which is in direction of flow. Also, it has been observed that the discontinuity and overlap of fractures and increasing of fracture spacing, decreases the oil recovery. While the fractures distribution increases the oil recovery. The results confirmed that the ultimate oil recovery of WAS scheme is higher in comparison with the SWAS, and the efficiency of solvent-soak goes further both.
    Keywords: Heavy Oil, Five, Spot Model, Micromodel, Fractured Porous Media, Solvent
  • S. Abbasi*, A. Shahrabadi Page 93
    Easiness in water injection process into oil reservoir is one of the important factors in water injection projects. The presence of clay in reservoir rock may cause undesire effects. Because of different structures, clays have different quality degree on reservoir rocks permeability. Clays can be aggregated in pores and throats by injected water or exist in rock structure. Clay swelling with consideration of types and structures may lead to permeability reduction. In this research, three core samples have been selected from an oil field in south of Iran to investigate clay effects and its mechanism during water injecting in to the surrounded aquifer. Firstly, type and amount of clay was estimated by XRD tests. Then permeability reduction was the measured in core flooding experiments by distillated water injection to create maximum clay swelling in case clay swelling is effective in permeability reduction.
    Keywords: Water Injection, Clay, Clay Swelling, Permeability, Core Flooding
  • M. Zahedzadeh, R. Masoudi, M. A. Emadi, E. Roayaei, M. Sabourmaleki, S. Ashoori* Page 102
    The current drive within the Persian Gulf to reduce the environmental burden of chemicals and oil discharge to the environment has focused attention on challenge of produced water re-injection and has introduced new challenges for compatibility of sea, produced and formation waters. This paper investigates the feasibility of produced water re-injection and water managment in an Iranian offshore oil field named Siri. Sirri oil field located in south Iran’s border producing from a common formation between Iran and United Arab Emirates, which is under seawater injection since 1983. Recently, produced water re-injection has been considering in order to abolish environmental threat and improve the oil recovery. The major active damaging mechanisms during waterflooding could be Solid invasion, Mineral scale deposition and Corrosion. In this study, the first two mechanisms have been investigated. Several atmospheric and core flood tests, were performed to investigate the mentioned damages and the results were compared with the field outcomes. A special core holder has been designed and constructed by the research group for the better results. According to the achievements, appropriate ratio of produced water to the seawater, the right filter size and suitable chemical treatment are proposed to avoid such damages in Siri.
    Keywords: Water management, Produced Water Re, injection, Mineral Scale Deposition, Solid Invasion
  • H. Vatanparast, A. H. Alizadeh, A. R. Bahramian* Page 111
    Altering the wettability of the carbonate reservoir rocks from oil-wet to water-wet has been figured prominently as one of the enhanced oil recovery methods in recent years. Putting the idea into practice requires a basic understanding of the wettability and the controlling factors. In this work, the influence of the factors such as; presence of polar components, electrical surface charges and the initial aqueous phase on formation of oil-wet carbonate surfaces have been investigated by measuring the contact angles in n-hexane (or n-decane)/aqueous phase/calcite systems at different compositional conditions. A very low permeable carbonate rock from one of the Iranian oil reservoirs has been selected for this study. The rock has an absolute permeability less than 1md and a measured porosity of 16.5 %. The effect of different ionic surfactants on wettability alteration of the rock, saturated with crude oil, has been measured and the consequent improvement in oil production is investigated by spontaneous imbibitions of solutions containing cationic, anionic and cationic-anionic surfactant mixtures. The results of imbibition tests are furthermore supported by measuring contact angles; taking pictures of producing oil drops from different exterior core plug surfaces and also observing the distribution of the remaining oil in cores at the end of experiments. The results show that cationic surfactants at concentrations higher than CMC can cause a remarkable oil production through alteration of wettability and, moreover, the extent of oil production increases with temperature. In contrast, it is observed that the anionic surfactants are not able to change the wettability of an oil-wet surface and their combination with the cationic type would reduce the oil production potential of cationic surfactants. Study of the sulfate ion concentration in water on wetting characteristics of carbonate surfaces at two different temperatures, 20 and 80°C, demonstrated that the sulfate ions could improve the wettability towards water wetness at higher temperature, and the contact angle would further decrease by increasing the concentration.
    Keywords: Wettability, Carbonate, Imbibition, Contact angle, Surfactant, Capillary
  • A. M. Mohammadi, M. T. Sadeghi* Page 130
    The main objective of the current study was to investigate application of Immiscible Water Alternating Gas (IWAG) method in Enhanced Oil Recovery (EOR) process. In order to have a better understanding of the process, water injection as well as immiscible gas injection processes should be separately studied. Black Oil Model (BOM) was employed to reach the final equations required for estimation of pressure and saturation domains. By solving these equations all the reservoir parameters can be determined. The governing equations were discretised using Finite Volume Method (FVM). Implicit Pressure–Explicit Saturation (IMPES) formula was employed to solve the equations. Application of the EOR process was studied simulating a case study by way of the IWAG method. The system equations were solved and related codes were written to simulate the process. Simulation results were compared to those obtained from commercial software CMG. The results confirm a higher oil recovery in IWAG technique when compared to waterflooding and immiscible gas injection processes one by one.
    Keywords: Reservoir, Modeling, EOR, IWAG
  • M. J. Dorostkar, A. Mohebbi*, A. Sarrafi, A. Soltani Page 139
    There are different techniques in order to enhanced oil recovery in the reservoirs and water alternative gas injection is an effective method for enhanced oil recovery. In this method slug of gas and water were injected into the reservoirs alternatively. The WAG process has been proved effective in providing mobility control for horizontal gas floods, as demonstrated by many field applications, most of them aimed at reaching miscibility between injected gas and the reservoir fluid. Immiscible WAG (IWAG), on the other hand, has a smaller record of field experience. The development of the Water-Alternating-Gas (WAG) process was aimed at improving flood profile control. The higher microscopic displacement efficiency of gas combined with the better macroscopic sweep efficiency of water significantly increases the incremental oil production over a plain water flood. This study deals with a new hot water alternative hot carbon dioxide injection as an EOR technique in a fractured sand pack and also compare it to the other current EOR methods. Hot water alternative hot carbon dioxide was used for the first time in this research and the results show that this method was more effective than other EOR methods.
    Keywords: EOR, Fractured sand pack, Immiscible Hot WAG Injection, Soaking
  • M. Rahimi, A. Ramazani*, M. Masihi Page 152
    Production history matching is necessary for achieving validate prediction regarding reservoir future performance under different scenarios. Reservoir comprehensive model consider the best estimation for reservoir parameters but when simulator is run, reservoir model cant reproduce all observation data. Considering this point confirm necessity of production history matching. Manual and automatic history matching are two current methods in production history matching process. If fracture study has not been done for a fractured reservoir, manual history matching cant carefully predict reservoir future performance because unique quantity is allocated for fracture properties in all grids and as a result, reservoir fractures heterogeneity is ignored. Therefore the model in which history matching has been done using conventional method cant be representative for heterogeneous nature of reservoir fractures. In this research, automatic history matching for dynamic model of fractured oil reservoir has been done using Simopt Software. Simopt Software using optimization algorithm not only decrease required time for achieving a satisfactory match in contrast to conventional method, but also increase accuracy of parameters allocated to model. As well if property map is not present for a specific parameter, Simopt can achieve an accurate match by allocating different quantities for different grids in three different modes: evaluation, gradient and regression. Therefore we can access to a more validate model for prediction of reservoir future performance under different scenarios.
    Keywords: Sensitivity analysis, Automatic history matching, Optimization, Simulation, Fractured reservoirs
  • A. Shahvaranfard, B. Moradi* Page 166
    Miscible flooding in fractured oil reservoirs present a special oil production problem, oil is eagerly produced from fracture network and the oil located in the matrix blocks is not easily displaced. Because of technological complexity and financial requirements to initiate a gas flooding project, a thorough evaluation is necessary before it is performed. The oil field under study is a carbonated and fractured reservoir which is located in West of Iran. In this study, the reservoir fluid model of ten components was created to simulate fluid behavior of the reservoir. Minimum miscibility pressure (MMP) of N2, CO2 and Methane injection was determined using slim tube through compositional simulator. The optimum production and injection rate were obtained for each scenario. In the last part of study different scenarios were compared with each other at their optimum rate. Finally, well completion pattern was found to be as one of the important parameters which affect the ultimate recovery.
    Keywords: Enhanced Oil Recovery, Miscible Injection, Immiscible Injection, Minimum Miscibility Pressure, Rate of Injection