تزریق
CO2 غیرامتزاجی
-Wilmington میدان تست های جابجایی انجام گرفته بر روی مغزه ها که از سال 1948 آغاز شده است ، مشخص نموده که بازیافت مقادیر قابل توجهی از نفت در مخازن متعددی بوسیله یا CO2 آبساکه نباته امکان پذیر است. اگر چه شرایط نامطلوبی اقتصادی تا کنون مانع انجام کاربردهای میرانی شده اما تعدادی از تست های پایلوت ویک نمونه کاربرد میرانی تجاری از فرآیندهای orco انجام پذیرفته است . یک ابداع توسط p.c.keill در امریکا در سال 1969 به ثیت رسیده که در آن 10 نمونه از جمله بدست آوردن CO2 از منابع مختلف برای تزریق در مخازن نفت سنگین به منظور افزایش بازیافت نفت خام و هم چنین در ارتباط با روش تزریق بخار با تکنیک بیان گردیده است. این ابداع یک فرآیند بازیافت غیر متزاحی را توضیح میدهد و تزریق دی اکسید کربن به منظور اشباع کامل آب و نفت مخزن را پیش از تولید پیشنهاد می کند. در این مقاله یک پروژه در مورد یک مخزن کربنات بزرگ سنگین ارائه شده ، همینطور داده های مربوط به تست های آزمایشگاهی برروی نمونه مغزه از میدان ارائه شده است . شرکت تولید کننده نفت نیویورک اولین تست میدانی را در سال 1949 انجام داد. در این پروژه حجمی معادل با 370 تن یخ خشک منبع تامین CO2 سبب افزایش 25% نتایج پس از تست های آزمایشگاهی شد و نتایجی طی 14 ماه فعالیت حاصل شد.
1- مقادیر بیشتری از نفت خام استحصال گردید.
2- استفاده از فرآیند orco مشکلات جدی خوردگی را ایجاد کرد.
3- ظرفیت تزریق از طریق چهارورودی تقریباٌ 50% افزایش یافت و این افزایش حداقل 6 ماه حفظ شد.
4- رسوب سولفات باریم در تعدادی از چاه های تولیدی تشکیل گردید در حالیکه چنین رسوباتی در حالت تزریق آب بصورت عادی مشاهده نشده بود.
5- تولید گاز طبیعی که در زمان قبل از انجام تست صفر بود به 160SCFbb1 در 2 ماه و بطورمیانگین
300 SCFbb1 در 5 ماه آخر سال 1950 افزایش یافت. آنالیز گاز تولیدی وجود بیش از 20%ترکیبات غیر اشباع نظیر اتیلق را تاثیر کرد.
6-وجود رسوبات سولفات بارم و هیدروکربن های سیز شده در گاز طبیعی تولیدی امکان وجود یک واکنش شیمیایی را در درون سیستم مخزن بوسیله CO2 تاثیر می کرد.
در اواسط سال 1975 کمپانی THOMS long Beach اعلام می کرد که گازهای حاصل از دودکش پالایشگاه در نزدیکی میدان که شامل 84% CO2 است می تواند برای تزریق در این میدان مورد استفاده قرار گیرد. بوسیله دانش فنی حاصل از نتایج میدان در پروژه تزریق CO2 در مخازن نفت سنگین جنوب آرکاتراس و داده های آزمایشگاهی فرآیند جابجایی بوسیله CO2 در مخزن نفت سنگین ترکیه که در آینده بررسی خواهد شد تست های جابجایی بر روی 2 نمونه مغزه حفاظت شده از ناحیه Ranger انجام شد.
در شرایط WOR=50 تولید افزایش نفت از 12% تا 20% حجم حفره ها تغییر کرد و به طور میانگین در حدود 17% حجم حفره برای 3 نمونه آزمایش بود.
البته اعتقاد برآن است که این بازیافت افزایش بیشتر از تصاویری است که میتوان آنرا به تنهایی به تورم نفت و کاهش و کسیوزتیر ایجاد شده از طریق CO2 نسبت داد. مقدار افزایش بازیافت شبیه نتایج بدست آمده از مغزه ی چاه های تحت تست در ایالت نیویورک غربی می باشد و هم چنین شباهت فراوانی به نتایج تست های میدان Bati Raman ترکیه دارد.
میدان (Ritchie) : این میدان در جنوب آرکاتراس قرار دارد و از شن های baker از عمق 2600 فوتی نفت تولید می کند. میانگین پارامترهای اصلی لنگ مخزن عبارتند از : تخلخل 31% ، تراوایی 2750md ناحیه استخراج نفت معادل af+ و میزان اشباع آن همراه در حدود 20% نفت بدست آورده در تانک ذخیره در حدود 0 API16 و سیکوزتیر آن 195CP در شرایط های مخزن است ، 16 حلقه چاه زده شده ، تولید از این میدان در سال 1964 آغاز و در سال 1968 به یک واحد تولیدی تبدیل گشت. مقدار تخمین بازیافت اولیه نفت خام در حدود 49000شبکه نفت خام یا معادل 14% از نفت در جای مخزن است. تحریک دورهای چاه فرآیند تحریک موضعی است و بسیار به تزریق بخار به روش huff & puff شباهت دارد و برای اولین بار در سال 1969 توسط Keith ابداع شد. این روش کاربرد تزریق چرخه ای مخلوطی از CO2 و بخار است. کاربرد میدانی این روش برای اولین بار در میدان Ritche در جنوب آرکاتراس در سال 1969 صورت پذیرفت ، در این تست گاز CO2 از طریق 3 چاه تزریق می شد و هنگامیکه منبع تامین CO2 دیگر در دسترس نبود ، از این چاه ها به منظور چاه های تولیدی استفاده گرید.
در سیکل تزریقی این فرآیند ، در اثر بالا بودن فشار چاه ، دی اکسید کربن در نفت حل می شود و از طریق متورم نمودن و کاهش و سیکوزیتر نفت خام سبب بهبود وضعیت تولید نفت از طریق رانش نفت بوسیله گاز می گردد، در ادامه فرآیند تزریق چاه بسته می شود تافرآیند جذب گاز توسط نفت و اشباع شدگی اتفاق بیفتد . در دوره ی تولید هنگامیکه به چاه اجازه تولید داده شد، تخلیه فشار به آهستگی صورت می پذیرد و باعث خروج تدریجی CO2 از محلول می شود و یک فاز گازی را تشکیل میدهد این امر سبب خروج نفت از ماتریکس سنگ به سمت کانال های باز می شود و سپس از آنجا به سمت دهانه چاه جریان می یابد.
هنگامیکه در اثر تولید نسبت CO2 به نفت افزایش می یابد دبی تولید نفت کاسته می شود و مجددا چاه در فاز تزریق قرار می گیرد . سیکل های تزریق – تولید تا جائیکه افزایش بازیافت نفت خام دیگر اقتصادی نباشد می توانند تکرار شوند. در سیکل های متوالی هر چه بیشتر CO2 در مخزن نفوذ
می کند : مقادیرعظیمی از نفت خام اشباع می گردد در تست هایی که تا کنون انجام گرفته به نظر می رسد که انجام سیکل حالت بهینه باشد . این دبی تولیدی تقریبا به مدت یکسال پیش از آنکه عملیات تزریق آب در ماه می سال 1970 آغاز گردد ثابت نگه داشته شد و لذا افزایش تولید منحصرا ناشی از فرآیند تزریق CO2 بود. تزریق متناوب آب و دی اکسید کربن در یک مخزن نفتی با وکسیفوتیز بالا به روش پشیانی ، فرآیند جابجایی غیر امتزاجی است. مزیت ممکن این روش نسبت به فرآیند جابجایی که توسط CO2 صورت می پذیرد افزایش قابلیت تحرک پذیری است که سبب انجام فرآیند جابجایی با بازده بسیار کم کردن حجم CO2 مورد نیاز برای تزریق است. البته یک زمان بالقوه در این روش وجود دارد و آن المای به فکر افتادن نفت توسط آب است که باعث می گردد CO2 نتواند بانفت محصور شده ، تماس پیدا کند که البته چون CO2 چندین برابر از مقداری که در آب حل می شود می تواند در نفت حل شود این امر زیان بالقوه توضیح داده شده را تا حدودی تعدیل می کند. پس از تزریق آب در اکثر میادین اجازه افت فشار داده می شود تا مقادیر بیشتری از نفت خام توسط مکانیزم رانش بوسیله گاز همراه بازیافت شود، این در صورتیست که نفت با ادامه تولید در اثر کاهش مقدار CO2 سنگین تر می شود و ویسکوزیتر آن افزایش می یابد.
میدان lick creek: این پروژه بزرگترین عملیات تزریق CO2 در یک مخزن نفت سنگین می باشد، Apt تست مخزن حدود 17 درجه وسیکوزیتر آن 60cpدر شرایط فشار رودهای مخزن
(48 0c, 83bar ) است ، تزریق آب و CO2 در فوریه 1976 آغاز شد و ادامه یافت و انگیزه اصلی برای اینکار نتیجه پاسخ مطلوبی بود که از تزریق CO2 در میدان نفتی مجاور در میدان Ritchie بدست آمده بود. به هیمن منظور یک کارخانه آبگیری و فشرده سازی CO2 به همراه یک خط لوله ی شش اینچی به طول 45 مایل به منظور انتقال CO2 تحت فشار43bar بصورت یک سیال فوق بحرانی احداث شد.
میدان Batiroman:
هم (دو کسیفورتیر) میدان در محدوده ی 300-1000 CP قرار می گیرد در این میدان از 15 درجه در غرب تا 9 درجه شرق تغییر می کند. این میدان در سال 1961 در جنوب شرقی ترکیه کشف شد و بزرگترین میدان نفتی ترکیه است و نفت در جای آن در حدود 1075 میلیارد بشکه می باشد.
بازیافت اولیه نفت خام 5/1 OOIP که ناشی از انبساط سنگ و سیال به علت عدم فرآیند رانش گاز محلول است بوده و آبدان در این میدان نیز ناچیز بوده است . سازنده تولیدی سازند آهکی است و سنگ مخزن این میدان در نواحی غربی و مرکزی سنگ آهک شکافدار همراه با حفره های فراوان است که البته با حرکت به سمت شرق تبدیل به سنگ های سخت و گچی می شود.میزان تخلخل 20%-14 و10-100 Km= و تراوایی موثر این سنگ در حدود 2000-200 Md است . نسبت گاز محلول به نفت scfstb 18 ،فشار حباب در حدود 160 psi و دمای مخزن 65.5 C0 و فشار اولیه 1800 psi و با میانگین فشار 400 psiدر نتیجه تولید انباشتی بیش از 30 میلیون شبکه افت کرده است . تعداد چاه های تولیدی فعال در این میدان 120 حلقه است و همگی بوسیله پمپ تولید می کنند ، تست های متعدد ازدیاد برداشت تجربه شد ؛ تزریق آب ، بازگردانی نجار دانش توسط بخار و تزریق هوا به منظور احتراق در جا اشاره کرد ، پاسخ به تزریق آب در نواحی مرکزی میدان مناسب و نسبت آب به نفت (WOR) و عملکرد کلی تولید نفت شبیه به میدان Wilming tone بود . اگر چه تست تزریق بخار ناقص ماند اما نتایج خوبی حاصل شد ، تزریق هوا نیز موثر نبود و سبب احتراق نفت نشد . تست های زیادی از نمونه های مغزه میدان و گاز CO2 میدان Dodan (CO288 %) بعمل آمد . در آخرین آزمایش نفت نمونه از میدان Batiroman که توسط گاز میدان Dodan در فشار 150bar اشباع گردیده بود جابجا شد ، خواص نفت مورد آزمایش (p=0.781grcm3 =42cp µBo=1.125 gor=70m3m3 ) سپس نفت تحت تاثیر تزریق آب اشباع با CO2 قرار گرفت و عملیات تزریق تا رسیدن به WoR معادل با 62 ادامه پیدا کرد که در آن نقطه اشباع نفت باقیمانده 38% از حجم فضای متخلخل بود ، مقدار بازیافت نفت در WOR=50 برابر با 46.5% حجم حفره بود که نشان میدهد مقدار قابل توجهی از بازیافت تاثیر صورت پذیرفته است .
تزریق CO2اغلب از مهم ترین روش های افزایش بازیافت نفت در آمریکا محسوب می شود از اوایل سال 1980 از سیلابزنی مغالی از CO2 در مخازن شکافدار استفاده شده که اغلب در منطقه تگزاس واقع شده است . سیلابزنی ؟؟ روش های موثر و بالغ درمخازن شکافدار است سیلابزنی آبی شده اند . بغلاوه وجود منبع تامین CO2 در نواحی اطراف مخزن خبر پارامترهای تاثیر گذار بر استفاده از CO2 در صورت افزایش بازیافت نفت است .
مخزن belridge :
توسط S.k.Hara و همکارانش آزمایشاتی بر روی یک نمونه از سنگ دولومیتی در belridge انجام شد ، که این سازند دارایAPI 28 ، نفوذ پذیری ماتریکس کمتر از IMd ، تخلخل 60% و فشار کمتر از 900 psi می باشد .
CO2 در شرایط فشار مخزن که در حدود 724 psi بود ، بصورت امتزاجی نبوده و کامل غیر امتزاجی است . CO2 و نفت در این آزمایش امتزاجی بوده و اما حلالیت عمده CO2 در نفت در شرایط مخزن رخ می دهد و ویژگی های سیال بعد از مخلوط شدن نفت و CO2 تغییر می کند . بطوریکه ویسکوزتیر نفت و وزن ملکولی آن کاهش می یابد و در عین حال دانسیته نفت افزایش می یابد که این پارامتر ها برای تورم فاز نفت زمانیکه CO2 حل می شود ، مهم است در طول زمان های سکون و تخلیه که در طول آزمایش به CO2 داده شد ، CO2 در نفت در ناحیه غلظت بالای مغزه نفوذ کرده و با افزایش غلظت CO2 در حجم فاز مایع افزایش ، یافته بنابراین اشباعیت و نفوذ پذیری نسبتی نفت افزایش ودر نهایت تحرک پدیری آن زیادی می گردد . نقش نفوذ در سنگ های آبدوست برای زیادی کردن ناحیه جاروب شده در مخازن شکافدار بسیار مهم تر از آشام در این مخازن می باشد. اندازه گیریها نشان میدهد که ضریب نفوذ با وسیکوزتیدهیدروکربن تغییر می کند اگر چه در مدل در نظر گرفته شده در این آزمایش ضریب نفوذ ثابت بود اما این ضریب یا تغییر غظت CO2 با هزینه نسبتا از مقالات مطالعه شده می توان اینگونه نتیجه گرفت که :
1-تزریق CO2 بصورت غیرامتزاجی بصورت گسترده در زمینه های مختلف ازدیاد برداشت از مخازن نفت مورد استفاده قرار گرفته است.
2- این روش عمدتا در مورد مخازن نفت سنگین می باشد ، اما می توان از اینرو در تعدادی از مخازن نفت سبک در اعماقی که رساندن فشار تزریق به حدفشار لازم برای امتزاج ممکن نباشد نیز استفاده کرد.
3- برای به حداکثر رساندن بازیافت نفت بوسیله تزریق غیرامتزاجی CO2به نظر می رسد که مقادیر تزریق CO2 می بایست به اندازه ای باشد که برای اشباع کامل نفت باقیمانده و آب مخزن در شرایط فشار مخزن کافی باشد.
4- نتایج کاربرد میدانی این تکنیک بیانگر این مطلب می باشد که مقادیر اضافی قابل توجهی از نفت خام هماهنگونه که از روش huff & puff بدست می آید از روش تزریق متناوب آب و CO2 نیز بدست می آید. تزريق N2 غيرا متزاجي
تزريق نيتروژن در ايالات متحده از اواسط سال 1960 در ميدان Devonian Biock31 در غرب تگزاس استفاده شده است . در طول 40 سال اخير بيشتر از 30پروژه تزريق نيتروژندر آمريكا گسترش پيدا كرده است كه بعضي از آنها در مخازن شكافدار آن با ها ، فلوريدا و تگزاس بوده است . در حال حاضر شما 2 پروژه تزريق نيتروژن فعال در مخازن شكافدار در امريكا وجود دارد يكي WAG در ميدان JAY-LITTLEESCAMBIA در فلوريدا كه گاز تزريقي N2 مي باشد و ديگر پروژه خط فشار در ميدان YATen تگزاس در خصوصwAG – N2 در فلوريدا مي توان گفت كه يك پروژه بسيار بزرگ مي باشد كه در سال 1982 آغاز شده در حاليكه در ميدان Yaten از اواسط 1980 به منظور حفظ فشار مخزن تزريق نيتروژن آغاز شده است .
اگر چه تزريق نيتروژن فشار بالا به عنوان يك فرآيند افزايش نفت براي مخازن شكافدار داراي نفت سبك بررسي شده است اما تعداد اين پروژه ها در مخازن شكافدار بطور كافي انتظار نمي رود كه در زمان آينده رشد كنند ، كه يك دليل آن فراواني CO2 خواسته شده در نزديكي ايران است بطوريكه اخيرا يك پروژه CO2 غير امتزاجي Yaten بوسيله Kinder Morgan انجام شده است . براي گاز طبيعي و CO2 مورد بررسي قرار دادند 4 ميدان در نظر گرفته شد كه در دو تاي آنها پروژه جهت جابجايي غير امتزاجي N2 و يكي ديگر با هدف جابجايي امتزاجي و در نهايت در يك مخزن گاز ميعاني جهت حفظ فشار ، نيتروژن تزريق شد .
ميدان A در سال 1959 كشف شده داراي كلاهك گازي بسيار بزرگ بوده و GOR بسيار بالايي دارد . در اين مخزن ابتدا تزريق آب انجام مي شد و مطالعات مخزن نشان داد كه جابجايي توسط گاز بازده بيشتري نسبت به جابجايي توسط آب خواهد داشت . در سال 1982 پروژه تزريق نيتروژن غيرامتزاجي انجام شد بنابراين نيتروژن در قله ساختار طاقديسي تزريق شد .
ميدان B ، در سال 1976 كشف شد و داراي كلاهك گازي معمولي است كه ابتدا در اين ميدان توسط تزريق گاز طبيعي توليد انجام مي شد كه سپس طي بررسي هاي انجام شده نيتروژن غير امتزاجي جايگزين آن گرديد ، نيتروژن جهت حفظ فشار و بازيافت مايع كلاهك گازي و نيز پايداري سطح تماس گاز نفت ، تزريق شد .
ميدان C كه در سال 1977 كشف گرديد مخزن گاز ميعاني بوده كه در اوايل توليد به علت انبساط كلاهك گازي و سپس توسط سيلابزني آب انجام مي شد ، سپس تزريق نيتروژن پيشنهاد گرديد ، كه تزريق در بالاترين نقطه كلاهك گازي انجام شد و بازده در اثر اين تزريق امتزاجي افزايش يافت .
ميدان D نيز مخزن گاز ميعاني بود كه به جهت حفظ فشار نيتروژن تزريق مي شد و از گاز طبيعي به عنوان سد امتزاجي بين نيتروژن و نفت استفاده شد تا نيتروژن با سيال مخزن تماس نداشته باشد و dropout مايع ايجاد شود .
از بررسي هاي انجام شده اينگونه نتيجه گرفته شد كه با توجه به معايب تزريق CO2 خوردگي ، عمل آوري مجدد آن از گاز توليد شده ، حل شدن CO2 در آب و نهايتا توليد كمتر آن و نيز در دما و فشار بالا ، دانسيته و تراكم پذيري و همچنين فشار امتزاجي CO2 نامطلوب خواهد بود و هم چنين معايب گاز طبيعي مانند خوردگي و هزينه هاي بالاي آن بدليل اينكه دانسيته N2 كمتر از CO2 است و هم چنين در مخازن نفت سبك ، گرم و عميق نيتروژن امتزاجي بيشترين كار را داشته بطوريكه نيتروژن در فشار بالا با نفت سبك مفروج شده و جابجايي امتزاجي رخ ميدهد ، تزريق آن از بالاترين نقطه مخزن انجام خواهد شد . هم چنين ضخامت سازند و كلاهك گازي به استفاده نيتروژن كمك خواهد كرد لذا تزريق نيتروژن روش مناسبتري جهت برداشت از مخزن پيشنهاد شد .
Vicecio و سپهر نوري تزريق نيتروژن جهت حفظ فشار را به يك مخزن شكافدار با نرم افزار Eclipse بررسي كردند و مخزن را مكعبي داراي اشباعيت آن همزاد برابر با 0.15 فرض كردند . 6 چاه تزريقي كه درون مركز بالايي ميدان در كلاهك گازي ايجاد و تكميل شده و اين چاه ها با سرعت تزريق نيتروژن ثابت ، محدود شده بودند هم چنين همه چاه هاي نفت در انتهاي مدل توزيع شده اند و با BHP ثابت توليد مي كنند ، (لازم به يادآوري است كه ناحيه نفتي بوسيله Woc از اب در انتهاي پاييني مدل جدا شده است و در مدل آبده لحاظ نشده بود .)
مهم ترين مكانيسم هايي كه در سيستم رخ داده بود : 1- نيروي كراويتر كه در كلاهك گازي در اثر تزريق ايجاد شده بود . 2- ريزش ثقلي كه در ناحيه پديد مي آيد و زماني اتفاق مي افتد كه شكاف پر و يا تا حدي از گاز اشباع شده باشد . هم چنين نفوذ پذيري نسبي شكاف با اشباعيت آب رابطه خطي داشت و پيوستگي مونيگي لحاظ نشده بود .
آناليز حساسيت سنجي بر روي گريد ها توسط E-300 انجام شده بود و نتايج حاكي از آن بود كه بهتر است در ناحيه نفتي نزديك GOC به علت حركت GOC در اثر توليد ، گريد بندي ريزتر شود ، بنابراين ابعاد گريد بندي نهايي 120 ×11 × 11 گزارش شده بود . هم چنين جهت كاهش زمان اجراي برنامه ، از 1.4 مدل اصلي استفاده گرديده بود .
در بررسي آنها بر روي بازده نفت تحت تاثير تزريق نيتروژن ، متان ، گازي با تركيب به گاز مخزن . نشان داده شد كه در حالتي كه متان به عنوان گاز تزريقي ، تزريق شده بود به دليل دانسيته كمتر متان از دانسيته گاز ميدان ، گاز تزريقي بالاي مخزن باقي مانده بود و مكانيسم ريزش ثقلي با گاز درون مخزن در مخزن عمل كرده بود . زمانيكه گاز تزريقي گاز مخلوط بود بدليل دانسيته برابر آن با گاز ميدان توزيع الگوي جريان بصورت الگوي جريان تقريبا كروي عمل مي كند .
در مورد N2 ، به علت دانسيته بالاي آن نسبت به گاز مخزن ديده شده بود كه نيتروژن به علت گراويتر بالا به سمت GOC حركت كرده و مكانيسم ريزش ثقلي با توزيع مولي نيتروژن بالا در مركز مخزن عمل كرده بود و پيش تر از آن كه نيتروژن به GOC برود ، بصورت افقي پخش شده بود ، لذا بازده جاروبي افزايش يافته بود .
ميدان Contarell
Sanchez و همكارانش پروژه شبيه سازي تزريق نيتروژن را در مخازن شكافدار پيچيده Contarell در مكزيك بررسي كردند آنها رفتار فشار مخزن ، سرعت حركت GOC ، غلظت N2 در گاز همراه توليدي و گاز كلاهك گازي را بعد از تزريق N2 مورد مطالعه قرار دادند .
مخزن داراي API=220 و تحت اشباع و داراي تخلخل شكاف در حدود 35% و نفوذ ژذيري ماتريكس شكاف او 3000 ميلي دار سي به ترتيب و هم چنين فشار اوليه آن 3840 psi بوده است .
از سال 1980 كار توليد از ميدان آغاز شده ، تحت تخليه طبيعي توليد داشته ، لذا در مخزن كلاهك گازي ثانويه شكل گرفته است و آب از آبدهي كه با مخزن ديگر مشترك است به سمت ناحيه تجاوز كرده است .
مطالعات شبيه سازي جهت حفظ فشار ميدان و در نتيجه بهبود بازيافت نفت در سه حالت بررسي شد ، ابتدا مخزن طي تخليه طبيعي توليد كرد كه تا سال 2004 ، فشار ميانگين آن به 1180 psi و سرعت توليد از آن به 3200 شبكه در روز براي هر چاه خواهد رسيد كه تحت اين وضعيت براي توليد نفت از مخزن نياز به امكانات بيشتري خواهد بود . بطوريكه از سال 1980 تا 2004 جهت بهبود روند توليد با حفر چاه هايي براي gaslift توليد بيشتر كه جمعا شامل 205 چاه توليدي و 9 چاه تزريقي مي شد توليد به 1.554 MBD در سال 2004 رسيد .
هم چنين آنها روش ديگري را نيز از نظر اقتصادي بررسي كردند كه حفظ فشار توسط تزريق نيتروژن بود ، در اين پروژه آنها فشار را در 10 چاه در كلاهك گازي ، ستون نفتي ، آبده اندازه گيري كردند كه با افزايش آرام فشار ناحيه كلاهك گازي ، فشار WOC و نيز فشار ستون نفت ثابت باقي ماند و تا سال 2001 كه فشار در حال افزايش بود ، دبي توليد از چاه هاي موجود نيز افزايش يافت و در سال 2002 فشار شروع به كاهش كرد . مانيتوريك غلظت N2 توسط گاز كروماتوگرافي نشان داد كه غلظت N2 در گاز كلاهك گازي بطور متوسط 1.1-1.3 % مولي و از گاز همراه توليدي 0.4-0.6 درجه مولي بوده و روي هم رفته غلظت نيتروژن بصورت متناوب كم يا زياد مي شود . هم چنين مانيتور يك مكان GOC حاكي از آن بود كه از سال 2000 كه تزريق N2 آغاز شده بود سرعت توليد نفت افزايش يافته و نيز افزايش قابل توجهي در سرعت نزول سطح تماس گاز و نفت نيز ديده مي شود كه ميانگين سرعت آن در حدود 230 فوت در سل گزارش شده بود ، اين در حالي بود كه كاناليز شدن گاز تزريقي بوجود نيامده بود و هم چنين با توجه به نفوذ پذيري عمودي بالاي شكاف Gas coning به عنوان مشكلي در مخزن ديده نشد و با توجه به سرعت نزول GOC توانستند موقعيت مناسب و جديد چاه ها را نيز پيشگويي كنند .
بنابراين در ميان روش هاي بررسي شده آنها تزريق نيتروژن در بالا ترين نقطه كلاهك گازي بهترين روش جهت افزايش بازيافت نفت گزارش شد .
هم چنين Adtadillo و همكارانش نيز با توجه به تزريق نيتروژن جهت گيري حفظ فشار در اين ميدان تعيين غلظت نيتروژن تزريقي در تجهيزات سرچاهي و در گاز را مورد بررسي قرار دادند .
نمونه گيري و آناليز كروماتوگرافي و آناليز داده ها به شناسايي مكان هايي كه غلظت N2 افزايش يا كاهش مي يابد كمك كرد ، هم چنين اثرات منفي توليد نيتروژن در گازي كه توليد مي شود بررسي گرديد .
از آنجايي كه مخزن Akal واقع در اين ميدان داراي دانسيته بالايي است ، نيتروژن تزريق شده به علت وزن ملكولي بالاتري كه نسبت به متان داشت سريعا به سمت پايين كلاهك گازي مي آيد و سپس به GOS مي رسد لذا نيتروژن را مي توان به عنوان ردياب براي خصوصيات ديناميكي مخزن در نظر گرفت و مكان GOS را مشخص كرد ، زمانيكه GOS به حفره هاي چاه ها مي رسد غلظت N2 در آن چاه ها افزايش مي يابد ، هم چنين زمانيكه لاگ گيري انجام مي شود از نتايج آن مي توان GOS در غلظت هاي مختلف ميدان را شناسايي كرد كه حاكي از آن است كه در قسمت شرقي ميدان GOS ، 40 تا 50 متر بالاتر از GOS قسمت شمال و جنوب ميدان است بنابراين مي توان نيتجه گرفت كه در قسمت شرقي نسبت به شمال و جنوب ميدان فالت بيشتري وجود داشته و توليد نفت از ناحيه شمالي و جنوبي ميدان بيشتر از ناحيه شرقي آن خواهد بود .
هم چنين پيشرفت GOS به سمت حفره هاي چاه مويد اين است كه مقدمه GOR افزايش پيدا كرد ، از چاه هايي كه سابقا به مكانيزم lift gos توليد داشته اند ، اين مكانيزم در آنها حذف شده و با جريان طبيعي براي مدت كوتاهي توليد مي كنند لذا توليد به حداكثر خود مي رسد و سپس شروع به كاهش مي كند تا زمانيكه ديگر فقط گاز توليد شود بنابراين زمانيكه از آناليز گاز كروماتوگرافي متوجه پايين آمدن GOS تا حفره هاي چاه كه با افزايش فشار سد چاهي همراه است شدند ، جهت اجتناب از كاهش انرژي مخزن و افزايش GOR ، آن چاه ها نسبتا بسته مي شوند هم چنين آنها با انجام اين آناليز ها به توليد بهتر و بيشتر نفت و حتي گاز توليدي (درصد مولي در آ» كاهش يابد) كمك كردند.
نتيجه گيري
نتيجه گيري: 1- نظر باينكه نيتروژن دانسيته كمتري نسبت به دي اكسيد كربن دارد ، مدت زمان بيشتري در مخزن باقي مانده ، لذا سبب افزايش انرژي مخزن گرديد . هم چنين با توجه به اجزاء سيال مخزن تزريق اين گاز سبب تورم نفت و كاهش بيشتر و ؟؟ آن شد (Swelling test) ، بنابراين فشار مخزن افزايش يافت . در حاليكه باتزريق CO2 به علت نيتروژن بودن مخزن و دانسيته بالاي اين گاز ، GOR افزايش يافته و فشار مخزن كاهش پيدا كرد .
2- با توجه به دانسيته بالاي CO2 با تزريق اين گاز ، سيال چگال اطراف ماتريكس را فرا گرفته و از تخليه نفت ماتريكس به شكاف ممانعت كرده ، لذا توليد كاهش پيدا كرد .
3- افزايش فشار مخزن در اثر تزريق N2 موجب گرديد كه GOC به سمت پايين مخزن حركت نكرده و از ارتفاع كمتري از گاز ، بلوك ماتريكس را احاطه كند ، لذا گاز درون شكاف كمك بيشتري به تخليه از بلوك هاي ماتريكس كرده و توليد نفت افزايش يافت .
4- با ازايش سرعت تزريق CO2 وNO2 ، گاز ، نفت شكاف را سريعتر جابجا مي كند و سبب افزايش ارتفاع مئينر مي گردد بنابراين با افزايش ناحيه به تله افتاده نفتي ، بازيافت كاهش پيدا مي كند . اين كاهش نرخ توليد در سناريوي تزريق CO2 به علت چگال تر بودن اين سيال وb.t سريعتر آن بيشتر از NO2 ديده شد .
5- تزريق CO2 غير امتزاجي به دليل دانسيته بالا در اين مخزن نامناسب بوده است و تنها باعث كاهش افت فشار مخزن در مقايسه با سناريوي تخليه طبيعي مي گردد .
6- مناسبترين شرايط NO2 ، در نرخ تزريق كم در ناحيه از مخزن با نفوذ پذيري بالا بوده است زيرا در اين شرايط مكانيزم ريزش ثقلي موثر تر بوده و با توجه به سرعت تزريق كم( بيشتر از عدد مويين بحراني ) b.t گاز در چاه هاي توليدي رخ نداد .
7- با تغيير موقعيت چاه هاي توليدي و تزريقي در قسمتي از مخزن كه داراي خواص فيزيكي مناسبتري بود، با افزايش نفوذ پذيري سنگ مخزن ، مكانيزم ريزش ثقلي موثر تر بوده و ناحيه بيشتري از ماتريكس توسط تزريقي تخليه مي گردد .
8 – در سرعت هاي تزريق كم تغييرات فشار ته چاهي تزريق ، تاثيري بر عملكرد مخزن نداشت زيرا افزايش فشار مخزن آنقدر نبود كه باعث شود فشار اطراف چاه تزريق از محدوديت گذاشته شده بيشتر گردد اما در سرعت تزريق بالا ، با افزايش BHP ، فشار مخزن افزايش يافت و بدليل افزايش محدوديت حداكثر فشار چاه تزريق ، مخزن توانست سرعت تزريق بالا را حفظ كند لذا GOR افزايش يافته و سبب بسته شدن چاه گرديد . بنابراين بازيافت نفت نسبت به سناريوي BHP پايين تر چاه تزريق ، كاهش يافت .



قیمت: تومان


دیدگاهتان را بنویسید