دانلود پایان نامه الگوهای مختلف توسعه در یکی از مخازن نفتی زیر اشباع به منظور پیشنهاد الگوی بهینه تزریق و تولید

در دهه های اخیر با توجه به رشد روز افزون مصرف انرژی در جهان، استحصال بیشینه ی هیدروکربور از مخازن زیرزمینی مورد توجه قرار گرفته است. در اکثر مخازن پس از طی مدت زمان اندکی از تولید مخزن، انرژی مخزن تحلیل رفته و دیگر امکان تولید تحت رانش طبیعی مخزن وجود ندارد. شایان ذکر است که بازیافت اولیه ای که از این مخازن بدست می آید نهایتاً تا ۱۵% میزان نفت درجای مخزن می باشد که نسبت به مقدار عظیم نفت باقیمانده در مخزن قابل مقایسه نمی باشد. به منظور دستیابی به بیشینه بازیافت از مخازن هیدروکربوری، کاربرد روش های متنوع IOR و EOR در طیف وسیعی از مخازن نفت و گاز در سراسر جهان توسعه یافته است.

اساس کار کلیه ی روشهای IOR، بازیافت انرژی مخزن و به تبع آن استحصال بیشتر هیدروکربور می باشد. این کار به وسیله ی تزریق آب در آبده ی مخزن و یا تزریق گاز در کلاهک گازی به منظور نگهداری فشار مخزن و جلوگیری از افت فشار یا استفاده از روشهای فرازآوری مصنوعی  در مخازن هیدروکربوری انجام می گیرد. البته در مورد روش های فرازآوری مصنوعی، هدف بازیافت انرژی مخزن نمی باشد بلکه افزایش طول عمر تولیدی چاهها مدنظر می باشد.

 

در روشهای EOR اساس کار ایجاد تغییر در عملکرد سنگ و سیال مخزن به منظور تسهیل حرکت سیال باقیمانده در محیط متخلخل به سمت چاههای تولیدی می باشد. از جمله ی این روشها می توان به سیلابزنی آبی، تزریق گاز در لایه ی نفتی (سیلابزنی گازی و تزریق امتزاجی) و تزریق متناوب آب و گاز  اشاره کرد. شایان ذکر است که با توجه به هزینه بری سنگین اکثر روشهای ازدیاد برداشت، انتخاب زمان مناسب جهت به کارگیری این روشها ضروری می باشد.

 

فهرست مطالب
تعهدنامه اصالت اثر    الف
تقدیر و تشکّر    ‌ج
چکیده    ‌د
فهرست مطالب    ‌و
فهرست شکل ها    ‌ح
فهرست جداول    ‌ک
مقدمه    ۱
روشهای متداول ازدیاد برداشت    ۵
پیش گفتار    ۵
۲-۱ مقدمه    ۵
۲-۲ سیلاب زنی آب    ۷
۲-۳ تزریق گاز    ۸
۲-۳-۱ تزریق غیر امتزاجی    ۹
تزریق گاز در کلاهک گازی    ۱۰
تزریق غیر امتزاجی گاز در لایه ی نفتی    ۱۰
۲-۳-۲ تزریق امتزاجی    ۱۱
محاسبه ی حداقل فشار امتزاجی    ۱۴
۲-۴ تزریق متناوب آب و گاز    ۱۷
۲-۵ فرازآوری مصنوعی    ۱۹
شبیه ساز ECLIPSE    ۲۱
پیش گفتار    ۲۱
۳-۱ مشخصات کلی    ۲۱
۳-۲ پیش و پس پردازنده ی Eclipse    ۲۳
۳-۲-۱ ماژول FloGrid    ۲۳
۳-۲-۲ ماژول PVTi    ۲۳
۳-۲-۳ ماژول Schedule    ۲۴
۳-۲-۴ ماژول VFPi    ۲۴
۳-۲-۵ ماژول SCAL    ۲۵
مشخصات کلّی میدان مورد مطالعه    ۲۶
پیش گفتار    ۲۶
۴-۱ مقدمه    ۲۶
۴-۲ مشخصات سیال مخزن    ۲۸
۴-۳ مشخصات آب سازندی و آبده ی مخزن    ۳۶
۴-۴ ساختار زمین شناسی و بلوک بندی مخزن    ۳۶
۴-۵ ناحیه بندی مدل از لحاظ جداول اشباع و نمودارهای تراوائی نسبی برای انواع سنگ های میدانی    ۴۰
۴-۶ اطلاعات چاههای میدان و تاریخچه ی تولید    ۴۲
الگوهای توسعه ی میدان    ۴۵
پیش گفتار    ۴۵
۵-۱ تخلیه ی طبیعی    ۴۶
۵-۱-۱ بررسی سناریو های مختلف تخلیه ی طبیعی    ۴۶
۵-۱-۲ سناریوی بهینه ی تخلیه طبیعی جهت توسعه ی میدان    ۵۲
۵-۲ تزریق غیر امتزاجی گاز    ۵۵
۵-۲-۱ تاثیر نرخ های تزریق متفاوت در تزریق غیر امتزاجی    ۵۶
۵-۲-۲ تاثیر نرخ های تولید متفاوت در تزریق غیر امتزاجی    ۵۸
۵-۲-۳ تاثیر نحوه تکمیل چاههای تزریقی در تزریق غیر امتزاجی    ۶۰
۵-۲-۴ تاثیر مکان چاههای تزریقی در تزریق غیر امتزاجی گاز    ۶۱
۵-۳ تزریق امتزاجی    ۶۷
۵-۳-۱ بررسی اثر ترکیب گاز تزریقی بر روی میدان در تزریق امتزاجی    ۶۷
۵-۳-۲ بررسی اثر نرخ تولید از میدان در تزریق امتزاجی    ۷۹
۵-۳-۳ بررسی اثر نرخ تزریق گاز در میدان در تزریق امتزاجی    ۸۴
۵-۴ تزریق آب    ۸۹
۵-۵ تزریق  WAG    ۹۷
۵-۶ فرازآوری مصنوعی    ۱۰۴
تعیین الگوی بهینه ی توسعه ی میدان    ۱۱۲
پیش گفتار    ۱۱۲
۶-۱ سناریوهای بهینه ی الگوهای مختلف    ۱۱۲
نتیجه گیری و پیشنهادات    ۱۱۶
۷-۱ بحث و نتیجه گیری کلی    ۱۱۶
۷-۲ ارائه ی پیشنهاد برای کارهای آینده    ۱۱۷
فهرست مراجع    ۱۱۹

فهرست شکل ها
شکل ۲-۱- روش های بهره برداری اولیه، ثانویه و ثالثیه    ۷
شکل ۲-۲- شمای کلی تزریق WAG    ۱۹
شکل ۲-۳-شمای کلی یک عملیات تزریق گاز بالابر در فرازآوری مصنوعی    ۲۰
شکل ۴-۱- نمودار فازی نمونه ی A    ۳۳
شکل ۴-۲- مقایسه ی نتایج معادله حالت تنظیم شده برای نمونه ی A در پیش بینی رفتار سیال با داده های آزمایشگاهی    ۳۵
شکل ۴-۳- نمای ۳ بعدی مدل مخزن با بلوک های فعال و غیر فعال    ۳۸
شکل ۴-۴- توزیع تخلخل در دو رویه ی لایه های کربناته و ماسه سنگی در مدل مخزن    ۳۸
شکل ۴-۵- توزیع تراوائی در راستای x  در دو رویه ی لایه های کربناته و ماسه سنگی در مدل مخزن    ۳۹
شکل ۴-۶- توزیع NTG  در دو رویه ی لایه های کربناته و ماسه سنگی در مدل مخزن    ۳۹
شکل ۴-۷- توزیع اشباع نفت اولیه در دو رویه ی لایه های کربناته و ماسه سنگی در مدل مخزن    ۴۰
شکل ۴-۸- منحنی های فشار موئینه و تراوائی نسبی آب-نفت متوسط برای ۳ نمونه ی سنگ مخزنی    ۴۱
شکل ۴-۹- منحنی های تراوائی نسبی گاز- نفت متوسط برای ۳ نمونه ی سنگ مخزنی    ۴۲
شکل ۴-۱۰- نمای ۳ بعدی مخزن با ۶ چاه تولیدی آن    ۴۳
شکل ۴-۱۱- تاریخچه ی تولید روزانه ی میدان، فشار متوسط مخزن، برش آب و نسبت گاز به نفت تا سال ۲۰۰۸    ۴۴
شکل ۵-۱- نمای ۳ بعدی مخزن به همراه چاههای جدید و قدیمی    ۴۶
شکل ۵-۲- تولید تجمعی میدان در سناریوهای مختلف تخلیه ی طبیعی    ۴۹
شکل ۵-۳- فشار متوسط میدان در سناریوهای مختلف تخلیه ی طبیعی    ۴۹
شکل ۵-۴- تولید تجمعی در ۱۴ چاه جدید تکمیل شده در لایه های کربناته و ماسه سنگی    ۵۱
شکل ۵-۵- تولید روزانه ی میدان در ۴ نرخ مختلف ۶۰، ۸۰، ۱۰۰ و ۱۲۰ هزار بشکه در روز    ۵۲
شکل ۵-۶- نمای ۳ بعدی مخزن به همراه چاههای جدید و قدیمی در سناریوی بهینه تخلیه ی طبیعی    ۵۳
شکل ۵-۷- FOPR،  FPR و FWCT در سناریوی بهینه ی تخلیه ی طبیعی با infill Drilling    ۵۴
شکل ۵-۸- WOC در شروع پیش بینی شبیه ساز (چپ) و در پایان دوره ی شبیه سازی (راست) در سناریوی بهینه ی تخلیه ی طبیعی با infill Drilling    ۵۴
شکل ۵-۹- نرخ تولید روزانه ی میدان برای سناریوهای مختلف نرخ تزریق گاز در تزریق گاز غیر امتزاجی    ۵۸
شکل ۵-۱۰-نرخ تولید روزانه ی میدان برای سناریوهای مختلف نرخ تولید نفت در تزریق گاز غیر امتزاجی    ۵۹
شکل ۵-۱۱-نرخ تولید روزانه ی میدان برای سناریوهای مختلف تکمیل چاه های تزریقی در تزریق گاز غیر امتزاجی    ۶۱
شکل ۵-۱۲- نمای ۳ بعدی مخزن به همراه چاههای تزریقی و تولیدی در ۳ سناریوی اول (راست) و در سناریوی ۴(چپ)    ۶۳
شکل ۵-۱۳-نرخ تولید روزانه ی میدان برای سناریوهای مختلف مکان چاه های تزریقی در تزریق گاز غیر امتزاجی    ۶۴
شکل ۵-۱۴- تولید تجمعی ۱۲ چاه حفر شده ی افقی تا پایان سال ۲۰۵۰    ۶۶
شکل ۵-۱۵- نمای ۳ بعدی مخزن با تعداد بهینه ی چاههای تولیدی و ۴ چاه تزریقی در ستیغ مخزن در تزریق غیرامتزاجی    ۶۶
شکل ۵-۱۶- مقایسه ی نتایج MMP بدست آمده از رابطه ی جدید نسبت به سایر روابط    ۷۱
شکل ۵-۱۷- نرخ تولید روزانه ی میدان تا سال ۲۰۵۰ برای سناریوهای مختلف تزریق گاز امتزاجی    ۷۳
شکل ۵-۱۸- تولید تجمعی میدان تا سال ۲۰۵۰ برای سناریوهای مختلف تزریق گاز امتزاجی    ۷۳
شکل ۵-۱۹- فشار میانگین میدان تا سال ۲۰۵۰ برای سناریوهای مختلف تزریق گاز امتزاجی    ۷۴
شکل ۵-۲۰- اشباع نفت باقیمانده در زمان انتهای شبیه سازی در سناریوهای مختلف تزریق امتزاجی    ۷۷
شکل ۵-۲۱- تولید تجمعی آب میدان تا سال ۲۰۵۰ برای سناریوهای مختلف تزریق گاز امتزاجی    ۷۸
شکل ۵-۲۲- تولید تجمعی گاز  میدان تا سال ۲۰۵۰ برای سناریوهای مختلف تزریق گاز امتزاجی    ۷۹
شکل ۵-۲۳- نرخ تولید از میدان (FOPR) برای چهار سناریوی با نرخ های تولید متفاوت    ۸۱
شکل ۵-۲۴- تولید تجمعی میدان (FOPT) برای چهار سناریوی با نرخ های تولید متفاوت    ۸۲
شکل ۵-۲۵- فشار میانگین میدان (FPR) برای چهار سناریوی با نرخ های تولید متفاوت    ۸۲
شکل ۵-۲۶- نرخ تولید آب از میدان (FWPR) برای چهار سناریوی با نرخ های تولید متفاوت    ۸۳
شکل ۵-۲۷- نرخ تولید گاز میدان (FGPR) برای چهار سناریوی با نرخ های تولید متفاوت    ۸۳
شکل ۵-۲۸- نرخ تولید از میدان (FOPR) برای ۵ سناریوی با نرخ های تولید و تزریق متفاوت    ۸۶
شکل ۵-۲۹-تولید تجمعی از میدان (FOPT) برای ۵ سناریوی با نرخ های تولید و تزریق متفاوت    ۸۶
شکل ۵-۳۰- فشار میانگین میدان (FPR) برای ۵ سناریوی با نرخ های تولید و تزریق متفاوت    ۸۷
شکل ۵-۳۱- نمای ۳ بعدی مخزن به همراه چاههای تزریقی و تولیدی در ۲ سناریوی اول تزریق آب    ۹۰
شکل ۵-۳۲- نمای ۳ بعدی مخزن به همراه چاههای تزریقی و تولیدی در سناریوی۳ تزریق آب    ۹۱
شکل ۵-۳۳- نمای ۳ بعدی مخزن به همراه چاههای تزریقی و تولیدی در سناریوی ۴ تزریق آب    ۹۱
شکل ۵-۳۴- نمای ۳ بعدی مخزن به همراه چاههای تزریقی و تولیدی در سناریوی ۵ تزریق آب    ۹۲
شکل ۵-۳۵- نمودار تولید تجمعی میدان تا سال ۲۰۵۰ برای سناریوهای مختلف تزریق آب    ۹۳
شکل ۵-۳۶- نمودار نرخ تولید روزانه ی میدان تا سال ۲۰۵۰ برای سناریوهای مختلف تزریق آب    ۹۳
شکل ۵-۳۷- نمودار برش آب در سناریوهای مختلف تزریق آب    ۹۵
شکل ۵-۳۸- نمودار تولید تجمعی آب در سناریوهای مختلف تزریق آب    ۹۵
شکل ۵-۳۹- WOC در شروع پیش بینی شبیه ساز (چپ) و در پایان دوره ی شبیه سازی (راست) در سناریوی بهینه ی تزریق آب    ۹۶
شکل ۵-۴۰- فشار متوسط میدان (FPR) برای سناریوهای مختلف تزریق WAG    ۱۰۰
شکل ۵-۴۱- نرخ تولید روزانه ی میدان (FOPR) برای سناریوهای مختلف تزریق WAG    ۱۰۰
شکل ۵-۴۲- تولید تجمعی میدان (FOPT) برای سناریوهای مختلف تزریق WAG    ۱۰۱
شکل ۵-۴۳- تولید تجمعی آب از میدان (FWPT)تا سال ۲۰۵۰ برای سناریوهای مختلف تزریق WAG    ۱۰۱
شکل ۵-۴۴- تولید تجمعی گاز از میدان (FGPT)تا سال ۲۰۵۰ برای سناریوهای مختلف تزریق WAG    ۱۰۲
شکل ۵-۴۵- WOC در شروع پیش بینی شبیه ساز (چپ) و در پایان دوره ی شبیه سازی (راست) در سناریوی بهینه ی تزریق WAG    ۱۰۳
شکل ۵-۴۶- نرخ تولید روزانه ی میدان (FOPR) برای سناریوهای ۱ تا ۴ تزریق گاز بالابر    ۱۰۷
شکل ۵-۴۷- نرخ تولید روزانه ی میدان (FOPR) برای سناریوهای ۴ تا ۷ تزریق گاز بالابر    ۱۰۸
شکل ۵-۴۸- نرخ تولید روزانه ی میدان (FOPR) برای سناریوهای ۴(تزریق گاز) و ۸ و۹ (پمپهای ته چاهی)    ۱۰۸
شکل ۵-۴۹- فشار متوسط مخزن (FPR) برای سناریوهای مختلف فرازآوری مصنوعی    ۱۰۹
شکل ۵-۵۰- تولید تجمعی آب میدان  (FWPT) برای سناریوهای مختلف فرازآوری مصنوعی    ۱۱۰
شکل ۵-۵۱- نسبت گاز به نفت میدان (FGOR) برای سناریوهای مختلف فرازآوری مصنوعی    ۱۱۱
شکل ۵-۵۲- WOC در شروع پیش بینی شبیه ساز (چپ) و در پایان دوره ی شبیه سازی (راست)    ۱۱۱

فهرست جداول

جدول ۴- ۱- درصد وزنی اجزای سازنده ی نمونه ی A جهت استفاده در مدل دینامیک مخزن    ۲۸
جدول ۴- ۲- نتایج آزمایش CCE نمونه ی A    ۲۹
جدول ۴- ۳- نتایج آزمایش DL مربوط به فاز گاز نمونه ی A    ۲۹
جدول ۴- ۴- نتایج آزمایش DL مربوط به فاز مایع نمونه ی A    ۳۰
جدول ۴- ۵- نتایج آزمایش DL مربوط به ویسکوزیته ی  نفت نمونه ی A    ۳۰
جدول ۴- ۶- درصد مولی و وزنی اجزای سازنده ی نمونه ی A  پس از گروه بندی جهت استفاده در مدل دینامیک مخزن    ۳۱
جدول ۴- ۷- مقایسه ی فشار حباب بدست آمده از آزمایشگاه و معادله ی حالت    ۳۳
جدول ۵- ۱- نتایج سناریوهای مختلف تخلیه ی طبیعی    ۴۸
جدول ۵- ۲- نتایج بررسی سناریوهای مختلف نرخ تزریق گاز در تزریق غیر امتزاجی    ۵۷
جدول ۵- ۳- نتایج بررسی سناریوهای مختلف نرخ تولید نفت در تزریق غیر امتزاجی    ۵۹
جدول ۵- ۴- نتایج بررسی سناریوهای مختلف تکمیل چاههای تزریقی در تزریق غیر امتزاجی    ۶۱
جدول ۵- ۵- نتایج بررسی سناریوهای مختلف مکان چاههای تزریقی در تزریق غیر امتزاجی    ۶۳
جدول ۵- ۶- نتایج آنالیز تکمیل افقی و تعداد چاههای تولیدی در تزریق غیر امتزاجی    ۶۵
جدول ۵- ۷- ترکیب گاز های استفاده شده در سناریوهای مختلف، جهت تزریق امتزاجی    ۶۹
جدول ۵- ۸- حداقل فشار امتزاجی برای گازهای تزریقی مختلف    ۷۱
جدول ۵- ۹- نتایج بررسی سناریوهای مختلف تغییر ترکیب اجزا در تزریق امتزاجی    ۷۴
جدول ۵- ۱۰- نرخ های تولید چاههای میدان در سناریوهای مختلف    ۸۰
جدول ۵- ۱۱- مقایسه ی بین سناریوهای با نرخ تولید مختلف    ۸۱
جدول ۵- ۱۲- مقایسه ی بین سناریوهای با نرخ تزریق مختلف در تزریق امتزاجی    ۸۵
جدول ۵- ۱۳- نتایج عملکرد مخزن در هر یک از ۵ سناریوی تزریق آب    ۹۲
جدول ۵- ۱۴- نتایج بررسی سناریوهای مختلف تزریق WAG    ۹۸
جدول ۵- ۱۵- نتایج بررسی سناریوهای مختلف فرازآوری مصنوعی    ۱۰۶
جدول ۶- ۱- نتایج بررسی سناریوهای بهینه ی توسعه ی میدان با الگوهای مختلف    ۱۱۲
جدول ۶- ۲- نتایج بررسی دو سناریوی مختلف تزریق غیر امتزاجی و امتزاجی با میزان گاز همراه فعلی مخزن    ۱۱۵

 

همچنین ببینید

پدیده مخروطی شدن آب

پدیده مخروطی شدن عموما در مخازن گازی و نفتی تحت رانش ﺁب و کلاهک گازی …

دیدگاهتان را بنویسید