1فارغ التحصیل دانشگاه علوم و تحقیقات تهران - دانشکده مهندسی نفت
2شرکت ملی نفت ایران، رئیس پژوهش سیالات مخزن، پژوهشکده ازدیاد برداشت
3شرکت ملی نفت ایران، مدیریت پژوهش و توسعه
چکیده
تهیه سیال نماینده مخزن در مدیریت بهینه مخزن بسیار حائز اهمیت است و همواره سعی می‌شود در ابتدای عمر مخزن با استفاده از روش‌های استاندارد به تهیه سیال نماینده مخزن اقدام گردد. این امر منجر به کاهش عدم قطعیت و در نتیجه پیش‌بینی مناسب رفتار فازی و جریانی مخزن خواهد گردید. روش‌های تهیه سیال اولیه مخزن به تفصیل در استانداردهای متعددی نظیر API-RP44 اشاره شده است. این روش‌ها بر پایه تثبیت شرایط مخزن و عملیات نمونه‌گیری می‌باشد. به عنوان مثال تهیه سیال اولیه از یک مخزن گاز میعانی نیازمند این است که فشار مخزن بالاتر از فشار نقطه شبنم اولیه گاز باشد، که چنین شرایط عملیاتی فقط در زمان‌های اولیه تولید برقرار است. در سال 1994 آقایان Fevang و Whitson روشی تحت عنوان اختلاط تماس تعادلی معرفی کردند. آنها ادعا داشتند که با این روش، ساخت سیال اولیه مخزن برای همه مخازن گاز میعانی در هر شرایطی امکان‌پذیر است. روش پیشنهادی آنها استانداردهای حاکم در نمونه‌گیری را نقض می‌کرد و محدودیت زمانی در تهیه سیال نماینده از نمونه‌های حاصل نداشت. در این مقاله روش اختلاط تماس تعادلی، مورد مطالعه قرار گرفته و راستی آزمایی این روش در شرایط مختلف مورد بررسی قرار می‌گیرد. برای این منظور یک مدل فرضی شامل انواع مخازن گاز میعانی کم مایه (Lean)، غنی (Rich) و تأسیسات تفکیک‌گر سطحی ساخته می‌شود. از مدل مذکور تولید و در زمان‌های مختلف نمونه‌گیری به عمل می‌آید. روی نمونه‌های جمع‌آوری شده روش‌های اختلاط تماس تعادلی و ترکیب مجدد، مدل‌سازی و اجرا می‌شوند. با مقایسه نتایج حاصل از روش اختلاط تماس تعادلی و ترکیب مجدد نمونه‌های تفکیک‌گر به این نتیجه رسیدیم که روش جدید اختلاط تماس تعادلی به مراتب دقت بالاتری نسبت به روش سنتی ترکیب مجدد نمونه‌های تفکیک‌گر به خصوص در شرایط تخلیه مخزن دارد. با راستی آزمایی این روش در شرایط مختلف و در خواص سنگ و سیال مخازن ایران می‌توان این روش را برای استفاده به شرکت‌های نفت و گاز پیشنهاد کرد.
Assessing the Validity of Equilibrium Contact Mixing Method in Synthesizing Original Fluid of Gas Condensate Reservoirs
نویسندگان [English]
Vahid Parhamvand1؛ Shahab Gerami2؛ Mohammadali Emadi3
2IOR Research Institute, National Iranian Oil Company
3Research & Technology Directorate National Iran Oil Company
چکیده [English]
The significance of preparing representative reservoir fluids in optimizing reservoir management is clearly obvious for experts, and it has always been tried to prepare a representative fluid at the early life of reservoir by standard methods. This will lead to the reduction of inaccuracy and causes an appropriate prediction of phase and flow behavior of reservoir. Methods of preparing an original reservoir fluid are mentioned in various standards like API-RP44 in details. These methods are on the basis of stabilizing reservoir and sampling conditions. In 1994, Fevang and Whitson presented a new method titled equilibrium contact mixing (ECM). They claimed that this method was operational for gas condensate reservoirs in any conditions. Their method reversed the dominant standards of sampling and had no time limitation in preparing representative fluid from the collected samples. This paper examines ECM techniques and checks the verity of this method in various conditions. For this purpose, a synthetic model consists of lean and rich gas condensate reservoirs in saturated and under saturated conditions and surface separator facilities are constructed. After production and sampling from models, ECM and recombination techniques are simulated and used for synthesizing original fluids from the collected samples. Evaluating the methods of synthesizing original reservoir fluids states that the new and non-familiar ECM techniques are remarkably more accurate than the conventional recombination method in any conditions, particularly in a depleted situation. The accurate obtained results suggest proposing this method to petroleum companies.
کلیدواژه‌ها [English]
Sampling, Gas Condensate, Original Fluid, Recombination, Equilibrium Contact Mixing Method
مراجع
[1]. Sampling Petroleum Reservoir Fluids, API recommended practice 44, Second edition, April 2003.
[2] Chopra A. K., and Carter R.D., “Proof of the Two phase Steady State Theory for Flow thorough Porous Media”, SPE Formation Evaluation Journal, Vol. 1, No. 6, pp. 603-608, Dec.1986.
[3]. Fevang Ø., and Whitson C.H., “Accurate Insitu Compositions in Petroleum Reservoirs”, SPE 28829, Presented at European Petroleum conference, London, 25-27, Oct. 1994.
[4]. McCain W. D. J., and Alexander, R. A., “Sampling Gas-Condensate Wells; Society of Petroleum Engineers Journal”, Vol. 7, No. 3, pp. 358-362, Aug. 1992.
[5]. Standing M.B., “Volumetric and Phase Behavior of Oil Field Hydrocarbon systems”, 8th printing, Society of Petroleum Engineers, Dallas 1977.
[6]. Danesh A., PVT and Phase Behavior of Petroleum Reservoir Fluids, Elsevier, 2003.
[7] Reffstrup J., and Olsen H., “Evaluation of PVT data from low permeability gas condensate reservoirs” Klluwer academic press, pp. 289-296, 1994.
ابتدای صفحه