بررسی روش ارزیابی تعیین سطح تماس سیالات با استفاده از ترمودینامیک تعادل فازی و برگشت‌ناپذیر در ستون هیدروکربوری محیط‌های متخلخل؛ مطالعه موردی در یکی از مخازن اشباع شکاف‌دار جنوب غربی ایران

نوع مقاله: مقاله پژوهشی

نویسندگان

1 دانشکده مهندسی شیمی و نفت، دانشگاه علوم و تحقیقات تهران، دانشگاه آزاد اسلامی، تهران، ایران

2 دانشکده نفت، دانشگاه صنعت نفت، اهواز، ایران

3 گروه مطالعات تولید، پردیس پژوهش و توسعه صنایع بالادستی، پژوهشگاه صنعت نفت، تهران، ایران

4 پژوهشکده ازدیاد و برداشت، شرکت ملی نفت ایران، تهران، ایران

10.22078/pr.2020.3928.2791

چکیده

تعیین سطح تماس سیالات یکی از چالش‌های برنامه‌ریزی توسعه میدان و مدیریت مخزن است. از دیدگاه ترمودینامیکی سطح تماس گاز- نفت عمقی است که بیشترین تغییرات ترکیب سیال وجود دارد، به‌طوری‌که در آن عمق یک ناپیوستگی به‌علت تغییر فاز آنی در سطح تماس رخ می‌دهد. این تغییر فاز آنی به ‌واسطه نیروهای گرانشی، شیمیایی و حرارتی می‌تواند باشد. در این پژوهش، سه نمونه نفت خام از مخزن نفتی آسماری در یکی از میادین که از نوع شکاف‌دار است، مورد ارزیابی قرار گرفته است. نمونه‌های هر سه چاه دارای عمق مبنا و در شرایط بالای نقطة حباب ناحیه نفتی اخذ شده‌اند. این پژوهش به‌صورت کاربردی به ترکیب خواص سیال و شبیه‌سازی گرادیان ترکیبی برای کاهش ریسک پیش‌بینی سطح تماس سیالات بدون نیاز به چاه جدید یا چاه پایلوت پرداخته است. در هر سه نمونه سطح تماس گاز نفت به‌صورت واضح به‌دست آمده، به‌طوری‌که در بهترین مدل‌های ترمودینامیکی عمق سطح تماس گاز- نفت محاسبه شده به‌ترتیب 1، 13، 75 و ft 73 با عمق سطح تماس گاز نفت به‌روش لایه آزمایی سازند اختلاف دارند. در نهایت، نتایج این مطالعه نشان می‌دهد که روش‌های ترمودینامیکی قابل اعتماد و مقرون به‌صرفه برای کاهش عدم اطمینان برای تخمین یا تعیین سطح تماس سیالات و کاهش ریسک پروژه‌های توسعه میدان هستند. در نتیجه، این ‌روش برای هر زمان که اطلاعات خواص سیال معتبر از مخازن اشباع همگن و شکاف‌دار در دسترس باشد، توصیه می‌شود.
 

کلیدواژه‌ها


عنوان مقاله [English]

Evaluation of the Fluid Contact Estimation Using Phase Equilibrium and Irreversible Thermodynamics in The Hydrocarbon Column of Porous Media; A Case Study in Oil Fractured Saturated Reservoir in the Southwest of Iran

نویسندگان [English]

  • Hadi Ansari 1
  • Abdolnabi Hashemi 2
  • Sayed Ali Mousavi Dehghani 3
  • Shahab Gerami 4
1 Faculty of Petroleum and Chemical Engineering, Science and Research Branch, Islamic Azad University, Tehran, Iran
2 Ahvaz Faculty of Petroleum, Petroleum University of Technology (PUT), Iran
3 Production Study Group, Upstream Research Center of Petroleum Industry, Research Institute of Petroleum Industry (RIPI), Tehran, Iran
4 IOR Research Institute, National Iranian Oil Company (NIOC), Tehran, Iran
چکیده [English]

Determining fluid contact is one of the challenges of field development planning and reservoir management. From the thermodynamic point of view, the gas – oil contact depth there that the greatest changes in composition, so that the depth of discontinuity due to the instantaneous phase change occurs in the fluid contact. This instantaneous phase change is caused by gravitational, chemical and thermal forces. In this study, three crude oil samples from the Asmari oil fractured reservoir were evaluated in one of the fields. Samples of all three wells have datum depth, and they were obtained at above oil bubble point conditions. This study applied the combination of fluid properties and compositional gradient simulations to reduce the risk of fluid contact without the need for a new well or pilot well. In all three samples, the gas-oil contact was clearly obtained, so that in the best thermodynamic models the depth of gas-oil contact was calculated 1, 13, 75 and 73 feet respectively, is different with gas-oil contact depth by formation testing method. Finally, the results of this study will document that CGS is reliable and cost-effective for reducing fluid contact uncertainties and de-risking field development projects. Consequently, this method is recommended whenever credible PVT data are available from homogeneous and fractured saturated reservoirs.
 

کلیدواژه‌ها [English]

  • Compositional Gradient Theory
  • Gravity/Chemical Equilibrium
  • Non-isothermal Mass-transport
  • Calculation of Gas-Oil Contact
[1]. Adedoyin O., Eteobong E., Suleiman A., Keme B., Basak P., Amogu D. and Kachi O., “Integrated multi-disciplinary approaches to predict fluid contacts in a partially appraised field- A case study of yoko field in niger delta,” In: SPE Nigeria Annual International Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers, 2016. ##

[2]. David O., Laoye A., Odegbesan S., Isimbabi O. and Obeahon P., “Oil rim De-Risking and appraisal value of Information in a gas reservoir,” SPE Nigeria Annual International Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers, 2016.‏ ##

[3]. John U., Ogunjobi A. and Lawoyin-Olajide N., “Data acquisition during field development: proposal for a niger delta gield,” SPE Nigeria Annual International Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers, 2016.‏ ##

[4]. Kakayor O. G., Oragui I., Esho M. and Anyaehie J., “Fast-Tracking field development in a green field by eliminating the need for appraisal using multidisciplinary evaluation methods,” SPE Nigeria Annual International Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers, 2016.‏ ##

[5]. Paredes J. E., Carbajal A., Izquierdo R., Loyo I., Pérez R., Perera L. M. and Larez, C. J., “Fluid contact monitoring using API tracking. A novel methodology for reservoir surveillance,” SPE Europec featured at 79th EAGE Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers, 2017.‏ ##

[6]. Danesh A., “PVT and phase behaviour of petroleum reservoir fluids,” Elsevier, 1998.‏ ##

[7]. Lars H and Whitson C. H., “Compositional grading-theory and practice,” SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Society of Petroleum Engineers, 2000. ##

[8]. Hoier L., “Miscibility variations in compositionally grading petroleum reservoirs,” Norwegian University of Science and Technology, 1997.‏ ##

[9]. Fevang O., “Accurate insitu compositions in petroleum reservoirs,” European Petroleum Conference. Society of Petroleum Engineers, 1994.‏ ##

[10]. Shukla K. and Firoozabadi A., “A new model of thermal diffusion coefficients in binary hydrocarbon mixtures,” Journal of Industrial & Engineering Chemistry Research, Vol. 37. No. 8, pp. 3331-3342, 1998. ##

[11]. Firoozabadi A., Ghorayeb K. and Shukla K., “Theoretical model of thermal diffusion factors in multicomponent mixtures,” AIChE Journal, Vol. 46. No. 5 , pp. 892-900, 2000‏.##

[12]. Luo S. and Barrufet M. A.,“Compositional gradient: its role in near-critical reservoir development,” Journal of Petroleum Science and Engineering, Vol 45. No. 3-4, pp. 193-201, 2004. ##

[13]. Hirschberg A., “Role of asphaltenes in compositional grading of a reservoir›s fluid column,” Journal of Petroleum Technology, Vol. 40. NO. 01, pp. 89-94, 1988‏. ##

[14]. Pedersen K. S. and Hjermstad H. P., “Modeling of compositional variation with depth for five North Sea reservoirs,” SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers, 2015.‏ ##

[15]. Ortegon L. R. D. T., Al-Shammari N. A., Al-Qattan A., Al-Samhan A., Al-Enizi N. K., Duvivier G., … and Ritchie S., “Understanding and parameterization of greater burgan fluid spatial variation using an extensive PVT data base,” SPE International Heavy Oil Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers, 2018.‏ ##

[16]. Sedaghat M. H., Daliri A. and Mohammadi H., “Improvement of whitson algorithm for chemical/gravity equilibrium calculations to compute compositional gradient in petroleum reservoirs,” Egyptian Journal of Petroleum, Vol. 22, No. 2, pp. 305-311, 2013‏.##

[17]. Eyitayo S. I., Lawal K. A., Ukaonu C. E., Ovuru M. I., Sanyaolu A. A., Otubanjo M. A., ... and Matemilola, S., “Using compositional-grading simulations to assess gas-oil contacts: practical cases from the niger delta,” SPE Nigeria Annual International Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers, 2017.‏ ##

[18]. Firoozabadi A., “Thermodynamics of hydrocarbon reservoirs,” McGraw-Hill, 1999.‏ ##

[19]. Whitson C. H. and Brulé M. R., “Phase behavior,” Richardson, TX: Henry L. Doherty Memorial Fund of AIME, Society of Petroleum Engineers, Vol. 20, 2000.‏ ##

[20]. Whitson C. H. and Belery P., “Compositional gradients in petroleum reservoirs, University of Tulsa centennial petroleum engineering symposium. Society of Petroleum Engineers, 1994. ##‏