شبیه‌سازی تزریق بهینه اسیدهای قوی و ضعیف در مخازن کربناته، مطالعه موردی: اسیدکاری در دولایه هیدروکربوری مربوط به یکی از مخازن جنوب غرب ایران

نوع مقاله : مقاله پژوهشی

نویسندگان

1 گروه مهندسی نفت، مواد و معدن، دانشکده عمران و منابع زمین، واحد تهران مرکز، دانشگاه آزاد اسلامی، تهران، ایران

2 گروه آموزشی مهندسی نفت، دانشگاه آزاد اسلامی واحد علوم و تحقیقات، تهران، ایران

چکیده

یکی از روش‌های افزایش تراوایی در نواحی آسیب‌دیده اطراف چاه، تزریق اسیدهای مختلف است. میزان بازده این فرآیندها در مخازن کربناته، تا حد زیادی وابسته به ایجاد مسیرهایی کرمی‌شکل در محیط متخلخل است. شکل‌گیری این مسیرهای پرتراوا عمدتاً متأثر از دبی تزریق اسید در سازند کربناته است، به شکلی که وجود یک دبی بهینه تزریق همواره مورد تأیید مطالعات آزمایشگاهی گذشته بوده است. در این پژوهش، فرآیند تزریق اسیدهای ضعیف و قوی در یک چاه مربوط به یکی از مخازن جنوب ایران مورد بررسی قرار گرفته است و از نرم‌افزار Wellbook برای شبیه‌سازی این فرآیندها استفاده شده است. در واقع نرخ‌های بهینه تزریق اسیدهای مختلف به منظور دست‌یابی به کمترین مقدار ضریب پوسته در هنگام تزریق حجم‌های متفاوتی از محلول‌های اسیدی مورد بررسی قرار گرفته است. همچنین دو سناریوی تزریق اسید با استفاده از لوله مغزی سیار در هنگام اسیدکاری همزمان چند لایه تولیدی، مورد مطالعه قرار گرفته است. نتایج حاصل از این پژوهش نشان می‌دهند که امکان انجام فرآیند اسیدکاری به شکلی مؤثر در سازندهای مورد بررسی وجود دارد. نرخ تزریق بهینه به‌دست آمده برای هیدروکلریک اسید، نزدیک به حداکثر دبی تزریقی قابل اعمال در سازند، بدون ایجاد شکست در آن است. همچنین نتایج شبیه‌سازی‌ها نشان می‌دهند که استفاده از فرمیک اسید به‌جای استیک اسید می‌تواند منجر به‌دست‌یابی به ضریب پوسته منفی‌تری گردد. در سازند مورد بررسی، استفاده کردن از لوله مغزی سیار و جابه‌جایی این لوله مغزی بین دو نقطه انتهایی و ابتدایی نواحی تولیدی، دست‌یابی به یک فرآیند اسیدکاری یکنواخت‌تر و افزایش بهره‌وری در هر سه ناحیه مورد بررسی را تسهیل می‌کند. همچنین نتایج شبیه‌سازی‌ها در سازندهای مورد بررسی نشان می‌دهد که تزریق بهینه هیدروکلریک اسید، فرمیک اسید و استیک اسید، می‌تواند به‌ترتیب منجر به افزایش نرخ تولید از bbl/day 300 به 544، 511 و bbl/day 441 گردد.
 

کلیدواژه‌ها


عنوان مقاله [English]

Simulation of Weak and Strong Acids Injection into a Carbonate Formation: Case Study of Acidizing in Two Hydrocarbon Layers of an Oil Field, South-West of Iran

نویسندگان [English]

  • Mahdi NazariSaram 1
  • MOHAMMAD HOSSEIN MORADI 2
1 Petroleum, Mining And Materials Group, Faculty of Civil and Earth Resources Engineering, Central Tehran Branch, Islamic Azad University, Tehran, Iran
2 Petroleum Group, Faculty of Petroleum and Chemical Engineering, Science and Research Branch, Islamic Azad University, Tehran, Iran
چکیده [English]

Injection of different acids is one of the methods that can improve the permeability of the damaged near-wellbore areas. The efficiency of the carbonate acidizing processes depends on the propagation of wormholes in porous media. Creation of these high permeable flow paths is mainly dependent on the flow rate of the injected acids, the composition of the system, and the structure of the porous media. Indeed, experimental studies have indicated that there are optimum injection rates for different acids in different systems. In this study, the injection of several acids into the damaged formations in an oilfield is simulated using the Well book software. The results of this study indicate that it is probable to implement an optimized acidizing operation in this well. The obtained optimum injection rate for HCl is slightly higher than the maximum injection rate that the carbonate layers can tolerate. In addition, the simulation results indicate that using formic acid instead of acetic acid helps to achieve a higher reduction of the skin factor. Moreover, using coiled tubing can contribute toward the uniform distribution of acid in different sections, which results in the increase in the productivity index in all production layers. According to the simulation results, injection of hydrochloric, acetic and formic acid in the determined optimized condition can result in the increase in the oil production rate from the primary value of 300 bbl/day to 544, 511, and 441 bbl/day respectively.
 

کلیدواژه‌ها [English]

  • Carbonate rock acidizing
  • Field scale
  • optimum injection rate
  • Injected volume
[1]. Hosseinzadeh B, Ayatollahi S, Rostami B, Bazargan M (2018), Modeling the Impact of Diverting Agents on Acidization of heterogeneous carbonate reservoir based on radial system, Journal of Petroleum Research, 28, 97-5: 4-14. ##
[2]. Chen Y, Ma G, Li T, Wang, Y, Ren F (2018) Simulation of wormhole propagation in fractured carbonate rocks with unified pipe-network method, Computers and Geotechnics, 98: 58-68. ##
[3]. Jia C, Huang Z, Sepehrnoori K, Yao J (2020) Modification of two-scale continuum model and numerical studies for carbonate matrix acidizing, Journal of Petroleum Science and Engineering, 107972. ##
[4]. Schwalbert M P, Zhu D, Hill A D (2017) Extension of an empirical wormhole model for carbonate matrix acidizing through two-scale continuum 3D simulations, in SPE Europec featured at 79th EAGE Conference and Exhibition, Society of Petroleum Engineers, OnePetro. ##
[5]. Buijse MA, Glasbergen G (2005) A semi-empirical model to calculate wormhole growth in carbonate acidizing, in SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Society of Petroleum Engineers, OnePetro. ##
[6]. Ali M, Ziauddin M (2020) Carbonate acidizing: A mechanistic model for wormhole growth in linear and radial flow, Journal of Petroleum Science and Engineering, 186: 106776. ##
[7]. Mahrous M, Sultan A, Sonnenthal E. (2017) Towards geochemically accurate modeling of carbonate acidizing with HCl acid, in SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Society of Petroleum Engineers. ##
[8]. Panga M K, Ziauddin M, Balakotaiah V (2005) Two‐scale continuum model for simulation of wormholes in carbonate acidization, AIChE Journal, 51, 12: 3231-3248. ##
[9]. Liu F, Sang Y, Xie N, Li L, Ran L, Chen W (2017) Wormholes propagation for fractured-vuggy formation: Laboratory tests, numerical simulation and field application, Petroleum, 3, 4: 438-446. ##
[10]. Akanni O O, Nasr-El-Din H A (2016) Modeling of wormhole propagation during matrix acidizing of carbonate reservoirs by organic acids and chelating agents, in SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Society of Petroleum Engineers. ##
[11]. Babaei M, Sedighi M (2018) Impact of phase saturation on wormhole formation in rock matrix acidizing, Chemical Engineering Science, 177: 39-52. ##
[12]. Daccord G, Touboul E, Lenormand R (1989) Carbonate acidizing: toward a quantitative model of the wormholing phenomenon, SPE Production Engineering, 4, 01: 63-68. ##
[13]. Fredd C, Tjia R, Fogler H (1997) The existence of an optimum damkohler number for matrix stimulation of carbonate formations, in SPE European Formation Damage Conference, OnePetro. ##
[14]. Migahed M, Nassar I (2008) Corrosion inhibition of tubing steel during acidization of oil and gas wells, Electrochimica Acta, 53, 6: 2877-2882. ##
[15]. Adenuga O O, Nasr-El-Din H A, Sayed M A I (2013) Reactions of simple organic acids and chelating agents with dolomite, in SPE Production and Operations Symposium, Society of Petroleum Engineers. ##
[16]. Alhamad L, Alrashed A, Al Munif E, Miskimins J (2020) A Review of organic acids roles in acidizing operations for carbonate and sandstone formations, in SPE International Conference and Exhibition on Formation Damage Control, Society of Petroleum Engineers. ##