ارائه روشی جدید و کاربردی جهت اندازه‌گیری سرعت بحرانی جریان تزریق در مخازن کربناته

نوع مقاله: مقاله پژوهشی

نویسندگان

واحد پژوهش حفاری، پژوهشگاه صنعت نفت

چکیده

بازیافت ثانویه و ثالثیه می‏تواند منجر به کاهش شدید و دائمی تراوایی سنگ شود که دلیل اصلی آن واکنش بین سیالات تزریقی و سنگ مخزن است. این امر به‌ویژه در مخازنی با درصد رس بالا، تراوایی کم و سنگ‏شدگی ضعیف دیده می‏شود. آسیب سازند ممکن است در اثر رسیدن سرعت تزریق به حد بحرانی جریان آشفته به‌صورت موقتی و برگشت‌پذیر و به‌دلیل تولید ذرات ریز یا ماسه و یا فعال‌سازی شکستگی‌های موجود در سازند به صورت دائمی ایجاد شود که در این‌صورت شاهد افت فشار قابل توجهی در نزدیک دیواره چاه خواهیم بود. در تحقیق حاضر آزمایش‌های تزریق بر روی 3 نمونه مغزه سازند کربناته فهلیان به منظور تعیین حد بحرانی دبی تزریق با یک روش جدید و کاربردی صورت گرفته است. محدوده بحرانی آسیب سازند برای پلاگ‌های مختلف در سیستم خطی قانون دارسی به صورت کمی و کیفی بررسی گردیده و یک روش جدید ارائه شده است. این روش شامل تلفیق دو روش اندازه‌گیری که یکی برگرداندن سرعت تزریق به مقدار پایه پس از هر مرحله افزایشی و دیگری استفاده از رابطه تعیین درجه آسیب سازند است، برای پلاگ‌های مختلف در سرعت پایه می‌باشد. نتایج آزمایش‌های تزریق نشان می‌دهد که مکانیسم آسیب ایجاد شده به‌صورت مهاجرت ذرات ریز و یا فعال‌سازی شکستگی ها بوده و به‌منظور جلوگیری از آن ‌باید سرعت تزریق را پایین‌تر از مقدار بحرانی آن نگاه داشت. چنانچه نرخ تزریق از محدوده بحرانی فراتر رود، آسیب به‌وجود آمده به‌صورت دائمی و برگشت ناپذیر خواهد بود.
 

کلیدواژه‌ها


عنوان مقاله [English]

Introducing a New and Practical Method for Determination of the Critical Flow Rate in Carbonate Reservoirs

نویسندگان [English]

  • Ali Hasani
  • Seyyed Alireza Mortazavi
Drilling and Well Completion Technologies and Research Group Dept., Center for Exploration and Production Studies and Research, Research Institute of Petroleum Industry (RIPI), Tehran, Iran
چکیده [English]

Secondary and tertiary recovery processes can lead to severe and permanent reductions in permeability due to the interactions between injected fluids and the reservoir rock; this is especially true in high clay content, low permeability, and poorly consolidated reservoirs. The formation damage could be both temporarily, by exceeding the turbulent limit of fluids in porous media, and permanently, by fine and sand production or fissure and fracture activation; because of this overall pressure drop will be noticeable in near wellbore. Since the carbonate formations are stronger than sandstone formations, the results of velocity formation damage are different and comparable with results of sandstone formations. In this study, a series of core flooding experiments have been carried out to determine the critical injecting flow velocity in porous media of the carbonate formation by the use of a new and practical method. The formation damage limits in linear system were determined by both qualitative and quantitative methods for different plugs. The proposed method incorporates two different methods, one of which uses base line permeability and returning the injection rate to base rate after each incremental stage and the other determines formation damage degree. The results show that the induced damage mechanism is in the form of fine migration or activation of natural fractures and, to prevent formation damage, the injecting flow velocity must be kept less than its critical value. Otherwise, the induced damage will be permanent and irreversible.

کلیدواژه‌ها [English]

  • Critical Flow Rate
  • Core Flooding
  • Formation Damage
  • Carbonate Formation
  • Fine Migration
[1]. Mueke T. W., “Formation Fines and Factors Controlling Their Movement in Porous Media”, Journal of Petroleum Technology 31, pp. 144-150, 1979.

[2]. Renpu W., Advanced Well Completion Engineering, Third Edition, 716 pp (in English), 2011.

[3]. Rahman S. S., Arshad A. and Chen H., “Prediction of Critical Condition for Fines Migration in Petroleum Reservoirs”, Paper SPE 28760-MS presented at SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference, Melbourne, Australia, Nov. pp. 7-10, 1994.

[4]. Miranda R. M. and Underdown D. R., “Laboratory Measurement of Critical Rate: A Novel Approach for Quantifying Fines Migration Problems”, Peaper SPE 25432 presented at the 1993 SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Oklahoma, March, pp. 21-23, 1993.

[5]. Gabriel G. A. and Inamdar G. R., “An Experimental Investigation of Fine Migration in Porous Media”, Paper SPE 12168 presented at the 1983 SPE Annual Technical Conference and Exhibition, San Francisco. Oct. pp. 5-8, 1983.

[6]. Leone A. L. and Scott E. M., “Characterization and Control of Formation Damage during Waterflooding of a High-Clay-Content Reservoir”, SPE Reservoir Engineering Journal, pp. 1279-86, 1988.

[7]. Zeinijahromi A., Machado F. and Bedrikovetsky P., “Modified Mathematical Model for Fines Migration in Oil Fields”, Paper SPE 143742-MS presented at Brazil Offshore, Macaé, Brazil, Junepp. 14-17, 2011.

[8]. Nguyen P. T., Zeinijahromi A. and Bedrikovetsky P., “Taking Advantage of Fines Migration Formation Damage for Enhanced Gas Recovery”, Paper SPE 151611-MS presented at SPE International Symposium and Exhibition on Formation Damage Control, Lafayette, Louisiana, Feb. pp. 15-17, 2012.

[9]. Moghadasi J., Jamialahmadi M., Steinhagen H. M., Sharif A., Izadpanah M. R., Motaei E. and Barati R., “Formation Damage in Iranian Oil Fields”, Paper SPE 151611-MS presented at International Symposium and Exhibition on Formation Damage Control, Lafayette, Louisiana, Feb. pp. 20-21, 2002.

[10]. Ohen H. A. and Civan F., “Predicting Skin Effects Due to Formation Damage by Fine Migration”, Paper SPE 21675 presented at the 1991 SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Oklahoma, April, pp. 7-9, 1991.

[11]. Zeinijahromi A., Phuong T. N. and Bedrikovetsky P., “Taking Advantage of Fines-Migration-Induced Formation Damage for Improved Waterflooding”, Paper SPE 144009-MS presented at SPE European Formation Damage Conference, Noordwijk, Netherlands, June, pp. 7-10, 2011.