شبیه سازی فرآیند تزریق پیوسته گاز دی اکسیدکربن در مخزن آسماری با هدف ازدیاد برداشت نفت، دفع دی اکسیدکربن و بررسی پارامترهای موثر عملیاتی: مطالعه موردی

نوع مقاله: مقاله پژوهشی

نویسندگان

1 انستیتو مهندسی نفت، دانشگاه تهران

2 شرکت نفت و گاز اروندان، تهران

چکیده

تزریق دی‌اکسیدکربن یکی از رایج‌ترین روش‌های ازدیادبرداشت نفت است. هدف این مقاله شبیه‌سازی فرآیند تزریق پیوسته گاز دی‌اکسیدکربن در مقیاس میدانی به منظور محاسبه ضریب بازیافت این فرآیند و ظرفیت ذخیره‌پذیری دی‌اکسیدکربن در یکی از میادین جنوب غربی ایران است. گاز دی‌اکسیدکربن مورد نیاز از جریان گازهای خروجی نیروگاه برق رامین جدا خواهدشد. با استفاده از نرم‌افزار تجاری، شبیه‌سازی ترکیبی مدل مخزن واقعی انجام و تاثیر مهمترین پارامترهای عملیاتی نظیر حجم گاز تزریقی، نرخ تزریق گاز، تعداد و محل چاه‌های تزریقی، محل مشبک‌کاری چاه‌های تزریقی، نسبت گاز به نفت مجاز چاه‌های تولیدی و همچنین انحلال دی‌اکسیدکربن در آبده بررسی شد. نتایج شبیه‌سازی نشان می‌دهد که افزایش حجم گاز تزریقی اگرچه ذخیره‌سازی دی‌اکسیدکربن را افزایش می‌دهد، اما لزوما ضریب بازیافت نفت را افزایش نخواهد داد. نرخ تزریق و کیفیت عملیات مشبک‌کاری لایه‌ها بیشترین تاثیر را در ضریب بازیافت نفت دارند. تزریق در لایه‌های تحتانی به طور همزمان ضریب بازیافت و ذخیره‌پذیری گاز را افزایش داده و افزایش فاصله چاه‌های تزریقی و تولیدی سبب افزایش ضریب بازیافت نفت می‌شود. افزایش نسبت گاز به نفت تولیدی مجاز، ذخیره‌پذیری گاز را کاهش و ضریب بازیافت نفت را افزایش می‌دهد. انحلال بخشی از گاز دی‌اکسیدکربن تزریقی در آبده موجب کاهش ضریب بازیافت و افزایش ذخیره‌پذیری گاز دی‌اکسیدکربن می‌شود. در بهترین سناریو، ضریب بازیافت فرآیند تزریق گاز 5/7% و ذخیره‌پذیری گاز دی‌اکسیدکربن BSm3 33، معادل 60 میلیون تن گاز دی‌اکسیدکربن است.
 

کلیدواژه‌ها


عنوان مقاله [English]

Simulation of CO2 Injection in Asmari Reservoir for EOR and Sequestration, and Investigation of Effective Operational Parameters: Case Study

نویسندگان [English]

  • Naser Hassani 1
  • Behnam Sedaeesola 1
  • Farhang Jalali 1
  • Seyedamir Mirazimi 1
  • Mehran Karami 2
1 Institute of Petroleum Technology (IPE), Faculty of Engineering, University of Tehran, Tehran
2 Aravandan Oil & Gas Company
چکیده [English]

CO2 injection is one of the most common methods in enhanced oil recovery. Objective of this paper is to simulate continuous CO2 injection in field scale to obtain recovery factor of CO2 flooding and storage capacity of carbon dioxide in an oil field located in South-West of Iran. It has been considered that CO2 is captured from external flue gases in Ramin Power Plant. Using the commercial software and validated compositional reservoir model, the most affecting operational parameters such as injected CO2 volume, injection rate, location and number of injected wells, perforated intervals, GOR constraint of production wells, and CO2 solubility in the aquifer were investigated. Simulation results have shown that increasing the injected volume of CO2 causes increase in storage capacity, but not in the oil recovery factor necessarily. The most effective parameters on oil recovery factor are injection rate and perforated intervals. Injection in lower layers increases the recovery factor and storage capacity, simultaneously. Limiting the production wells with GOR constraint, increases the storage capacity and reduces the oil recovery factor. CO2 solubility in aquifer reduces the recovery factor of the process and increase CO2 storage capacity. Finally, at the best scenario, recovery factor obtained from continuous CO2 injection is around 7.5%, and CO2 storage capacity is 33 BSm3 equal to 60 MM metric Ton.
 

کلیدواژه‌ها [English]

  • Enhanced Oil Recovery
  • Carbon Capturing and Storage
  • Minimum Miscibility Pressure
  • Compositional Simulation
  • Effective Operational Parameters
[1]. Srivastava R. K.; Huang, S. S., and Dong M., “Laboratory investigation of WEYBURN CO2 miscible flooding,” Saskatchewan Research Council, Journal of Canadian Petroleum Technology, Vol. 39, No. 2, 2000.##

[2]. Huizeling E. and Weijde G. V. D., “Non-confidential feed study report, special report for the global carbon capture and storage institute,” Revised Version, ROAD Project, MAASVLAKTE CCS Project C.V., Rotterdam, Netherlands, Nov. 2011.##

[3]. RAMIN Power Plant, Official Website, According to the Following Address: www.Raminpower.Ir.##

[4]. Pasala S. M., “CO2 displacement mechanisms: phase equilibrium effects and carbon dioxide,” Ph.D. Thesis, The University of Utah, Utah, United States, Oct. 2010.##

[5]. Zick A. A., “A Combined condensing/vaporizing mechanism in the displacement of oil by enriched gases,” SPE 15493, Oct. 1986.##

[6]. Stalkup F. I., “Displacement behavior of the condensing/vaporizing gas drive process”, SPE 16715, Sep. 1987.##

[7]. Rocha P. S.; Alves D. R., and Costa M. N., “Pure and impure CO2 minimum miscibility pressure: comparing sixteen correlation,” 9th International Symposium on Super Critical Fluids, New Trends In Supercritical Fluids: Energy, Materials, Processing, Arcachon, France, May 18-20, 2009.##

[8]. Yelling W. F. and Metcalfe R. S., “Determination and prediction of CO2 minimum miscibility pressures,” Journal of Petroleum Technology (JPT), Vol. 32, No. 1, Paper No. 7477-PA, pp. 160-168, 1980.##

[9]. Enick R. M.; Holder G. D., and Morsi B. I., “A thermodynamic correlation for the minimum miscibility pressure in CO2 flooding of petroleum reservoirs”, SPE Reservoir Engineering Journal, Vol. 3, No. 1, pp. SPE No. 14518-PA, pp. 81-92, 1988.##

[10]. Holm L. W. and Josendal V. A., “Mechanisms of oil Displacement by carbon dioxide,” Journal of Petroleum Technology, Vol. 26, No. 12, SPE. No. 4736-PA, pp. 1427-1438, 1974.##

[11]. Cronquist C., “Carbon dioxide dynamic displacement with light reservoir oil,” Paper Presented at the 1978, U.S. DOE Annual Symposium, Tulsa, Aug. 1978.##

[12]. Emera M. K. and Sarma H. K., “Genetic algorithm (GA) based correlations offer more reliable prediction of CO2-oil physical properties,” Canadian International Petroleum Conference, Calgary, Alberta, Canada, pp. 13-15 Jun., 2006.##

[13]. Johns R. T. and Orr F. M., “Miscible das displacement of multi-component oils,” SPE Journal, Paper No. 30798-PA, Vol. 1, No. 1, Mar. 1996.##

[14]. Yuan H., Johns R. T., Egwuenu A. M., and Dindoruk B., “Improved MMP correlation for CO2 floods using analytical gas flooding theory,” Paper SPE-89359 Presented at the SPE/DOE Fourteenth Symposium on Improved Oil Recovery, Tulsa, USA, pp. 1-16, April 2004.##

[15]. Egwuenu A. M., “Improved fluid characterization for miscible gas floods,” M.Sc. Dissertation, The University of Texas at Austin, Dec. 2004.##

[16]. Jessen K., Michelsen M. L., and Stenby E. H., “Global approach for calculation of minimum miscibility pressure,” Elsevier; Fluid Phase Equilibria Journal, Vol. 153, Issue 2, pp. 251-263, Dec. 1998.##

[17]. Danesh A., “PVT and phase behaviour of petroleum reservoir fluids,” Development in Petroleum Science, Vol. 47, Elsevier Scientific Publishing Company, Amsterdam, Netherlands, 1998.##

[18]. Maklavani A. M., Vatani A., Moradi B., and Tangsirifard J., “New minimum miscibility pressure (MMP) correlation for hydrocarbon miscible injections,” Paper Brazilian Journal of Petroleum and Gas, Vol. 4, No.1, pp. 11-18, 2010.##

[19]. Mathiassen O. M., “CO2 as injection gas for enhanced oil recovery and estimation of the potential on the norwegian continental shelf,” Ph.D. Thesis, NTNU, May 2003.##

[20]. Wijaya Z., “CO2 injection in an oil reservoir with gas cap (compositional simulation case at HEIDRUN field Norway),” M.Sc. Dissertation, NTNU, June 2006.##

[21]. Ghomian Y., “Reservoir simulation studies for coupled CO2 sequestration and enhanced oil recovery”, Ph.D. Thesis, The University of Texas at Austin, May 2008.##

[22]. Thomas F. B.; Holowach N., Zhou X. L., Bennion D. B., and Bennion D. W., “Miscible or near-miscible gas Iinjection, which is better?,” Paper SPE/DOE 27811, 9th Symposium on Improved Oil Recovery, Held in Tulsa, Oklahoma, U.S.A., April 17-20, 1994.##

[23]. Green D. W. and Willhite G. P., “Enhanced oil recovery,” Society of Petroleum Engineers, SPE Textbook Series Vol. 6, Richardson, TX, USA, 2003.##

[24]. Matter J. M. and Takahashi T., “Experimental evaluation of In situ CO2-water-rock reactions during CO2 injection in basaltic rocks: implications for geological CO2 sequestration,” Geochemistry, Geophysics, Geo-Systems (G3) Journal, Vol. 8, No. 2, 2007.##