بررسی ضریب پوسته ناشی از سناریوهای مختلف نرخ تولید در مخازن گاز میعانی با لحاظ تاثیر جریان غیردارسی

نوع مقاله: مقاله پژوهشی

نویسندگان

گروه مهندسی نفت، دانشگاه تربیت مدرس، تهران، ایران

10.22078/pr.2018.3293.2514

چکیده

شناخت صحیح مخازن گاز میعانی امری ضروری است و یکی از راه‌های ویژه شناخت، استفاده از روش‌های تحلیل داده‌های چاه‌آزمایی است. در این مخازن حضور هم‌زمان میعانات و گاز سبب تغییر تراوایی نسبی گاز در اطراف چاه تولیدی شده، که این امر برروی نتایج آنالیز چاه‌آزمایی تاثیر مستقیمی دارد. یکی از پارامترهایی که می‌تواند این رفتار را تغییر دهد، جریان غیردارسی سیال در اطراف چاه است. در این راستا عوامل موثری مثل نوع سیال گاز میعانی و نرخ تولید از این نوع مخازن نقش مهمی دارند، که این مساله تاثیری مهمی بر میزان تشکیل میعانات می‌گذارد و به عبارت دیگر باعث به‌وجود آمدن ضریب پوسته اضافی ناشی از تشکیل میعان در اطراف چاه می‌شود. هدف اصلی این تحقیق، سعی بر ایجاد رابطه‌ای معنی‌دار مابین نرخ تولید و ضریب پوسته ناشی از این میعانات است. روش کار، استفاده از داده‌های حاصل از یک مدل ترکیبی برای بررسی رفتار گذرای سیستم در اطراف چاه تولیدی بوده و خروجی فشار نسبت به زمان و سایر پارامترهای تعیین شده حاصل به منظور ایجاد مدل چاه‌آزمایی و بازتفسیر آن استفاده می‌گردد. در این میان با ایجاد سناریوهای مختلف تولید و ساخت فشار متوالی به بررسی تاثیر روند نزولی و صعودی نرخ تولید بر میعانات تشکیل شده می‌پردازیم. تاثیر این امر بر نمودار چاه‌آزمایی رفتار ویژه‌ای را مخصوصا برای روند نرخ نزولی نشان داد که به‌صورت معادله‌های وزنی برای نشان دادن تغییرات نرخ تولید بر ضریب پوسته استخراج گردید.
 

کلیدواژه‌ها

موضوعات


عنوان مقاله [English]

Investigating Skin Factor Caused by Production Rate in Gas Condensate Reservoirs with Non-darcy Flow

نویسندگان [English]

  • Shahab Farhoodi
  • Saeid Sadeghnejad
  • Amir Hossein Saeedi Dehaghani
Department of Petroleum Engineering, Faculty of Chemical Engineering, Tarbiat Modares University, Tehran, Iran
چکیده [English]

شناخت صحیح مخازن گاز میعانی امری ضروری است و یکی از راه‌های ویژه شناخت، استفاده از روش‌های تحلیل داده‌های چاه‌آزمایی است. در این مخازن حضور هم‌زمان میعانات و گاز سبب تغییر تراوایی نسبی گاز در اطراف چاه تولیدی شده، که این امر برروی نتایج آنالیز چاه‌آزمایی تاثیر مستقیمی دارد. یکی از پارامترهایی که می‌تواند این رفتار را تغییر دهد، جریان غیردارسی سیال در اطراف چاه است. در این راستا عوامل موثری مثل نوع سیال گاز میعانی و نرخ تولید از این نوع مخازن نقش مهمی دارند، که این مساله تاثیری مهمی بر میزان تشکیل میعانات می‌گذارد و به عبارت دیگر باعث به‌وجود آمدن ضریب پوسته اضافی ناشی از تشکیل میعان در اطراف چاه می‌شود. هدف اصلی این تحقیق، سعی بر ایجاد رابطه‌ای معنی‌دار مابین نرخ تولید و ضریب پوسته ناشی از این میعانات است. روش کار، استفاده از داده‌های حاصل از یک مدل ترکیبی برای بررسی رفتار گذرای سیستم در اطراف چاه تولیدی بوده و خروجی فشار نسبت به زمان و سایر پارامترهای تعیین شده حاصل به منظور ایجاد مدل چاه‌آزمایی و بازتفسیر آن استفاده می‌گردد. در این میان با ایجاد سناریوهای مختلف تولید و ساخت فشار متوالی به بررسی تاثیر روند نزولی و صعودی نرخ تولید بر میعانات تشکیل شده می‌پردازیم. تاثیر این امر بر نمودار چاه‌آزمایی رفتار ویژه‌ای را مخصوصا برای روند نرخ نزولی نشان داد که به‌صورت معادله‌های وزنی برای نشان دادن تغییرات نرخ تولید بر ضریب پوسته استخراج گردید.
 
 
It is essential to understand gas condensate reservoir behaviour correctly. A special way of meeting this requirement is taking the advantage of well testing analysis. The simultaneous presence of condensate and gas in a reservoir alters the gas relative permeability around a production well, which influences the well test responses. Moreover, another parameter which alters this behavior more is non-Darcy flow of fluid around the well. Furthermore, some factors like the rate of production and type of gas condensate reservoirs play a crucial role in condensate formation. These factors have important impacts on the formation of condensate. In other words, they add an additional skin factor caused by the formation of condensation around wells. The aim of this study is to consider the correlation between production rate and skin factor. Moreover, the method is using data obtained from a compositional reservoir model to investigate the transient behavior around the producing well and reinterpreting the results of the reservoir model during well test analysis. Finally, in this way, by creating different scenarios of production and build-up tests, the effects of downward and upward trends of the production rate on the condensate formation and its effect on the well-test data have been examined by us. Some weight functions for representing the production rate changes versus skin factor are developed as well.
 

کلیدواژه‌ها [English]

  • Gas Condensate Reservoir
  • Well Test Response
  • Non-Darcy Flow
  • Skin Factor
  • Production Rate
[1]. D. Afidick N., Kaczorowski and Bette S., “Production performance of a retrograde gas reservoir: a case study of the Arun field” in: SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference, Society of Petroleum Engineers, 1994.##

[2]. Lal R. R., “Well testing in gas-condensate reservoirs,” Stanford University, 2003.##

[3]. Montazeri M. and Sadeghnejad S., An investigation of optimum miscible gas flooding scenario: a case study of an Iranian carbonates formation,” Iranian Journal of Oil & Gas Science and Technology.Vol. 6, No. 3, pp. 41-54, 2017.##

[4]. Nasriani H. R., Asadi E., Nasiri M., Khajenoori L. and Masihi M., “Challenges of fluid phase behavior modeling in Iranian retrograde gas condensate reservoirs,” Energy Sources, Part A: Recovery, Utilization, and Environmental Effects, Vol. 37, No. 6, pp. 663-669, 2015.##

[5]. Calisgan H. and Akin S., “Near critical gas condensate relative permeability of carbonates,” The Open Petroleum Engineering Journal, Vol. 12, No. 1, pp. 30-41, 2008.##

[6]. Arabloo M., Shokrollahi A., Gharagheizi F. and Mohammadi A. H., “Toward a predictive model for estimating dew point pressure in gas condensate systems,” Fuel processing technology, Vol. 116, pp. 317-324, 2013.##

[7]. Majidi S. M. J., Shokrollahi A., Arabloo M., Mahdikhani-Soleymanloo R. and Masihi M., “Evolving an accurate model based on machine learning approach for prediction of dew-point pressure in gas condensate reservoirs,” Chemical Engineering Research and Design, Vol. 92, No. 5, pp. 891-902, 2014.##

[8]. Mohammadi H., Sedaghat M. H. and Manshad A. K., “Parametric investigation of well testing analysis in low permeability gas condensate reservoirs,” Journal of Natural Gas Science and Engineering, Vol. 14, No., pp. 17-28, 2013. ##

[9]. Chunmei S., “Flow behavior of gas condensate wells,” Master’s Thesis, Stanford University, USA. Retrieved from http://pangea. stanford. edu/ERE/pdf/pereports/MS/Shi05. pdf, 2005.##

[10]. Hashemi A., “Evaluation of horizontal gas-condensate wells using pressure transient analysis and compositional simulation,” Doctoral Thesis, Imperial College London (University of London), 2006.##

[11]. Yousefi S. H., Eslamian A. and Rashidi F., “Investigation of well test behavior in gas condensate reservoir using single-phase pseudo-pressure function,” Korean Journal of Chemical Engineering, Vol. 31, No. 1, pp. 20-28, 2014.##

[12]. Boogar A. S., Gerami S. and Masihi M., “New modification on production data of gas condensate reservoirs for rate transient analysis,” Petroleum Science and Technology, Vol. 32, No. 5, pp. 543-554, 2014.##

[13]. Al-Hussainy R., Ramey H. Jr and Crawford P., “The flow of real gases through porous media,” Journal of Petroleum Technology, Vol. 18, No. 05, pp. 624-636, 1966.##

[14]. Jones J. and Raghavan R., “Interpretation of flowing well response in gas-condensate wells (includes associated papers 19014 and 19216),” SPE Formation Evaluation, Vol. 3, No. 03, pp. 578-594, 1988.##

[15]. Chopra A. K. and Carter R. D., “Proof of the two-phase steady-state theory for flow through porous media,” SPE Formation Evaluation, Vol. 1, No. 06, pp. 603-608, 1986.##

[16]. Roussennac B., “Gas condensate well test analysis,” Thesis, Stanford University, 2001, pp. 1-99.##

[17]. Bozorgzadeh M. and Gringarten A. C., “New Estimate for the radius of a condensate bank from well test data using dry gas pseudo-pressure,” in: SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Society of Petroleum Engineers, Society of Petroleum EngineersSource, SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 26-29 September, Houston, Texas 2004.##

[18]. Boogar A. S. and Masihi M., “New technique for calculation of well deliverability in gas condensate reser voirs,” Journal of Natural Gas Science and Engineering.Vol. 2, No. 1, pp. 29-35, 2010.##

[19]. Gringarten A. C., Bozorgzadeh M., Hashemi A. and Daungkaew S., “Well test analysis in gas condensate reservoirs: theory and practice,” in: SPE Russian Oil and Gas Technical Conference and Exhibition, Society of Petroleum Engineers, 2006.##

[20]. O›Dell H., “Successfully cycling a low-permeability, high-yield gas condensate reservoir,” Journal of Petroleum Technology, Vol. 19, No. 01, pp. 41-47, 1967.##

[21]. Fussell D., “Single-well performance predictions for gas condensate reservoirs,” Journal of Petroleum Technology, Vol. 25, No. 07, pp. 860-870, 1973.##

[22]. Raghavan R., Chu W. C. and Jones J. R., “Practical considerations in the analysis of gas-condensate well tests,” in: SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Society of Petroleum Engineers, 22-25 October, Dallas, Texas, 1995.##

[23]. Fevang Ø. and Whitson C., “Modeling gas-condensate well deliverability,” SPE Reservoir Engineerin, Vol. 11, No. 04, pp. 221-230, 1996.##

[24]. Mott R., “Engineering calculations of gas-condensate-well productivity,” SPE Reservoir Evaluation & Engineering, Vol. 6, No. 05, pp. 298-306, 2003.

[25]. Farhoodi S., Sadeghnejad S. and Dehaghani A. H. S., “Simultaneous effect of geological heterogeneity and condensate blockage on well test response of gas condensate reservoirs,” Journal of Natural Gas Science and Engineering, Vol. 66, No., pp. 192-206, 2019.##

[26]. Forchheimer P., “Hydraulik,” BG Teubner, Leipzing: Berlin, 1924.##

[27]. Li D. and Engler T. W., “Literature review on correlations of the non-darcy coefficient,” in: SPE Permian Basin Oil and Gas Recovery Conference, Society of Petroleum Engineers, 2001.##

[28]. Henderson G., Danesh A., Tehrani D. and Al-Kharusi B., “The relative significance of positive coupling and inertial effects on gas condensate relative permeabilities at high velocity,” in: SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Society of Petroleum Engineers, 2000.##

[29]. Bennion D., Thomas F. and Schulmeister B., “Retrograde condensate dropout phenomena in rich gas reservoirs-impact on recoverable reserves, permeability, diagnosis, and stimulation techniques,” Journal of Canadian Petroleum Technology, Vol. 40, No. 12, 2001.##

[30]. Beidokhti M., Arabjamaloei R., Hashemi A., Edalatkhah S., Nabaei M., Malakooti R. and Jamshidi E., “Dealing with the challenges of the rate-dependent skin phenomenon in a gas condensate reservoir: a simulation approach,” Petroleum Science and Technology, Vol. 29, No. 21, pp. 2177-2190, 2011.##

[31]. Liu J., Wilkins J., Al-Qahtani M. and Al-Awami A., “Modeling a rich gas condensate reservoir with composition grading and faults,” in: SPE Middle East Oil Show, Society of Petroleum Engineers, 2001.##

[32]. Vo H. X., “Composition variation during flow of gas-condensate wells,” MS thesis, Stanford University, Stanford, California, September 2010.##