تعیین عمکرد یک چاه گاز میعانی ایران با استفاده از نمودارهای تولید با استفاده از نرم‌افزار پایپسیم

محورهای موضوعی :

محمدامین غلامزاده ¹ , محمد کریمی‌میر ² , محمدرضا اصغری‌گنجه ³

1 - گروه فنی و مهندسی، مرکز تحقیقات نفت و انرژی، واحد امیدیه، دانشگاه آزاد اسلامی، امیدیه، ایران
2 - گروه فنی و مهندسی، مرکز تحقیقات نفت و انرژی، واحد امیدیه، دانشگاه آزاد اسلامی، امیدیه، ایران
3 - گروه شیمی، واحد امیدیه، دانشگاه آزاد اسلامی، امیدیه ، ایران

تاریخ دریافت : 1404/03/21 تاریخ پذیرش : 1404/03/21 تاریخ انتشار : 1404/03/21

کلید واژه: پایپسیم, نمودارهای عملکرد مخزن, نمودارهای عملکرد چاه, عملکرد چاه, فشار ته چاهی,

چکیده مقاله :

در این پژوهش نمودارهای عملکرد چاه برای تحلیل رفتار مخزن و چاه مورد استفاده قرار گرفته است. در این راستا با استفاده از نرم‌افزار پایپسیم تأثیر پارامترهایی نظیر فشار سرچاهی، فشار ته‌چاهی و دبی تولید گاز بر عملکرد یک مخزن گازی مورد بررسی قرار گرفته است. نتایج مدل‌سازی نشان می‌دهد که با دبی روزانه 33 میلیون فوت مکعب، فشار استاتیک مخزن بالاتر از نقطه شبنم قرار دارد. اما با افزایش دبی به 57 و 82 میلیون فوت مکعب، فشار استاتیک مخزن به زیر نقطه شبنم کاهش یافته و جریان دو فازی در چاه ایجاد می‌شود. در این تحقیق، فشار ته‌چاهی در بازه 3857 تا 3904 پام، دبی روزانه گاز بین 98 تا 112 میلیون فوت مکعب و فشار سرچاهی در محدوده 2841 تا 2958 پام محاسبه شده است. در عین حال نتایج نشان داد که با افزایش قطر لوله مغزی از 992/2 به 151/6 اینچ منجر به بهبود دبی روزانه گاز از 10 به 100 میلیون فوت مکعب و همچنین کاهش فشار ته‌چاهی شد. کمترین فشار ته‌چاهی، معادل 3870 پام، با قطر151/6 اینچ و بیشترین فشار ته‌چاهی، معادل 4090 پام، با قطر 992/2 اینچ به دست آمد.

چکیده انگلیسی:

In this study, well performance charts have been used to analyze the behavior of the reservoir and the well. In this regard, the effect of parameters such as wellhead pressure, bottomhole pressure and gas production rate on the performance of a gas reservoir has been investigated using PipeSim software. The modeling results show that with a daily flow rate of 33 million cubic feet, the static pressure of the reservoir is above the dew point. However, with an increase in the flow rate to 57 and 82 million cubic feet, the static pressure of the reservoir decreases below the dew point and a two-phase flow is created in the well. In this study, the bottomhole pressure has been calculated in the range of 3857 to 3904 pam, the daily gas flow rate between 98 and 112 million cubic feet and the wellhead pressure in the range of 2841 to 2958 pam. At the same time, the results showed that increasing the core pipe diameter from 2.992 to 151.6 inches led to an improvement in the daily gas flow rate from 10 to 100 million cubic feet and also a decrease in bottomhole pressure. The lowest bottomhole pressure, equivalent to 3870 pam, was obtained with a diameter of 151.6 inches and the highest bottomhole pressure, equivalent to 4090 pam, was obtained with a diameter of 2.992 inches.

متن کامل:



Autumn 2024.Vol 3. Issue 3   Journal of Nano chemistry and Electrochemistry

ISSN (Print): 2008-9228- ISSN (Online): 2423-7264

Research Paper

 

Determining the Performance of an Iranian Gas Condensate Well using Production Charts using PipeSim Software

Mohammad Karimi Mir1,Mohammad Amin Gholamzadeh2*,Mohammadreza Asghariganjeh3

1 Department of Engineering, Petroleum and Energy Research Center, Om. C., Islamic Azad University, Omidiyeh, Iran

2 Department of Engineering, Petroleum and Energy Research Center, Om. C., Islamic Azad University, Omidiyeh, Iran

3 Department of Chemistry, Om. C., Islamic Azad University, Omidiyeh, Iran

 

Use your device to scan and read the article online               Keywords:  Pipesim, Reservoir Performance Graphs, Well Performance Graphs, Well Performance, Bottomhole Pressure

Abstract In this study, well performance charts have been used to analyze the behavior of the reservoir and the well. In this regard, the effect of parameters such as wellhead pressure, bottomhole pressure and gas production rate on the performance of a gas reservoir has been investigated using PipeSim software. The modeling results show that with a daily flow rate of 33 million cubic feet, the static pressure of the reservoir is above the dew point. However, with an increase in the flow rate to 57 and 82 million cubic feet, the static pressure of the reservoir decreases below the dew point and a two-phase flow is created in the well. In this study, the bottomhole pressure has been calculated in the range of 3857 to 3904 pam, the daily gas flow rate between 98 and 112 million cubic feet and the wellhead pressure in the range of 2841 to 2958 pam. At the same time, the results showed that increasing the core pipe diameter from 2.992 to 151.6 inches led to an improvement in the daily gas flow rate from 10 to 100 million cubic feet and also a decrease in bottomhole pressure. The lowest bottomhole pressure, equivalent to 3870 pam, was obtained with a diameter of 151.6 inches and the highest bottomhole pressure, equivalent to 4090 pam, was obtained with a diameter of 2.992 inches.

Corresponding author: Mohammad Amin Gholamzadeh Email: [e-mail]  DOI: https://doi.org/10.82281/jnec.2024.1209553

 

 

 

پاییز 1403 ، دوره 3،شماره 3   فصلنامه نانو شیمی و الکتروشیمی

شاپا چاپی: 9228-2008 شاپا الکترونیکی: 7264-2423

مقاله پژوهشی

تعیین عمکرد یک چاه گاز میعانی ایران با استفاده از نمودارهای تولید با استفاده از نرم‌افزار پایپسیم

محمد کریمی‌میر1، محمدامین غلامزاده2*، محمدرضا اصغری‌گنجه3

1. گروه فنی و مهندسی، مرکز تحقیقات نفت و انرژی، واحد امیدیه، دانشگاه آزاد اسلامی، امیدیه، ایران

2. گروه فنی و مهندسی، مرکز تحقیقات نفت و انرژی، واحد امیدیه، دانشگاه آزاد اسلامی، امیدیه، ایران

3. گروه شیمی، واحد امیدیه، دانشگاه آزاد اسلامی، امیدیه ، ایران

چکیده در این پژوهش نمودارهای عملکرد چاه برای تحلیل رفتار مخزن و چاه مورد استفاده قرار گرفته است. در این راستا با استفاده از نرم‌افزار پایپسیم تأثیر پارامترهایی نظیر فشار سرچاهی، فشار ته‌چاهی و دبی تولید گاز بر عملکرد یک مخزن گازی مورد بررسی قرار گرفته است. نتایج مدل‌سازی نشان می‌دهد که با دبی روزانه 33 میلیون فوت مکعب، فشار استاتیک مخزن بالاتر از نقطه شبنم قرار دارد. اما با افزایش دبی به 57 و 82 میلیون فوت مکعب، فشار استاتیک مخزن به زیر نقطه شبنم کاهش یافته و جریان دو فازی در چاه ایجاد می‌شود. در این تحقیق، فشار ته‌چاهی در بازه 3857 تا 3904 پام، دبی روزانه گاز بین 98 تا 112 میلیون فوت مکعب و فشار سرچاهی در محدوده 2841 تا 2958 پام محاسبه شده است. در عین حال نتایج نشان داد که با افزایش قطر لوله مغزی از 992/2 به 151/6 اینچ منجر به بهبود دبی روزانه گاز از 10 به 100 میلیون فوت مکعب و همچنین کاهش فشار ته‌چاهی شد. کمترین فشار ته‌چاهی، معادل 3870 پام، با قطر151/6 اینچ و بیشترین فشار ته‌چاهی، معادل 4090 پام، با قطر 992/2 اینچ به دست آمد.

از دستگاه خود برای اسکن و خواندن مقاله به صورت آنلاین استفاده کنید                واژه­های کلیدی: پایپسیم، نمودارهای عملکرد مخزن، نمودارهای عملکرد چاه، عملکرد چاه، فشار ته چاهی

 

        

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

   

 

 

 

 

 

 

 

 

 

مقدمه 

توسعه پایدار و بهره‌برداری بهینه از میادین نفت و گاز از ارکان اصلی صنعت نفت به شمار می‌آید. پیش‌بینی و تخمین دقیق عملکرد مخازن به منظور طراحی و برنامه‌ریزی برای تولید صیانتی اهمیت ویژه‌ای دارد. شبیه‌سازی مخزن و تحلیل عملکرد آن نیازمند دستیابی به اطلاعات دقیق از فشار ته‌چاهی و توزیع جریان در ته چاه است. یکی از روش‌های مرسوم برای بررسی فشار ته‌چاهی، استفاده از روش عملکرد چاه¹ است. در این روش، با بهره‌گیری از معادلات افت فشار، داده‌های مربوط به فشار سرچاهی به فشار ته‌چاهی تبدیل می‌شوند. عملکرد مخزن با استفاده از نمودارهای IPR و عملکرد چاه از طریق نمودارهای TPR² تعیین می‌شود.

در مخازن گاز میعانی، افت فشار با افزایش تولید تجمعی همراه است و پدیده تجمع میعانات گازی نیز پیچیدگی‌های مدیریتی این مخازن را دوچندان می‌کند. در این مخازن با افت فشار مخزن، سرعت جریان گاز کاهش می‌یابد. زمانی که سرعت گاز به مقدار بحرانی برسد، میعانات گازی در چاه شروع به تجمع می‌کنند. این پدیده که به انباشت میعانات گازی شناخته می‌شود، باعث افزایش فشار ته‌چاهی، کاهش نرخ تولید گاز و در نهایت توقف تولید از چاه می‌شود[2-1]. در گذشته، از معادلات استاندارد قابلیت تحویل‌دهی (IPR) برای تخمین عملکرد مخازن گاز خشک استفاده می‌شد. اما در مخازن گاز میعانی، تجمع مایعات در دهانه چاه و مخزن دقت این معادلات را کاهش می‌دهد. افت فشار در این مخازن به‌ویژه زیر نقطه شبنم، در سه ناحیه متفاوت رخ می‌دهد: 1) ناحیه داخلی مخزن: جریان آزاد دو فاز گاز و میعانات 2) ناحیه میانی مخزن: حضور دو فاز اما جریان فقط در گاز 3) ناحیه بیرونی مخزن: جریان گاز خالص.

در این شرایط، اصلاح و توسعه معادلات IPR اهمیت بسیاری دارد[4-3]. نخستین معادلات IPR توسط گیلبرت معرفی شدند و سپس توسط ووگل و با استفاده از داده‌های تجربی اصلاح شدند. این اصلاحات بعدها توسط فتکوویچ گسترش یافت. در مخازن گاز میعانی، توجه به اصلاح نمودارهای IPR برای درک بهتر تأثیر تجمع میعانات در دهانه چاه ضرورت دارد. موسکات با استفاده از داده‌های تولیدی و PVT شعاع انباشت میعانات را محاسبه کرد. فتکوویچ نیز این پدیده را با مفهوم وابستگی ضریب پوسته به زمان تحلیل کرد. سایر پژوهشگران مانند میلر نیز مدل‌های مشابهی ارائه دادند که تأثیر انباشت میعانات بر نرخ بهره‌دهی را تبیین کردند[6-5]. روش‌های پیشرفته محاسبه افت فشار نظیر هاگدون-برآون و عزیز از جمله مؤثرترین ابزارها برای بررسی عملکرد مخازن هستند، به‌ویژه روش هاگدون-برآون که دقت بیشتری نسبت به سایر روش‌ها دارد.

در این مطالعه، به منظور تحلیل عملکرد مخزن، تعیین نرخ بحرانی تولید و بررسی افت فشار ستون چاه از نرم‌افزار پایپسیم و روش هاگدون-برآون استفاده شده است. این تحقیق با شبیه‌سازی‌های انجام شده و درنتیجه فراهم آوردن دیدگاه و درک عمیق‌تر از نحوه عملکرد مخازن گاز میعانی که بدلیل انباشت میعانات در دهانه چاه و درون مخزن تاکنون هیچ شبیه‌سازی جامع و دقیقی در زمینه‌های ذکرشده انجام نشده است، می‌تواند نقش بسزایی در بهبود شرایط تولید در چاه‌های این نوع مخازن داشته باشد.

ادبیات تحقیق

ژیانگ و همکاران[7] مدلی ساده برای پیش‌بینی IPR ارائه دادند. در این مدل، آنها از معادله انتشار به‌صورت ساده‌شده استفاده کرده و با بهره‌گیری از مدل چاه، به روابطی رسیدند که قابلیت سیال‌دهی مخازن را مشخص می‌کرد. برای ارزیابی دقیق‌تر این نرم‌افزار، ابتدا چاه را با دو دبی مختلف و با در نظر گرفتن یک دوره بستن چاه مورد بررسی قرار دادند. نتایج به‌دست‌آمده نشان داد که نرم‌افزار توانایی خوبی در تخمین جریان فشار در حالت گذرا دارد. سپس، با استفاده از نتایج و مدل مخزن و چاه، عملکرد مخزن را تحلیل کردند. نتایج این مدل ساده، به‌ویژه در مقایسه با سایر نرم‌افزارهای مهندسی، نشان‌دهنده دقت بالای آن در تخمین عملکرد مخزن و انحراف کم از نتایج نرم‌افزارهای دیگر بود.

سجادیان و همکاران[8] مدلی برای پیش‌بینی IPR با استفاده از هوش مصنوعی ارائه دادند. در این تحقیق، آن‌ها از مدل‌های مختلفی همچون مدل‌های فتکوویچ، ووگل و استندینگ بهره بردند و مدل IPR را برای یک چاه با ویژگی‌های خاص شامل تخلخل 19 درصد، تراوایی 24 میلی‌دارسی، ضخامت لایه تولیدی 60 فوت و شعاع چاه 0.25 فوت ارائه کردند. سپس با استفاده از هوش مصنوعی، نتایج حاصله از مدل‌های مختلف را مقایسه نمودند. عملیات داده‌یابی برای هوش مصنوعی با استفاده از داده‌های 16 مدل نرم‌افزاری انجام شد که داده‌های مخزنی مختلفی را پوشش می‌دهند. شکل1 خطای مدل‌های مختلف را نشان می‌دهد. همان‌طور که در این شکل مشاهده می‌شود، مدل هوش مصنوعی ارائه‌شده کمترین خطا را در مقایسه با سایر مدل‌ها دارد و از عملکرد خوبی برای تحلیل عملکرد مخزن و ترسیم IPR برخوردار است.

 

شکل1- متوسط خطای مدل‌های مختلف

 قاسم و همکاران[2] مدلی برای پیش‌بینی عملکرد مخزن در چاه‌های دارای ناهمگونی بالا پیشنهاد دادند. آن‌ها اشاره کردند که اکثر مدل‌های موجود تنها قادر به تخمین عملکرد مخازن همگن هستند و در شرایط مخازن ناهمگون عملکرد ضعیف‌تری دارند. به همین منظور، این محققان از مدلی برای مخزن دو لایه با تراوایی متفاوت و مکانیزم غالب گاز محلول استفاده کردند. در این مطالعه، نرم‌افزار CMG برای شبیه‌سازی به کار گرفته شد و گریدبندی بر اساس 100 گرید انجام شد که در مرکز آن یک چاه قرار داده شده بود. نتایج شبیه‌سازی نشان داد که مدل ارائه‌شده برای مخازن ناهمگون دارای اعتبار بالایی است و به دلیل سادگی در عملکرد، قادر به حل مدل با استفاده از داده‌های دبی تولید بر اساس فشار ته چاه می‌باشد. علاوه بر این، این مدل قادر است عملکرد مخزن در آینده را پیش‌بینی کند، که از مزایای این مدل محسوب می‌شود.

فرجی و همکاران[9] مدلی برای پیش‌بینی رفتار تولیدی مخازن گاز میعانی با دمای بالا ارائه کردند. این محققین، مدل‌های معمولی مخصوص مخازن گاز خشک را اصلاح نمودند و آنها را برای مخازن گاز میعانی که دارای دو فاز گاز و مایع هستند، تطبیق دادند. در این مدل اصلاح‌شده، داده‌هایی مانند ویسکوزیته و ضریب فشردگی گازها برای محاسبه IPR به کار گرفته شدند. همچنین برای شبیه‌سازی این مدل، از نرم‌افزار پایپ‌سیم استفاده شد و نتایج به دست آمده نشان داد که درصد خطای مدل اصلاح‌شده در مقایسه با IPR گازی حدود 8/5 درصد و در مقایسه با IPR گازهای میعانی حدود 7/5 درصد است که این درصد خطا در محدوده قابل قبول و معقولی قرار دارد. یکی از مزایای این مدل، به گفته محققین، این است که نیازی به داده‌های تراوایی نسبی ندارد و همچنین می‌توان عملکرد مخزن را در دماهای بالا نیز پیش‌بینی کرد.

روش پژوهش

نرم‌افزار پایپسیم

برای استفاده بهینه از نرم‌افزار پایپسیم لازم است مراحل خاصی انجام شود. ابتدا داده‌های ورودی از جمله اطلاعات پتروفیزیکی، داده‌های مخزنی و ویژگی‌های چاه‌ها آماده‌سازی می‌شوند. در گام بعدی، افت فشار درون چاه با استفاده از روابط مختلف آنالیز شده و نمودارهای گرادیان فشار رسم می‌شود. پس از آن، داده‌های مربوط به ³(PSP) وارد شده و گرادیان فشار این داده‌ها نیز نمایش داده می‌شود. سپس، نمودارهای گرادیان فشار اولیه و داده‌های PSP با یکدیگر مقایسه شده و رابطه‌ای که بهترین انطباق را با نقاط اندازه‌گیری شده دارد، انتخاب می‌شود. در مرحله بعد، از این روابط برای محاسبه فشار ته چاه استفاده می‌شود و سپس فشار سر چاه بهینه بر اساس فشار ته چاه متناظر محاسبه خواهد شد. در نهایت، نمودارهای ⁴IPR و TPR⁵ رسم شده و دبی بهینه برای تولید محاسبه می‌شود.

خواص سیالات مخزن

برای انجام شبیه‌سازی در این میدان، از داده‌های خواص سیالات مخزن که به‌طور خلاصه در جدول1 نمایش داده شده است، استفاده گردید. علاوه بر این، ویسکوزیته سیال مخزن برابر با 0.45 سانتی‌پویز و درجه گراویتی آن نیز برابر با 36 می‌باشد.

جدول1- خواص سیالات مخزن

Components	Wt%	Molecular weight
H2S	0.2	34.076
CO2	2.2	44.01
N2	2	28.013
C1	70	16.043
C2	7.2	30.07
C3	2.4	44.079
IC4	0.1	58.124
NC4	0.4	58.112
IC5	0.318	72.151
C5	0.6099	72.151
NC5	0.8882	72.151
C6	0.5975	84
FR1	1.3471	107.34
FR2	0.6483	146.11
FR3	0.5588	222.47

مشخصات چاه

در این مرحله، اطلاعات اولیه مربوط به چاه، که در جدول2 به اختصار آمده است، به عنوان ورودی‌های نرم‌افزار مورد استفاده قرار گرفت. علاوه بر این، داده‌های اولیه شامل دبی جریان گاز، فشار ته چاه، فشار سرچاهی، و دمای سرچاهی در عمق 2725 متر نیز مشخص شدند، که این اطلاعات به‌طور خلاصه در جدول3 ارائه شده‌اند. برای شبیه‌سازی افت فشار در این چاه، از مجموعه‌ای از روابط مختلف استفاده شده است که از جمله آنها می‌توان به روابط دانز و رز، گری، انصاری، عزیز، ژاویر و فوگوراسی اشاره کرد. این روابط جزء روش‌های متداول برای بررسی افت فشار در چاه‌های تولیدی گاز میعانی هستند. در این مدل‌ها، چاه به‌صورت عمودی در نظر گرفته شده است.

جدول2- عمق تجهیزات درون چاهی

Measured Depth (m)	Type
309.67	SSSV
2061	Tubing
2725	Liner

جدول3- داده‌های اندازه‌گیری شده در چاه

Pwf (psia)	Twh (F)	Pwh (psia)	Q (mmscf/d)	Depth (m)
4378	181.04	3440	82	2725
4424	179.96	3525	57	2725
4488	139.46	3624	33	2725

 

داده‌های ورودی

برای شبیه‌سازی چاه در این تحقیق، از داده‌های مربوط به میدان که در جدول4 به طور خلاصه آمده است، استفاده شد. فشار اولیه مخزن معادل 4555 پام و دمای آن 215 درجه فارنهایت تعیین گردید. در این مطالعه، مدل مخزنی انتخاب شده مدل فتکوویچ است و چاه مورد بررسی به روش مشبک‌کاری تکمیل شده است. عمق اندازه‌گیری‌ها نیز در این تحقیق برابر با 2725 متر می‌باشد.

جدول4- داده‌های ورودی به نرم افزار 

Reservoir pressure (psi)	4555.39
Reservoir temperature (F)	215
Model	فتکوویچ
Completion type	Cased hole
Depth (m)	2725

تجزیه و تحلیل نتایج

 محاسبه فشار سرچاهی

برای تعیین رابطه بهینه محاسبه افت فشار، شرایط مختلف مورد بررسی قرار گرفت و در نهایت بهترین رابطه انتخاب و ارزیابی شد. شکل2 نمودار گرادیان فشار را در دبی روزانه گاز معادل 82 میلیون فوت مکعب و فشار سرچاهی 3440 پام نشان می‌دهد. همانطور که از این نمودار پیداست، افت فشار با استفاده از روابط مختلف مورد بررسی قرار گرفته و فشار سرچاهی محاسبه شده در این دبی برابر با 6/3443 پام می‌باشد. این نمودار نشان می‌دهد که اختلاف فشار محاسبه شده با فشار سرچاهی گزارش شده برابر با 6/3 پام است. شکل3 نمودار تغییرات افت فشار را در دبی روزانه 57 میلیون فوت مکعب نمایش می‌دهد. در این نمودار، فشار سرچاهی محاسبه شده برابر با 8/3570 پام است، که تفاوت کمی با فشار واقعی گزارش شده از حفاری‌ها دارد. فشار سرچاهی در این شرایط برابر با 3525 پام می‌باشد. در نتیجه، اختلاف فشار محاسبه شده 8/45 پام است. شکل4 نمودار تغییرات فشار را در دبی روزانه 33 میلیون فوت مکعب نشان می‌دهد. طبق این نمودار، فشار سرچاهی گزارش شده برابر با 3624 پام است، و فشار سرچاهی محاسبه شده با استفاده از این داده‌ها برابر با 7/3663 پام می‌باشد. این نمودار نیز نشان می‌دهد که فشار محاسبه شده با اختلافی نسبت به گزارش‌های واقعی همراه است، به‌گونه‌ای که اختلاف فشار محاسبه شده و گزارش شده 7/39 پام است. نتایج به‌دست آمده نشان می‌دهد که کمترین اختلاف محاسباتی مربوط به دبی روزانه 82 میلیون فوت مکعب است که درصد خطای آن حدود 1/0 درصد می‌باشد. بیشترین درصد خطا نیز مربوط به اختلاف فشار در دبی روزانه 57 میلیون فوت مکعب است که حدود 3/1 درصد خطا دارد.

 

شکل2- نمودار گرادیان فشار در دبی گاز 82 میلیون فوت مکعب در روز و فشار 3440 پام

 

شکل3- نمودار گرادیان فشار در دبی گاز 57 میلیون فوت مکعب در روز و فشار 3525 پام

 

 

شکل4- نمودار گرادیان فشار در دبی گاز 33 میلیون فوت مکعب در روز و فشار 3624 پام

 

تعیین اثر پارامترهای عملیاتی

برای بررسی تأثیر پارامترهای عملیاتی مانند ضریب اصطکاک⁶ و فاکتور ایستایی⁷ بر فشار سرچاهی، تغییرات این پارامترها بر فشار سرچاهی مورد ارزیابی قرار گرفت. همانطور که از جدول5 مشخص است، تغییرات این دو پارامتر تأثیری بر محاسبه فشار سرچاهی نداشته و فشار سرچاهی تحت تأثیر این عوامل قرار نمی‌گیرد.

جدول5- اثر پارامترهای مختلف بر روی فشار سرچاهی

WHP from pipesim (psia)	Hold up Factor	Friction Factor	Q (mmscfd)	Math Correlation
3443.6	1	1.5	82	Hagedorn & Brown (original)
3443.6	1.5	1	82	Hagedorn & Brown (original)
3443.6	1.5	1.5	82	Hagedorn & Brown (original)

جریان دوفازی در چاه

برای بررسی تشکیل جریان دوفازی در ستون چاه با دبی‌های 82، 57 و 33 میلیون فوت مکعب در روز، نمودار مربوطه در شکل5 ترسیم شده است. در این نمودار، نمودار فازی سیال مخزن به رنگ زرد و نمودار خط شبنم سیال به رنگ خاکستری نمایش داده شده‌اند. همانطور که در نمودار مشاهده می‌شود، فشار استاتیک مخزن در دبی‌های ذکر شده بالاتر از نقطه تشکیل شبنم قرار دارد. علاوه بر این، در دبی‌های 82 و 57 میلیون فوت مکعب در روز، فشار ته چاه زیر منحنی نقطه شبنم است که نشان‌دهنده تشکیل جریان دوفازی در این دو دبی می‌باشد. به علاوه، در دبی روزانه 33 میلیون فوت مکعب، جریان فازی در عمق 2682 متر تشکیل می‌شود.

 

شکل5- نمودار تشکیل جریان دو فازی در ستون چاه 

تعیین فشار ته چاهی

به منظور ارزیابی صحت داده‌های فشار سرچاهی، این داده‌ها به‌صورت نمودار بر حسب دبی جریان ترسیم شدند. شکل6 نمودار تغییرات دبی جریان و فشار سرچاهی در چاه مورد نظر را نشان می‌دهد. همانطور که از این نمودار مشخص است، برخی از داده‌های فشار سرچاهی معتبر به نظر می‌رسند، در حالی که برخی دیگر که از روند معمول منحرف شده‌اند، فاقد اعتبار کافی برای تحلیل هستند. به‌ویژه، داده‌هایی که در بازه فشار سرچاهی 194 تا 198 بار قرار دارند، از اعتبار کافی برخوردار نیستند، در حالی که داده‌های موجود در بازه 199 تا 204 بار معتبر شناخته می‌شوند. برای محاسبه فشار ته چاه، از داده‌های معتبر این نمودار و معادله هگدون و برآون استفاده شده است. فشار ته چاه با استفاده از مقادیر دبی جریان و فشار سرچاهی محاسبه گردید. جدول5 مقادیر محاسبه‌شده فشار ته چاه را در شرایط مختلف نمایش می‌دهد. همانطور که در این جدول مشهود است، فشار ته چاه در بازه 7/3857 تا 3/3904 پام قرار دارد، که این مقادیر بر اساس دبی جریان بین 36/98 تا 97/112 میلیون فوت مکعب در روز محاسبه شده‌اند.

 

Pwf (psia)	Pwh (psia)	Q (mmscf/d)
3904.3	2958.5	98.36
3884.5	2912.1	104.27
3867	2866.2	110.05
3857.7	2841.6	112.97

جدول5- مقادیر فشار ته چاهی بر اساس دبی جریان و فشار سرچاهی مختلف

 

 

 

 

شکل6- اعتبار سنجی داده های دبی جریان و فشار سرچاهی

علاوه بر این، مقادیر فشار سرچاهی که در این محاسبات استفاده شده‌اند، در محدوده 6/2841 تا 5/2958 پام هستند. شکل7 نیز نمودار تغییرات دبی جریان و اختلاف فشار را در قالب نموداری لگاریتمی نشان می‌دهد. با استفاده از این نمودار، مقادیر c و n محاسبه شده‌اند که در جدول6 به‌طور خلاصه ارائه شده‌اند.

 

                      شکل7- مقادیر دبی و اختلاف فشار در نمودار لگاریتمی

c	n
0.0025888781	0.73395466

جدول6- مقادیر c و n

 

 

شکل 8 و 9 نمودار فازی سیال مخزن را برای دبی‌های مختلف گاز، که در بازه 36/98 تا 97/112 میلیون فوت مکعب در روز قرار دارند، نمایش می‌دهند. همانطور که در این نمودارها مشاهده می‌شود، به دلیل کاهش فشار استاتیک مخزن به زیر نقطه شبنم، جریان دو فازی در این چاه ایجاد شده است. این پدیده به‌وضوح در نمودار شکل9 قابل مشاهده است، که نشان‌دهنده تشکیل جریان دو فازی در این شرایط می‌باشد.

 

 

شکل8- نمودار فازی سیال 

 

شکل9- نمودار فازی سیال و بررسی احتمال جریان دو فازی در چاه 

 تعیین سایز لوله مغزی

برای بهینه‌سازی تولید از چاه، انتخاب سایز مناسب لوله مغزی با استفاده از اندازه‌های مختلف 2.992 اینچ، 3.958 اینچ، 4.892 اینچ و 6.151 اینچ انجام شده است. در این شبیه‌سازی، دبی تولیدی برابر با 110 میلیون فوت مکعب در روز در نظر گرفته شده است. شکل10 که نمایانگر گره‌ای از داده‌ها است، نشان می‌دهد که سایزهای مختلف لوله مغزی به طور متفاوتی بر دبی تولیدی تاثیر می‌گذارند. به‌طور خاص، با افزایش سایز لوله مغزی، دبی تولیدی نیز افزایش می‌یابد. به‌طوری که کمترین دبی تولیدی برابر با 10 میلیون فوت مکعب در روز و بیشترین دبی برابر با 110 میلیون فوت مکعب در روز می‌باشد. این مقادیر به ترتیب مربوط به لوله مغزی با سایزهای 2.992 اینچ و 6.151 اینچ هستند. از این رو، می‌توان نتیجه گرفت که برای دستیابی به تولید حداکثری از چاه، لوله مغزی با سایز 6.151 اینچ بهترین گزینه است. شکل11 نمودار احتمال تجمع مایعات در ستون چاه را نشان می‌دهد. در این نمودار، نسبت سرعت سیال در محدوده 0.034 تا 0.039 قرار دارد و هیچ رفتار غیرطبیعی مشاهده نمی‌شود. بنابراین، احتمال تجمع مایعات در هنگام تولید به طور کامل منتفی است و هیچ مایعی در ستون چاه تجمع نمی‌یابد.

 

شکل10- نمودار گره‌ای به منظور انتخاب سایز لوله مغزی

 

شکل11- تجمع مایعات در ستون چاه

بررسی اثر قطر لوله مغزی بر روی فشار ته چاه

برای بررسی تأثیر قطر لوله مغزی بر فشار ته چاهی، نمودار حاصل در شکل12 تهیه شده است. در این بررسی، لوله‌های مغزی با قطرهای مختلف از 2.992 اینچ تا 6.151 اینچ به کار گرفته شده و فشار ته چاهی برای هر یک محاسبه شده است. همانطور که در نمودار مشاهده می‌شود، با افزایش قطر لوله مغزی، فشار ته چاهی کاهش می‌یابد. به طور خاص، کمترین فشار ته چاهی در مورد لوله مغزی با قطر 6.151 اینچ به دست آمده و بیشترین فشار ته چاهی مربوط به لوله مغزی با قطر 2.992 اینچ است. بیشترین فشار ته چاهی برابر با 4090 پام و کمترین فشار ته چاهی برابر با 3870 پام می‌باشد که به وضوح در نمودار نشان داده شده است.

 

شکل12- بررسی فشار ته چاه و سایز لوله مغزی

حساسیت سنجی داده‌ها

برای انجام تحلیل حساسیت روی داده‌های فشار سرچاهی و نرخ تولید، از نرم‌افزار پایپسیم بهره گرفته شد و ارزیابی حساسیت داده‌های ورودی انجام گردید. در این راستا، دبی روزانه گاز با تغییرات 5 درصدی (کاهش و افزایش) مورد بررسی قرار گرفت و در هر حالت، فشار ته چاهی محاسبه شد. شکل 13 نتایج را با احتساب 5 درصد افزایش و جدول 4-5 داده‌های محاسبه‌شده با 5 درصد کاهش نشان می‌دهند. در این تحلیل، فشار سرچاهی به‌عنوان یک پارامتر ثابت در نظر گرفته شده است که در محدوده 6/2841 تا 5/2958 پام قرار دارد. طبق نتایج حاصل، دامنه تغییرات فشار ته چاهی در واکنش به تغییرات دبی نسبتاً کم بوده و این یافته‌ها نشان می‌دهند که دبی تأثیر زیادی بر فشار ته چاهی ندارد.

 

 

شکل13- تغییرات فشار ته چاهی با دبی جریان

در شکل14 تغییرات فشار سرچاهی با افزایش و کاهش 5 درصدی در دبی‌های ثابت گاز به‌طور دقیق بررسی شده است. این شکل نشان‌دهنده فشار ته چاهی محاسبه‌شده برای هر حالت و همچنین حساسیت فشار ته چاهی نسبت به تغییرات فشار سرچاهی می‌باشد. طبق نتایج به‌دست‌آمده، تغییرات فشار سرچاهی تأثیر قابل توجهی بر فشار ته چاهی دارند. به‌طور دقیق‌تر، زمانی که فشار سرچاهی 5 درصد بیشتر در نظر گرفته شده باشد، فشار ته چاهی در محدوده 4/4012 تا 5/4068 پام قرار دارد، در حالی که زمانی که فشار سرچاهی 5 درصد کمتر در نظر گرفته شده باشد، فشار ته چاهی در بازه 7/3703 تا 1/3740 پام متغیر است. این نتایج به‌خوبی در نمودارهای مربوطه نمایان هستند.

 

 

شکل14- تغییرات فشار ته چاهی با فشار سر چاهی

نتیجه‌گیری

در این بخش، نتایج مدل‌سازی عملیات بهینه‌سازی تولید از یک چاه گازی بررسی شده است. برای این تحقیق از نرم‌افزار پایپسیم بهره‌برداری شده و تأثیر پارامترهای مختلف بر شرایط تولید از میدان مورد مطالعه قرار گرفته است. نتایج اصلی این تحقیق به شرح زیر است:

نتایج نشان می‌دهند که فشار سرچاهی تحت تأثیر فاکتور اصطکاک و نگهداری مایع⁸ قرار نمی‌گیرد و این دو پارامتر تأثیر قابل توجهی بر فشار سرچاهی ندارند.

در دبی گاز 33 میلیون فوت مکعب در روز، فشار استاتیک مخزن بالاتر از ناحیه نقطه تشکیل شبنم قرار دارد، در حالی که در دبی‌های 82 و 57 میلیون فوت مکعب در روز، فشار ته چاهی زیر منحنی نقطه شبنم قرار دارد که نشان‌دهنده تشکیل جریان دو فازی در این دبی‌ها می‌باشد.

فشار ته چاهی محاسبه‌شده در محدوده 3857.7 تا 3904.3 پام قرار دارد که این مقادیر برای دبی‌های جریان 98.36 تا 112.97 میلیون فوت مکعب در روز محاسبه شده‌اند. همچنین، مقادیر فشار سرچاهی در این بخش در محدوده 2841.6 تا 2958.5 پام قرار دارند.

زمانی که دبی گاز بین 98.36 تا 112.97 میلیون فوت مکعب در روز باشد، به دلیل افت فشار استاتیک مخزن به زیر نقطه شبنم، جریان دو فازی در چاه ایجاد می‌شود.

با افزایش اندازه لوله مغزی، دبی تولیدی نیز افزایش می‌یابد، به‌طوری که کمترین و بیشترین دبی تولیدی به ترتیب برابر با 10 و 110 میلیون فوت مکعب در روز بوده که مربوط به لوله‌های مغزی با اندازه‌های 2.992 و 6.151 اینچ می‌باشد.

با بزرگ‌تر شدن اندازه لوله مغزی، فشار ته چاهی کاهش می‌یابد؛ به‌گونه‌ای که کمترین فشار ته چاهی در اندازه لوله مغزی 6.151 اینچ و بیشترین فشار در اندازه لوله مغزی 2.992 اینچ مشاهده شده است. مقادیر بیشترین و کمترین فشار ته چاه به ترتیب برابر با 4090 و 3870 پام هستند.

بررسی حساسیت داده‌های میدانی نشان می‌دهد که تغییرات فشار ته چاهی با تغییرات دبی به‌طور قابل‌ملاحظه‌ای کوچک است و این نتایج حاکی از آن است که دبی تأثیر کمی بر فشار ته چاهی دارد.

بررسی حساسیت داده‌های میدانی نشان می‌دهد که تغییرات فشار ته چاهی تحت تأثیر تغییرات فشار سرچاهی قرار دارد و این نتایج نشان‌دهنده تأثیر زیاد فشار سرچاهی بر فشار ته چاهی است.

Referenc

 [1]. Chen, Y., Mu, L., Zhang, J., Zhai, G., Li, X., Li, J., & Zhai, H. (2013). Horizontal well inflow performance relationship in foamy heavy oil reservoirs. Petroleum Exploration and Development, 40(3), 389–393. https://doi.org/https://doi.org/10.1016/S1876-3804(13)60048-8

[2]. Qasem, F., Malallah, A., Nashawi, I. S., & Mir, M. I. (2012). Modeling inflow performance relationships for wells producing from multilayer solution-gas drive reservoirs. Society of Petroleum Engineers - North Africa Technical Conference and Exhibition 2012, NATC 2012: Managing Hydrocarbon Resources in a Changing Environment, 1, 247–258. https://doi.org/10.2118/149858-ms

[3]. Cunha, J. R., Schott, C., van der Weijden, R. D., Leal, L. H., Zeeman, G., & Buisman, C. (2019). Recovery of calcium phosphate granules from black water using a hybrid upflow anaerobic sludge bed and gas-lift reactor. Environmental Research, 178, 108671. https://doi.org/https://doi.org/10.1016/j.envres.2019.108671

[4]. Dong, M., Yue, X., Shi, X., Ling, S., Zhang, B., & Li, X. (2019). Effect of dynamic pseudo threshold pressure gradient on well production performance in low-permeability and tight oil reservoirs. Journal of Petroleum Science and Engineering, 173, 69–76. https://doi.org/https://doi.org/10.1016/j.petrol.2018.09.096

[5]. Wang, J., Duan, X., Wang, W., Guan, J., Li, Y., & Liu, J. (2021). Effects of the continuous variable valve lift system and Miller cycle strategy on the performance behavior of the lean-burn natural gas spark ignition engine. Fuel, 297, 120762. https://doi.org/https://doi.org/10.1016/j.fuel.2021.120762

[6]. Xue, D., Yao, D., Sukumaran, R. K., You, X., Wei, Z., & Gong, C. (2020). Tandem integration of aerobic fungal cellulase production, lignocellulose substrate saccharification and anaerobic ethanol fermentation by a modified gas lift bioreactor. Bioresource Technology, 302, 122902. https://doi.org/https://doi.org/10.1016/j.biortech.2020.122902

[7]. Xiang, Z., & Kabir, C. S. (2019). Simplified transient-IPR modeling in intermittent gas-lift and plunger-lift systems. Journal of Petroleum Science and Engineering, 179, 31–43. https://doi.org/https://doi.org/10.1016/j.petrol.2019.04.040

[8]. Sajedian, A., Ebrahimi, M., & Jamialahmadi, M. (2012). Two-phase Inflow Performance Relationship Prediction Using Two Artificial Intelligence Techniques: Multi-layer Perceptron Versus Genetic Programming. Petroleum Science and Technology, 30(16), 1725–1736. https://doi.org/10.1080/10916466.2010.509074

[9]. Faraji, F., Ugwu, J. O., Nabhani, F., & Chong, P. L. (2019). Development of inflow performance model in high temperature gas-condensate reservoirs. Journal of Petroleum Science and Engineering, 181, 106169. https://doi.org/https://doi.org/10.1016/j.petrol.2019.06.033

 

 

 

 

 

---

[1]  Inflow performance relationship (IPR)

[2]  Tubing performance relationship

[3]  Pseudo Spontaneous Potential

[4]  Influx Performance Relationship

[5]  Total Performance Relationship

[6]  Friction factor

[7]  Holdup factor

[8]  hold-up

---