تعیین عمکرد یک چاه گاز میعانی ایران با استفاده از نمودارهای تولید با استفاده از نرم‌افزار پایپسیم
محورهای موضوعی :
1 - گروه فنی و مهندسی، مرکز تحقیقات نفت و انرژی، واحد امیدیه، دانشگاه آزاد اسلامی، امیدیه، ایران
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.
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.
