عنوان مقاله :
بررسي روش ارزيابي تعيين سطح تماس سيالات با استفاده از ترموديناميك تعادل فازي و برگشت‌ناپذير در ستون هيدروكربوري محيط‌هاي متخلخل؛ مطالعه موردي در يكي از مخازن اشباع شكاف‌دار جنوب غربي ايران
عنوان به زبان ديگر :
Evaluation of the Fluid Contact Estimation Using Phase Equilibrium and Irreversible Thermodynamics in The Hydrocarbon Column of Porous Media; A Case Study in Oil Fractured Saturated Reservoir in the Southwest of Iran
پديد آورندگان :
انصاري، هادي دانشگاه آزاد اسلامي - دانشگاه علوم و تحقيقات تهران - دانشكده مهندسي شيمي و نفت، تهران، ايران , هاشمي، عبدالنبي دانشگاه صنعت نفت - دانشكده نفت، اهواز، ايران , موسوي دهقاني، علي پژوهشگاه صنعت نفت - پرديس پژوهش و توسعه صنايع بالادستي - گروه مطالعات توليد، تهران، ايران , گرامي، شهاب شركت ملي نفت ايران - پژوهشكده ازدياد و برداشت، تهران، ايران
كليدواژه :
مشخصه‌سازي اجزاء سنگين سيال , محاسبه سطح تماس گاز– نفت , تئوري گراديان تركيبي , تعادل گراويتي/ شيميايي , انتقال جرم غيرهم‌دما
چكيده فارسي :
تعيين سطح تماس سيالات يكي از چالش‌هاي برنامه‌ريزي توسعه ميدان و مديريت مخزن است. از ديدگاه ترموديناميكي سطح تماس گاز- نفت عمقي است كه بيشترين تغييرات تركيب سيال وجود دارد، به‌طوري‌كه در آن عمق يك ناپيوستگي به‌علت تغيير فاز آني در سطح تماس رخ مي‌دهد. اين تغيير فاز آني به واسطه نيروهاي گرانشي، شيميايي و حرارتي مي‌تواند باشد. در اين پژوهش، سه نمونه نفت خام از مخزن نفتي آسماري در يكي از ميادين كه از نوع شكاف‌دار است، مورد ارزيابي قرار گرفته است. نمونه‌هاي هر سه چاه داراي عمق مبنا و در شرايط بالاي نقطة حباب ناحيه نفتي اخذ شده‌اند. اين پژوهش به‌صورت كاربردي به تركيب خواص سيال و شبيه‌سازي گراديان تركيبي براي كاهش ريسك پيش‌بيني سطح تماس سيالات بدون نياز به چاه جديد يا چاه پايلوت پرداخته است. در هر سه نمونه سطح تماس گاز– نفت به‌صورت واضح به‌دست آمده، به‌طوري‌كه در بهترين مدل‌هاي ترموديناميكي عمق سطح تماس گاز- نفت محاسبه شده به‌ترتيب 1، 13، 75 و ft 73 با عمق سطح تماس گاز– نفت به‌روش لايه آزمايي سازند اختلاف دارند. در نهايت، نتايج اين مطالعه نشان مي‌دهد كه روش‌هاي ترموديناميكي قابل اعتماد و مقرون به‌صرفه براي كاهش عدم اطمينان براي تخمين يا تعيين سطح تماس سيالات و كاهش ريسك پروژه‌هاي توسعه ميدان هستند. در نتيجه، اين روش براي هر زمان كه اطلاعات خواص سيال معتبر از مخازن اشباع همگن و شكاف‌دار در دسترس باشد، توصيه مي‌شود.
چكيده لاتين :
Determining fluid contact is one of the challenges of field development planning and reservoir management. From the thermodynamic point of view, the gas – oil contact depth there that the greatest changes in composition, so that the depth of discontinuity due to the instantaneous phase change occurs in the fluid contact. This instantaneous phase change is caused by gravitational, chemical and thermal forces. In this study, three crude oil samples from the Asmari oil fractured reservoir were evaluated in one of the fields. Samples of all three wells have datum depth, and they were obtained at above oil bubble point conditions. This study applied the combination of fluid properties and compositional gradient simulations to reduce the risk of fluid contact without the need for a new well or pilot well. In all three samples, the gas-oil contact was clearly obtained, so that in the best thermodynamic models the depth of gas-oil contact was calculated 1, 13, 75 and 73 feet respectively, is different with gas-oil contact depth by formation testing method. Finally, the results of this study will document that CGS is reliable and cost-effective for reducing fluid contact uncertainties and de-risking field development projects. Consequently, this method is recommended whenever credible PVT data are available from homogeneous and fractured saturated reservoirs.
