مدل يكپارچه شبيه سازي فرايند تشكيل رسوب آسفالتين در ديواره چاه‌هاي نفتي

An Integrated Model for Asphaltene Deposition in Oil Well Column Simulation

آسفالتین از جمله برش‌های سنگین نفت خام است كه رسوب آن در ستون چاه‌های نفت سبب كاهش تولید، افزایش افت فشار و در نهایت توقف جریان نفت می‌شود. تعیین زمان، مكان و مقدار دقیق تشكیل رسوب از جمله نیازهای اصلی برای طراحی برنامه تولید از چاه است. فرآیند تشكیل رسوب آسفالتین دارای سه جنبه ترمودینامیكی، سینتیكی و پدیده‌های انتقال است كه مدلسازی فرآیند رسوب نیازمند شناخت دقیق این سه جنبه است. تغییر فاز آسفالتین تابعی از زمان و شرایط ترمودینامیكی آن است. از سوی دیگر حركت نفت در ستون چاه با انتقال حرارت و افت فشار همچنین تشكیل فاز گاز همراه است. مدلسازی ترمودینامیكی فرآیند رسوب، استفاده صحیح از رابطه سینتیكی و ادغام آنها با معادلات حركت و حرارت سبب پیچیدگی مدل‌سازی تشكیل رسوب در ستون چاه شده است. در این مطالعه داده‌های تولیدی یك چاه نفتی ایرانی در بازه زمانی 8 ساله مورد مطالعه قرار گرفته است. ابتدا با انجام آزمایش‌های تعادل فاز و مدل ترمودینامیكی جامد، رفتار ترمودینامیكی آسفالتین مدل‌سازی شده است. سپس تغییرات دما و فشار را در چاه با استفاده از معادله حركت و معادله انتقال حرارت مدل‌سازی شد. در نهایت علاوه بر ادغام معادلات تعادل ترمودینامیكی و انتقال، از رابطه سینتیكی به عنوان رابطه تصحیح كننده برای مدل‌سازی نتایج میدانی استفاده شد. مدل ارائه شده می‌تواند هر سه ویژگی زمان، مكان تشكیل و مقدار رسوب را به خوبی پیش‌بینی كند.  

In this study, an innovative approach is presented for modeling asphaltene deposition in the well column. The presented model predicts the time, location and amount of asphaltene deposited in the well column as a function of well, fluid and reservoir properties. The model is formulated based on thermodynamic equilibrium, heat transfer, mass transfer and empirical multi-phase flow equations. Asphaltene-containing oil is sampled from an oil well suffering from periodic deposition problems. The thermodynamic behavior of the oil and depositional characteristics of asphaltene have been determined via laboratory experiments and modeled accordingly using the Peng-Robinson equation of state and the modified solid model, respectively. The pressure profile in the well column was determined based on Duns and Ross two-phase flow model. The temperature profile in the well column has been determined based on a developed model derived from field measurements. Fluid flow and heat transfer equations have been solved simultaneously based on pressure and temperature profiles in the well column. The Escobedo-and-Mansoori model which has been used for mass transfer calculations was used to evaluate the rate of asphaltene deposition onto the wellbore at various depths. The simulated and reported field values of wellhead pressure and temperature were used for evaluation of model predictions. The model had over 95.5% and 99.1% accuracy in predicting the wellhead pressure and temperature, respectively, in a time window of over three months in the studied well.