مطالعه آزمايشگاهي فرايند تزريق متناوب آب و مخلوط گاز هيدروكربوري - دي اكسيد كربن در يكي از مخازن نفتي ايران

experimental study of water alternationg hydrocarbon - co 2 mixture gas in one of iranian oil reseryvoirs and experiments simulation

هم اكنون تزريق گاز يكي از پركاربردترين روش هاي ازدياد برداشت به شمار مي رود. به طور معمول جهت افزايش سطح تماس سيالات تزريقي، گازبه طور متناوب با آب تزريق مي شود كه اين فرآيند تزريق متناوب آب و گاز(WAG)نام دارد و به صورت گسترده در ميادين نفتي مورد استفاده قرار مي گيرد. در اين پژوهش، آزمايش هاي انجام شده روي مغزه ها در شرايط مخزن با استفاده از دستگاه سيلاب زني مغزه مورد بحث و بررسي قرار گرفته است.آزمايش هاي تزريق در تركيب درصد مختلف متان در گاز تزريقي و سه نسبت تزريق 0/5 - 1 و 2 انجام شده است. نتايج حاصل از آزمايش ها نشان مي دهد كه مي توان نسبت تزريق بهينه را 1:1 انتخاب كرد. علاوه بر اين با افزايش تركيب درصد دي اكسيدكربن در گاز تزريقي بازيافت نفت افزايش پيدا مي كند كه البته با توجه به هزينه بر بودن جداسازي دي اكسيدكربن توليدي از نيروگاه ها، با وجود زياد بودن بازيافت نفت، اين حالت از لحاظ اقتصادي مقرون به صرفه نيست. متان نيز با توجه به بازيافت كم و فشار امتزاجي زياد شرايط مساعدي براي تامين فشار عملياتي تزريق نخواهد داشت. لذا با استفاده از تركيب اين دو گاز هم مي توان از خاصيت مطلوب زياد بودن بازيافت نفت در تزريق دي اكسيدكربن و هم از در دسترس بودن گاز متان در سرچاه بهره برد. مدل شبيه ساز نيز در شرايط فوق قرار گرفته كه نتايج آن تا حد قابل قبولي با نتايج آزمايشگاهي مطابقت دارد

In this research the effect of composition changes of the injection gas (Hydrocarbon gas + carbon dioxide) on Water Alternating Gas (WAG) performance in immiscible flooding which has been rarely attended in the available literature is investigated. The influence of injection WAG ratio on oil recovery also is investigated. For investigating the effect of injecting gas composition on oil recovery, five tests which the mole percents of methane in mixture are 0%, 25%, 50%, 75% 100% are performed, in these tests ten alternate cycles of brine and gas with a slug size (half of a cycle) of 0.1 pore volumes (PV) and a water/gas ratio (volume ratio) of 1:1 are injected. In addition, three tests are performed on WAG ratio of 1:2, 1:1, and 2:1 with constant injected gas composition of 50% methane and 50% carbon dioxide. The results of the experiments which performed at different WAG ratios show that there is an optimum WAG ratio of 1, where the oil recovery is maximized. Laboratory results show that the recovery of pure carbon dioxide as gas slug in WAG process has highest recovery but is not a good choice for some fields (especially for offshore fields) due to facility corrosion, transportation and storage costs. Availability of Hydrocarbon gases at the field and well head make it a good choice for injection but since it has low recovery factor, if mixes with carbon dioxide the recovery will be high and the mixture will be a good choice since the corrosion problem can minimize and recovery will be high enough. At last a comparison is performed between experimental result and simulation