عنوان پایان‌نامه
بررسی مدلی اثر آسیب سازندی بر عملکرد چاه های تزریق و تولید در پروژه های ذخیره سازی گاز طبیعی
- رشته تحصیلی
- مهندسی نفت- مهندسی بهره برداری
- مقطع تحصیلی
- کارشناسی ارشد
- محل دفاع
- کتابخانه مرکزی پردیس 2 فنی شماره ثبت: TP 236;کتابخانه مرکزی -تالار اطلاع رسانی شماره ثبت: 81152;کتابخانه پردیس یک فنی شماره ثبت: 1855.;کتابخانه مرکزی پردیس 2 فنی شماره ثبت: TP 236;کتابخانه مرکزی -تالار اطلاع رسانی شماره ثبت: 81152;کتابخانه پردیس یک فنی شم
- تاریخ دفاع
- ۰۹ بهمن ۱۳۹۵
- دانشجو
- فریده فریدونیان
- استاد راهنما
- محمدرضا رسایی, علی نخعی
- چکیده
- هر سوختی برای این که بتواند یک منبع قابل اعتماد تامین انرژی باشد می بایست این قابلیت را داشته باشد که تا حدی بتواند ذخیره شود. گاز طبیعی تنها سوختی است که توسط مصرف کننده ذخیره نمی شود. از آنجایی که بخش زیادی از تقاضای گاز وابسته به دمای هوا می باشد، ذخیره سازی زیر زمینی تکنیکی است که بدین منظور توسعه داده شده است. یکی از مشکلات فرآیند ذخیره سازی پدیده تبخیر آب و تشکیل رسوب نمک است. رسوب تشکیل شده فضای خالی در دسترس سیال را کم می کند و ممکن است سب بستن گلوگاه ها شود. این پدیده بیشتر در نزدیکی چاه، جایی که حجم بیشتری گاز به درون سازند حرکت می کند رخ می دهد. برای بررسی این موضوع به کمک شبیه ساز ایکلیپس مدلی کارتزین از یک مخزن ذخیره سازی تهیه شد. عملیات ذخیره سازی طی مدت پنج سال و در هر سال بصورت هفت ونیم ماه تزریق و سه ونیم ماه تولید شبیه سازی شده است. بین بازههای تزریق و تولید، هر کدام پانزده روز فاصله است که در این مدت چاه بسته می شود. پارامترهای موثر بر عملکرد تزریق و تولید، از جمله آسیب سازند، موقعیت مشبک کاری، وجود یا عدم وجود سفره های آب زیرزمینی، بازه های زمانی استراحت بین سیکل های تولید و تزریق، چاه های افقی و نسبت تراوایی عمودی به افقی، بر روی یک چاه بررسی شدند. طبق نتایج این بررسی با توجه وجود محدودیت فشاری درحالت های تزریق و تولید، زمانی که چاه دچار آسیب می شود فشار ته چاهی سریعتر افت میکند و درنتیجه سریعتر به محدودیت فشاری تعریف شده در حالت تولید می رسد و با توجه به زمان کمتر تولید، چاه با سرعت بیشتری مقدار گاز تزریق شده را تولید می کند. در صورت وجود آسیب درصدی از حجم گاز تزریق شده، قادر به تولید نخواهد بود و این به معنی کاهش حجم گاز کاری است. با کم شدن تراوایی نواحی اطراف چاه با توجه به ثابت بودن نرخ تزریق، فشار تزریقی زیاد می¬شود و این امر سب شده سریعتر به فشار شکست سازند نزدیک شده و تزریق با نرخ ثابت متوقف می شود. بنابراین آسیب سازند در چاه های تزریقی سبب افزایش فشار تزریق می شود و درنتیجه کار کمپرسور و استهلاک آن زیاد شده و منجر به افزایش هزینه پروژه می شود. لذا در همان بازه زمانی تزریق، حجم گاز کمتری توانایی ذخیره سازی در مخزن را دارد و به تدریج حجم گاز کاری کمتر می شود. بنابراین لازم است برای داشتن عملکرد بهتر، آسیب نواحی نزدیک چاه کم شود. عملیات آبشویی، استفاده از تکنولوژی شکاف هیدرولیکی می تواند به افزایش بهره وری چاه ها کمک کند.
- Abstract
- The idea of storing natural gas in underground reservoirs during low consumption seasons to be used in high-demand seasons and meet the peak rates has found worldwide application since 1950s. Underground Gas Storage (UGS) is a cost effective means of installing peak shaving capacity close to gas consumers. This saves part of substantial development costs required to install a peak shaving capacity at the source, i.e. at the producing gas fields. In this study we are trying to evaluate skin effect on well performance in gas storage project. For this purpose, all factors affecting well performance such as permeability, reservoir Thickness and aquifer existence was evaluated by using a 3D dynamic model. Then the skin effect have been studied on well performance. The main reason cause damage in gas storage project is salt deposition. A reasonable relationship have been found between skin factor and reservoir & fluid properties and then the model was optimized to find best injection or production rate. Production wells in gas reservoirs occasionally experience rapid performance decline as recovery progress. In many cases, this behavior may be attributed to halite scale in the near wellbore area around the perforated pay zone or within the wellbore. Evaporation causes a reduction of water saturation and consequently, an increase in the salt-ion consentration. In gas wells, the evaporation takes place because of compressibility-driven drying, which is caused primarily by gas expansion in the near-wellbore region. A water wash after injection period may be sufficient to restore production rates. Keywords: Gas Storage, skin Damage, Salt Deposition, Well Performance, working gas
