عنوان پایان‌نامه
شبیه سازی آزمایش جاروبزنی مغزه و بررسی عددی تاثیر فشار مویینه بر منحنی های تراوایی نسبی
- رشته تحصیلی
- مهندسی نفت - مخازن هیدروکربوری
- مقطع تحصیلی
- کارشناسی ارشد
- محل دفاع
- کتابخانه پردیس یک فنی شماره ثبت: 1284.;کتابخانه مرکزی -تالار اطلاع رسانی شماره ثبت: 58405;کتابخانه مرکزی پردیس 2 فنی شماره ثبت: 129
- تاریخ دفاع
- ۳۱ تیر ۱۳۹۲
- دانشجو
- ناصر انصاری برانقار
- استاد راهنما
- محمدرضا رسایی
- چکیده
- تحقیق پیش رو به تأثیر فشار موئینگی بر روی پیش‌بینی منحنی‌های تراوایی نسبی دو فازی می‌پردازد. تراوایی نسبی معتبر، یک پارامتر بسیار حیاتی برای عملکرد صحیح مخزن است. آزمایش جاروبزنی ناپایا که در این مطالعه در نظر گرفته شده است به طور عمده برای محاسبه (و نه اندازه‌گیری) تراوایی نسبی استفاده می‌شود. روش جانسون باسلر و نیومن (JBN) روشی رایج برای محاسبه تراوایی نسبی مغزه با استفاده از داده‌های آزمایش ناپایا است، که در آن اثر فشار موئینگی لحاظ نشده است. این فرض از نظر عملی صحیح نبوده و می‌تواند خطای قابل ملاحظه‌ای در مقادیر محاسبه شده تراوایی نسبی ایجاد کند. جهت بررسی این امر، برنامه‌ای با زبان برنامه‌نویسی C++ برای مدل‌سازی عددی آزمایش جاروبزنی در این رساله توسعه داده شده است. اطلاعات مربوط به افت فشار و دبی لحظه‌ای و تجمعی فازها که از شبیه‌سازی آزمایش جاروبزنی فرضی به‌دست آمده است برای محاسبه مقادیر تراوایی نسبی با روش JBN مورد استفاده قرار می‌گیرند. با مقایسه مقادیر تراوایی نسبی محاسبه شده با منحنی‌های ورودی به شبیه‌ساز می‌توان به میزان خطای روش JBN پی برد. به این ترتیب، اثر عوامل مختلفی نظیر ترشوندگی، تراوایی مطلق، دبی تزریقی، نسبت تحرک و طول مغزه بر نحوه عملکرد روش JBN و میزان خطای آن مورد مطالعه قرار گرفته است. برای بررسی دقیق‌تر مطالعه اثر این عوامل، از نرم‌افزار آماری و الگوی طراحی آزمایش برای انجام شبیه‌سازی‌ها استفاده شده است تا بتوان درک بهتری از تأثیر عوامل فوق الذکر بر اعتبار منحنی تراوایی نسبی محاسبه شده از روش JBN به دست آورد. نتایج حاصل‌شده حاکی از تأثیر فشار موئینگی بر روی منحنی تراوایی نسبی است. این تأثیر به نحوی است که تراوایی فاز آب را کمی بیشتر و تراوایی فاز نفت را کمتر از مقدار واقعی نشان می‌دهد? اما این افزایش برای فاز آب بسیار ناچیز است. نکته قابل‌توجه آن است که در بین عوامل آزمایش‌شده، نسبت تحرک همواره تأثیر غالب را دارد. افزایش تراوایی مطلق باعث افزایش خطا، افزایش طول مغزه، افزایش تحرک و افزایش دبی باعث کاهش خطا می‌شوند.
- Abstract
- The following investigation focuses on the impact of capillary pressure on estimation of two phases relative permeability curves. Accurate relative permeability is a crucial parameter for evaluating reservoir performance. The unsteady state core flooding tests, which is considered in this study, is mostly used to calculate (not measure) oil-water relative permeabilities. The Johnson, Bossler and Neumann (JBN) method is the conventional method for estimating relative permeabilities from the unsteady state test that ignores capillary pressure. There are always capillary pressure effects taking place during core flood tests. Ignoring of capillary pressure by JBN method will influence the calculation of relative permeability curves. New software for simulating core-flooding test has been developed and implemented using C++ to understand the relationship between relative permeability and capillary pressure. Pressure drop and recovery data obtained from 1-D numerical simulations are used to estimate the relative permeabilities by JBN method. Other parameters such as wettability, absolute permeability, injected flow rate, mobility ratios and core length are also considered for study and their effects are examined using design of experiment to see a better effect of capillary pressure on relative permeability curves. The results obtained have shown the influence of capillary pressure on estimating relative permeability curves. It is shown that increase in capillary pressure slightly increases the water relative permeability and reduces oil relative permeability. Furthermore, the results demonstrate that mobility ratio has a dominant effect on relative permeability. Increasing absolute permeability causes to increase error but as core length, flow rate and mobility ratio increases error decreases.
