عنوان پایان‌نامه
شبیه سازی فرایندتزریق گاز دی اکسید کربن به عنوان یک روش ازدیاد برداشت و ذخیره سازی آن و بررسی پارامترهای موثر
- رشته تحصیلی
- مهندسی نفت - مخازن هیدروکربوری
- مقطع تحصیلی
- کارشناسی ارشد
- محل دفاع
- کتابخانه پردیس یک فنی شماره ثبت: 1402.;کتابخانه مرکزی -تالار اطلاع رسانی شماره ثبت: 61334
- تاریخ دفاع
- ۱۹ شهریور ۱۳۹۲
- دانشجو
- ناصر حسنی
- استاد راهنما
- فرهنگ جلالی فراهانی, بهنام صدایی سولا
- چکیده
- با توجه به اینکه عمده مخازن دنیا در نیمه دوم عمر خود به سر می¬برند، استفاده از روش¬های ازدیاد برداشت نفت اجتناب¬ناپذیر به نظر می¬رسد. به همین دلیل مطالعه و بررسی آن دسته از روش¬های ازدیاد برداشت نفت که صرفه اقتصادی دارند نظیر تزریق گاز، تزریق شیمیایی و همچنین روشهای حرارتی بیش از پیش اهمیت پیدا می¬کند. در این میان تزریق گاز دی¬اکسیدکربن به عنوان یکی از پرکاربردترین این روش¬ها به شمار می¬رود. پایین¬ بودن حداقل فشار امتزاجی آن نسبت به نیتروژن و متان، آن را به یکی از بهترین گزینه¬های تزریق¬گاز بدل کرده است. علاوه بر این موضوع، ذخیره¬سازی گازهای گلخانه¬ای از جمله دی¬اکسیدکربن در مخازن هیدروکربوری، تمایل به استفاده از این گاز در فرآیندهای ازدیادبرداشت¬نفت را افزایش می¬دهد. موضوع انتشار گازهای گلخانه¬ای که این روزها به یک چالش اساسی برای زندگی انسان تبدیل شده، پیامدهای فراوانی داشته که از مهمترین و ملموس¬ترین آنها می¬توان به گرم¬شدن کره زمین و آلودگی بیش از اندازه¬ی هوا اشاره کرد. از این¬رو در این پایان¬نامه، فرآیند تزریق گاز دی¬اکسیدکربن در یکی از مخازن جنوب غربی ایران از دو منظر فوق مطالعه شده است. در این رابطه نحوه¬ی جدایش گاز دی¬اکسیدکربن از جریان گازهای سوختی خروجی نیروگاه رامین بررسی شده و با درنظرگرفتن حجم گاز تزریقی، با استفاده از نرم¬افزار PipesimTM افت¬فشار در خط لوله محاسبه شده است. برای پیش¬بینی شرایط امتزاجی، حداقل فشار امتزاجی گاز و نفت مخزن به روش¬های مختلف محاسبه شد. نتایج روش¬های مختلف نشان می¬دهد که حداقل فشار امتزاج تماس چندگانه در محدوده Psia 2700 تا Psia 3150 است. با توجه به فشار مخزن در زمان تزریق و همچنین شبیه¬سازی در شرایط مخزن، این فرآیند در مخزن آسماری نزدیک به شرایط امتزاجی است. بعد از آن مهمترین مکانیزم¬های افزایش تولید نظیر انحلال گاز دی¬اکسیدکربن در نفت، کاهش گرانروی و تنش میان¬رویه در شرایط مخزن بررسی و شبیه¬سازی شده است. همچنین با طراحی سناریوهای مناسب و شبیه¬سازی بوسیله نرم¬افزار Eclipse 300TM تاثیر پارامترهای عملیاتی بررسی و ارزیابی اقتصادی صورت پذیرفت. نتایج بررسی سناریوهای مختلف نشان می¬دهد که در بهترین سناریو، ضریب بازیافت ثانویه 5/7% و حجم گاز دی¬اکسیدکربن ذخیره¬شده TSCF 15/1 معادل 60 میلیون تن می¬باشد. ارزیابی اقتصادی نشان می¬دهد که در این سناریو نرخ بازگشت سرمایه 37% و ارزش خالص فعلی پروژه در سال 2028 که ابتدای دوره¬ی سرمایه¬گذاری است در حدود 8 میلیاد دلار است.
- Abstract
- Because most of the oil reservoirs in world are in the second half of their life, the use of EOR methods seems to be inevitable; therefore, the study of methods which are economically efficient, e.g. gas injection, chemical injection and thermal recovery has become more significant. CO2 injection is one of the best and most common injection methods, due to its low MMP with oil. Furthermore, capturing and storage of green-house gases (GHG’s) such as CO2, increases the tendency to use it as injection gas. Emission of GHG’s which has recently become one of the most challenging concerns of man’s life, causes serious consequences like global warming and excessive air pollution. In this thesis, the injection of CO2 in a reservoir located in South-West of Iran is studied from two above aspects. Therefore, CO2 capturing from external flue gases in Ramin power plant is discussed and considering the injection rate, pressure drop through pipeline is calculated by PipesimTM software. To assessment the miscibility and determine type of process, MMP was calculated by different methods. Different methods gave an MC-MMP value in range of 2700-3150 Psia, which implies that CO2 flooding in Asmari Reservoir is a near miscible process. This fact was later investigated and confirmed by reservoir simulation results. The main mechanisms such as solubility of CO2 in oil, viscosity and IFT reduction are also discussed. The process of CO2 injection in the reservoir was then modeled using a compositional commercial simulator (Eclipse 300TM) to determine the impact of effective operational parameters on oil recovery and CO2 storage in different scenarios. Gas was injected for 20 years, and economical evaluation was performed to determine the most efficient scenario. Results show that in the best case, oil recovery factor and gas storage values are 7.5% and 1.16 TSCF (60 million Metric ton) respectively. In addition, economical evaluation shows that Internal Rate of Return (IRR) and Net Present Value (NPV) in year 2028 are 37 % and 8 BUSD respectively.
