عنوان پایان‌نامه
تاثیر تراوایی وابسته به سرعت بر روند بهره دهی چاه درمخازن گاز میعانی
- رشته تحصیلی
- مهندسی اکتشاف نفت
- مقطع تحصیلی
- کارشناسی ارشد
- محل دفاع
- کتابخانه پردیس 2 فنی شماره ثبت: 1659;کتابخانه مرکزی -تالار اطلاع رسانی شماره ثبت: 43259;کتابخانه انستیتو نفت شماره ثبت: 51.
- تاریخ دفاع
- ۲۹ آذر ۱۳۸۸
- دانشجو
- محمدسامان تباک
- استاد راهنما
- حسین معماریان
- چکیده
- در مخازن گاز میعانی، با افت فشار مخزن به زیر نقطه شبنم در محدوده ی چاه ناحیه ای به وجود می آید که در آن میعان و گاز توامان با هم جریان دارند. میعان با رسیدن به اشباع بحرانی شروع به حرکت می نماید و مانند سدی در مقابل جریان گاز در محیط متخلخل, تراوایی نسبی گاز را کاهش می دهد. این پدیده در نهایت موجب کاهش اندیس تولید گاز می گردد. میعان تشکیل شده موجب ایجاد انسداد، به ویژه در ناحیه نزدیک به چاه، یعنی جایی که مقدار افت فشار بیشتر است، می گردد. در محدوده ی چاه، به‌دلیل افت فشار زیاد و همچنین کاهش سطح عبوری جریان شعاعی در محدوده ی آن، جریان سیال از سرعت بالایی برخوردار می باشد که موجب ایجاد جریان غیر دارسی در این ناحیه می شود. این جریان از معادلات جریان دارسی پیروی نمی کند. وجود این جریان پدیده های جانبی را به‌همراه دارد، از جمله این که در نواحی با سرعت جریان بالا، میزان تراوایی نسبی گاز با افزایش عدد موئینگی (نسبت نیروی گرانروی به موئینگی) افزایش نشان می دهد. این امر به‌دلیل کاهش تنش بین سطحی به‌ازای افزایش سرعت، در محدوده ی چاه می باشد. این عمل به نوبه ی خود موجب امتزاج فازها در همدیگر و افزایش تراوایی نسبی می شود. فاکتور غیر دارسی، همچنین با ایجاد افت فشار اضافی، از میزان تولید می کاهد. بررسی حاضر بروی یک چاه در میدان گازی پارس جنوبی صورت گرفته است. در این بررسی، با استفاده از شبیه ساز ترکیبی، میزان اثر عدد موئینگی و سرعت بالا بر روی تراوایی نسبی گاز و بهره دهی کلی چاه، بررسی شده است، نتایج به‌دست آمده حاکی از اثر گذار بودن نرخ تولید و فشار ته چاهی بر روی سرعت و میزان تشکیل میعان در محدوده ی چاه و مخزن می باشد. روابط مابین عدد موئینگی و تراوایی نسبی روند هم جهتی را نشان می دهند که در آن، به ازای افزایش عدد موئینگی، تراوایی نسبی نیز افزایش نشان می دهد. با توجه به مطالعات انجام گرفته می توان نرخ جریانی و فشار بهینه را برای تولید تعیین نمود و همچنین می توان برای پیش بینی دقیق تر عملکرد چاه ها در مخازن گاز-میعانی در طول فرآیند تولید نیز بهره گرفت. بررسی حاضر نشام داد که مقدار تراوایی نسبی گاز و میعان در محدوده ی چاه برای اواخر دوره ی تولید با لحاظ نمودن اثرات جریان غیردارسی نسبت به مدل های معمولی حداکثر به ترتیب 5/2 و 85/1 برابر افزایش مقدار نشان می دهند. همچنین مقدار تولید نهایی گاز و نفت در روش مورد نظر حداکثر به ترتیب 08/1 و 05/1 برابر افزایش نشان می هند.
- Abstract
- Due to pressure drop below the dew pint, in gas condensate reservoirs, a region develops around the wellbore in which gas and condensate flow simultaneously. When the condensate saturation exceeds the critical saturation, it became mobile, acts as a barrier to the gas flow, which cause major reduction in gas relative permeability and subsequently, decreases total production. Condensate formation cause blockage, especially in the regions nearer to the wellbore in which pressure drop is higher. Fluid flow mechanism around wellbore, due to the high velocity of flow, should be considered as non-darcy flow. In this situation normal darcy fluid flow equations cannot be used for flow characterization. Existence of this kind of flow is problematic. In the regions with high flow velocity, gas relative permeability is increased in conjunction with increase in capillary number (ratio of viscosity force to capillary force). This is due to the interfacial tension reduction along with increase in velocity, around wellbore. This increase miscibility between gas and condensate and finally increase the relative permeability. Non-darcy flow coefficient follows with excessive pressure drop which end up with higher productivity loss. Compositional simulation study was utilized for capillary number effect on gas and condensate relative permeabilities and total well deliverability.This study was carried out in a gas well of South Pars field, in the Persian Gulf continental shelf. Results indicate that production rate and bottom-hole pressure are responsible for the rate and quantity of condensate build up around wellbore gas condensate reservoirs. There is direct relationship between relative permeability and capillarynumber, in which capillary number increase make increase in relative permeability value. According to this study, optimized production rate and also pressure can be implemented for having higher well deliverability. These findings can be used for better estimation of well operation during production process in gas condensate reservoirs. Results indicate that by considering non-darcy flow effects, gas and condensate relative permeabilities around well bore show enhancement respectively 2.5 and 1.85 times relative to the old models. Also for this model, total gas and condensate production show respectively 1.08 and 1.05 times increase in value.
