عنوان پایان‌نامه
بهینه سازی نرخ تولید تحت شرایط فراز آوری گاز و مخروطی شدن
- رشته تحصیلی
- مهندسی نفت - حفاری و بهره برداری
- مقطع تحصیلی
- کارشناسی ارشد
- محل دفاع
- کتابخانه پردیس یک فنی شماره ثبت: 1565.;کتابخانه مرکزی -تالار اطلاع رسانی شماره ثبت: 67910;کتابخانه مرکزی پردیس 2 فنی شماره ثبت: TP 186
- تاریخ دفاع
- ۲۷ دی ۱۳۹۳
- دانشجو
- ابراهیم سلیمانی
- چکیده
- تولید از مخزن در ابتدا بوسیله رانش¬های اولیه مانند رانش کلاهک گازی و رانش آب آبده انجام می¬شود ولی بعد از مدتی که نیروی رانش اولیه برای بالا آمدن نفت از دهانه چاه کافی نباشد از روش¬های فرازآوری مصنوعی استفاده می¬شود و مهمترین روش فرازآوری مصنوعی روش فرازآوری مصنوعی گاز می¬باشد که این روش برای کم کردن نیروی هیدروستاتیکی نفت (کاهش گرادیان فشار سیال) استفاده می¬شود. معمولا گاز تزریقی از همان گازهای آزاد خارج شده از چاه یا نواحی اطراف استفاده میشود. در اثر تزریق گاز در چاه ایجاد یک افت فشار مضاعفی در ته چاه ایجاد می¬شود که این افت فشار معمولا نرخ خاصی از تولید را در سر چاه ایجاد می¬کند و هرچه افت فشار بیشتر ایجاد شود نرخ بالاتری از نفت را ایجاد می¬کند . در صورتی که این افت فشار از نرخی بحرانی بالاتر رود چاه دچار تولید آب می¬شود و عدم جلوگیری ان باعث افزایش تولید آب و کم شدن تولید نفت از چاه می¬شود. هدف اصلی این تحقیق بهینه سازی فرازآوری گاز به صورت کاربردی برای تولید نفت می¬باشد. فرازآوری با گاز فرآیندی است که در آن با تزریق گاز ، نفت تولید می¬شود ولی دارای محدودیتی می¬باشد که درصورت تزریق بیش از حد ، کاهش تولید نفت را به همراه خواهد داشت . در ازای تزریق گاز، افت فشار در مخزن بالا میرود ولی در صورت عبور کردن از حد مجاز باعث از بین رفتن سطح تعادل بین اب و نفت میشود و پدید آورنده مخروط میباشد مشکل اصلی تزریق گاز بهینه سازی مقدار دبی تزریق گاز میباشد که نه تنها از لحاظ اقتصادی بلکه از لحاظ فنی نیز ایجاد کننده مشکل میباشد از این رو مهمترین قسمت در فرایند فرازآوری با گاز بهینه سازی مقدار دبی گاز تزریقی میباشد . در این تحقیق سعی بر آن شده است که بهینه سازی مقدار گاز تزریقی همراه با دبی بحرانی که ایجاد کننده مخروط میباشد، ایجاد کننده یک مدل جامع از رفتار تولید در مخزن باشد. مقدار دبی تزریقی گاز تابعی از شعاع مخزن مقدار تراوایی عمودی و افقی مخزن و ضخامت مشبکها میباشد که تمامی عوامل یاد شده در ایجاد مخروط نیز تاثیر گذار میباشد ولی در صورت بهینه کردن مقادیر یاد شده میتوان از خطر مخروطی شدن جلوگیری نمود. هدف از این تحقیق تشریح یک مدل برای تزریق گاز با شرایط مختلف یک چاه میباشد که با استفاده و ترکیب از آنالیز دینامیک گره ای و معادلات دبی بحرانی به بررسی بهینه سازی گاز تزریقی میپردازیم و این مدل همچنین توانایی پیش بینی رفتار مخزن در آینده را دارد .
- Abstract
- At some point during the economic life of an oil well, some form of artificial lift system is required in order to help raise the well fluid to the surface. The most common methods of artificial lift are gas lift, sucker pumps, hydraulic pumps, submersible pumps. Gas lift is used if the supply of high pressure gas is economically available in the quantity for efficient and cost effective lifting of the well fluid. In other words; Gas lift is a method of artificial lift that uses an external source of high-pressure gas for supplementing formation gas to lift the well fluids. The principle of gas lift is that gas injected into the tubing reduces the density of the fluids in the tubing the injection gas aerates the well fluid, thus reducing the back pressure on the producing formation. By using gas lift, extra pressure loss is created at the bottom hole and this pressure loss create a certain production rate and whatever pressure loss increases, oil production rate increases too. But lf the pressure loss goes beyond specific amount (critical rate), well produce water and in the event that (it must treatment by install packer or square cement) water production increases and oil production is decreases. Critical rate is defined as the maximum allowable oil flow rate that can be imposed on the well to avoid a cone breakthrough. The critical rate would correspond to the development of a stable cone to an elevation just below the bottom of the perforated interval in an oil-water system. This search develops a method for optimizing well rates when wells are water coning and field rates are constrained. Since each well's physical rock parameters such as vertical and horizontal permeability, well and reservoir radius depends on its rate, then well rates must be individually specified. This method maximizes field oil rate when water rate is fixed and minimizes field water rate when oil rate is fixed. The method can be used for (1) field operation, (2) reservoir simulation forecasting.
