فرازآوری با جریان پیوسته گاز^[۱]
فرازآوری با جریان منقطع گاز^[۲]
در فرازآوری با جریان پیوسته، گاز با فشار نسبتا زیاد به درون ستون سیال داخل چاه تزریق می­ شود. این گاز تزریقی به سیال درون چاه اضافه میشود تا به وسیله یک یا چند مورد از مکانیزم­ های زیر سیال را به سطح زمین برساند:(API 1994)
کاهش دادن چگالی و وزن ستون سیال به صورتی که اختلاف فشار بین چاه و مخزن افزایش پیدا کند.
انبساط گاز تزریقی به نحوی که وزن ستون سیال روی سازند بیشتر کاهش پیدا کند و اختلاف فشار بین چاه و مخزن بیشتر شود.
جابجایی لخته­های^[۳] مایع درون چاه به وسیله حباب­های بزرگ گاز تزریقی که مانند پیستون عمل می­ کنند.
در طراحی فرایند فرازآوری با جریان پیوسته گاز، دو پارامتر مهم وجود دارند. این دو پارامتر نرخ تزریق گاز و عمق تزریق گاز هستند. در طراحی این فرایند باید به موارد زیر دقت شود:(Bellarby 2009)
محدودیتی برای میزانی که می­توان فشار ته چاهی را کاهش داد و در نتیجه اختلاف فشاری که می­توان به مخزن اعمال کرد وجود دارد. به طور کلی گرادیان فشار مینیمم به ندرت کمتر از ۱۵/۰ پام بر فوت می­ شود.
(( اینجا فقط تکه ای از متن درج شده است. برای خرید متن کامل فایل پایان نامه با فرمت ورد می توانید به سایت nefo.ir مراجعه نمایید و کلمه کلیدی مورد نظرتان را جستجو نمایید. ))

هر چقدر نقطه تزریق پایین تر انتخاب شود، می­توان فشار ته چاهی را بیشتر کاهش داد. در عمق­های کم در چاه، یک فرازآوری گاز طبیعی بر اثر جداشدن گاز از نفت اتفاق می­افتد.
یک مقدار بهینه برای نرخ تزریق گاز وجود دارد. این مقدار معمولاً حدود ۴ میلیون فوت مکعب استاندارد در یک روز است. تزریق مقدار بیشتری گاز باعث می­ شود فشار هیدرواستاتیکی کاهش پیدا کند اما اصطکاک را افزایش می­دهد. در نرخ­های تزریق گاز بیشتر از نرخ بهینه، تولید چاه کاهش پیدا می­ کند زیرا میزان تأثیر منفی که افزایش تزریق گاز به دلیل ایجاد اصطکاک بر جای می­ گذارد از میزان تأثیر مثبتی که در کاهش چگالی سیال چاه دارد، بیشتر است. بنابر این به بیان دیگر یک نسبت گاز به مایع بهینه برای رساندن نرخ تولید چاه به حداکثر وجود دارد.
در شکل ۱-۱ شمای کلی یک فرایند فرازآوری با جریان پیوسته گاز دیده می­ شود.(Bellarby 2009)

شکل ۱- ۱: شمای کلی و مرحله به مرحله فرازآوری با جریان پیوسته گاز (Bellarby 2009)
اگر فشار مخزن کم باشد یا چاه با نرخ بسیار کم تولید کند، از روش فرازآوری با جریان منقطع استفاده می­ شود. در این روش گاز به صورت منقطع به چاه تزریق می­ شود. چون نرخ تولید از مخزن کم است ابتدا زمان کافی برای انباشته شدن یک ستون سیال در چاه، در نظر گرفته می­ شود. سپس با تزریق گاز با فشار زیاد به درون چاه و زیر ستون سیال، سیال به سمت بالا رانده شده و تولید می­گردد. این فرایند شبیه شلیک یک گلوله از لوله یک تفنگ بر اثر فشار گاز ایجاد شده پشت آن است. مدت زمان بین دو تزریق گاز متوالی به زمان لازم برای تجمع نفت در چاه
و تشکیل ستون سیال وابسته است. طول مرحله تزریق گاز نیز با توجه به زمان لازم برای تولید ستون سیال مشخص می­ شود.(API 1994)
در طراحی سیستم فراز آوری با گاز عوامل زیادی باید در نظر گرفته شوند تا عملکرد سیستم مطابق با میزان توان مخزن برای تولید نفت باشد. گام­های اساسی در امکان سنجی، طراحی و اجرایی کردن سیستم فرازآوری با گاز به شرح زیرند: (Forero et al. 1993)
مشخص کردن رفتار مخزن و جمع آوری داده ­های مورد نیاز برای طراحی فرازآوری با گاز
انجام مطالعات امکان سنجی فرازآوری با گاز (و مقایسه این روش با سایر روش­های فرازآوری مصنوعی)
طراحی چاه و امکانات مورد نیاز
طراحی سیستم فرازآوری با گاز و جزئیات تکمیل چاه
مدیریت تولید و بهینه­سازی
از مهمترین ابزارهای مورد نیاز در مطالعات مربوط به امکان سنجی، طراحی و اجرایی کردن سیستم فرازآوری با گاز، نرم افزارهای شبیه ساز عملکرد چاه هستند. خروجی این نرم­افزارها که بر اساس معادلات ارائه شده برای پیش بینی رفتار جریان­های چند فازی طراحی شده اند، معمولاً پروفایل فشار در چاه و نرخ تولید است. بیشتر شبیه سازهای عملکرد چاه که تا کنون ارائه شده اند بر اساس مدل نفت سیاه^[۴] عمل میکنند که فقط سه فاز جدا از هم نفت، گاز و آب را در نظر می­گیرد. در این شبیه سازها ترکیب نفت و گاز در طول چاه ثابت در نظر گرفته می­ شود. در مدل نفت سیاه گاز امکان حل شدن در نفت را دارد اما ویژگی­های هر فاز مانند چگالی، گرانروی و حجم مخصوص از روابط تجربی ارائه شده، به عنوان تابعی از دما، فشار و جرم ویژه به دست می­آیند. با توجه به اینکه سیال جاری در چاه ترکیبی از اجزای مختلف است و از آنجا که تأثیر تغییرات ترکیب فازها در این شبیه سازها در نظر گرفته نمی­ شود، به نظر می­رسد دقت این شبیه سازها در حالت­هایی که تغییرات شدید فشار و دما وجود داشته باشد، سؤال برانگیز است.
در این پژوهش یک نرم افزار برای شبیه سازی فرایند فرازآوری با گاز بر اساس یک مدل چاه جدید تهیه شده است. هنگامی که در فرایند فرازآوری با گاز تغییرات زیاد دما در طول چاه و یا تغییر ترکیب گاز تزریقی وجود داشته باشد، استفاده از شبیه سازهای موجود که بر اساس مدل نفت سیاه کار می­ کنند با خطای زیادی همراه است. بنابراین برای انجام مطالعه بر روی تأثیر دما و ترکیب گاز تزریقی بر عملکرد فرازآوری با گاز، یک نرم افزار شبیه ساز عملکرد چاه که تحت این شرایط دقت مطلوبی داشته باشد مورد نیاز است.

فصل دوم: مروری بر تحقیقات گذشته

۲-۱-مدل­های جریان دو فازی و انتقال حرارت در چاه

برای شبیه­سازی فرایند فرازآوری با گاز در یک چاه نفتی، در اولین گام لازم است جریان چند فازی در چاه مدلسازی شود. تا کنون روابط زیادی برای مدلسازی جریان چند فازی و انتقال حرارت در چاه ارائه شده ­اند.

۲-۱-۱- روابط تجربی

به دلیل پیچیدگی مطالعه جریان­های چند فازی، در اولین مدل­های ارائه شده، از معادلات تجربی برای حل مسائل مربوط به آن استفاده می­شد. معادلات تجربی هر کدام برای منظوری خاص و بر اساس تعداد محدودی داده به دست آمده اند، بنا بر این هر کدام در یک دامنه خاص کاربرد دارند و برای استفاده از آن ها در یک دامنه وسیع، محدودیت وجود دارد. . معادلات تجربی زیادی برای محاسبه افت فشار در خطوط لوله قائم ارائه شده اند. این معادلات را می­توان به سه دسته مختلف تقسیم کرد.
دسته اول معادلاتی هستند که لغزش بین فازها و رژیم جریان سیال را در نظر نمی­گیرند.(Poettman and Carpenter 1952, Baxendell and Thomas 1961, Fancher Jr and Brown 1963) تنها تفاوت روابط ارائه شده در این دسته نحوه محاسبه ضریب اصطکاک جریان دو فازی است. پوتمن و کارپنتر (Poettman and Carpenter 1952) در سال ۱۹۵۲ یک رابطه تجربی بر اساس داده ­های میدانی ۴۹ چاه تولید کننده مخلوط نفت، آب و گاز پیشنهاد کردند. در این روابط از افت فشار ناشی از شتاب سیال صرف نظر شده است. بکسندل و توماس (Baxendell and Thomas 1961) در سال ۱۹۶۱ یک رابطه تجربی جدید برای تصحیح ضریب اصطکاک جریان دو فازی برای سرعت­های بالای جریان ارائه نمودند. در سال ۱۹۶۳ فنچر و براون (Fancher Jr and Brown 1963) روابط تجربی مختلفی را برای محاسبه ضریب اصطکاک جریان دو فازی بر حسب میزان تغییرات نسبت گاز به نفت پیشنهاد کردند.
دسته دوم معادلات لغزش بین فازها را در نظر می­گیرند اما رژیم جریان سیال را در نظر نمی­گیرند. رابطه تجربی هاگدورن و براون (Hagedorn and Brown 1965) که در این دسته قرار میگیرد در سال ۱۹۶۵ بر اساس اطلاعات عملی مربوط به یک چاه آزمایشی به عمق ۱۵۰۰ فوت به دست آمد.
و بالاخره دسته سوم، معادلاتی هستند که لغزش بین فازها و رژیم جریان سیال را در نظر می­گیرند. (Duns Jr and Ros 1963, Orkiszewski 1967, Aziz and Govier 1972, Chierici et al. 1974) روابط دانس و راس (Duns Jr and Ros 1963) نتیجه یک مطالعه آزمایشگاهی همه جانبه است. در این روابط مقدار مایع تجمع یافته و تغییرات فشار جریان محاسبه می­ شود. در سال ۱۹۶۷ ارکیزوسکی(Orkiszewski 1967) با بررسی روابط تجربی مختلف با بهره گرفتن از ۱۴۸ داده میدانی نتیجه گرفت هیچ روشی از روش­های موجود به تنهایی نمی­تواند در همه رژیم­های جریان دقت کافی داشته باشد. او پیشنهاد کرد برای رژیم جریان مه آلود از روابط دانس و راس (Duns Jr and Ros 1963) برای رژیم جریان حبابی از روش گریفیس و والیس (Griffith and Wallis 1961) و برای رژیم جریان لخته­ای از روش اصلاح شده گریفیس و والیس (Griffith and Wallis 1961) استفاده شود. در سال ۱۹۷۴ چیریچی و همکارانش (Chierici et al. 1974) اصلاحیه ای برای محاسبات رژیم جریان لخته­ای در روش ارکیزوسکی ارائه کردند.

۲-۱-۲- مدل­های مکانیکی

از مدل­های دیگری که برای محاسبه گرادیان فشار در لوله­های با جریان چند فازی گسترش پیدا کرده است، مدل­های مکانیکی^[۵] است. این معادلات بر اساس فرضیات فیزیکی ساده شده مانند قانون بقای جرم و انرژی نوشته شده اند. برای اینکه عملکرد جریان چند فازی در یک چاه مدلسازی شود باید پارامتر­هایی از قبیل فشار، دما، سرعت و حجم اشغالی توسط هر فاز مورد استفاده قرار بگیرند. در جریان­های چند فازی سطح تماس فازهای مختلف، شکل­های متفاوتی به خود می­گیرند که به عنوان الگوهای جریان^[۶] شناخته می­شوند.(Chen 2001) تشکیل یک الگوی جریان خاص به شرایط فشار، جریان و شکل لوله ای که سیال در آن جریان دارد وابسته است و یکی از مهمترین ویژگی­های جریان دو فازی است.(Hasan and Kabir 1988)
توسعه مدل­های مکانیکی از کارهای تیتل و همکارانش (Taitel and Dukler 1976, Taitel et al. 1980) آغاز شد. آنها در نتیجه پژوهش­هایشان مکانیزم­ های فیزیکی را که تغییر الگو­های جریان را کنترل می­ کنند، توضیح دادند. تا کنون مدل­های مکانیکی زیادی ارائه شده اند. روابط مکانیکی اوزون و همکاران (Ozon et al. 1987) ، حسن و کبیر (Hasan and Kabir 1988) و انصاری و همکاران (Ansari et al. 1994) برای مدل سازی جریان­های دو فازی در لوله های عمودی ارائه شده اند. پتالاس و عزیز (Petalas and Aziz 1998) و گومز و همکاران (Gomez et al. 2000)مطالعات عمومی تری بر روی مدلسازی مکانیکی جریان­های چند فازی منتشر کردند.
تشخیص این که یک رابطه جزء روابط تجربی است یا مکانیکی کار آسانی نیست زیرا معمولاً ترکیبی از دو روش برای به دست آوردن یک رابطه برای مدل سازی جریان چند فازی، استفاده می­ شود.(Yahaya and Al Gahtani 2010)

۲-۱-۲-۱- مدل­های همگن و جریان رانده

نوعی از معادلات مکانیکی که برای مدل سازی جریان های چند فازی استفاده می­شوند، مدل­های همگن^[۷] هستند. در این مدل ها فرض می­ شود یک فاز به جای سیال چند فازی وجود دارد که دارنده ویژگی های ترکیب چند فازی جاری در لوله است. مدل های همگن می­توانند لغزش بین فاز ها را نیز در نظر بگیرند.(Shi et al. 2005) به این دسته از معادلات که سرعت مخلوط فازها را با یک رابطه خطی به سرعت فاز گاز و مایع مرتبط می­ کند، مدل های جریان رانده^[۸] می­گویند.

۲-۱-۲-۲- مدل­های دو سیالی یا چند سیالی

نوع دیگری از مدل های مکانیکی که در مقالات ارائه شده اند، مدل های دوسیالی^[۹] یا چند سیالی^[۱۰] نام دارند. در این مدل ها معادلات مومنتم جداگانه برای مایع، گاز و قطرات معلق نوشته می­شوند و لغزش و نیروهای بین فازها نیز در نظر گرفته می­شوند. در شبیه ساز تجاری OLGA از این مدل استفاده شده است.(Benediksen1991)

۲-۱-۳- مدل­های انتقال حرارت در چاه

در دهه­های اخیر مدل های زیادی برای مدلسازی انتقال حرارت در جریان های چند فازی ارائه شده اند. این مدل ها هم شامل روش های تحلیلی و هم شامل روش های عددی هستند. اولین مدل که یک مدل تحلیلی است توسط ریمی (Ramey Jr 1962) ارائه شد. با در نظر گرفتن جریان یک فازی، مدل ریمی دما را در چاه به عنوان تابعی از عمق و زمان محاسبه می­ کند. مدل ریمی به دلیل در نظر نگرفتن انرژی جنبشی و اصطکاک و همچنین فرض تک فازی بودن جریان محدودیت هایی دارد. حسن و کبیر (Hasan et al. 2002) و حسن و همکاران (Hasan et al. 2005) با دو فازی در نظر گرفتن جریان و اضافه کردن انرژی جنبشی و اثر ژول-تامسون این مدل را عمومی­تر کردند.

۲-۲- شبیه سازی هم زمان چاه و مخزن

تا کنون چندین مدل عددی برای مدلسازی جریان و انتقال حرارت در چاه، که مخزن و چاه را به طور همزمان در نظر گرفته اند، ارائه شده است. این مدل ها شامل معادلات موازنه جرم برای فازهای گاز، نفت و آب ، یک معادله موازنه انرژی و یک رابطه برای محاسبه افت فشار در چاه هستند. استون و همکاران (Stone et al. 1989) در سال ۱۹۸۹ بر اساس مدل نفت سیاه معادلاتی را ارائه کردند که در آن سیستم از دو شبه جزء^[۱۱] گاز و نفت و جزء آب تشکیل شده است. در این مدل چاه و مخزن به صورت همزمان شبیه سازی شده اند. این امر با تقسیم کردن چاه به چند قسمت و حل کردن معادلات چاه به صورت ضمنی^[۱۲] همراه با معادلات مخزن امکان پذیر شده است. مدل استون و همکاران(۱۹۸۹) (Stone et al. 1989) یک مدل نفت سیاه سه فازی سه جزئی است که در آن رژیم های جریان بر اساس داده های تجربی به چهار دسته لایه ای^[۱۳]، حبابی^[۱۴]، لخته ای^[۱۵] و مه^[۱۶] تقسیم بندی شده اند.
دومین مدل استون و همکاران (Stone et al. 2002) در سال ۲۰۰۲ نهایتا به صورت یک نرم افزار تجاری ارائه شد. این مدل می ­تواند چاه و مخزن را به صورت یک سیستم ترکیبی^[۱۷] هم دما^[۱۸] یا یک سیستم نفت سیاه با تغییرات دما در نظر بگیرد. در این مدل برای محاسبات هم دما یک معادله مکانیکی که لغزش بین فاز ها را در نظر می­گیرد استفاده شده است. در محاسباتی که تغییرات دما در نظر گرفته می­ شود از لغزش بین فاز­ها صرف نظر شده است.
پور افشاری و همکاران (Pourafshary et al. 2009) در سال ۲۰۰۹ یک شبیه ساز مخزن-چاه را ارائه کردند که بر اساس یک مدل ترکیبی عددی که تغییرات دما را در نظر میگیرد محاسبات خود را انجام می­دهد. آن ها لغزش بین فاز گاز و مایع را در نظر گرفتند اما از لغزش بین فازهای مایع صرف نظر کردند.
لیوسکو و همکاران (Livescu et al. 2010) با اضافه کردن جمله مشتق نسبت به زمان به معادلات موازنه جرم و انرژی، تجمع را نیز در این معادلات در نظر گرفتند. این جملات زمانی مهمند که جریان در چاه ناپایدار^[۱۹] است.

۲-۳- بررسی اثر فرض تعادل بین فازها در محاسبات جریان­های چندفازی

در یک چاه نفت یا یک خط لوله که جریان چندفازی از آن می­گذرد، فازهای مختلف در تماس با یکدیگر حرکت می­ کنند. به این ترتیب بین این فازها انتقال جرم اتفاق می­افتد. میزان انتقال جرم بین فازها به عوامل مختلفی از جمله میزان سطح تماس بین فازها و زمان تماس بستگی دارد. در صورتی که به فازها زمان کافی داده شود، فازها با هم به تعادل می­رسند. در این حالت می­توان میزان انتقال جرم بین فاز مایع و گاز را از محاسبات تعادل بخار-مایع محاسبه کرد. در بسیاری از جریان­های چندفازی فازها به سرعت در خط لوله حرکت می­ کنند و زمان لازم برای رسیدن به تعادل وجود ندارد. بنابراین در تحقیقات گذشته مطالعاتی برای بررسی امکان استفاده از روابط تعادلی و تأثیر سرعت فازها و لغزش بر ترکیب فازها انجام شده است. گلد (Gould 1974) در سال ۱۹۷۴ روابطی ارائه کرد که نشان می­دادند در حالتی که بین فازها لغزش وجود داشته باشد، ترکیب سیال جاری در یک خط لوله با ترکیب سیال درجای آن متفاوت است. این بدان معناست که لغزش بین فازها باعث می­ شود ترکیب سیال ورودی به یک خط لوله با ترکیب سیال هر نقطه دیگر خط لوله متفاوت باشد. به بیان دیگر به دلیل این که فاز گاز سریعتر از فاز مایع حرکت می­ کند در ابتدای خط لوله ماند مایع بیشتر از انتهای خط لوله است و ترکیب سیال ابتدای لوله سنگین­تر از انتهای آن است. در روابط گلد اگر چه تأثیر لغزش بین فازها بر ترکیب سیال درجای خط لوله در نظر گرفته شده است، اما فرض شده است که فقط سیال­های جاری در خط لوله با هم در تعادل هستند و ترکیب میزان مایع درجا در یک قسمت خط لوله همانند ترکیب مایع جاری در آن قسمت است.
در بیشتر مدلسازی های ترکیبی چاه که تاکنون انجام شده است، بین دو فاز تعادل در نظر گرفته شده است. در مدل های استون و همکارانش (Stone et al. 2002) و پورافشاری و همکارانش (Pourafshary et al. 2009) برای محاسبه خواص سیالات درون چاه، از محاسبات تعادل بخار-مایع استفاده شده است. در مدل پورافشاری و همکارانش با وجود این که برای به دست آوردن چگالی مایع و گاز در هر قسمت خط لوله، از روابط تبخیر آنی استفاده شده است، در معادلات موازنه جرم و موازنه انرژی، جملات مربوط به تغییر فاز در نظر گرفته نشده­اند.
در تعدادی از مطالعات اخیر اثر در نظر نگرفتن تعادل بین فازها بر نتایج مدلسازی چاه مورد بررسی قرار گرفته است. در سال ۲۰۰۸ میشل و سیوان (Michel and Civan 2008) یک مدل غیر هم دما در شرایط غیر تعادلی، برای چاه ارائه کردند. آن­ها اثر در نظر گرفتن و در نظر نگرفتن تعادل بین فازها را بر نتایج شبیه سازی مورد مطالعه قرار دادند و نتیجه گرفتند در نظر گرفتن تعادل بین فازها می ­تواند خطای قابل توجهی در توزیع فشار محاسبه شده در چاه ایجاد کند.