پایان نامه جهت اخذ درجه کارشناسی
عنوان:
بهینه سازی پارامترهای موثر در بهره بر داری از مخازن نفتی به روش gas lift
فهرست مطالب
عنوان صفحه
چکیده
مقدمه…………………………………………………………………………………………………………………………………………1
فصل اول : مخازن نفتی
1-1-انواع مخازن نفتی…………………………………………………………………………………………………………………. 3
1-2- رانش با استفاده از گاز محلول در نفت ……………………………………………………………………………………..3
1-2-2-رانش با استفاده از جریان آب ………………………………………………………………………………………………4
1-2-3رانش با استفاده از انبساط گاز گنبدی …………………………………………………………………………………….5
1-3-روش های فرازآوری مصنوعی ………………………………………………………………………………………………..7
1-3-1-پمپ های درون چاهی ……………………………………………………………………………………………………….7
1-3-1-1- پمپ میله ی ……………………………………………………………………………………………………………….7
1-3-1-2-پمپ درون چاهی الکتریکی ……………………………………………………………………………………………7
1-3-1-3-پمپ های درون چاهی هیدرولیکی …………………………………………………………………………………..8
1-3-2-تزریق گاز ……………………………………………………………………………………………………………………….8
1-4-مقدمه ای بر فرازآوری با گاز ………………………………………………………………………………………………….8
1-5-تاریخچه فرازآوری با گاز ………………………………………………………………………………………………………9
1-6-تجهیزات مورد نیاز جهت فرازآوری با گاز ………………………………………………………………………………11
1-6-1-تجهیزات درون چاهی ………………………………………………………………………………………………………11
1-6-2-تجهیزات سرچاهی (Well head) ……………………………………………………………………………………11
1-6-2-2-سیستم کنترل جریان گاز ………………………………………………………………………………………………11
1-6-2-1-گاز برای تزریق …………………………………………………………………………………………………………..11
1-7-اصول اساسی فرازاوری با گاز ………………………………………………………………………………………………12
1-7-1-فرازآوری به روش پیوسته …………………………………………………………………………………………………12
1-7-2-روش منقطع ……………………………………………………………………………………………………………………14
1-8-منابع گاز فرازآوری …………………………………………………………………………………………………………….15
1-9-عوامل موثر در طراحی سیستم فرازآوری با گاز ………………………………………………………………………..16
1-9-1- عملکرد جریان ورودی…………………………………………………………………………………………………… 16
1-9-2-عملکرد مسیر عمودی ………………………………………………………………………………………………………16
1-9-3-عملکرد جریان افقی ……………………………………………………………………………………………………….16
1-9-4-متغیرهای سیستم فرازآوری با گاز ………………………………………………………………………………………16
1-10-کاربرد اقتصادی فرازآوری با گاز …………………………………………………………………………………………17
1-11- روش های مختلف طراحی تاسیسات فرازآوری گاز به صورت پیوسته ……………………………………….17
1-11-1- انواع جریان ها در روش فرازآوری پیوسته …………………………………………………………………………17
1-11-2- انواع تایسات در روش فرازآوری پیوسته ………………………………………………………………………….18
1-11-2-1-سیستم باز …………………………………………………………………………………………………………………18
1-11-2-2-سیستم نیم بسته …………………………………………………………………………………………………………18
1-11-2-3-سیستم بسته ………………………………………………………………………………………………………………20
1-12- مکان یابی محل تزریق و نصب شیرهای گازرانی ………………………………………………………………….20
1-13-مراحل تعیین مکان شیرهای تزریق گاز ………………………………………………………………………………….22
1-14- مراحل تخلیه سیستم فرازآوری با گاز پیوسته ………………………………………………………………………..23
فصل دوم: بررسی پارامترهای بهینه فرازآوری مصنوعی در میدان مورد مطالعه
2-1-مقدمه ………………………………………………………………………………………………………………………………26
2-2- اطلاعات زمین شناسی و کلیات میدان مورد مطالعه …………………………………………………………………..26
2-2-1- سازند A ……………………………………………………………………………………………………………………….27
2-2-2- سازند B………………………………………………………………………………………………………………………..27
2-2-3- سازند C………………………………………………………………………………………………………………………..27
2-4- طراحی فرازآوری با گاز …………………………………………………………………………………………………….27
2-4-1- بررسی آزمایش های فشار – حجم – دما ……………………………………………………………………………27
2-4-2-تعیین محل نصب سوپاپهای فرازآوری …………………………………………………………………………………28
2-5- بررسی کارایی فرایند فراز آوری با گاز ………………………………………………………………………………….33
2-6-پیش بینی تولید از مخزن ……………………………………………………………………………………………………….39
فصل سوم: بهینه سازی توزیع گاز با روشهای دیگر
3-1-کلیات …………………………………………………………………………………………………………………………….41
فصل چهارم : نتیجه گیری و پیشنهادات
4-1- نتیجه گیری ………………………………………………………………………………………………………………………45
4-2-پیشنهاد هایی برای ادامه کار در آینده …………………………………………………………………………………….45
منابع و ماخذ ……………………………………………………………………………………………………………………………..47
چکیده
نیروی رانش که باعث راندن نفت از مخازن زیر زمینی به سطح زمین می شود از طریق انبساط گاز و فشار آب ناحیه آبده که در اطراف مخزن نفت و گاز وجود دارد، تامین می گردد . هنگامی که نیروی رانش برای بالا آوردن نفت از دهانه چاه به سطح زمین کافی نباشد و یا نتواند حجم کافی نفت را به سطح زمین بیاورد ، از روش های فراز آوری مصنوعی برای تقویت این نیرو استفاده می شود.
میدان نفتی مورد بحث بیضوی شکل است و قطر بزرگ آن روند شمال شرقی – جنوب غربی دارد . طول تقریبی قطر بزرگ آن 5/14 کیلومتر و قطر کوچک آن حدود 5/12 کیلومتر است . مخزن اصلی این میدان نفتی که در این مطالعه مورد بحث قرار گرفته است مرکب از دولومیتهای قهوه ای و سنگ آهک سفید و کرم رنگ می باشد و از چهار لایه ( به ترتیب از بالا به پائین ) تشکیل شده است .
در این مطالعه با توجه به داده های میدانی 5 چاه ، بهره برداری از میدان مذکور به صورت طبیعی و به صورت فرازآوری مورد بررسی قرار گرفته است . سپس با استفاده از نرم افزار Wellflo – که برای طراحی عملیات فرازآوری مصنوعی با گاز طراحی شده است – مکان شیرهای تزریق گاز و محل نصب شیر اصلی تزریق معین شده است و نمودار مقدار نفت تولیدی بر حسب مقدار گاز تزریقی برای پنج چاه به دست آمد که برای حداکثر تولید stb/day33125 از 5 چاه به MMscf/day30 برای تزریق نیاز است .
در نهایت با استفاده از نرم افزار Lingo و با توجه به محدود بودن مقدار گاز برای تزریق در هر روز توزیع گاز میان چاه ها به صورت بهینه انجام شده است به طوری که با توزیع MMscf/day18 گاز حدود stb/day32250 نفت از مخزن تولید خواهد شد.
مقدمه
با توجه به پیشرفت روز افزون و با شتاب صنایع و افزایش جمعیت و از طرف دیگر محدود بودن ذخایر نفت و گاز و نیز غنی بودن کشورمان از این ذخایر که منبع اصلی درآمد و فرازآوری برای کشور محسوب می گردد ، لزوم استفاده بیشتر و بهینه از این منابع جدی تر به نظر می رسد . بدیهی است که در آینده تولید نفت با استفاده از جریان طبیعی چاه ها جوابگوی نیاز مصرف انرژی و زندگی بشر نخواهد بود. بنابراین باید با استفاده از روش های علمی و جدی تسهیلاتی برای تولید بیشتر و بهینه در طی عمر مفید یک مخزن نفتی فراهم آورد.
نیروی رانش که باعث راندن نفت از مخازن زیر زمین می شود ، از طریق انبساط گاز و فشار آب ناحیه آبده که در اطراف مخزن نفت وجود دارد ، تامین می گردد. هنگامی که نیروی رانش برای بالا آوردن نفت از دهان چاه به سطح زمین کافی نباشد و یا نتواند حجم کافی نفت را به سطح زمین بیاورد . از روش های مصنوعی برای تقویت این نیرو استفاده می شود. به این روش های مصنوعی تقویت انرژی مخزن فرازآوری مصنوعی می گویند. معمولاً اگر انرژی موجود در مخزن به اندازه ای باشد که بتواند سیال مخزن را به دهانه چاه هدایت کند از فرازآوری مصنوعی استفاده می شود. اگر انرژی فوق به قدر بی کم باشد که سیال نتواند به راحتی به دهانه چاه برسد ، باید یکی از روش های بازیافت ثانویه مثل تزریق گاز در مخازن ، تزریق دی اکسید کربن و استفاده از روش های گرمایی از جمله تزریق بخار برای کاهش گرانروی نفت موجود در مخزن استفاده می شود.
فصل اول:
مخازن نفتی
1-1-انواع مخازن نفتی
برای تعیین نوع صحیح سیستم فرازآوری و طراحی سیستم فرازآوری لزوم شناخت نوع مخزن ضروری است . بدیهی است که خصوصیات مخزن بر انتخاب نوع روش فرازآوری ، میزان تولید نفت و فاصله شیرهای تزریق اثر می گذارد. سه نوع اصلی از مخازن نفتی موجود می باشند که به طور مختصر توضیح داده می شوند.
1-2-رانش با استفاده از گاز محلول در نفت
نامهای دیگر رانش در این نوع مخازن نفتی عبارتند از : رانش یا گاز درونی و رانش تخلیه گر. بعضی از خصوصیات این نوع مخزن عبارتند از :
1-حجم ثابت ، یعنی هیچ گونه تغییری در حجم اولیه مخزن صورت نمی گیرد و آب هیچ گونه تاثیری بر نیروی رانش این نوع مخازن ندارد.
2-بدیهی است که جریان ناشی از این مخازن یا درون این مخازن به صورت دوفازی است .
3-گاز از محلول و خارج می شود ولی این خروج موجب تشکیل گنبد گازی در مخزن نفتی نمی گردد بلکه حبابهای گاز درون نفت در خود نفت باقی می مانند و موجب جریان همزمان گاز و نفت می گردند.
4-این رانش نفتی ناشی از انبساط حجمی گاز محلول در نفت است .
5-این نوع از ساختار رانش به سمت فرایند آزاد سازی گاز از نفت بر اساس پدیده جداسازی تمایل دارد.
در اوایل جریان یافتن سیال از مخزن . گاز در حجمهای مساوی جایگزین نفت می شود ولی وقتی فشار بیشتر کاهش می یابد حجم گاز آزاد شده نیز بیشتر می گردد بنابراین بخش گاز دارای جریان آزاد بیشتری خواهد بود. در این حالت نفوذپذیری فاز گاز از نفوذپذیری فاز مایع بیشتر خواهد بود. بنابراین افزایش اختلاف فشار بین فشار ایستای پائین مجرایی و فشار جریانی پائین مجرایی موجب کاهش تولید نفت می گردد. اگر این اختلاف فشار به حدود 60 تا 70 درصد فشار ایستای پائین مجرایی برسد ، چاه به مقدار ناچیز یا تقریباً هیچ نفتی تولید نمی کند بلکه به میزان زیاد گاز تولید می کند.
اگر اختلاف فشار ایستایی پائین مجرایی و فشار جریانی پائین مجرایی بین 20 تا 30 درصد فشار ایستایی پائین مجرایی باشد چاه ممکن است فقط بین 20 تا 25 بشکه در روز تولید نفت داشته باشد و در همان حالت نسبت گاز به نفت بسیار بالا و قابل توجه باشد. در این حالت تاثیر رانش با استفاده از گاز محلول در نفت بسیار کم است . در این حالت خواص سنگ مخزن و سیال در حال جریان اهمیت بیشتری خواهند داشت .
نکته مهم دیگری که توجه به آن ضرورت دارد ، تغییرات زیاد و ناموزون ضریب بهره دهی چاه با اختلاف فشار بین فشار ایستایی پائین مجرایی و فشار جریانی پائین مجرایی است . لذا در این نوع مخازن ، طراحی سیستم فرازآوری مصنوعی باید به اندازه کافی نسبت به تغییرات ضریب بهره دهی چاه انعطاف پذیر باشد .
1-2-2-رانش با استفاده از جریان آب
رانش این نوع مخازن را ناشی از دخالت حرکت آب یا کنترل کننده هیدرولیکی نیز گویند. بعضی از خصوصیات این نوع مخازن عبارتند از :
1-حجم مخزن ثابت باقی نمی ماند بلکه حرکت تخریبی آب ، حجم اولیه مخزن را تغییر می دهد.
2-در این نوع مخازن همیشه یک حرکت جابجایی نفت به وسیله آب وجود دارد، به همین دلیل نام رانش با استفاده از جریان آب را برای آنها انتخاب نموده اند.
3-در این نوع مخازن یک فاز گاز نیز موجود است که این فاز به دلیل تخلیه شدن حجم مخزن نفتی بر اثر نیروی رانش جریان آب ، تشکل شده است .
4-برای این نوع مخازن همیشه یک مقدار بهینه تولید نفت وجود دارد که قابل پیش بینی و محاسبه است .
شکل 1-1شماتیک مخزن نفتی تحت رانش گاز محلول در نفت
به طور کلی افت فشار ناشی از حرکت سیال در این مخازن نسبت به مخازنی که گاز محلول در نفت موجب رانش می شود ، کمتر است . تغییرات فشار بستگی به میزان نفت تولیدی و میزان آب درون مخزن دارد . یکی از مشکلات اصلی مهندسین نفت تعیین میزان جریان طبیعی آب درون این نوع مخازن طبیعی است .
در این نوع مخازن نفتی ضریب بهره دهی چاه ، از مخازنی که گاز محلول در نفت موجب رانش می شود ، پایدارتر و تغییرات کمتری دارد. حرکت تخریبی آب به گونه ای است که تغییرات فشار در پائین مجرا ناچیز است . نکته قابل توجه این است که در این نوع مخازن باید تولید مایع بین 1000 تا 20000 بشکه در روز صورت پذیرد تا تولید نفت خام در حد معقول و مقرون به صرفه باشد . بنابراین در این نوع مخازن استفاده از سیستم فرازآوری با گاز امری رایج محسوب می شود.
1-2-3رانش با استفاده از انبساط گاز گنبدی
به رانش در این نوع مخازن رانش ناشی از تخلیه وزن سیال نیز گویند. در این حالت گاز گنبدی بر روی فاز مایع قرار می گیرد . گاز مرتب از فاز نفت خارج شده و وارد فاز گاز گنبدی می گردد. پس مرتب و به طور پیوسته یک حرکت متقابل بین فازهای گاز و مایع صورت می پذیرد . وقتی تولید نفت بیشتر صورت پذیرد ، گاز بیشتری به گاز گنبدی افزوده می گردد و موجب انبساط بیشتر گاز گنبدی می شود ، بنابراین یک نیروی دائمی و پیوسته به تخلیه فاز مایع کمک می کند. نفوذپذیری سنگ مخزن نقش مهمی در حرکت متقابل سیال بین فازها دارد . البته نشان داده شده است که حرکت متقابل سیال در بین فازها در نفوذپذیری های بیشتر از 100 میلی دارسی به خوبی صورت می پذیرد . در صورت کاهش فشار گاز محلول در نفت ، گاز با همان سرعتی که حل شده بود، آزاد می گردد. وجود گاز گنبدی در این نوع مخازن ممکن است مشکل مخروطی شدن جریان گاز را در مقادیر زیاد تولید نفت ، موجب گردد. بنابراین باید قبل از افزایش بیش از حد اختلاف فشار پائین مجرایی ایستایی و فشار پائین مجرایی جریانی ، مخزن به خوبی مورد ارزیابی قرار گیرد تا از پدیده مخروطی شدن جریان گاز جلوگیری گردد.
مخازن نفتی دارای گاز گنبدی ممکن است با مکانیزمهای مختلف تولید نفت داشته باشند.
1-تولید نفت فقط از بخش نفتی مخزن صورت گیرد و گاز محلول در نفت وارد گنبد گازی مخزن گردد.
2-تولید نفت فقط از بخش نفتی مخزن صورت می گیرد و گاز محلول در نفت وارد گنبد گازی مخزن نگردد ، بلکه در تماس با نفت باقی بماند.
مخازنی که دارای نفوذپذیری اندکی باشند و جریان متقابل بین فازها صورت نگیرد یا مواقعی که مخزن تحت تزریق گاز در گاز گنبدی قرار گرفته باشد ، پدیده مخروطی شدن جرین گاز صورت می پذیرد .
شکل 1-2-شماتیک مخزن نفتی تحت رانش آب
شکل 1-3-شماتیک مخزن نفتی تحت رانش گنبد گازی
1-3-روش های فرازآوری مصنوعی
دو روش اساسی فرازآوری مصنوعی برای خارج کردن نفت از چاه و آوردن آن به سطح زمین وجود دارد.
1- استفاده از پمپ های درون چاهی
2- استفاده از تزریق گاز به چاه
1-3-1-پمپ های درون چاهی
در این روش پمپ درون چاهی نصب می شود و سیال موجود در لوله مغزی را به سطح زمین پمپ می کند. پس فشار ایجاد شده ناشی از ستون سیال ، در ته چاه کاهش می یابد و این امر سبب می شود که سیال راحت تر از مخزن به دهانه چاه حرکت کند.
پمپ های درون چای به سه دسته تقسیم می شوند :
1-3-1-1- پمپ میله ی:
از این روش در اکثر چاه هایی که بهره برداری از آنها به وسیله پمپ صوت می گیرد می کنند ، استفاده می شود. در این نوع پمپ را از یک میله فولادی استفاده می شود. این میله به وسیله وسایل سرچاهی حرکت رفت و برگشتی ایجاد می کند ، و به یک پمپ درون چاهی که حرکت پیستونی دارد متصل است با کار کردن پمپ ها سیال درون چاهی به سطح زمین رانده می شود.
از این نوع پمپ بیشتر در موارد زیر استفاده می شود :
الف)دبی نفت تولیدی کم و یا متوسط باشد .
ب)شاخص بهره دهی چاه کم باشد .
ج)فشار ته چاه کم باشد .
د)گاز محلول در نفت کم باشد .
1-3-1-2-پمپ درون چاهی الکتریکی :
این پمپ شامل یک موتور الکتریکی درون چاهی است که باعث انتقال نیرو به یک پمپ گریز از مرکز می شود. از این نوع پمپ بیشتر در چاه هایی استفاده می شود که دارای خصوصیات زیر باشند :
الف)دبی تولیدی زیاد باشد.
ب)شاخص بهره دهی چاه زیاد باشد.
ج)فشار ته چاه کم باشد .
د)نسبت گاز به نفت چاه کم باشد.
1-3-1-3-پمپ های درون چاهی هیدرولیکی :
در این نوع پمپ از مایعی برای انتقال نیرو به پمپ رفت و برگشتی درون چاهی استفاده می شود. از این نوع پمپ ها بیشتر در مواردی استفاده می شود که چاه دارای ویژگی ها زیر باشد :
الف)دبی تولیدی کم یا متوسط باشد.
ب)شاخص بهره دهی چاه زیاد باشد .
ج)فشار ته چاه کم باشد .
د)نسبت گاز به نفت محلول کم باشد.
1-3-2-تزریق گاز
در این روش فرازآوری از تزریق گاز پرفشار برای بالاآوردن نفت موجود در چاه استفاده می شود. این روش در تمامی چاه ها کاربرد دارد ولی معمولاً در چاه های دارای خصوصیات زیر از آن استفاده می شود.
الف)دبی تولیدی زیاد باشد .
ب)شاخص بهره دهی زیاد باشد.
ج)گاز محلول زیاد باشد .
د)فشار ته چاه در هنگام تولید نسبتاً زیاد باشد .
1-4-مقدمه ای بر فرازآوری با گاز
اگرچه امروزه از روش های مختلف فرازآوری مصنوعی در صنعت استفاده می شود ولی فرازآوری با گاز تنها روشی است که به روش طبیعی برداشت نفت از مخازن شبیه است .
فرازآوری با گاز فرآیندی است که نفت موجود در ستون چاه از طریق تزریق گاز پرفشار به آن ، به سطح زمین رانده می شود.
تزریق گاز ممکن است به دو روش انجام شود :
1)روش پیوسته
2)روش منقطع
در روش پیوسته ، تزریق گاز به طور مداوم برای افزایش بهره برداری مخزن استفاده می شود ، حال آنکه در روش منقطع تزریق گاز در زیر یک ستون جمع شده لخته ای در یک زمان نسبتاً کوتاه برای حرکت دادن لخته ها به سطح زمین انجام می گیرد. گاز تزریق شده به وسیله یک و یا ترکیبی از مکانیزمهای زیر ، نفت موجود در ستون چاه را به سطح زمین می آورد.
1)با کاهش گرادیان (شیب فشار ) سیال موجود در چاه
2)با انرژی حاصل از انبساط تزریق شده
3)با جابجایی سیال موجود در ستون چاه
روش فرازآوری پیوسته بیشتر برای چاه هایی مناسب است که سطح سیال درون چاه بالا باشد ولی سیال دارای انرژی کافی برای جریان یافتن طبیعی خود نباشد . روش منقطع بیشتر برای چاه های مناسب است که فشار ته چاه کم باشد و دبی تولیدی ناچیز باشد .
فرازآوری مصنوعی با گاز تقریباً برای تمام چاه های نفت مناسب می باشد . از روش فرازآوری با گاز برای چاه های تزریقی آب و برای تخلیه آب از چاه های نفتی نیز می توان استفاده نمود.
1-5-تاریخچه فرازآوری با گاز
در سال 1797 میلادی یک مهندس معدن آلمانی به نام کارل امانوئل لوشر در اولین تحقیق از هوا برای بالا آوردن مایعات معدنی استفاده کرد. این تحقیق زمینه ای برای معرفی سیستم فرازآوری با گاز گردید. البته ایشان قبل از اجرای عملی این طرح آزمایشات متعددی انجام داده بود.
در سال 1914 دیویس و ویندر در دانشگاه ویسکانس آمریکا بر روی سیستم فرازآوری -گاز تحقیقات ارزنده ای در مقیاس آزمایشگاهی و بر روی اثر ضریب اصطکاک و میزان گاز تزریقی انجام دادند. آنها در این آزمایش از یک لوله عمودی به قطر 25/1 اینچ و با طولهای مختلف بین 15-45 فوت استفاده کردند. در این آزمایش افزایش مقدار هوای تزریق شده ( شروع از صفر ) موجب افزایش خروج آب تا یک حد معینی گردید. هر گونه افزایش هوای اضافی از حد معین موجب کاهش میزان استحصال آب گردید. امروزه نیز این موضوع در مقیاس چاه های نفتی جواب مثبت داده است . بدیهی است برای میزان خاصی از تزریق ، عمق معینی از محل تزریق باید استفاده شود.
در سال های 1929-1932 شرکت نفتی آمارادا برای افزایش تولید از چاه های نفت بجای استفاده از سیستم فرازآوری با گاز قطر لوله عمودی را تغییر داد تا اینکه افزایش درصد آب شور موجب پس افتادگی و سنگینی مایع و در تیجه مرگ چاه نگردد. آنها قطر را از 15 اینچ به 5/2 اینچ سپس به 2 اینچ و 5/1 و در نهایت به 75/0 اینچ کاهش دادند. آنها دریافتند که یک قطری وجود داردکه در آن کل نفت و گاز تولیدی برای ایجاد حداقل سرعت مورد نیاز کافی است . اگر قطر از حد معین بیشتر شود ، پس افتادگی جریان می گردد و اگر قطر از حد معین کمتر شود ، سرعت افزایش می یابد و در نتیجه اصطکاک به سرعت اثر خود را نشان می دهد و موجب کاهش جریان می گردد. بنابراین یک قطر بهینه وجود دارد . نتایج این آزمایش در قیاس با بهینه سازی سیستم فرازآوری با گاز که یک مقدار بهینه برای حداکثر تولید نفت ضروری است ، قابل توجه است . در این آزمایش قطر لوله را تغییر دادند ولی در سیستم فرازآوری با گاز میزان گاز تزریقی را تغییر می دهند تا عملیات بهینه سازی صورت گرد.
در سال 1930 Uren و همکاران جریان یافتن مخلوط نفت و هوا در یک لوله 42 فوتی عمودی را بررسی کردند. آورن یکی از افرادی است که برای تعیین گرانروی مخلوط نفت و هوا تلاش بسیاری کرده است . او از اختلاف سرعت دو فاز صرف نظر کرد و از افت فشار ایجاد شده ضریب اصطکاک را به دست آورد و با تعیین عدد رینولدز در نهایت توانست گرانروی مطلق مخلوط در نسبت گاز به نفت بالا را به دست آورد. او دریافت که تزریق بیش از حد گاز موجب کاهش گرانروی نمی گردد.
در دهه 1960 میلادی Brown و همکاران با داشتن خصوصیات چاه مورد مطالعه و استفاده از ضریب بهره دهی با روش ترسیمی بهترین نقطه تزریق را به دست آوردند. البته این روش محدودیتهایی دارد که مهم ترین محدودیت آن جوابگو نبودن برای حالت های مختلف است . این روش محدود به نمودارهایی است که به صورت تجربی تهیه شده و برای بهینه سازی از آنها استفاده می کنند.
در سال 1982 رابرت سل و همکاران با استفاده از روش ترسیمی Brown و نمودارهای تجربی که در این خصوص برای پیش بینی افت فشار در مسیرهای افقی و عمودی تهیه شده بود ، نمودار عملکرد سیستم فرازآوری با گاز را تهیه نمودند و نشان دادند که از لحاظ اقتصادی فقط یک نقطه از منحنی تولید نفت بر حسب تزریق گاز مقرون به صرفه است .
در سال 1996 در کنگره صنعت گاز ، بوتیراگو و رودریدگوئز یکی از مشکلات بهینه سازی سیستم فرازآوری با گاز به روش ترسیمی را عدم کارابودن این روش برای چاه هایی که سریع به تزریق گاز پاسخ نمی دهند ، عنوان کردند.
در 1996 عبدالواهی و عثمان سلامه سیستم فرازآوری با گاز در مخزن نفتی رمضان واقع در میدان نفتی سوئز در کشور عربستان را بهینه سازی نمودند و موفق شدند بیش از 2000 بشکه در روز به تولید 17000 بشکه در روز مخزن بیافزایند.
1-6-تجهیزات مورد نیاز جهت فرازآوری با گاز
1-6-1-تجهیزات درون چاهی
تجهیزات درون چاهی و طراحی مناسب آنها مناسبی در روش فرازآوری با گاز دارند. ابتدا باید داده های مورد نیاز تجزیه و تحلیل شوند ( داده های مربوط به چاه ) و سپس با توجه به آن داده ها تجهیزات درون چاهی طراحی شوند.
تجهیزات درون چاهی به شرح زیر می باشند :
1-لوله مغزی برای انتقال سیال
2-شیرهای فرازآوری گاز
3-جایگاه شیرهای فرازآوری
1-6-2-تجهیزات سرچاهی (Well head)
تجهیزات سرچاهی بستگی به نوع روش فرازآوری با گاز ( منقطع یا پیوسته ) مورد استفاده دارد.
1-6-2-1-گاز برای تزریق :
بعضی مخازن ممکن است دارای چاه هایی باشند که بتواند گاز پرفشار مورد نیاز برای سیستم فرازآوری با گاز را تامین کند. در چاه هایی که چنین تسهیلاتی وجود نداشته باشند از ایستگاه های تقویت فشار برای تامین فشار مورد نیاز استفاده می شود.
1-6-2-2-سیستم کنترل جریان گاز :
اگر برای چاهی فرازآوری با گاز درنظر گرفته شود باید از کاهنده جریان برای کنترل دبی جریان گاز به روش پیوسته استفاده نمود. ولی اگر از روش منقطع استفاده شود باید از کنترل های سیکل زمانی که آنها را کنترل کننده سطحی می نامند ، استفاده نمود. همچنین از اوریفیس و یک ثبت کننده دو قلمه جریان برای ثبت حجم و فشار گاز تزریقی و سیال تولیدی نیز استفاده می شود. شکل شماره (1-4) سیستم کلی فرازآوری با گاز را نشان می دهد.
1-7-اصول اساسی فرازاوری با گاز
همان طور که قبلاً گرفته شد دو روش فرازآوری با گاز در صنعت مورد استفاده قرار می گیرد ، روش پیوسته و روش منقطع که هر کدام از این روش ها اصول مخصوص به خود دارند و بنابراین به طور مجزا مورد بررسی قرار می گیرند.
1-7-1-فرازآوری به روش پیوسته
اساس روش فوق این است که انرژی ناشی از انبساط گاز از فشار بالا به فشار پائین برای حرکت دادن سیال موجود در ستون چاه و یا فضاهای حلقوی ، مورد استفاده قرار می گیرد.
مثال زیر چگونگی عملکرد فرازآوری با گاز را واضح تر بیان می کند.
فرض کنید که یک پمپ سانتریفوژ که با سرعت مشخصی در حال چرخیدن است سیالی را از یک مخزن نامحدود و بزرگ به یک لوله با ارتفاع hp بالاتر از سطح مخزن بریزد. در این نقطه اگر فشار خروجی پمپ p برابر فشار hp ناشی از ستون سیال باشد و نیروی پمپ دیگر قدرت پمپ کردن سیال را نداشته باشد . ارتفاع ستون در hp می ماند. این حالت شبیه به چاهی است که فشار ته چاه برای بالا بردن سیال موجود در چاه کافی نباشد تا سیال بتواند به طور طبیعی از چاه خارج شود . ارتفاع چاه D و فشار استاتیک برابر P و توانایی تولید چاه چاه به اندازه توانایی پمپ فوق است (شکل 1-5).
اگر گاز از نقطه ای زیر سطح ساکن مایع به داخل ستون تزریق گردد ( شکل 1-6) به خاطر اختلاف دانسیته گاز با مایع به صورت حباب درون مایع به سمت بالا حرکت می نماید.و ستون بلای تزریق گاز مخلوطی از گاز و مایع می شود و وقتی گاز با دبی بالا تزریق شود مایع در لوله بالا آمده و از آن می ریزد و در نتیجه فشار درون لوله در نقطه تزریق گاز کمتر از حالتی می شود که درون لوله ، مایع ساکن وجود دارد. در خروجی پمپ فشار نیز کمتر می شود P' و جریان مایع درون پمپ شروع می شود. برای یک مقدار ثابت تزریق گاز ، یک جریان پایدار مایع درون وجود دارد که از بالای آن خارج می گردد. این حالت دقیقاً جریان پیوسته فرازآوری با گاز را نشان می دهد.
معمولاً از فضای حلقوی برای تزریق گاز به چاه از نقطه مورد نظر استفاده می گردد. شیر فرازآوری در لوله مغزی به گاز اجازه می دهد تا وارد فضای حلقوی درون لوله مغزی شود. معمولاً در ضمن فرازآوری با گاز پیوسته ، گاز فقط از طریق یک شیر فرازآوری به درون لوله مغزی وارد می شود. شیرهایی که بالای شیر مذکور می باشند در شروع گاز مورد استفاده قرار می گیرند.
شکل 1-4-سیستم کلی فرازآوری چاه نفت با استفاده از گاز
شکل 1-6-شماتیک عملکرد سیستم فراز اوری با گاز
1-7-2-روش منقطع
این روش بر اساس تزریق مقطع گاز تنظیم شده است . در این حالت تزریق گاز برای مدت مشخص انجام می گیرد و بعد متوقف می گردد. بعد از گذشت زمان مشخص تزریق گاز مجدداً شروع و همین چرخه مرتباً تکرار می شود.
اصول سیکل فرازآوری منقطع در شکل شماره (1-7) نشان داده شده است .
همان طور که در شکل نشان داده شده است تعدادی شیرهای فرازآوری تعبیه شده است که تعداد شیرها می تواند از شیر بیشتر یا کمتر باشد . در توضیح شکل فوق می توان گفت که شیر شماره 5 تنها شیری است که باز و بسته می شود.
مراحل سیکل منقطع به صورت زیر می باشد :
شکل (1) شرایط چاه را قبل از شروع تزریق گاز نشان می دهد. شیر سرچاهی و لوله جریانی باز نگه داشته می شوند به طوریکه اگر فشار در سطح حداقل باشد . در این شرایط به سیال درون سرند اجازه می دهد تا به سمت دهانه چاه جریان یابد و تا سطحی از لوله مغزی جریان پیدا کند.
شکل (2)شرایط درون چاه را درست بعد از اینکه تزریق گاز شروع می شود ، نشان می دهد. تزریق به محض باز شدن شیر کنترل کننده سطحی شروع می شود و گاز وارد فضای حلقوی می گردد و بعد از ورود به فضای حلقوی افزایش پیدا می کند تا فشار مورد نظر برای باز کردن شیر فرازآوری تامین گردد. با باز شدن شیر کنترل گاز وارد لوله مغزی گردیده و لخته های سیال را به سمت بالا می راند. به محض اینکه گاز کافی برای به سطح آمدن تمام سیال موجود در ستون ، تزریق شد شیر کنترل کننده سطح بسته می شود (شکل 3) .
شکل 1-7-شماتیک عملکرد سیستم فرازآوری با گاز به صورت منقطع
از این لحظه به بعد حرکت سیال به درون ستون چاه شروع شده و سیکل ادامه پیدا می کند. کنترل کننده سطحی که باعث جریان و قطع گاز می گردد معمولاً دارای یک زمان سنج می باشد که باعث می شود شیر فرازآوری در زمان های منظم باز و بسته گردد. باید توجه کرد که فرکانس منقطع شدن جریان را مشخصات چاه و خصوصیات سیال مخزن معین می کند.
مدت زمانی را که شیر فرازآوری در هر سیکل باز می ماند را کنترل کننده سطح تعیین می نماید. همچنین این امکان وجود دارد که زمان تزریق با فشار فضای حلقوی و یا لوله مغزی تنظیم شود. یعنی وقتی فشار فضای حلقوی و یا لوله مغزی به حد مشخصی رسید شری فوق بسته می شود.
روش فرازآوری منقطع معمولاً برای چاه هایی به کار می رود که شاخص بهره دهی و در نتیجه دبی تولیدی آنها کم باشد . به طور کلی روش منقطع بیشتر در مورد چاه هایی استفاده می شود که دارای مشخصات زیر باشند :
1)دبی تولید چاه کم باشد ( تا 300 بشکه در روز ) .
2)فشار ته چاه کم باشد .
3)شاخص بهره دهی چاه کم باشد .
4)نقطه تزریق گاز خیلی عمیق باشد .
در این روش نیز محدودیتها و معایبی به شرح زیر دارد :
1)حداکثر دبی تولیدی از چاه محدود است .
2)برای چاه هایی عمیق که نفت از طریق لوله های مغزی باریک تولید می شود . به خاطر ظرفیت کم آنها مناسب نمی باشد ( قطر لوله کمتر از 2 اینچ ) .
1-8-منابع گاز فرازآوری
معمولاً برای عملیات فرازآوری گاز پرفشار مورد نیاز می باشد. درگذشته گاز مورد نیاز از چاه های گاز نزدیک به محل فرازآوری تامین می شد و بعد از استفاده از سیستم فرازآوری گاز فشار پائین به اتمسفر رها می شد.
در سال های اخیر با توجه به تقاضای زیاد برای گاز طبیعی و بالا رفتن قیمت آن دیگر گاز فشار پائین نهایی به اتمسفر رها نمی شود و از کمپرسور برای فشرده کردن آن استفاده می شود و گاز فشرده شده برای استفاده مجدد به سیستم فرازآوری هدایت می گردد. همیشه مقداری گاز نیز با نفت تولیدی از چاه خارج می گردد و بنابراین در روش فرازآوری گاز به دست آمده از گاز تزریق شده بیشتر می باشد . بنابراین از این گاز اضافی می توان برای کار کمپرسور استفاده کرد و سیستم فرازآوری را بدون نیاز به گاز خارجی اداره نمود.
1-9-عوامل موثر در طراحی سیستم فرازآوری با گاز
در طراحی سیستم فرازآوری با گاز باید به سه عامل زیر توجه نمود:
1-9-1- عملکرد جریان ورودی
ابتدا باید مشخصات مورد مطالعه که چاه مورد نظر در آن واقع شده است و همچنین خصوصیات چاه مورد مطالعه شناخته شوند. این مشخصات شامل حجم نفت و گاز در سازند ، فشار ستون مایع ، ضریب بهره دهی چاه ، روش تکمیل چاه ، مخطروطی شدن آب ، نفوذپذیری ، تخلخل ، نوع مخزن ، میزان تولید نفت و احتمال ایجاد مشکلاتی در تولید مانند تشکیل پارافینها و نیز بالا آمدن شن و ماسه همراه با نفت از چاه می شوند.
1-9-2-عملکرد مسیر عمودی
وقتی که سیال وارد مجرای عمودی چاه می گردد ، این عملکرد اثر خود را نشان می دهد. اگر چه اکثر چاه ها یک مسیر نسبتاً عمودی را طی می کنند ولی در بعضی از موارد در سکوهای نفتی از چاه های جهت دار استفاده می گردد . اگرچه افت فشار ناشی از ستون سیال تغییر نمی کند ولی به علت افزایش طول میر افت فشار افزایش می یابد.
1-9-3-عملکرد جریان افقی
بدیهی است وقتی سیال به سطح زمین رسید ، باید به محل نگهداری و ذخیره سازی انتقال یابد . این فاصله ممکن است کوتاه یا بلند باشد . طول افقی روزمینی و قطر آن و نیز میزان سیال تولیدی برای یک مخزن خاصی از نسبت گاز به نفت و درصد آب همراه نفت بر فشار سرچاهی برای انتقال نفت اثر می گذارد و این فشار سرچاهی نیز بر جریان عمودی درون چاهی اثر می گذارد . بنابراین شناخت مشخصات جریان روزمینی ضروری است و در بهینه سازی آن را باید مد نظر قرار دارد.
1-9-4-متغیرهای سیستم فرازآوری با گاز
* اندازه لوله عمودی و عمق آن
* نسبت گاز به نفت
* میزان آب همراه نفت
* فشار تفکیک گر اندازه و طول لوله جریان افقی روی سطح زمین
* گرانروی
* جرم ویژه
* میزان تولید نفت
1-10-کاربرد اقتصادی فرازآوری با گاز
کاربرد اقتصادی و بهینه فرازآوری نیاز به تامین شرایط زیر دارد :
1)مشخصات چاه برای روش فرازآوری به کار رفته مناسب باشد .
2)در نزدیکی محل منبع گاز برای سیستم فرازآوری وجود داشته باشد.
از سیستم فرازآوری با گاز می توان در شرایط زیر استفاده نمود :
1)برای زنده کردن چاه های مرده بعد از زنده شدن چاه فوق دیگر بدون نیاز به سیستم فرازاوری نفت تولید خواهد شد.
2)برای جریان دادن در جهت عکس در چاه های تزریق آب .
3)برای تخلیه آب از چاه های نفتی .
فرازآوری با گاز انعطاف پذیرترین روش فرازآوری مصنوعی است . طراحی تاسیسات فرازآوری با گاز را می توان بنحوی انجام داد که با تغییر شرایط چاه مثل تغییر دبی و ارتفاع فرازآوری نیز می توان از آن استفاده نمود.
هزینه های اولیه تجهیزات فرازآوری با گاز بقیه روش ها کمتر است و معمولاً حتی اگر کمپرسور برای فشرده شدن گاز نیز استفاه شود روش فوق از بقیه روش ها به صرفه تر است.
1-11- روش های مختلف طراحی تاسیسات فرازآوری گاز به صورت پیوسته
فرازآوری پر فشار به صورت پیوسته ، در عمقی از ستون چاه تزریق می شود که بتواند ستون بالای محل تزریق را طوری سبک نماید که باعث جریان از ته مخزن به بالای چاه شود.
1-11-1- انواع جریان ها در روش فرازآوری پیوسته
در روش فرازآ وری پیوسته دو نوع جریان وجود دارد:
1)حالتی که نفت از طریق لوله مغزی تولید شود و گاز از طریق فضای حلقوی تزریق می گردد که آن اصطلاحاً حرکت در لوله مغزی می گویند. معمولاً در طراحی بیشتر از روش فوق استفاده می شود.
2)حالتی که نفت از طریق فضای حلقوی تولید شود و گاز از طریق لوله مغزی تزریق گردد که آن را اصطلاحاً حرکت در فضای حلقوی گویند.
1-11-2- انواع تایسات در روش فرازآوری پیوسته
از نظر طراحی تاسیسات سه روش تزریق به صورت پیوسته به شرح زیر وجود دارد :
1-11-2-1-سیستم باز
سیستم باز بدون توپک و یا شیر یک طرفه ته لوله مغزی می باشد . مزیت این روش قیمت پائین و سادگی آن می باشد ولی معایبی به شرح زیر دارد:
هر وقت چاه بسته شود فضای حلقوی از سیال موجود در چاه پر می شود. جریان مایع و شیرهای فرازآوری ( که برای گاز طراحی شده اند ) عبور کرده و باعث خراب شدن آن ها می گردد. هر وقت چاه بسته می شود مدت زمان طول می کشد تا حالت پایدار ایجاد شود. لازم به ذکر است که معمولاً از این روش استفاده نمی شود ( شکل 1-8) .
1-11-2-2-سیستم نیم بسته
دارای نشت بند برای قطع ارتباط بین چاه و فضای حلقوی می باشد ولی شیر یک طرفه در ته لوله مغزی وجود ندارد. اینگونه سیستم رای نصب در فرازآوری پیوسته پیشنهاد می گردد. این روش اجازه ورود مایع به فضای حلقوی را نمی دهد. با استفاده از این روش چاه پس از مدتی که در حال تولید نباشد به حالت پایدار می رسد (شکل 1-9).
شکل 1-8-شماتیک کلی فرازآوری با گاز به روش باز
شکل 1-9-شماتیک کلی فرازاوری با گاز به روش نیمه بسته
1-11-2-3-سیستم بسته
دارای توپک وشیر یک طرفه در انتهای لوله مغزی می باشد . این روش شبیه حالت نیمه بسته می باشد با این تفاوت که در ته لوله مغزی شیر یک طرفه وجود دارد . این روش در شرایط معمولی فقط در فرازآوری با گاز به صورت منقطع استفاده می شود زیرا هدف از آن جلوگیری از تزریق گاز به مخزن و ایجاد پس فشار بر روی سازند در چاه هایی می باشد که فشار ته چاه خیلی پائین می باشند (شکل 1-10) .
شکل 1-10-شماتیک کلی فرازآوری با گاز به روش بسته
1-12- مکان یابی محل تزریق و نصب شیرهای گازرانی
روش زیر صرف نظر از نوع شیر به کار رفته در گازرانی به مرحله اجرا در می آید . با مراجعه به شکل دیده می شود که حداکثر استفاده از فشار موجود برای تزریق گاز به وسیله یافتن عمیق ترین محل برای تزریق ایجاد می شود. عمیق ترین نقطه از طریق تقاطع گرادیان وزن گاز با گرادیان جریان چاه انجام می شود. لازم به ذکر است که مراحل کار بر روی مختصات متعامد رسم می شود.
1-عمق چاه روی محور عمودی رسم می شود ( ماکزیمم عمق درپائین محور و عمق صفر در بالای محور ) .
2-فشار روی محور افقی رسم می شود ( به طوری که در حرکت از چپ به راست محور فشار افزایش یابد ) .
3-فشار در ته چاه در حالت استاتیک یا همان فشار مخزن روی محور افقی مشخص می شود.
4-با میزان تولید درخواستی و مقدار PI افت فشار محاسبه می شود.
5-با کم کردن افت فشار مرحله قبل از فشار لایه فشار جریانی چاه به دست می آید.
6-از نقطه فشار استاتیکی (PWS) یا همان Pr خط گرادیان فشار جریان برای چاه مورد نظر ( با داشتن دانسیته سیال تولیدی از چاه ) رسم می شود.
7-از نقطه فشار جریانی چاه Pwf ، که عمق چاه روی محور فشار مشخص شده است ، گرادیان جریان زیر محل تزریق به موازات گرادیان در حالت استاتیک رسم می شود.
8-از مقدار فشار تزریق گاز psi50 و از مقدار فشار عملیات در پوسته psi100 ، کم کرده و مقادیر جددی در عمق صفر ثبت می شوند.
9-خط گرادیان فشار گاز از عمق صفر رسم می شود تا گرادیان جریان را قطع کند.
10-محل تقاطع این دو خط گرادیان را نقطه توازن می نامند. ارتفاع و فشار آن نقطه ثبت می شود.
11-نقطه توازن در واقع توازنی بین فشار گاز در پوسته و فشار مایع چا ه در لوله مغزی می باشد . در امتداد این نقطه روی گرادیان جریان زیر تزریق به طرف بالا نقطه ای معین می شود تا در محور فشارها ، فشاری برابر psi100 پیموده شود. یعنی با کم کردن psi100 از فشار توزان (روی خط گرادیان جریان ) نقطه ای به دست می ید که فشار و ارتفاع آن ثبت می شود . این نقطه ، نقطه تزریق گاز می باشد . کم کردن psi100 از فشار نقطه توازن به خاطر اطمینان از این که گاز با فشار خود در آن نقطه به راحتی بتواند وارد لوله شود و اینکه چاه مطمئناً بتواند از طریق این نقطه با تزریق گاز تخیه شود.
با به اجرا در آوردن مراحل فوق می توان تزریق گاز در چاه خاصی را پیدا نمود. باید توجه کرد که این مبحث برای چاه خاصی در زمان خاصی از تاریخچه چاه است و با توجه به مکانیزم مخزن از لحاظ بهره برداری ممکن است مشخصه های چاه و مخزن با گذشت زمان تغییرکند. مثلاً ممکن است در بهره برداری فشار مخزن کاهش یابد و همچنین بر اثر عواملی مانند رسوب آسفالتین شاخص بهره دهی چاه کاهیش یابد . به همین دلیل در زمانی که طرحی انجام می شود بایستی این موارد نیز مد نظر قرار گیرند. لذا برای آنکه در آینده مشکل جابجا کردن شیرها به وجود نیاید بهتر است با توجه به تغیرات خصوصیات چاه و مخزن در طی زمان تولید ، نقطه تزریق بالاتر ازمقدار محسبه شده در نظر گرفته شود.
در طراحی این شیر ، psi25 افت فشار برای هر شیر در نظر گرفته می شود که در فشار عملیات سطح (همان فشار موجود در گازرانی پوسته ) ، ایجاد می کند.
1-13-مراحل تعیین مکان شیرهای تزریق گاز
1- از فشار صفر در عمق صفر خطی با گرادیان مایع کشنده ( که معمولاً psi/ft45/0 می باشد ) رسم می شود.
2-این خط تا نقطه ای که خط گرادیان فشار گاز یا همان فشار عملیات سطح موجود را در فاصله psi25 (کمتر از فشار گاز در آن نقطه ) از آن قطع کند ادامه می یابد . این محل اولین شیر می باشد. برای تعیین این محل می توان در عمق صفر از فشار عملیات سطح psi25 و خطر گرادیان گاز را رسم کرد و این بار محل تقاطع خط مایع کشنده ، با این گرادیان را محل شیر اول در نظر گرفت . معمولاً این دو ترسیم به یک نقطه ختم می شوند.
3-یک خط افقی از محل شیر اول رسم می شود تا گرادیان سیال بالای نقطه تزریق را قطع کند ، از این نقطه دوباره خطی با گرادیان مایع کشنده رسم می شود ، تا این بار در نقطه psi50 کمتر از فشار عملیات سطح موجود برسد . این نقطه به عنوان محل شیر دوم می باشد.
4-از محل شیر دوم ، خط افقی به سمت چپ کشیده می شود تا منحنی گرادیان فشار 8 سیال بالای نقطه تزریق را قطع کند. در این نقطه دوباره خطی موازی با خطوط قبلی گرادیان مایع کشنده رسم می شود تا در ادامه خود تا psi75 مانده به گرادیان فشار موجود برسد و از آنجا محل شیر سوم مشخص می شود.
5-روش جا دادن شیرها ادامه داده می شود تا شیر نهایی به نقطه تزریق برسد ( و یا از آن بگذرد ). در هر حال شیری که در حوالی نقطه تزریق می باشد ، شیر اصلی گازرانی می باشد. بقیه شیرها که در بالای شیر اصلی گازرانی قرار دارند ، به منظور تخلیه کار گذاشته شده اند و در هنگام بهره برداری بسته خواهند بود و تنها شیر اصلی بازخواهد بود.
6-معمولاً یک یا دو شیر اضافی زیر محل تزریق در نظر گرفته می شود تا در صورت تغییرات احتمالی خصوصیات چاه و مخزن و یا خطاهای محاسباتی ، بتوان گازرانی مداوم را ادامه داد.
1-14- مراحل تخلیه سیستم فرازآوری با گاز پیوسته
هنگام نصب لوله در چاه برای رعایت اصول ایمنی ، معمولاً چاه با یک سیال سنگین مانند آب نمک کشته می شود آب نمک فوق قبل از تولید نفت از چاه باید خارج گردد و این عمل به وسیله فشار گاز از طریق شیرهای فرازآوری که در بالای شیر فرازآوری اصلی نصب شده اند انجام می گیرد.
مراحل تخلیه به شرح زیر می باشد :
در شروع ، تمام شیرها باز می باشند و با سیال موجود در چاه پوشیده شده اند.
1)سیال موجود در فضای حلقوی بر اثر فشار تزریق شده از بالا و از طریق شیرهای فرازآوری به لوله مغری انتقال می یابد . در این مرحله هیچ افت فشاری در ته چاه ایجاد نمی شود زیرا تمام ستون از منبع پر می باشد ( شکل 1-12-1).
2)تمام شیرها باز می باشند شیر بالایی در این مرحله آشکار می گردد( مایع از روی آن برداشته می شود ) و گاز تزریقی از طریق شیر فوق وارد لوله مغزی شده و باعث سبک تر شدن ستون مایع بالای شیر فوقانی می گردد. فشار جریانی ته چاه در اثر سبک تر شدن ستون مایع کاهش می یابد .
3)تمام شیرها باز هستند. گاز از طریق شیر اولی و دومی تزریق می گردد ، فشار لوله مغزی روبه روی شیر دوم کمتر از فضای حلقوی شده در نتیجه گاز از طریق این شیر تزریق می گردد. شیر بالایی باید در زمانی کوتاه ، حجم زیادی گاز را از خود عبور داده تا ستون سیال موجود در لوله مغزی بقدری سبک گردد که شیر دوم آشکار گردد. وقتی حجم گازی که از شیر دوم عبور می کند زیاد گردد فشار فضای حلقوی کمی کاهش می یابد که همین امر باعث بسته شدن شیر بالایی می گردد. با توجه به شیرهای فرازآوری شیر فوق می تواند هم از فشار فضای حلقوی و هم از فشار لوله مغزی سیگنال دریافت کند و عکس العمل نشان دهد ، در صورتی که اگر از لوله مغزی سیگنال بگیرد کاهش گرادیان سیال در لوله مغزی ، وقتی مقدار گاز زیادی از شیر دوم بگذرد باعث بسته شدن شیر اولی می گردد (شکل های 1-12-3 و 1-12-4).
4)شیر بالایی بسته است و بقیه شیرها باز هستند تزریق گاز از طریق افزایش شیر دوم ادامه می ییابد تا زمانی که شیر سوم آشکار گردد (شکل 1-12-5).
5)شیر بالایی بسته است و بقیه شیرها باز هستند . شیر های دوم و سوم آشکار شده اند و گاز از طریق هر دو شیر وارد می شود.
6)در این مرحله شیر اول دوم بسته شده وشیر سوم و چهارم باز هستند. گاز از طریق شیر سوم درون لوله مغزی تزریق می گردد. شیر چهارم پائین تر از سطح مایع در فضای حلقوی می باشد . ظرفیت تولیدی تاسیسات فوق با مقدار گاز تزریق شده موجود قبل از آشکار شده شیر تحتانی تکمیل شده است .
شکل 1-11شماتیک تعیین مکان تزریق گاز
شکل 1-12-نحوه تخلیه ستون چاه در ابتدای گاز رسانی در عملیات Gas Lift
فصل دوم:
بررسی پارامترهای بهینه فرازآوری مصنوعی، در میدان مورد مطالعه
2-1-مقدمه :
پس ازطراحی سوپاپ های تزریق و تعیین نقطه بهینه تزریق باید به بررسی کارایی فرازآوری با گاز و نحوه بهینه سازی آن پرداخت . با افزایش میزان تزریق گاز تا مقدار معینی نفت افزایش می یابد و پس از آن با افزایش تزریق گاز ، تولید نفت کاهش می یابد که علت آن افزایش کسر حجمی گاز در لوله مغزی است زیرا با افزایش مقدار گاز در لوله مغزی جریان سیال به صورت غباری در می آید و فاز مایع در اطراف دیواره لوله مغزی تشکیل و به سمت پائین حرکت می کند. در موقعی که منبع گاز قابل توجهی در دسترس باشد و محدودیتی برای تزریق گاز وجود نداشته باشد ، هدف برآورد مقدار گاز تزریقی برای دستیابی به حداکثر نرخ تولید می باشد . در این فصل مراحل بهینه سازی فرازآوری با گاز بر روی یک میدان نفتی واقع شرح داده و عملکرد سیستم بهره برداری از مخزن مورد بررسی قرار می گیرد.
از دیگر مشکلات فرازآوری با گاز در مجموعه ای از چاه های یک میدان ، محدود بودن گاز در دسترس برای تزریق می باشد . در این حالت نمی توان به چاه آنقدر گاز تزریق کرد تا حداکثر نرخ تولید نفت فراهم گردد. واقع میزان گاز تزریقی را باید طوری برآورد کرد که تولید نفت از کل میدان بهینه گردد.
2-2- اطلاعات زمین شناسی و کلیات میدان مورد مطالعه
این میدان گنبدی شکل مورد مطالعه تقریباً بیضوی است . قطر بزرگ آن دارای روند شمال شرقی – جنولی غربی می باشد . عمق آب دریا روی این میدان حدود 35 متر می باشد ، طول تقریبی قطر بزرگ حدود 5/10 کیلومتر و قطر کوچک آن حدود 5/8 کیلومتر و ضخامت آن 100 متر است .
این میدان نفتی در سال 1984 میلادی با استفاده از تفسیر های لرزه نگاری به صورت یک میدان قابل بررسی کشف و سپس با حفر اولین چاه در سال 1925 میلادی در زمره میادین نفتی فارس محسوب گردید. نتایج آزمایش ساقه مته ( (DST) در اولین چاه حفر شده این میدان را می توان به صورت زیر خلاصه کرد:
جدول (2-1)فشار بسته ته چاه و میزان تولید متوسط روزانه لایه ها
نام لایه
فشار بسته ته چاه(پام)
میزان تولید متوسط روزانه (بشکه در روز)
A
3121
1281
B
3910
1838
C
4000
3658
تاکنون 32 حلقه چاه در این میدان حفر شده است . عمیق ترین چاه حفاری شده در این میدان 4620 متر عمق دارد.
2-2-1- سازند A
با توجه به نامگذاری سازندها در جنوب خلیج فارس این سازند به نوبه خود از چند لایه ترکیب یافته که از بالا به پائین عبارتند از : دولومیت سفیدار ، یازند کولیله ، خلیل (Khail) ، سدیر و شیل های آغاز .
2-2-2- سازند B
سازند B که از لحاظ نفتی در این میدان از اهمیت خاصی برخوردار است به طور دقیق مورد مطالعه قرار گرفته است. سازند B فوقانی متشکل از تناوب دولومیتهای قهوه ای با انیدریتهای توده ای سفید و شفاف بوده و به 9 لایه نفت ده (Oil Producer) تقسیم می گردد.
2-2-3- سازند C
این لایه بیشترین میزان نفت و تولید را دارا می باشد و تغییرات شدید رخساره ای از دولومیت های همراه با انیدریت زیاد به سنگ آهک همراه با لایه های نازک دولومیت می باشد که در قطبهای دارای ضخامت زیاد، تخلخل نیز زیاد است .
2-4- طراحی فرازآوری با گاز :
برای طراحی فرازآوری با گاز بر روی میدان مورد نظر پس از ورود اطلاعات چاه ، مخزن و خواص سنگ و سیال مخزن به نرم افزار از آنجایی دقیق خواص فیزیکی سیالات نقش تعیین کننده ای در دقت محاسبات انجام شده دارند، بنابراین در اولین قدم با توجه به داده های مربوط به سیالات مخزن، اقدام به تطابق داده های به دست آمده از روابط تجربی و داده های آزمایشگاهی شده است . در مرحله بعد پس از ورود خواص گاز تزریقی و شرایط سرچاهی نقاط بهینه تزریق و فشار بهینه تزریق گاز تعیین گردید.
2-4-1- بررسی آزمایش های فشار – حجم – دما :
نمونه سیال انتخاب شده در این مرحله ، سیال گفته شده از سازند C می باشد که در ابتدای تاریخچه تولید میدان گفته شده است و در دمای 190 درجه فاز نهایت آنالیز شده است که پس از بررسی و اعمال روابط تجربی متفاوت جهت تعیین خصوصیات فیزیکی سیال تطابق نسبتاً خوبی بین داده های تجربی و آزمایشگاهی به دست آمد.
در شکل (2-1) تا (2-2) داده های آزمایشگاهی و روابط مربوط به نسبت گاز به نفت را می توان مقایسه کرد و بهترین رابطه را برای محاسبات انتخاب نمود.
با مشاهده شکلها دیده می شود فشار نفت ابتدا بالاتر از فشار نقطه حباب آن است . لذا فقط فاز مایع وجود دارد . با کاهش فشار تا نقطه حباب گازی از مایع آزاد نمی شود ، بنابراین نسبت گاز به نفت از فشار بالای نقطه حباب تا فشار حباب ثابت است .
وقتی فشار از فشار نقطه حباب کمتر شود مقداری از گازها از نفت جدا می شود و در نتیجه مقدار گازهای محلول در نفت کاهش می یابد و این روند با کاهش فشار ادامه می یابد.
جدول 2-2- داده های آزمایشگاهی ورودی به مدل سازند
فشار مخزن (psia)
4000
دمای مخزن (F)
190
دمای سرچاهی نفت (F)
100
درجه APIنفت
2/30
جرم ویژه نفت
88/0
جرم ویژه گاز
751/0
شوری آب مخزن (ppm)
216000
جرم ویژه آب مخزن
16/1
نسبت گاز به نفت تولیدی (scf/stb)
853
درصد برش آب
0/0
شکل 2-1-مقایسه مقادیر تجربی و محاسبه شده نسبت گاز به نفت مخزن به روش Glaso
شکل 2-2-مقایسه مقادیر تجربی و محاسبه شده GOR در مخزن
در شکل (2-3) می توان داده های آزمایشگاهی مربوط به ضریب حجمی نفت سازند را با معادلات تجربی مقایسه کرد.
همان طور که در شکل مشاهده می شود در ابتدا که فشار بیش از فشار نقطه حباب است با کاهش فشار این ضریب و در واقع حجم نفت افزایش می یابد و این روند تا فشار نقطه حباب ادامه دارد.
وقتی فشار از فشار نقطه حباب نفت مخزن کمتر می شود گاز از نفت خارج می شود و این پدیده سبب می شود حجم نفت کاهش یابد.
لازم به ذکر است که هر چند با کاهش فشار حجم نفت افزایش می یابد اما به علت خروج گاز از محلول حجم کلی نفت کاهش می یابد.
شکل 2-3-مقایسه مقادیر تجربی و محاسبله شده ضریب حجمی نفت مخزن به روش Glaso
شکل های (2-4) و (2-5) نیز مقایسه روابط تجربی مربوط به گرانروی نفت و داده های آزمایشگاهی را نشان می دهد. در هر دو شکل مشاهده می شود در ابتدا که فشار بیشتر از فشار نقطه حباب است با کاهش فشار گرانروی نفت کاهش می یابد و این کاهش تا فشار نقطه حبابا نفت ادامه دارد. وقتی که فشار از فشار نقطه حباب کمتر می شود به علت اینکه با خروج گاز ترکیبات سبک نفت از آن خارج می شود گرانروی نفت با کاهش فشار افزایش می یابد.
شکل 2-4-مقایسه مقدار تجربی و محاسبه شده گرانروی نفت مخزن به روش Beal
شکل 2-5-مقایسه مقادیر تجربی و محاسبه شده گرانروی نفت مخزن به روش Beggs
شکلهای فوق و شکل (2-6) و همچنین جدول (2-3) نشان می دهند که معادله Beggs بهترین تطابق را برای محاسبه گرانروی نفت دارد. لذا در محاسبات از این معادله تجربی استفاده شده است .
شکل 2-6-مقایسه مقادیر تجربی و محاسبه شده گرانروی نفت در مخزن
جدول 2-3-مقادیر گرانروی نقت مخزن در فشارهای مختلف
4040
3233
2925
1523
1525
623
Pressure(Psia)
0.674
0.655
0.646
0.794
0.848
1.012
Observed value(cp)
0.669
0.647
0.639
0.818
0.87
0.986
Beal(cp)
0.687
0.652
0.641
0.789
0.846
1.014
Beggs(cp)
2-4-2-تعیین محل نصب سوپاپهای فرازآوری :
در این مرحله به تعیین محل نصب سوپاپهای فرازآوری به صورت جداگانه در چاه ها پرداخته شده است . فشار لازم برای راه اندازی در هر چاه به ترتیب 1500 پام در نظر گرفته شد و فاصله بین سوپاپها توسط نرم افزار Wellflo تعیین گردید. جرم ویژه گاز تزریقی 65/0 و گرادیان فشار سیال کشنده چاه با توجه به خصوصیات فیزیکی سیال استفاده شده 47/0 پام بر فوت در نظر گرفته شده است . در چاه ها برای عملیات فرازآوری با گاز پوسته سوپاپ های فوقانی به طوری که گفته شد جهت عملیات تخلیه و راه اندازی و سوپاپ آخر برای تولید می باشد. همچنین محل سوپاپ اصلی تزریق گاز با توجه به ماکزیمم دبی مجاز بهره برداری از هر چاه تعیین می گردد.
2-5بررسی کارایی فرایند فراز آوری با گاز :
پس از طراحی محل نصب سوپاپ های فرازآوری و تعیین مکان تزریق گاز به ارزیابی کارایی فرازآوری در چاه ها به طور جداگانه پرداخته شد . پس از آن به بررسی بازه های متفاوتی از میزان گاز تزریقی برای تولید بیشینه نفت پرداخته شد که در پی آن میزان تزریق بهینه گاز در چاه ها به دست آمد. نمودار عملکرد فرازآوری با گاز برای 5 چاه مذکور در شکل های (2-7) تا (2-11) و نتایج آن در جدول (2-4) ارائه شده است .
همان طور که در شکل ها مشاهده می شود با افزایش تزریق گاز در چاه مقدار نفت تولیدی ابتدا افزایش و سپس کاهش می یابد دلیل این پدیده این است که در ابتدا با افزایش مقدار گاز تزریقی ستون سیال درون لوله مغزی سبکتر می شود و این امر افزایش تولید می شود ولی با افزایش بیش از حد گاز تزریقی کسر جمعی گاز درون لوله مغزی زیاد می شود و فاز گاز به صورت پیوسته ظاهر می گردد و این پدیده باعث می شود که فاز گاز حجم زیادی از فضای لوله مغزی را اشغال کند و فشار مایع به صورت لایه نازکی روی دیواره لوله جریان یابد که وقوع این پدیده باعث کاهش تولید نفت از چاه می شود.
شکل 2-7-عملکرد فرازآوری با گاز در چاه 1
شکل 2-8-عملکرد فرازاوری با گاز در چاه 2
شکل 2-9-عملکرد فرازآوری با گاز در چاه 3
شکل 2-10-عملکرد فرازاوری با گاز در چاه 4
شکل 2-11-عملکرد فرازآوری با گاز در چاه 5
جدول 2-4-عملکرد فرازآوری با گاز در چاه ها
نفت تولیدی چاه5(bbl)
نفت تولیدی چاه 4(bbl)
نفت تولیدی چاه 3(bbl)
نفت تولیدی چاه 2(bbl)
نفت تولیدی چاه 1(bbl)
گاز تزریقی (MMscf)
5776/568
4106/495
4043/331
3122/625
3431/287
0/5
7181/365
5655/722
5559/673
4662/72
4984/67
1/5
7763/772
6179/898
6169/563
5246/215
5538/408
2/5
7939/502
6437/876
6427/78
5533/081
5847/518
3/5
7989/053
6627/176
6500/567
5685/579
6001/222
4/5
8000/99
6649/119
6543/829
5727/94
6079/505
5/5
7950/012
6579/108
6576/894
5673/261
6167/863
6/5
7706/559
6430/327
6434/844
5564/085
5889/128
7/5
7552/23
6274/56
6183/097
5371/655
5777/569
8/5
7121/056
6108/305
5993/722
5156/424
5549/469
9/5
نمودارهای Pwf بر حسب گاز تزریقی مربوطه به چاه ها در شکل های ( 2-12) تا (2-16) رسم شده اند. این نمودارها مربوط به تزریق 5/0 و 5/9 میلیون فوت مکعب گاز در روز برای چاه ها هستند و همان طور که مشاهده می شود در حالت فرازآوری فشار جریانی ته چاه ابتدا کاهش و سپس افزایش می یابد که دلیل آن فشار ستون سیال درون چاه است که در ابتدا با افزایش دبی گاز تزریقی ، تولید از چاه افزایش می یابد و فشار ته چاه کاهش می یابد . با تزریق بیش از حد گاز ، تولید نفت کاهش می یابد و در نتیجه فشار ته چاه افزایش می یابد.
شکل 2-12- نمودار فشار دهانه چاه بر حسب میزان گاز تزریقی در چاه 1
شکل 2-13- نمودار فشار دهانه چاه بر حسب میزان گاز تزریقی در چاه 2
شکل 2-14- نمودار فشار دهانه چاه بر حسب میزان گاز تزریقی در چاه3
شکل 2-15- نمودار فشار دهانه چاه بر حسب میزان گاز تزریقی در چاه 4
شکل 2-16- نمودار فشار دهانه چاه بر حسب میزان گاز تزریقی در چاه5
2-6-پیش بینی تولید از مخزن
همان طور بیان شد مخزن مورد مطالعه دارای سه لایه هیدروکربوری است که میزان نفت درجه ی لایه مورد مطالعه 5/291 میلیون بشکه می باشد. تولید انباشتی از ابتدای تاریخچه تولید مخزن تاکنون 28/8 میلیون بشکه بوده که در نتیجه آن فشار مخزن از 4000 پام به 3470 پام رسیده است . از اطلاعات فوق مشهود است که منبع تامین فشار مناسبی در میدان موجود نمی باشد. آبران مخزن به عنوان تنها تامین کننده فشار، فعالیت هایی داشته است . از طرفی همان طور که در آنالیز آزمایشات فشار – حجم – دما نیز مشاهده شد فشار نقطه حساب در شرایط مخزن مساوی 2869 پام می باشد . بنابراین مخزن دارای بالاتر از فشار نقطه حباب می باشند و در واقع مخزن فوق اشباع بوده و لذا تنها مکانیزم رانش مخزن انبساط مایع است .
چنانچه از وابستگی تراکم پذیری سیالات مخزن به فشار صرف نظر می شود و حجم توده مخزن نیز ثابت در نظر گرفته شود می توان افت فشار مخزن در دوره پیش بینی تا زمانی که فشار مخزن بالای فشار نقطه حباب باشد را به صورت تقریباً خطی فرض کرد یا به عبارت دیگر افت فشار مخزن را متناسب با تولید از مخزن به صورت خطی در نظر گرفت .
فصل سوم:
بهینه سازی توزیع گاز در سیستم فرازآوری با استفاده از مدل های دیگر
3-1-کلیات :
فعالیت های بسیار گوناگونی از جهان واقعی را می توان به صورت یک سیستم توصیف و بیان نمود. سیستم های فیزیک مانند کارخانجات پتروشیمی تا پدیده های نظری از قبیل مدل های اقتصادی ، نمونه هایی از فعالیت ها هستند. عملکرد کارای این سیستم ها غالباً مستلزم بهینه سازی شاخص های متفاوتی است که عملکرد سیستم را اندازه گیری می کنند. در برخی موارد این شاخص ها کمی شده و به صورت متغیرهای جبری بیان می شوند.
چنین فرض می شود که این متغیرهای وابسته به تعدادی از عوامل هستند . بعضی از این عوامل غالباً تحت کنترل کامل و جزئی تحلیل گری هستند که مسئول عملکرد سیستم است .
معمولاً فرایند تخصیص منابع محدود یک سیستم را می توان به شش مرحله تقسیم کرد :
1- تحلیل ریاضی سیستم
2- ساخت یک مدل ریاضی که انعکاسی از جوانب مهم سیستم است
3- تعیین اعتبار مدل
4- راه اندازی مدل به منظور به دست آوردن پاسخی بهینه یا حداقل رضایت بخش برای آن
5- پیاده سازی پاسخ انتخابی
6- بیان استراتژی نظارت بر عملکرد سیستم پس از پیاده سازی
نظریه بهینه سازی به مرحله چهارم مربوط می شود. در مدیریت هر سیستمی سایر مراحل نیز مهم هستند و برخورد با آنها مستلزم بررسی های گسترده تری نسبت به مرحله بهینه سازی است . به هر صورت نظریه بهینه سازی به عنوان مجموعه ای مهم از دانش ریاضی حلقه ای اساسی از زنجیر مدیریت سیستم ها را تشکیل می دهد.
برنامه ریزی ریاضی زیر مجموعه ای از فنون بهینه سازی فرایندی است که با آن می توان پاسخ بهینه یک سیستم را تعیین کرد . ریشه کلمه بهینه کلمه لاتین Optimus به معنای بهترین است . یکی از مهم ترین فنون بهینه سازی برنامه ریزی خطی است .
یک مسئله برنامه ریزی خطی به وسیله یک تابع خطی چند متغیره مشخص می شود که باید آن را با توجه به تعدادی محدودیت خطی بهینه ( بیشینه یا کمینه ) نمود. برای اولین بار ریاضی دانی به نام G.B.Dantzig الگوریتمی ابداع نمود که می تواند مسائلی از این نوع را حل کند. این الگوریتم را روش سیمپلکس می نامند.
بعدها روش اولیه سیمپلکس به الگوریتمی با کارایی بیشتر تغییر یافت به نحوی که بتواند مسائل بزرگ برنامه ریزی خطی را با رایانه حل کند مسائل گوناگونی از زمینه های بسیار متفاوت جهان واقعی را می توان از طریق برنامه ریزی خطی تدوین و حل کرد. مسائل تخصیص منابع در برنامه ریزی دولت ، و مدیریت سیستم های انتقال و توزیع فقط نمونه های از کاربرد این فن هستند. بنابراین برنامه ریزی خطی یکی از موارد موفق نظریه بهینه سازی است .
از مسائل دیگری که در بهینه سازی وجود دارد به مدیریت یک شبکه مربوط می شود . مسائلی از قبلی جریان ترافیک ، ارتباطات ، توزیع کالا ، و زمان بندی پروژه غالباً از این نوع هستند. اگر چه بسیاری از این مسائل را می توان با استفاده از روش های برنامه ریزی با اعداد صحیح حل کرد ولی معمولاً به علت ساختار ویژه آنها ، فنون خاص کاراتری برای حل آنها به وجود آمده است . عمده ترین تحقیقات در این زمینه توسط دو ریاضیدان به نام های Ford و Filkerson ( 1962) صورت گرفته است . آنها روش نشان گذاری را برای به حداکثر رساندن جریان یک کالا از درون یک شبکه و روش نامنظم را برای به حداقل رساندن هزینه حمل مقداری مفروض از یک کالا از داخل یک شبکه ابداع نمودند. این روش ها را می توان با برنامه ریزی با اعداد صحیح ترکیب نمود و تعداد بیشماری از مسائل عملی شبکه ها را حل کرد.
علی رغم آنکه تعداد زیادی از مسائل برنامه ریزی غیر خطی بسیار مشکل است ولی مسائل عملی متعددی را می توان به صورت غیر خطی تدوین نمود و با روش های موجود حل کرد. نمونه هایی از این مسائل عبارتند از مبدل های الکتریکی ، فرایندهای شیمیایی ، چگالنده های بخار و تعویض بهینه قطعات .
بنابراین می توان گفت ماهیت نظر بهینه سازی یک نظریه ریاضی است . این نظریه معمولاً شامل به حداکثر یا حداقل رساندن یک تابع است که بیانگر عملکرد یک سیستمی باشد . این عمل مستلزم تعیین مقادیر متعیر دهی که تابع مورد نیاز را بهینه می کنند ، می باشد بعضی از مسائل بهینه سازی را می توان از طریق فنون کلاسیک پیشرفته ،از قبیل روش های ژاکوبی و ضرایب لاگرانژ حل کرد و اما بسیاری از مسائل بهینه سازی شرایط لازم را برای حل با این روش ها را ندارند. این گونه مسائل را باید با روش های کاراتر که برای همین منظور طراحی شده اند. ، حل کرد . در روند تکامل ریاضیات ، مجموعه ای از این روش های ویژه ایجاد شده است که بعضاً به فراموشی سپرده شده اند و برخی نیز با اختراع و کاربرد وسیع رایانه ها از لحاظ محاسباتی امکان پذیر گشته و مورد استفاده قرار گرفته اند.
هدف بهینه سازی بیشینه یا کمینه کردن ( به حدقل یا حداکثر رساندن ) یک کمیت مشخص می باشد . این کمیت به تعداد محدودی متغیر ورودی بستگی دارد . این متغیر ها ممکن است مستقل از یکدیگر بوده و یا از طریق یک یا چند محدودیت به همدیگر وابسته باشند.
یک برنامه ریاضی یک مسئله بهینه سازی است که در آن هدف به صورت یک تابع ریاضی و محدودیت ها به صورت معادلات یا نامعادلات ریاضی بیان شده اند.
لازم به ذکر است که همواره محاسبات اقتصادی برای تخصیص از به چاه ها باید مدنظر قرار گیرد به خصوص برای میادین دریایی یا میادینی که از منابع گاز فاصله دارند رساندن گاز و تزریق آن امری پرهزینه می باشد که همواره باید نسبت به میزان تولید نفت بهینه گردد. که در این پروژه با استفاده از نرم افزار Lingo توزیع گاز میان چاه ها به صورت بهینه صورت می پذیرد به طوری که با توزیع MMscf/day18 گاز حدود stb/day32250 نفت از مخزن تولید خواهد شد.
فصل چهارم:
نتیجه گیری و پیشنهادات
4-1- نتیجه گیری
از مطالعات صورت گرفته دراین تحقیق زیر قابل استنتاج است .
1- استفاده از فرازآوری مصنوعی می تواند تاثیر قابل توجهی در افزایش تولید از مخزن داشته باشد .
2- با توجه به نمودارهای تولید نفت بر حسب گاز تزریقی می توان دریافت که با افزایش بیش از حد از تزریقی تولید نفت از چاه کاهش می یابد زیرا کسر حجمی گاز در لوله مغزی زیاد می شود و این امر سبب پیوسته شدن فاز گاز می گردد. این پدیده سبب تشکیل فیلم نازکی از فاز مایع روی جداره لوله مغزی و در نتیجه سبب کاهش تولید از چاه و افزایش فشار ته چاه می شود.
3- نظر به اینکه در بهینه سازی توزیع از با توجه به محدودیت های موجود هدف تولید بیشینه نفت از چند چاه می باشد با تزریق حداکثر 5/29 میلیون فوت مکعب می توان 33122 بشکه نفت در روز از 5 چاه تولید نمود. با توزیع هوشمند که با توزیع منطقی 18 میلیون فوت مکعب 32250 بشکه نفت در روز تولید نمود به عبارت دیگر باتزریق %60 مقدار بیشینه گاز تولید از چاه ها %3 کاهش می یابد که با توجه به هزینه متراکم کردن گاز توزیع منطقی گاز اقتصادی و ضروری است .
4- با توجه به اینکه میزان گاز موجود برای تزریق در لوله مغزی ، در طراحی هر نوع فرازآوری با گاز از اهمیت بالایی برخوردار می باشد ، لذا هنگامی که هدف ، تولید نفت بهینه از تمامی چاه های تحت فرازآوری موجود در میدان باشد ، نمی توان عملکرد فرازآوری با گاز در هر چاه را به طورجداگانه مورد بررسی قرار داد وبنابراین باید با روش های بهینه سازی میزان گاز موجود و تولید از کل میدان را مورد مطالعه قرار داد.
4-2-پینشهاد هایی برای ادامه کار در آینده :
با توجه به نتایج به دست آمده ، اهمیت بهینه سازی درست و اصولی در سیستم فرازآوری با گاز به وضوح مشهود است . موارد زیر برای تحقیقات بعدی پیشنهاد می گردد.
1- استفاده از یک کنترل کننده مناسب برای از بین بردن اختلاف وارد شده به سیستم فرازآوری با گاز و تحلیل پایداری آن .
هر گونه تغییری در شرایط عملیاتی سیستم فرازآوری با گاز نیاز به بهینه سازی این سیستم دارد. عدم بهینه سازی این سیستم موجب می گردد که حجم قابل توجهی از گاز با مصرف هزینه هنگفت فشار افزایی و تزریق گردد ولی این تزریق نه تنها موجب افزایش تولید نمی شود ، بلکه در مواردی موجب کاهش تولید نفت نیز می شود.
2- بهتر است در تزریق گاز در سیستم فرازآوری با گاز از گازهای همراه چاه های همان میدان نفتی استفاده گردد. در غیر این صورت از گازی که از لحاظ خصوصیات شبیه به گازهای همراه تولیدی باشند ، استفاده گردد همچنین به علت اینکه متراکم کردن گاز برای تزریق هزینه بر است استفاده از گاز همراه نفت برای تزریق مجدد موجب کاهش هزینه ها می گردد.
3- برای بهینه سازی یک سیستم فرازآوری با گاز به صورت کامل برای یک میدان لازم است ابتدا نمودارهای مربوط به هر چاه را با توجه به محدودیت هایی نظیر فشار گاز تزریقی در سطح ، شرایط سیستم تفکیک کننده ، محدودیت های تولیدی از هر چاه و سایر پارامترهای موثر ، را به دست آورد و با دسته بندی چاه ها این فرایند را بهینه نمود.
4- استفاده از روابط تحلیلی پیش بینی رژیم های جریانی و گرادیان فشار جریان های چند فازی در فرازآوری و مقایسه آن با روابط تجربی .
منابع و ماخذ :
1- وطنی ، علی – مخاطب ، سعید ، اصول طراحی هیدرولیکی خطوط لوله جریان های دو فازی ( انتشارات جهاد دانشگاهی – 1380)
2- عرب مازار ، علی اکبر ، برنامه ریزی ریاضی ، چاپ و انتشارات دانشگاه شهید بهشتی 1376
3- واین وال وینسون ، تحقیق در عملیات و برنامه ریزی خطی ترجمه زنجیرانی – رضا ، چاپ اول 1380 .