تزریق
CO2 غیرامتزاجی
-Wilmington میدان تست های جابجایی انجام گرفته بر روی مغزه ها که از سال 1948 آغاز شده است ، مشخص نموده که بازیافت مقادیر قابل توجهی از نفت در مخازن متعددی بوسیله یا CO2 آبساکه نباته امکان پذیر است. اگر چه شرایط نامطلوبی اقتصادی تا کنون مانع انجام کاربردهای میرانی شده اما تعدادی از تست های پایلوت ویک نمونه کاربرد میرانی تجاری از فرآیندهای orco انجام پذیرفته است . یک ابداع توسط p.c.keill در امریکا در سال 1969 به ثیت رسیده که در آن 10 نمونه از جمله بدست آوردن CO2 از منابع مختلف برای تزریق در مخازن نفت سنگین به منظور افزایش بازیافت نفت خام و هم چنین در ارتباط با روش تزریق بخار با تکنیک بیان گردیده است. این ابداع یک فرآیند بازیافت غیر متزاحی را توضیح میدهد و تزریق دی اکسید کربن به منظور اشباع کامل آب و نفت مخزن را پیش از تولید پیشنهاد می کند. در این مقاله یک پروژه در مورد یک مخزن کربنات بزرگ سنگین ارائه شده ، همینطور داده های مربوط به تست های آزمایشگاهی برروی نمونه مغزه از میدان ارائه شده است . شرکت تولید کننده نفت نیویورک اولین تست میدانی را در سال 1949 انجام داد. در این پروژه حجمی معادل با 370 تن یخ خشک منبع تامین CO2 سبب افزایش 25% نتایج پس از تست های آزمایشگاهی شد و نتایجی طی 14 ماه فعالیت حاصل شد.
1- مقادیر بیشتری از نفت خام استحصال گردید.
2- استفاده از فرآیند orco مشکلات جدی خوردگی را ایجاد کرد.
3- ظرفیت تزریق از طریق چهارورودی تقریباٌ 50% افزایش یافت و این افزایش حداقل 6 ماه حفظ شد.
4- رسوب سولفات باریم در تعدادی از چاه های تولیدی تشکیل گردید در حالیکه چنین رسوباتی در حالت تزریق آب بصورت عادی مشاهده نشده بود.
5- تولید گاز طبیعی که در زمان قبل از انجام تست صفر بود به 160SCF/bb1 در 2 ماه و بطورمیانگین
300 SCF/bb1 در 5 ماه آخر سال 1950 افزایش یافت. آنالیز گاز تولیدی وجود بیش از 20%ترکیبات غیر اشباع نظیر اتیلق را تاثیر کرد.
6-وجود رسوبات سولفات بارم و هیدروکربن های سیز شده در گاز طبیعی تولیدی امکان وجود یک واکنش شیمیایی را در درون سیستم مخزن بوسیله CO2 تاثیر می کرد.
در اواسط سال 1975 کمپانی THOMS long Beach اعلام می کرد که گازهای حاصل از دودکش پالایشگاه در نزدیکی میدان که شامل 84% CO2 است می تواند برای تزریق در این میدان مورد استفاده قرار گیرد. بوسیله دانش فنی حاصل از نتایج میدان در پروژه تزریق CO2 در مخازن نفت سنگین جنوب آرکاتراس و داده های آزمایشگاهی فرآیند جابجایی بوسیله CO2 در مخزن نفت سنگین ترکیه که در آینده بررسی خواهد شد تست های جابجایی بر روی 2 نمونه مغزه حفاظت شده از ناحیه Ranger انجام شد.
در شرایط WOR=50 تولید افزایش نفت از 12% تا 20% حجم حفره ها تغییر کرد و به طور میانگین در حدود 17% حجم حفره برای 3 نمونه آزمایش بود.
البته اعتقاد برآن است که این بازیافت افزایش بیشتر از تصاویری است که میتوان آنرا به تنهایی به تورم نفت و کاهش و کسیوزتیر ایجاد شده از طریق CO2 نسبت داد. مقدار افزایش بازیافت شبیه نتایج بدست آمده از مغزه ی چاه های تحت تست در ایالت نیویورک غربی می باشد و هم چنین شباهت فراوانی به نتایج تست های میدان Bati Raman ترکیه دارد.
میدان (Ritchie) : این میدان در جنوب آرکاتراس قرار دارد و از شن های baker از عمق 2600 فوتی نفت تولید می کند. میانگین پارامترهای اصلی لنگ مخزن عبارتند از : تخلخل 31% ، تراوایی 2750md ناحیه استخراج نفت معادل af+ و میزان اشباع آن همراه در حدود 20% نفت بدست آورده در تانک ذخیره در حدود 0 API16 و سیکوزتیر آن 195CP در شرایط های مخزن است ، 16 حلقه چاه زده شده ، تولید از این میدان در سال 1964 آغاز و در سال 1968 به یک واحد تولیدی تبدیل گشت. مقدار تخمین بازیافت اولیه نفت خام در حدود 49000شبکه نفت خام یا معادل 14% از نفت در جای مخزن است. تحریک دورهای چاه فرآیند تحریک موضعی است و بسیار به تزریق بخار به روش huff & puff شباهت دارد و برای اولین بار در سال 1969 توسط Keith ابداع شد. این روش کاربرد تزریق چرخه ای مخلوطی از CO2 و بخار است. کاربرد میدانی این روش برای اولین بار در میدان Ritche در جنوب آرکاتراس در سال 1969 صورت پذیرفت ، در این تست گاز CO2 از طریق 3 چاه تزریق می شد و هنگامیکه منبع تامین CO2 دیگر در دسترس نبود ، از این چاه ها به منظور چاه های تولیدی استفاده گرید.
در سیکل تزریقی این فرآیند ، در اثر بالا بودن فشار چاه ، دی اکسید کربن در نفت حل می شود و از طریق متورم نمودن و کاهش و سیکوزیتر نفت خام سبب بهبود وضعیت تولید نفت از طریق رانش نفت بوسیله گاز می گردد، در ادامه فرآیند تزریق چاه بسته می شود تافرآیند جذب گاز توسط نفت و اشباع شدگی اتفاق بیفتد . در دوره ی تولید هنگامیکه به چاه اجازه تولید داده شد، تخلیه فشار به آهستگی صورت می پذیرد و باعث خروج تدریجی CO2 از محلول می شود و یک فاز گازی را تشکیل میدهد این امر سبب خروج نفت از ماتریکس سنگ به سمت کانال های باز می شود و سپس از آنجا به سمت دهانه چاه جریان می یابد.
هنگامیکه در اثر تولید نسبت CO2 به نفت افزایش می یابد دبی تولید نفت کاسته می شود و مجددا چاه در فاز تزریق قرار می گیرد . سیکل های تزریق – تولید تا جائیکه افزایش بازیافت نفت خام دیگر اقتصادی نباشد می توانند تکرار شوند. در سیکل های متوالی هر چه بیشتر CO2 در مخزن نفوذ
می کند : مقادیرعظیمی از نفت خام اشباع می گردد در تست هایی که تا کنون انجام گرفته به نظر می رسد که انجام سیکل حالت بهینه باشد . این دبی تولیدی تقریبا به مدت یکسال پیش از آنکه عملیات تزریق آب در ماه می سال 1970 آغاز گردد ثابت نگه داشته شد و لذا افزایش تولید منحصرا ناشی از فرآیند تزریق CO2 بود. تزریق متناوب آب و دی اکسید کربن در یک مخزن نفتی با وکسیفوتیز بالا به روش پشیانی ، فرآیند جابجایی غیر امتزاجی است. مزیت ممکن این روش نسبت به فرآیند جابجایی که توسط CO2 صورت می پذیرد افزایش قابلیت تحرک پذیری است که سبب انجام فرآیند جابجایی با بازده بسیار کم کردن حجم CO2 مورد نیاز برای تزریق است. البته یک زمان بالقوه در این روش وجود دارد و آن المای به فکر افتادن نفت توسط آب است که باعث می گردد CO2 نتواند بانفت محصور شده ، تماس پیدا کند که البته چون CO2 چندین برابر از مقداری که در آب حل می شود می تواند در نفت حل شود این امر زیان بالقوه توضیح داده شده را تا حدودی تعدیل می کند. پس از تزریق آب در اکثر میادین اجازه افت فشار داده می شود تا مقادیر بیشتری از نفت خام توسط مکانیزم رانش بوسیله گاز همراه بازیافت شود، این در صورتیست که نفت با ادامه تولید در اثر کاهش مقدار CO2 سنگین تر می شود و ویسکوزیتر آن افزایش می یابد.
میدان lick creek: این پروژه بزرگترین عملیات تزریق CO2 در یک مخزن نفت سنگین می باشد، Apt تست مخزن حدود 17 درجه وسیکوزیتر آن 60cpدر شرایط فشار رودهای مخزن
(48 0c, 83bar ) است ، تزریق آب و CO2 در فوریه 1976 آغاز شد و ادامه یافت و انگیزه اصلی برای اینکار نتیجه پاسخ مطلوبی بود که از تزریق CO2 در میدان نفتی مجاور در میدان Ritchie بدست آمده بود. به هیمن منظور یک کارخانه آبگیری و فشرده سازی CO2 به همراه یک خط لوله ی شش اینچی به طول 45 مایل به منظور انتقال CO2 تحت فشار43bar بصورت یک سیال فوق بحرانی احداث شد.
میدان Batiroman:
هم (دو کسیفورتیر) میدان در محدوده ی 300-1000 CP قرار می گیرد در این میدان از 15 درجه در غرب تا 9 درجه شرق تغییر می کند. این میدان در سال 1961 در جنوب شرقی ترکیه کشف شد و بزرگترین میدان نفتی ترکیه است و نفت در جای آن در حدود 1075 میلیارد بشکه می باشد.
بازیافت اولیه نفت خام 5/1 OOIP که ناشی از انبساط سنگ و سیال به علت عدم فرآیند رانش گاز محلول است بوده و آبدان در این میدان نیز ناچیز بوده است . سازنده تولیدی سازند آهکی است و سنگ مخزن این میدان در نواحی غربی و مرکزی سنگ آهک شکافدار همراه با حفره های فراوان است که البته با حرکت به سمت شرق تبدیل به سنگ های سخت و گچی می شود.
میزان تخلخل 20%-14 و10-100 Km= و تراوایی موثر این سنگ در حدود 2000-200 Md است . نسبت گاز محلول به نفت scf/stb 18 ،فشار حباب در حدود 160 psi و دمای مخزن 65.5 C0 و فشار اولیه 1800 psi و با میانگین فشار 400 psiدر نتیجه تولید انباشتی بیش از 30 میلیون شبکه افت کرده است . تعداد چاه های تولیدی فعال در این میدان 120 حلقه است و همگی بوسیله پمپ تولید می کنند ، تست های متعدد ازدیاد برداشت تجربه شد ؛ تزریق آب ، بازگردانی نجار دانش توسط بخار و تزریق هوا به منظور احتراق در جا اشاره کرد ، پاسخ به تزریق آب در نواحی مرکزی میدان مناسب و نسبت آب به نفت (WOR) و عملکرد کلی تولید نفت شبیه به میدان Wilming tone بود . اگر چه تست تزریق بخار ناقص ماند اما نتایج خوبی حاصل شد ، تزریق هوا نیز موثر نبود و سبب احتراق نفت نشد . تست های زیادی از نمونه های مغزه میدان و گاز CO2 میدان Dodan (CO288 %) بعمل آمد . در آخرین آزمایش نفت نمونه از میدان Batiroman که توسط گاز میدان Dodan در فشار 150bar اشباع گردیده بود جابجا شد ، خواص نفت مورد آزمایش (p=0.781gr/cm3 =42cp µBo=1.125 gor=70m3/m3 ) سپس نفت تحت تاثیر تزریق آب اشباع با CO2 قرار گرفت و عملیات تزریق تا رسیدن به WoR معادل با 62 ادامه پیدا کرد که در آن نقطه اشباع نفت باقیمانده 38% از حجم فضای متخلخل بود ، مقدار بازیافت نفت در WOR=50 برابر با 46.5% حجم حفره بود که نشان میدهد مقدار قابل توجهی از بازیافت تاثیر صورت پذیرفته است .
تزریق CO2اغلب از مهم ترین روش های افزایش بازیافت نفت در آمریکا محسوب می شود از اوایل سال 1980 از سیلابزنی مغالی از CO2 در مخازن شکافدار استفاده شده که اغلب در منطقه تگزاس واقع شده است . سیلابزنی ؟؟ روش های موثر و بالغ درمخازن شکافدار است سیلابزنی آبی شده اند . بغلاوه وجود منبع تامین CO2 در نواحی اطراف مخزن خبر پارامترهای تاثیر گذار بر استفاده از CO2 در صورت افزایش بازیافت نفت است .
مخزن belridge :
توسط S.k.Hara و همکارانش آزمایشاتی بر روی یک نمونه از سنگ دولومیتی در belridge انجام شد ، که این سازند دارایAPI 28 ، نفوذ پذیری ماتریکس کمتر از IMd ، تخلخل 60% و فشار کمتر از 900 psi می باشد .
CO2 در شرایط فشار مخزن که در حدود 724 psi بود ، بصورت امتزاجی نبوده و کامل غیر امتزاجی است . CO2 و نفت در این آزمایش امتزاجی بوده و اما حلالیت عمده CO2 در نفت در شرایط مخزن رخ می دهد و ویژگی های سیال بعد از مخلوط شدن نفت و CO2 تغییر می کند . بطوریکه ویسکوزتیر نفت و وزن ملکولی آن کاهش می یابد و در عین حال دانسیته نفت افزایش می یابد که این پارامتر ها برای تورم فاز نفت زمانیکه CO2 حل می شود ، مهم است در طول زمان های سکون و تخلیه که در طول آزمایش به CO2 داده شد ، CO2 در نفت در ناحیه غلظت بالای مغزه نفوذ کرده و با افزایش غلظت CO2 در حجم فاز مایع افزایش ، یافته بنابراین اشباعیت و نفوذ پذیری نسبتی نفت افزایش ودر نهایت تحرک پدیری آن زیادی می گردد . نقش نفوذ در سنگ های آبدوست برای زیادی کردن ناحیه جاروب شده در مخازن شکافدار بسیار مهم تر از آشام در این مخازن می باشد. اندازه گیریها نشان میدهد که ضریب نفوذ با وسیکوزتیدهیدروکربن تغییر می کند اگر چه در مدل در نظر گرفته شده در این آزمایش ضریب نفوذ ثابت بود اما این ضریب یا تغییر غظت CO2 با هزینه نسبتا از مقالات مطالعه شده می توان اینگونه نتیجه گرفت که :
1-تزریق CO2 بصورت غیرامتزاجی بصورت گسترده در زمینه های مختلف ازدیاد برداشت از مخازن نفت مورد استفاده قرار گرفته است.
2- این روش عمدتا در مورد مخازن نفت سنگین می باشد ، اما می توان از اینرو در تعدادی از مخازن نفت سبک در اعماقی که رساندن فشار تزریق به حدفشار لازم برای امتزاج ممکن نباشد نیز استفاده کرد.
3- برای به حداکثر رساندن بازیافت نفت بوسیله تزریق غیرامتزاجی CO2به نظر می رسد که مقادیر تزریق CO2 می بایست به اندازه ای باشد که برای اشباع کامل نفت باقیمانده و آب مخزن در شرایط فشار مخزن کافی باشد.
4- نتایج کاربرد میدانی این تکنیک بیانگر این مطلب می باشد که مقادیر اضافی قابل توجهی از نفت خام هماهنگونه که از روش huff & puff بدست می آید از روش تزریق متناوب آب و CO2 نیز بدست می آید. تزریق N2 غیرا متزاجی
تزریق نیتروژن در ایالات متحده از اواسط سال 1960 در میدان Devonian Biock31 در غرب تگزاس استفاده شده است . در طول 40 سال اخیر بیشتر از 30پروژه تزریق نیتروژندر آمریکا گسترش پیدا کرده است که بعضی از آنها در مخازن شکافدار آن با ها ، فلوریدا و تگزاس بوده است . در حال حاضر شما 2 پروژه تزریق نیتروژن فعال در مخازن شکافدار در امریکا وجود دارد یکی WAG در میدان JAY-LITTLEESCAMBIA در فلوریدا که گاز تزریقی N2 می باشد و دیگر پروژه خط فشار در میدان YATen تگزاس در خصوصwAG – N2 در فلوریدا می توان گفت که یک پروژه بسیار بزرگ می باشد که در سال 1982 آغاز شده در حالیکه در میدان Yaten از اواسط 1980 به منظور حفظ فشار مخزن تزریق نیتروژن آغاز شده است .
اگر چه تزریق نیتروژن فشار بالا به عنوان یک فرآیند افزایش نفت برای مخازن شکافدار دارای نفت سبک بررسی شده است اما تعداد این پروژه ها در مخازن شکافدار بطور کافی انتظار نمی رود که در زمان آینده رشد کنند ، که یک دلیل آن فراوانی CO2 خواسته شده در نزدیکی ایران است بطوریکه اخیرا یک پروژه CO2 غیر امتزاجی Yaten بوسیله Kinder Morgan انجام شده است . برای گاز طبیعی و CO2 مورد بررسی قرار دادند 4 میدان در نظر گرفته شد که در دو تای آنها پروژه جهت جابجایی غیر امتزاجی N2 و یکی دیگر با هدف جابجایی امتزاجی و در نهایت در یک مخزن گاز میعانی جهت حفظ فشار ، نیتروژن تزریق شد .
میدان A در سال 1959 کشف شده دارای کلاهک گازی بسیار بزرگ بوده و GOR بسیار بالایی دارد . در این مخزن ابتدا تزریق آب انجام می شد و مطالعات مخزن نشان داد که جابجایی توسط گاز بازده بیشتری نسبت به جابجایی توسط آب خواهد داشت . در سال 1982 پروژه تزریق نیتروژن غیرامتزاجی انجام شد بنابراین نیتروژن در قله ساختار طاقدیسی تزریق شد .
میدان B ، در سال 1976 کشف شد و دارای کلاهک گازی معمولی است که ابتدا در این میدان توسط تزریق گاز طبیعی تولید انجام می شد که سپس طی بررسی های انجام شده نیتروژن غیر امتزاجی جایگزین آن گردید ، نیتروژن جهت حفظ فشار و بازیافت مایع کلاهک گازی و نیز پایداری سطح تماس گاز نفت ، تزریق شد .
میدان C که در سال 1977 کشف گردید مخزن گاز میعانی بوده که در اوایل تولید به علت انبساط کلاهک گازی و سپس توسط سیلابزنی آب انجام می شد ، سپس تزریق نیتروژن پیشنهاد گردید ، که تزریق در بالاترین نقطه کلاهک گازی انجام شد و بازده در اثر این تزریق امتزاجی افزایش یافت .
میدان D نیز مخزن گاز میعانی بود که به جهت حفظ فشار نیتروژن تزریق می شد و از گاز طبیعی به عنوان سد امتزاجی بین نیتروژن و نفت استفاده شد تا نیتروژن با سیال مخزن تماس نداشته باشد و dropout مایع ایجاد شود .
از بررسی های انجام شده اینگونه نتیجه گرفته شد که با توجه به معایب تزریق CO2 خوردگی ، عمل آوری مجدد آن از گاز تولید شده ، حل شدن CO2 در آب و نهایتا تولید کمتر آن و نیز در دما و فشار بالا ، دانسیته و تراکم پذیری و همچنین فشار امتزاجی CO2 نامطلوب خواهد بود و هم چنین معایب گاز طبیعی مانند خوردگی و هزینه های بالای آن بدلیل اینکه دانسیته N2 کمتر از CO2 است و هم چنین در مخازن نفت سبک ، گرم و عمیق نیتروژن امتزاجی بیشترین کار را داشته بطوریکه نیتروژن در فشار بالا با نفت سبک مفروج شده و جابجایی امتزاجی رخ میدهد ، تزریق آن از بالاترین نقطه مخزن انجام خواهد شد . هم چنین ضخامت سازند و کلاهک گازی به استفاده نیتروژن کمک خواهد کرد لذا تزریق نیتروژن روش مناسبتری جهت برداشت از مخزن پیشنهاد شد .
Vicecio و سپهر نوری تزریق نیتروژن جهت حفظ فشار را به یک مخزن شکافدار با نرم افزار Eclipse بررسی کردند و مخزن را مکعبی دارای اشباعیت آن همزاد برابر با 0.15 فرض کردند . 6 چاه تزریقی که درون مرکز بالایی میدان در کلاهک گازی ایجاد و تکمیل شده و این چاه ها با سرعت تزریق نیتروژن ثابت ، محدود شده بودند هم چنین همه چاه های نفت در انتهای مدل توزیع شده اند و با BHP ثابت تولید می کنند ، (لازم به یادآوری است که ناحیه نفتی بوسیله Woc از اب در انتهای پایینی مدل جدا شده است و در مدل آبده لحاظ نشده بود .)
مهم ترین مکانیسم هایی که در سیستم رخ داده بود : 1- نیروی کراویتر که در کلاهک گازی در اثر تزریق ایجاد شده بود . 2- ریزش ثقلی که در ناحیه پدید می آید و زمانی اتفاق می افتد که شکاف پر و یا تا حدی از گاز اشباع شده باشد . هم چنین نفوذ پذیری نسبی شکاف با اشباعیت آب رابطه خطی داشت و پیوستگی مونیگی لحاظ نشده بود .
آنالیز حساسیت سنجی بر روی گرید ها توسط E-300 انجام شده بود و نتایج حاکی از آن بود که بهتر است در ناحیه نفتی نزدیک GOC به علت حرکت GOC در اثر تولید ، گرید بندی ریزتر شود ، بنابراین ابعاد گرید بندی نهایی 120 ×11 × 11 گزارش شده بود . هم چنین جهت کاهش زمان اجرای برنامه ، از 1.4 مدل اصلی استفاده گردیده بود .
در بررسی آنها بر روی بازده نفت تحت تاثیر تزریق نیتروژن ، متان ، گازی با ترکیب به گاز مخزن . نشان داده شد که در حالتی که متان به عنوان گاز تزریقی ، تزریق شده بود به دلیل دانسیته کمتر متان از دانسیته گاز میدان ، گاز تزریقی بالای مخزن باقی مانده بود و مکانیسم ریزش ثقلی با گاز درون مخزن در مخزن عمل کرده بود . زمانیکه گاز تزریقی گاز مخلوط بود بدلیل دانسیته برابر آن با گاز میدان توزیع الگوی جریان بصورت الگوی جریان تقریبا کروی عمل می کند .
– در مورد N2 ، به علت دانسیته بالای آن نسبت به گاز مخزن دیده شده بود که نیتروژن به علت گراویتر بالا به سمت GOC حرکت کرده و مکانیسم ریزش ثقلی با توزیع مولی نیتروژن بالا در مرکز مخزن عمل کرده بود و پیش تر از آن که نیتروژن به GOC برود ، بصورت افقی پخش شده بود ، لذا بازده جاروبی افزایش یافته بود .
میدان Contarell
Sanchez و همکارانش پروژه شبیه سازی تزریق نیتروژن را در مخازن شکافدار پیچیده Contarell در مکزیک بررسی کردند آنها رفتار فشار مخزن ، سرعت حرکت GOC ، غلظت N2 در گاز همراه تولیدی و گاز کلاهک گازی را بعد از تزریق N2 مورد مطالعه قرار دادند .
مخزن دارای API=220 و تحت اشباع و دارای تخلخل شکاف در حدود 35% و نفوذ ژذیری ماتریکس شکاف او 3000 میلی دار سی به ترتیب و هم چنین فشار اولیه آن 3840 psi بوده است .
از سال 1980 کار تولید از میدان آغاز شده ، تحت تخلیه طبیعی تولید داشته ، لذا در مخزن کلاهک گازی ثانویه شکل گرفته است و آب از آبدهی که با مخزن دیگر مشترک است به سمت ناحیه تجاوز کرده است .
مطالعات شبیه سازی جهت حفظ فشار میدان و در نتیجه بهبود بازیافت نفت در سه حالت بررسی شد ، ابتدا مخزن طی تخلیه طبیعی تولید کرد که تا سال 2004 ، فشار میانگین آن به 1180 psi و سرعت تولید از آن به 3200 شبکه در روز برای هر چاه خواهد رسید که تحت این وضعیت برای تولید نفت از مخزن نیاز به امکانات بیشتری خواهد بود . بطوریکه از سال 1980 تا 2004 جهت بهبود روند تولید با حفر چاه هایی برای gaslift تولید بیشتر که جمعا شامل 205 چاه تولیدی و 9 چاه تزریقی می شد تولید به 1.554 MB/D در سال 2004 رسید .
هم چنین آنها روش دیگری را نیز از نظر اقتصادی بررسی کردند که حفظ فشار توسط تزریق نیتروژن بود ، در این پروژه آنها فشار را در 10 چاه در کلاهک گازی ، ستون نفتی ، آبده اندازه گیری کردند که با افزایش آرام فشار ناحیه کلاهک گازی ، فشار WOC و نیز فشار ستون نفت ثابت باقی ماند و تا سال 2001 که فشار در حال افزایش بود ، دبی تولید از چاه های موجود نیز افزایش یافت و در سال 2002 فشار شروع به کاهش کرد . مانیتوریک غلظت N2 توسط گاز کروماتوگرافی نشان داد که غلظت N2 در گاز کلاهک گازی بطور متوسط 1.1-1.3 % مولی و از گاز همراه تولیدی 0.4-0.6 درجه مولی بوده و روی هم رفته غلظت نیتروژن بصورت متناوب کم یا زیاد می شود . هم چنین مانیتور یک مکان GOC حاکی از آن بود که از سال 2000 که تزریق N2 آغاز شده بود سرعت تولید نفت افزایش یافته و نیز افزایش قابل توجهی در سرعت نزول سطح تماس گاز و نفت نیز دیده می شود که میانگین سرعت آن در حدود 230 فوت در سل گزارش شده بود ، این در حالی بود که کانالیز شدن گاز تزریقی بوجود نیامده بود و هم چنین با توجه به نفوذ پذیری عمودی بالای شکاف Gas coning به عنوان مشکلی در مخزن دیده نشد و با توجه به سرعت نزول GOC توانستند موقعیت مناسب و جدید چاه ها را نیز پیشگویی کنند .
بنابراین در میان روش های بررسی شده آنها تزریق نیتروژن در بالا ترین نقطه کلاهک گازی بهترین روش جهت افزایش بازیافت نفت گزارش شد .
هم چنین Adtadillo و همکارانش نیز با توجه به تزریق نیتروژن جهت گیری حفظ فشار در این میدان تعیین غلظت نیتروژن تزریقی در تجهیزات سرچاهی و در گاز را مورد بررسی قرار دادند .
نمونه گیری و آنالیز کروماتوگرافی و آنالیز داده ها به شناسایی مکان هایی که غلظت N2 افزایش یا کاهش می یابد کمک کرد ، هم چنین اثرات منفی تولید نیتروژن در گازی که تولید می شود بررسی گردید .
از آنجایی که مخزن Akal واقع در این میدان دارای دانسیته بالایی است ، نیتروژن تزریق شده به علت وزن ملکولی بالاتری که نسبت به متان داشت سریعا به سمت پایین کلاهک گازی می آید و سپس به GOS می رسد لذا نیتروژن را می توان به عنوان ردیاب برای خصوصیات دینامیکی مخزن در نظر گرفت و مکان GOS را مشخص کرد ، زمانیکه GOS به حفره های چاه ها می رسد غلظت N2 در آن چاه ها افزایش می یابد ، هم چنین زمانیکه لاگ گیری انجام می شود از نتایج آن می توان GOS در غلظت های مختلف میدان را شناسایی کرد که حاکی از آن است که در قسمت شرقی میدان GOS ، 40 تا 50 متر بالاتر از GOS قسمت شمال و جنوب میدان است بنابراین می توان نیتجه گرفت که در قسمت شرقی نسبت به شمال و جنوب میدان فالت بیشتری وجود داشته و تولید نفت از ناحیه شمالی و جنوبی میدان بیشتر از ناحیه شرقی آن خواهد بود .
هم چنین پیشرفت GOS به سمت حفره های چاه موید این است که مقدمه GOR افزایش پیدا کرد ، از چاه هایی که سابقا به مکانیزم lift gos تولید داشته اند ، این مکانیزم در آنها حذف شده و با جریان طبیعی برای مدت کوتاهی تولید می کنند لذا تولید به حداکثر خود می رسد و سپس شروع به کاهش می کند تا زمانیکه دیگر فقط گاز تولید شود بنابراین زمانیکه از آنالیز گاز کروماتوگرافی متوجه پایین آمدن GOS تا حفره های چاه که با افزایش فشار سد چاهی همراه است شدند ، جهت اجتناب از کاهش انرژی مخزن و افزایش GOR ، آن چاه ها نسبتا بسته می شوند هم چنین آنها با انجام این آنالیز ها به تولید بهتر و بیشتر نفت و حتی گاز تولیدی (درصد مولی در آ" کاهش یابد) کمک کردند.
نتیجه گیری
نتیجه گیری: 1- نظر باینکه نیتروژن دانسیته کمتری نسبت به دی اکسید کربن دارد ، مدت زمان بیشتری در مخزن باقی مانده ، لذا سبب افزایش انرژی مخزن گردید . هم چنین با توجه به اجزاء سیال مخزن تزریق این گاز سبب تورم نفت و کاهش بیشتر و ؟؟ آن شد (Swelling test) ، بنابراین فشار مخزن افزایش یافت . در حالیکه باتزریق CO2 به علت نیتروژن بودن مخزن و دانسیته بالای این گاز ، GOR افزایش یافته و فشار مخزن کاهش پیدا کرد .
2- با توجه به دانسیته بالای CO2 با تزریق این گاز ، سیال چگال اطراف ماتریکس را فرا گرفته و از تخلیه نفت ماتریکس به شکاف ممانعت کرده ، لذا تولید کاهش پیدا کرد .
3- افزایش فشار مخزن در اثر تزریق N2 موجب گردید که GOC به سمت پایین مخزن حرکت نکرده و از ارتفاع کمتری از گاز ، بلوک ماتریکس را احاطه کند ، لذا گاز درون شکاف کمک بیشتری به تخلیه از بلوک های ماتریکس کرده و تولید نفت افزایش یافت .
4- با ازایش سرعت تزریق CO2 وNO2 ، گاز ، نفت شکاف را سریعتر جابجا می کند و سبب افزایش ارتفاع مئینر می گردد بنابراین با افزایش ناحیه به تله افتاده نفتی ، بازیافت کاهش پیدا می کند . این کاهش نرخ تولید در سناریوی تزریق CO2 به علت چگال تر بودن این سیال وb.t سریعتر آن بیشتر از NO2 دیده شد .
5- تزریق CO2 غیر امتزاجی به دلیل دانسیته بالا در این مخزن نامناسب بوده است و تنها باعث کاهش افت فشار مخزن در مقایسه با سناریوی تخلیه طبیعی می گردد .
6- مناسبترین شرایط NO2 ، در نرخ تزریق کم در ناحیه از مخزن با نفوذ پذیری بالا بوده است زیرا در این شرایط مکانیزم ریزش ثقلی موثر تر بوده و با توجه به سرعت تزریق کم( بیشتر از عدد مویین بحرانی ) b.t گاز در چاه های تولیدی رخ نداد .
7- با تغییر موقعیت چاه های تولیدی و تزریقی در قسمتی از مخزن که دارای خواص فیزیکی مناسبتری بود، با افزایش نفوذ پذیری سنگ مخزن ، مکانیزم ریزش ثقلی موثر تر بوده و ناحیه بیشتری از ماتریکس توسط تزریقی تخلیه می گردد .
8 – در سرعت های تزریق کم تغییرات فشار ته چاهی تزریق ، تاثیری بر عملکرد مخزن نداشت زیرا افزایش فشار مخزن آنقدر نبود که باعث شود فشار اطراف چاه تزریق از محدودیت گذاشته شده بیشتر گردد اما در سرعت تزریق بالا ، با افزایش BHP ، فشار مخزن افزایش یافت و بدلیل افزایش محدودیت حداکثر فشار چاه تزریق ، مخزن توانست سرعت تزریق بالا را حفظ کند لذا GOR افزایش یافته و سبب بسته شدن چاه گردید . بنابراین بازیافت نفت نسبت به سناریوی BHP پایین تر چاه تزریق ، کاهش یافت .