موازنه مواد در مخزن

مقدمه: یکی از مهمترین موضوعاتی که هر مهندس مخزنی باید بر اون تسلط داشته باشه، «موازنه مواد در مخزن» هست. اگر گرایشتون مهندسی مخزن هست حتما مطالعاتی را در این زمینه داشته باشید تا دید بهتری نسبت به مخزن پیدا کنید.

روش موازنه مواد یکی از ابزارهای پایه‌ای مهندسی مخزن برای بررسی و پیش‌بینی عملکرد مخزن است. در این روش از داده‌های تولید استفاده می‌شود.

معادلات موازنه مواد در مخازن گاز میعانی دارای کاردبردهای فراوانی هستند که مهم‌ترین آن‌ها عبارتند از:

1. تعیین گاز درجای اولیه مخزن (Initial Gas in Place)
2. محاسبه میزان آب ورودی به مخزن (Water Influx)
3. برآورد فشار اولیه مخزن
4. پیش‌بینی عملکرد و بهره‌دهی چاه‌ها

در این میان بهره‌دهی چاه در توسعه مخازن گاز میعانی با نفوذپذیری متوسط و پایین، موضوع مهمی است. اما پیش‌بینی دقیق بهره‌دهی چاه به دلیل نیاز به درک فرایندهای پیچیده‌ای که در نواحی نزدیک به چاه اتفاق می‌افتد، کار دشواری است. زمانی که فشار چاه به زیر نقطه شبنم می‌افتد یک ناحیه با اشباع بالای مایع در اطراف چاه بوجود می‌آید که موجب اختلال در جریان گاز و کاهش بهره‌دهی چاه می‌شود. ضروری است که این اثر انسداد میعانی در محاسبه بهره‌دهی چاه لحاظ شود زیرا قسمت عمده‌ای از افت فشار در چاه میعانی در نزدیکی چاه اتفاق می‌افتد.

محاسبه بهره‌دهی در مدل‌های شبیه‌سازی در مقیاس میدان نیز به دلیل نیاز به مدلسازی پدیده‌های کوپلینگ مثبت و اینرسی در ناحیه نزدیک چاه، کار سختی می‌باشد. در شبیه‌سازی کامل میدان برای محاسبه بهره‌دهی چاه میعانی سه رویکرد زیر وجود دارد:

• استفاده از محاسبات تک‌چاهی برای برآورد ضرایب پوسته
• ریز کردن موضعی گره‌ها (Local Grid Refinement) در مدل
• روش‌های شبه‌فشار

دو رویکرد اول مبتنی بر شبیه‌سازی مخزن هستند اما روش‌های شبه‌فشار مبتنی بر استفاده از محاسبات موازنه مواد می‌باشند. دقیق‌ترین روش محاسبه بهره‌دهی چاه گاز میعانی شبیه‌سازی عددی ریزگره است (چه به صورت مدل‌های تک‌چاه با گره‌های ریز در اطراف چاه و چه به صورت مدل‌های کامل میدان با استفاده از ریز کردن موضعی گره‌ها در اطراف چاه). مدل ریزگره اجازه خواهد داد که اثرات سرعت‌های بالا مدلسازی شوند. امروزه اغلب شبیه‌سازی‌های تجاری گزینه‌هایی را برای به حساب آوردن اثرات جریان غیردارسی و افزایش تحرک‌پذیری در عدد موئینگی بالا دارا هستند. اگرچه شبیه‌سازی عددی برای پیش‌بینی رفتار مخزن با جزئیات و دقت بالا، مناسب است اما مواردی هم وجود دارد که مدلسازی تا این حد توجیه ندارد و محاسبات مهندسی ساده‌تر کافی و مناسب هستند.

روش‌های جدید محاسبه بهره‌دهی چاه‌های گاز میعانی:

• روش Fevang و Whitson
• روش Mott
• روش Guehria
• روش Xiao و همکاران

پی‌نوشت: خودم هم قراره که در روزهای آینده وقت بذارم و کمی در رابطه موازنه مواد در مخازن گاز میعانی مطالعه کنم؛ چون از یکی از مهندس‌های با تجربه و کاربلد مناطق نفت خیز جنوب شنیدم که هر مهندس مخزنی باید به این مبحث مسلط باشه.

مفهوم مختصر و دقیق فشار موئینگی

برای اینکه بتوانیم مفهوم فشار موئینگی را به صورت خلاصه اما دقیق یاد بگیریم، توضیحات را به 6 بخش تقسیم کرده‌ام:

1- زمانی می توانیم از مفهوم فشار موئینگی استفاده کنیم که دو سیال غیر قابل امتزاج بر روی سطح یک جسم جامد (مانند سطح سنگ) وجود داشته باشد. بنابراین زمانی که فقط یک فاز وجود داشته باشد (نفت یا آب یا گاز)، فشار موئینگی معنایی ندارد.

2- بین سطح سنگ و سیالی که با آن در تماس است، نیروهای چسبندگی (adhesive forces) وجود دارد. زمانی که دو سیال غیرقابل امتزاج در داخل ظرفی وجود دارند، آنها نیروهای چسبندگی متفاوتی را به سطح ظرف اعمال می‌کنند. سیالی که بتواند نیروی بیشتری را بر سطح ظرف اعمال کند، احتمال بیشتری وجود دارد که بر روی سطح ظرف پخش شود. به این سیال، more wetting phase و به سیال دیگر، less wetting phase می‌گویند. به شکل زیر دقت کنید:

3- سیالی که خاصیت ترشوندگی بیشتری دارد (more wetting phase) مدام در حال رقابت با سیالی است که خاصیت ترشوندگی کمتری دارد (less wetting phase) تا بتواند در آن نفوذ پیدا کند، ولی سیالی که خاصیت ترشوندگی کمتری دارد مانع از این کار می‌شود. این رقابت تا زمانی ادامه پیدا می‌کند تا دو سیال به حالت تعادل برسند. اگر یک لوله موئینه را وارد سطح مشترک دو سیال غیرقابل امتزاج (مانند آب و هوا) کنیم، آب (سیالی که خاصیت ترشوندگی بیشتری دارد) طبق شکل زیر از لوله موئین بالا می‌رود:

4- قدرت نیروی چسبندگی بین سطح جامد و سیال با تغییر انحنای سطح جامد تغییر می‌کند. هرچه مقدار شعاع انحنا کوچک‌تر باشد، نیروی چسبندگی بزرگ‌تر خواهد بود. اگر دو عدد لوله موئینه با شعاع‌های متفاوت را در یک محفظه بزرگ آب قرار دهیم، ارتفاع آب در لوله با شعاع کمتر، بیشتر خواهد بود. ارتفاع آب در هر یک از این دو لوله موئینه را فشار موئینگی (Capillary Pressure) می‌نامند. در واقع فشار موئینگی، فشار مورد نیاز برای راندن سیال به ارتفاعات بالاتر در لوله موئینه می‌باشد.

در اینجا، یک ظرف بزرگ آب، دو عدد لوله موئینه با سایزهای متفاوت و دو سیال (آب و هوا) داریم که آب در ظرف قرار دارد و هوا در بالای آن. بین آب و هوایی که در ظرف بزرگ قرار دارند، یک فشار موئینگی وجود دارد. به دلیل اینکه شعاع انحنای ظرف خیلی بزرگ‌تر از لوله موئینه می‌باشد، مقدار فشار موئینگی بسیار کوچک است. بنابراین فرض می‌کنیم که مقدار این فشار موئینگی برابر صفر است و سطح آب در ظرف را به عنوان «سطح آزاد آب» (Free Water Level) در نظر می گیریم که به عنوان سطح مبنا استفاده می‌شود. اختلاف ارتفاع آب در لول‌های موئینه مختلف، فشار موئینگی بین آب و هوا هستند. 

5- در واقعیت (مثلاً سیستم آب - نفت)، به جای لوله‌های موئینه، حفرات با سایزهای متفاوتی وجود دارند که به هم متصل شده‌اند و هر یک فشار موئینگی مخصوص خود را دارند. در این مورد خاص، سطح آزاد آب (FWL) برابر با سطح آب در بزرگ‌ترین حفره می‌باشد. در عمق‌های پایین‌تر از FWL فقط آب می‌تواند حرکت کند. حفرات با شعاع کمتر، فشار موئینگی بیشتری دارند که باعث می‌شود ارتفاع آب در آن‌ها بیشتر شود. ارتفاع آب در کوچک‌ترین حفره را Oil Down To می‌نامند. بالاتر از این سطح، آب نمی‌تواند حرکت کند ولی نفت حرکت می‌کند. در حقیقت بالاتر از ODT فقط نفت وجود دارد. فاصله بین FWL و ODT را Transition Zone می‌نامند و در شکل زیر نیز نشان داده شده است:

6- اگر چاه در زیر FWL مشبک کاری شود، تنها آب تولید می‌کند. اگر در بالای ODT مشبک کاری شود، تنها نفت تولید می‌کند. و اگر بین این دو سطح مشبک کاری شود، ترکیبی از نفت و آب تولید می‌کند.

منبع:

https://www.linkedin.com/pulse/20141130081815-156821532-illustration-of-capillary-pressure-concept?trk=mp-reader-card

پارامترهای مؤثر جریانی در مخازن گاز میعانی

برای سیستم‌های چندفازی، نفوذپذیری نسبی نقش مهمی در تعریف بهره‌دهی چاه ایفا می‌کند. رفتار جریان سیستم‌های گاز میعانی با توجه به وابستگی شدید نفوذپذیری نسبی در نزدیک چاه به سرعت و کشش سطحی، پیچیده‌تر است. پدیده‌های اینرسی منفی (Negative Inertia) و کوپلینگ مثبت (Positive Coupling) در ناحیه نزدیک چاه که در سرعت‌های بالای جریان رخ می‌دهند، بر روی بهره‌دهی چاه گاز میعانی تأثیر می‌گذارند. در ادامه اثر این پدیده‌ها بررسی می‌شود.

اثر اینرسی:

در نرخ‌های بالای تولید، علاوه بر مؤلفه نیروی ویسکوز حاضر در معادله دارسی، یک نیروی اینرسی نیز به شتاب ذرات سیال در گذر از فضاهای خالی بر جریان سیال عمل می‌کند. در دهانه چاه که سرعت بالاترین مقدار را دارد، نفوذپذیری نسبی ممکن است با اثرات جریان غیردارسی کاهش یابد. کاهش نفوذپذیری مؤثر در سرعت‌های بالا به علت اینرسی منفی (جریان غیردارسی) برای اولین بار توسط Forchhiemer معرفی شد. از معادله Forchhiemer برای مدل کردن جریان دارای سرعت بالا (غیر دارسی) استفاده می‌شود:

اثر کوپلینگ مثبت:

اثر کوپلینگ مثبت به بهبود نفوذپذیری نسبی با افزایش سرعت و یا کاهش کشش سطحی اشاره دارد. از لحاظ تئوری و تجربی ثابت شده است که اثر کوپلینگ مثبت به علت جریان همزمان فاز گاز و میعانات با باز و بسته شدن متناوب مسیر عبور گاز توسط میعانات در سطح حفره می‌باشد. میکرومدل جامی‌الاحمدی و همکاران نشان داد زمانی که برخی از حفره‌ها توسط میعانات پر شده بودند، گاز و میعانات هر دو از طریق حفره‌ها، جریان دارند. در برخی از نقاط، فاز میعانات به شکل یک پل در گلوگاه حفره‌ها در می‌آید و مسدود کننده راه جریان گاز است. در این مرحله، به نظر می‌رسد گاز در پشت پل میعانات به تدریج دچار ساخت فشار می‌شود تا زمانی که بر مقاومت در برابر جریان غلبه می‌کند و راه خود را از طریق پل مایع باز می‌کند.

تقابل اینرسی و کوپلینگ مثبت:

این دو پدیده مربوط به سرعت‌های بالا بوده و در خلاف جهت یکدیگر عمل می‌کنند. پدیده کوپلینگ مثبت تراوایی نسبی گاز و در نتیجه بهره‌دهی چاه را افزایش می‌دهد، در حالیکه پدیده اینرسی تراوایی نسبی گاز را کاهش می‌دهد و در نتیجه این پدیده تمایل دارد که بهره‌دهی چاه را کمتر کند. در واقع این دو اثر مخالف همواره در حال رقابت هستند.

کار تجربی انجام شده توسط Henderson و همکاران نشان می‌دهد که اثر اینرسی برای مغزه‌های 100 درصد اشباع شده با گاز غالب است. با این حال زمانی که میعانات شکل می‌گیرد، اثر اینرسی کاهش می‌یابد. آن‌ها نشان دادند که افزایش سرعت در اشباع بالای میعانات، نفوذپذیری نسبی گاز را به علت کوپلینگ مثبت بهبود می‌بخشد، اما برای اشباع کم میعانات، همین تغییر سرعت باعث کاهش نفوذپذیری نسبی گاز به علت اینرسی خواهد شد.

منابع:

1. کتاب "مهندسی مخازن گاز میعانی" / تالیف: دکتر وطنی، دکتر صدایی و مهندس شیدایی مهر

2. کتاب "مهندسی مخازن گاز میعانی" / تالیف: دکتر خاکسار و مهندس محمدی

اثر کلینکنبرگ (لغزش گاز)

وقتی میانگین مسیر آزاد (mean free path) گاز بزرگ‌تر از قطر منافذی باشد که از آن عبور می‌کند، انرژی جنبشی تصادفی گاز موجب تسریع حرکت و جنبش مولکول‌های گاز در داخل منافذ یا لغزش مولکول‌های گاز بر روی دیواره منافذ می‌شود. این لغزش (Slippage) باعث می‌شود که مولکول‌های گاز با سرعت بیشتری در جهت انتقال خود، حرکت کنند. این پدیده را اثر کلینکنبرگ (Klinkenberg Effect) می‌نامند و باعث می‌شود نفوذپذیری بدست آمده توسط گاز، بزرگ تر از نفوذپذیری مطلق نمونه باشد.

نکته: میانگین مسیر آزاد گاز با افزایش فشار کاهش می‌یابد و زمانی که گاز در فشار بی‌نهایت مایع می شود، از بین می‌رود.

نکته: میانگین مسیر آزاد گاز تابعی از سایز مولکول های گاز و همچنین دانسیته گاز می باشد.

کلینکنبرگ نشان داد که فاز سیال جریانی مورد استفاده در آزمایشات اندازه‌گیری نفوذپذیری بر نتایج آزمایشات تأثیرگذار می‌باشد، به طوریکه نفوذپذیری اندازه‌گیری شده بوسیله جریان هوا با نفوذپذیری اندازه‌گیری شده بوسیله جریان یک مایع متفاوت خواهد بود. این محقق نشان داد که نفوذپذیری اندازه‌گیری شده یک مغزه با استفاده از جریان هوا همیشه مقداری بزرگتر از نفوذپذیری اندازه‌گیری شده همان مغزه با استفاده از جریان مایع می‌باشد. کلینکنبرگ به این نتیجه رسید که این تفاوت در مقدار نفوذپذیری اندازه‌گیری شده به دلیل متفاوت بودن مقدار سرعت سیالات در دیواره‌های مجراها (خلل و فرج) می‌باشد، زیرا سرعت مایعات در نزدیکی دیواره‌های خلل و فرج ناچیز و در حد صفر ولی سرعت گازها غیرصفر می‌باشد. به عبارتی دیگر، سرعت گازها بر روی سطح دیواره‌های خلل و فرج به صورت لغزشی می‌باشد. وجود این لغزش بر روی سطوح دیواره‌های خلل و فرج موجب می‌شود که در یک اختلاف فشار مشخص و یکسان، دبی جریانی گازها بیشتر از دبی جریان مایعات گردد. کلینکنبرگ همچنین دریافت که برای یک محیط متخلخل مشخص، با افزایش فشار متوسط، نفوذپذیری اندازه‌گیری شده کاهش خواهد یافت.

با کاهش فشار متوسط >> میانگین مسیر آزاد گاز بزرگتر از قطر منافذ می شود >> لغزش گاز بر روی دیواره های خلل و فرج >> اثر کلینکنبرگ

نکته: فشار متوسط به عنوان میانگین فشار ورودی و خروجی تعریف می‌شود.

همان‌گونه که در شکل زیر نشان داده شده است، اگر نفوذپذیری اندازه‌گیری شده بوسیله جریان گاز بر حسب معکوس فشار متوسط رسم شود، یک خط راست بدست خواهد آمد. چنانچه این خط راست تا نقطه فشار متوسط بی‌نهایت امتداد داده شود، نفوذپذیری مایع یا همان نفوذپذیری مطلق حاصل خواهد شد.

کلینکنبرگ معتقد بود که شیب خط (C) تابعی از عوامل زیر است:

• نفوذپذیری مطلق
• نوع گازی که در آزمایشات اندازه‌گیری نفوذپذیری به کار می‌رود
• میانگین شعاع موئینگی سنگ

اگر فشار متوسط جریان گاز یا مایع زیاد باشد:

• جریان دارسی مشاهده می شود
• سرعت جریان در دیواره های خلل و فرج برابر صفر است (مانند شکل زیر)

                                                     

اگر فشار متوسط جریان سیال کم باشد:

• جریان غیردارسی مشاهده می شود
• سرعت جریان در دیواره های خلل و فرج غیرصفر می باشد (مانند شکل زیر)

منابع: 

1-کتاب طارق احمد

2- کتاب "آزمایشگاه خواص سنگ و سیال مخزن"، نوشته احمد فریدونی، محمدتقی رضایی و مسعود فریدونی - با همکاری دکتر عباس هلالی زاده

نمونه‌گیری (sampling) از سیال مخازن گاز میعانی - قسمت چهارم

نمونه‌گیری ته‌چاهی (Bottom-hole Sampling)

نمونه‌های ته‌چاهی معمولاً در زمان حفاری چاه‌های اکتشافی و توصیفی در میادین در حال توسعه گرفته می‌شوند. نمونه‌های ته‌چاهی یا در زمان انجام تست ساق مته (DST) که چاه به صورت موقت جریان می‌یابد انجام می‌شود یا با فرستادن ابزارهای سیم (Wire-line Tools) به درون چاه اجرا می‌شود.

مهم‌ترین ابزارهایی که امروزه در صنعت نفت برای نمونه‌گیری سیال ته‌چاهی استفاده می‌شوند عبارتند از:

• ابزار RFT یا همان Repeat Formation Tester
• ابزار MDT یا همان Modular Dynamics Formation Tester
• ابزار XPT یا همان Express Pressure Test

نمونه‌ای از ابزار MDT در زیر نشان داده شده است:

                   

این ابزارها که در واقع هر یک از آن ها نوع پیشرفته دیگری است، شامل ادواتی هستند که ایتدا به دیواره چاه می‌چسبند سپس یک میله کاوشگر (Probe) تا اندازه محدودی در سازند فرو می‌رود و به مانند یک سرنگ از یک نقطه مشخص سیال مخزن را نمونه‌گیری می‌کند. مهم‌ترین عامل در موفقیت بدست آوردن یک نمونه شاخص، تک فازی نگه داشتن سیال در خلال نمونه گیری و انتقال آن است. این کار را می‌توان با کنترل دقیق و حفظ فشار نمونه‌گیری در بالای فشار نقطه شبنم و نزدیک به شرایط مخزن تا بیشترین حد ممکن و حذف فرایند انتقال و جابجایی طولانی و نادرست نمونه در سطح، انجام داد.

تمیزسازی سیال نمونه‌گیری شده برای از بین بردن آلاینده‌های محلول در آن از قبیل گل حفاری پایه روغنی و مواد بازدارنده تشکیل هیدرات، ضروری می‌باشد. زمانی که فشار مخزن زیر نقطه شبنم یا نزدیک به آن باشد، بدست آوردن نمونه ته‌چاهی اگر غیرممکن نباشد، کار بسیار دشواری خواهد بود.

منبع: کتاب «مهندسی مخازن گاز میعانی»، نوشته دکتر وطنی، دکتر صدایی و مهندس شیدایی مهر

برای کسب اطلاعات بیشتر به این کتاب مراجعه کنید.

تئوری System Identification

تئوری System Identification که به صورت خلاصه با نماد SI نشان می‌دهند، در مورد مدلسازی سیستم‌های دینامیکی برای اهدافی مانند شبیه‌سازی می‌باشد. در این تئوری از روابط ریاضی و همچنین الگوریتم‌ها استفاده می‌کنیم تا بتوانیم مدل سیستم‌های دینامیکی را بسازیم. برای مثال مخزن گاز میعانی یک سیستم دینامیکی هست؛ زیرا پارامترهای مخزن (مانند شعاع هر یک از نواحی) با زمان تغییر می‌کند و خود این شعاع‌ها هم وابسته به فشار هستند که فشار هم در طول زمان تغییر می‌کند. در کل یک سیستم دینامیکی وابسته به زمان می‌باشد.

یکی از مزایای SI این است که دیگر لازم نیست برای انجام ولتست دبی چاه ثابت باشد و ممکن است دیگر نیازی به بستن چاه برای انجام تست نباشد.

به دلیل اینکه در روش‌های فعلیِ ولتست برای انجام تست چاه نیاز به بستن چاه داریم، تولید نفت ما کاهش می‌یابد و این ضرر اقتصادی زیادی به ما می‌زند. در صورتی که اگر روش‌هایی مانند دیکانولوشن و یا SI را به کار ببندیم دیگر نیازی به بستن چاه نخواهد بود.

همان‌طور که در شکل بالا دیده می‌شود، نواحی هاشور زده مربوط به زمان‌هایی است که در حال تست چاه هستیم و چون در این بازه زمانی نیاز داریم که چاه را ببندیم، بنابراین به اندازه مساحت این ناحیه تولید نفت ما کاهش می‌یابد و ضرر زیادی به ما می‌زند.

آیا امکان کاهش هزینه‌های ولتست با به کار بردن روش‌های دیکانولوشن و SI وجود دارد؟

- البته که وجود دارد.

گروه‌بندی اجزا در شبیه‌سازی ترکیبی (Grouping)

از نظر ریاضی پیچیدگی استفاده از یک معادله حالت (EOS) در شبیه‌سازی ترکیبی (مثلاً اکلیپس300) به مراتب بیشتر از استفاده از یک مدل نفت سیاه ساده است و این پیچیدگی منجر به سرعت پایین (زمان لازم برای حل معادلات flash بسیار زیاد و در حد زمان لازم برای حل معادلات جریان می‌باشد) اجرای شبیه‌ساز ترکیبی (Compositional simulator) در مقایسه با شبیه‌ساز نفت سیاه (black oil simulator) خواهد شد. لذا استفاده از تعداد بهینه و اقتصادی اجزاء در شبیه‌سازی ترکیبی با به کار بردن شبه‌جز (Pseudo Component) ضروری به نظر می‌رسد.

تعداد اجزاء استفاده شده برای شبیه‌سازی یک سیال به دو عامل موانع محاسباتی و سطح دلخواه دقت مورد نظر از EOS، بستگی دارد. تعادلی بین این دو عامل برای تعیین تعداد نهایی اجزاء برای حل مسأله، نیاز است. 

آنالیز اولیه ترکیب سیال معمولاً شامل 13 تا 20 جز و گاهی اوقات بیشتر خواهد بود. برای رسیدن به بهترین نتایج، استفاده از دستورالعمل‌های مرحله به مرحله موجود برای ساختن شبه‌جز پیشنهاد می‌شود که بوسیله آن‌ها ویژگی‌های مختلف شبه‌جز به طور مداوم توسعه می‌یابد. هدف از هر شبه‌جز هرچه نزدیک‌تر نگه داشتن پیش‌بینی PVT به آنالیز کامل اولیه است.

معیارهای ما برای گروه‌بندی عبارتند از:

• خواص یکسان، مانند وزن مولکولی (MW)
• روند نمودار لگاریتمk بر حسب p یکسان باشد. (منظور از k، تعادل است)
• عدم حساسیت آزمایش‌ها به گروه‌بندی 

مبنای اصلی ما برای گروه‌بندی این است که اجزایی که وزن مولکولی یکسانی دارند را در یک گروه قرار دهیم. مثلاً بهتر است که C7 را با C8 در یک گروه قرار دهیم و نه با C2 ؛ چون انتظار می‌رود که خواص C7 و C8 مشابه هستند ولی خواص C7 و C2 متفاوت. یکی دیگر از گروه‌بندی‌هایی که واضح است عبارت است از گروه‌بندی iC4 و nC4 در یک گروه و iC5 و nC5 در گروهی دیگر. 

استثناء: با وجود اینکه وزن مولکولی N2 (وزن مولکولی=28) نزدیک به C2 (وزن مولکولی=20) است ولی ما N2 و C1 (وزن مولکولی=16) را در یک گروه و CO2 (وزن مولکولی=44) و C2 را در گروه دیگری قرار می‌دهیم.

سوال: چرا ما CO2 و C3 (وزن مولکولی=44) را با وجود اینکه وزن مولکولی یکسانی دارند در یک گروه قرار نمی‌دهیم؟

جواب: یکی از معیارهای ما برای قرار دادن اجزای با خواص یکسان در یک گروه این است که آن اجزا وزن مولکولی یکسانی داشته باشند. ولی یک نکته در اینجا وجود دارد که عبارت است از: مولکلول‌های هیدروکربنی که وزن مولکولی یکسانی دارند، خواص یکسانی نیز خواهند داشت. ولی این اصل را نمی‌توان برای مولکول‌های غیرهیدروکربنی مانند N2 به کار برد.

تعداد شبه‌جزء‌های گروه‌بندی شده که برای شبیه‌سازی ترکیبی مورد نیاز است بستگی به فرایندی دارد که می‌خواهیم آن را شبیه‌سازی کنیم:

• برای فرایند تخلیه، 2 تا شبه‌جز می‌تواند کافی باشد (مدل نفت سیاه).
• برای فرایند امتزاج‌پذیری، ممکن است به بیش از 10 جزء نیاز باشد.

در کل، به نظر می‌رسد که برای توصیف رفتار فازی، 4 تا 10 جزء باید کافی باشد.

نکته: دقت کنید که نمودار فازی باید قبل و بعد از گروه‌بندی شکل یکسانی داشته باشد و این مورد را حتما چک کنید و سپس به سراغ رگراسیون بروید.

منابع:

1. جزوه PVTi and ECLIPSE300 شرکت شلمبرژه (صفحه 77)

2. منبع: کتاب «مهندسی مخازن گاز میعانی»، نوشته دکتر وطنی، دکتر صدایی و مهندس شیدایی مهر (صفحه 312)

دسته بندی سنگ مخزن بر اساس ترشوندگی

ترشوندگی سنگ مخزن به عوامل متعددی از قبیل موارد زیر بستگی دارد:

• جنس و مواد تشکیل دهنده سنگ مخزن
• هندسه فضاهای خالی سنگ
• ترکیب و مقدار نفت و آب
• دما و فشار
• مکانیزم های زمین شناسی
• تغییرات اشباع، فشار و ترکیب اجزا در طول تولید

برای تعیین ترشوندگی مخازن، ارزیابی خواص سنگ و سیال ضروری است. بر اساس نحوه پخش شدن سیالات بر روی سطح و زاویه تماس آن‌ها، سنگ‌های مخزن به دو دسته کلی آب-دوست (water wet) و نفت-دوست (oil wet) تقسیم می‌شوند. سنگ‌هایی که نه آب-دوست هستند و نه نفت-دوست، میانه (intermediate) یا خنثی (neutral) نامیده می‌شوند. در حالت ترشوندگی میانه کلیه قسمت‌های سطح سنگ ترجیح کم اما برابری برای آب-دوست یا نفت-دوست بودن دارند.

اندازه‌گیری ترشوندگی سنگ مخزن با استفاده از مغزه‌های گرفته شده از مخزن در آزمایشگاه انجام می‌شود و شدیداً به نحوه حمل مغزه وابسته است. مغزه‌ها باید طوری به آزمایشگاه منتقل شوند که خواص سطحی آن‌ها حفظ شود.

نکته: اغلب مخازن کربناته نفت-دوست هستند. در حالیکه در میان مخازن ماسه سنگی بررسی شده، این مخازن تقریباً به طور برابر آب-دوست یا نفت-دوست هستند.

سطح سنگ مخزن، تشکیل شده از کانی‌های زیادی با شیمی سطح و خواص جذب متفاوتی است که ممکن است سبب تغییراتی در ترشوندگی شوند. در حقیقت ممکن است اجزای نفت در قسمت‌هایی از سنگ جذب آن شوند و در قسمت‌هایی جذب نشوند. به همین دلیل مفهوم ترشوندگی جزئی (fractional wettability) یا ترشوندگی ناهمگن (heterogeneous wettability) یا نقطه‌ای (spotted wettability) توسط بسیاری از محققین پیشنهاد شده است. در این نوع ترشوندگی، قسمت‌هایی از سنگ شدیداً نفت-دوست هستند، در حالیکه قسمت‌های دیگر شدیداً آب-دوست هستند.

ترشوندگی مخلوط (mixed wettability): در این حالت حفرات کوچک توسط آب پر شده‌اند و آب-دوست هستند، در حالیکه حفرات درشت‌تر نفت-دوست هستند. بنابراین، نفت با یک اشباع بسیار کمی جابجا می‌شود که باعث بوجود آمدن اشباع نفت پسماند بسیار کم خواهد شد.

شرایط ترشوندگی مخلوط زمانی اتفاق می‌افتد که نفت به صورت یک فیلم مواد آلی فقط بر روی آن دسته از سطوحی که با نفت در ارتباط مستقیم هستند، رسوب کند و بر سطحی که با آب پوشیده شده‌اند، رسوب نکرده باشد.

منبع: کتاب «مهندسی مخازن گاز میعانی»، نوشته دکتر وطنی، دکتر صدایی و مهندس شیدایی مهر

برای کسب اطلاعات بیشتر به این کتاب مراجعه کنید.

ترشوندگی (Wettability)

ترشوندگی یکی از خواصی است که ما قادر به اندازه گیری مستقیم آن در مخزن نیستم؛ یعنی اینکه نمی توانیم یک ابزاری را به داخل چاه بفرستیم و مقدار ترشوندگی را در شرایط مخزن محاسبه کنیم. در حقیقت ما فقط قادر به تخمین کیفی مقدار ترشوندگی هستیم.

ترشوندگی تأثیر زیادی بر روی نفوذپذیری نسبی، فشار موئینگی، بازدهی فرایند سیلاب زنی، ضریب بازیافت، اشباع نفت باقیمانده، اشباع آب کاهش نیافتنی، خواص الکتریکی سنگ مخزن و محاسبات نفت در جا دارد. 

تعریف ترشوندگی:

فرض کنیم که دو سیال غیر قابل امتزاج (برای مثال آب و نفت) بر روی سطح یک سنگ قرار دارند. تمایل یک سیال برای پخش شدن و یا چسبیدن بر روی سطح سنگ، در حضور سیال دیگر را ترشوندگی می نامند. ترشوندگی نقش مهمی را در تولید نفت و گاز ایفا می کند زیرا نه تنها توزیع اولیه سیالات را تعیین می کند بلکه عامل مهمی در فرایند جریان سیال در سنگ مخزن است. درجه ترشوندگی جامدات بوسیله مایعات معمولاً با توجه به زاویه تماسی که سطح مایع-مایع با جامد می سازد، اندازه گیری می شود.

در محیط متخلخل مخازن هیدروکربنی، ترشوندگی به عنوان یک عامل مهم جهت کنترل مکان، جریان و توزیع سیالات در مخزن شناخته می شود. ترشوندگی یک سیستم (که شامل آب سازندی، نفت خام و سنگ می باشد) تأثیر زیادی بر روی جریان سیال در مدت بازیافت نفت می گذارد. 

یک قطره سیال بر روی یک سطح صاف جامد می تواند شکل های مختلفی به خود بگیرد. شکل مربوط با توجه به ترشوندگی سطح، می تواند مسطح یا به شکل یک صدف باشد. شکل زیر خاصیت ترشوندگی یک سطح جامد را نشان می دهد. در صورت وجود دو سیال آب و هوا، آب فاز تر و برای هوا و جیوه، هوا فاز تر است.

معمولاً از زاویه تماس به عنوان معیاری برای تعیین ترشوندگی استفاده می شود. در حالت سیال تر، زاویه تماس (تتا) از 90 درجه کوچک تر است. اگر زاویه تماس بزرگ تر از 90 درجه باشد، سیال غیرتر خواهد بود.

در حدود 150 سال قبل Young زاویه تماس را به صورت پیامدی از تعادل استاتیک بین یک قطره مایع بر روی سطح صاف یک جامد تعریف کرد. قطره مایع به دلیل کشش سطحی (Interfacial Tension) که بر روی آن اثر می کند، شکل مشخصی به خود می گیرد. این تنش ها عبارتند از:

کشش سطحی و در نتیجه زاویه تماس به دما بستگی دارد. در دمای اتاق کشش سطحی بین آب و هوا، 0.073N/m و بین نفت و آب حدود 0.03N/m است.

منبع: کتاب «مهندسی مخازن گاز میعانی»، نوشته دکتر وطنی، دکتر صدایی و مهندس شیدایی مهر

نمونه گیری (sampling) از سیال مخازن گاز میعانی - قسمت سوم

نمونه گیری سطحی

در نمونه گیری سطحی، نمونه ها را از دو قسمت می توانیم تهیه کنیم:

• از خط لوله جریان، قبل از چوک؛ که این نمونه ها را نمونه سر چاهی (well head sample) می نامند.
• از جریان نفت و گاز مربوط به تفکیک گر اول؛ که این نمونه ها را نمونه سطحی (separator sample) می نامند.

نمونه گیری سطحی معمولاً در طی عملیات DST یا Production Test صورت می گیرد. 

برای اینکه بتوانیم یک نمونه که نماینده مخزن باشد بدست آوریم، نیاز به شرایط زیر داریم:

• باید چاه را از سیالاتی که در زمان حفاری و تحریک چاه هرز رفته اند، پاک کنیم.
• دبی چاه بر حسب فشار باید به ثبات برسد.

1- نمونه گیری سر چاهی (Well Head Sampling):

در این نوع از نمونه گیری، ما نمونه را از خط جریان چاه و آن هم قبل از چوک تهیه می کنیم. این روش کمتر معمول است ولی به هر حال یک روش ارزشمند و جایگزین برای separator sampling می باشد. اگر سیال در شرایط دما و فشار سر چاهی تک فاز باشد، آنگاه نتایج این نوع نمونه گیری قابل اعتماد هستند. مشکل این روش این است که باید بدانیم که سیال در نقطه نمونه گیری، تک فاز است.

2- نمونه گیری سطحی (Separator Sampling):

نمونه گیری سطحی، مستلزم اندازه گیری همزمان و دقیق دبی های نفت و گاز مربوط به تفکیک گر می باشد؛ چرا که در این روش، نمونه ها را از تفکیک گر بدست می آوریم. تفکیک گرها ممکن است چندمرحله ای باشند؛ معمولاً نمونه گیری را از تفکیک گر مرحله اول انجام می دهیم.

اصلی ترین نقاط برای گرفتن نمونه گاز و میعانات در شکل زیر نمایش داده شده اند؛ نقطه B برای گاز و نقطه C برای نفت. علاوه بر آن، دو نقطه دیگر (D و E) نیز تعیین شده است. این دو نقطه احتمالاً برای چک کردن نمونه های گرفته شده از نقاط اصلی (B و C) هستند. 

• تعیین میزان دبی باید دقیق باشد. بنابراین، تجهیزات باید در شرایط عالی باشند و توسط افرادی که به طور کامل آموزش دیده شده اند، اداره شوند.
• در طول نمونه گیری، شرایط تفکیک گر نباید تغییر کند.
• نقطه نمونه گیری برای گاز و میعانات باید به درستی انتخاب شود تا از نمونه های گاز بسیار غنی (rich gas) جلوگیری شود.
• دبی چاه باید به اندازه کافی کم باشد تا فشار ته چاهی بالاتر از فشار نقطه شبنم باشد، و به اندازه کافی زیاد باشد تا بتواند سیال را از ته چاه به بالا بفرستد؛ جلوگیری از تشکیل میعانات در اطراف دهانه چاه.
• ثبت دقیق دبی های گاز و میعانات و همچنین دما و فشار تفکیک گر بسیار مهم می باشد.
• اندازه گیری گازهای اسیدی بویژه گاز H2S در محل چاه بسیار مهم است؛ چرا که اینچنین گازهایی در طول انجام تست های آزمایشگاهی به ظروف جذب می شوند.
• نمونه ها را چک کنیم که ببینیم نشتی دارند یا خیر.
• بسته بندی مناسب و حمل و نقل نمونه ها مهم هستند.

اگر در هر کدام از موارد بالا دچار اشتباه و خطایی شویم، ریسک اینکه نمونه گرفته شده قابل اعتماد نباشد بالا می رود.

با رعایت شرایط بالا، به تعداد کافی از گاز و میعانات تفکیک گر نمونه تهیه می کنیم. آن ها را بسته بنده کرده و به آزمایشگاه منتقل می کنیم. در آزمایشگاه، گاز و میعانات را با یک نسبت درست و اعمال ضریب تصحیح دما، مجدداً ترکیب می کنیم (recombine). مخلوطی که از ترکیب مجدد گاز و میعانات حاصل می شود را به عنوان نماینده ای از سیال مخزن در نظر می گیریم. سپس بر حسب نیازهای مشتری، بر روی recombined sample یک سری آزمایش ها انجام می شود.

منبع: https://www.linkedin.com/pulse/sampling-analysis-gas-condensates-part-i-sampling-nabi-mirzaee