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

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

نمونه گیری از سیال یک مخزن گاز میعانی معمولاً در سطح چاه و یا ته چاه انجام می شود؛ و هر کدام از آنها معایب و مزایای خود را دارند. صرف نظر از اینکه از کدام روش استفاده می کنیم، هدف اصلی ما بدست آوردن نمونه ای است که بیانگر خواص مخزن باشد (representative sample).

حال سوال این است که «representative sample» چیست؟

هدف هر فرایند نمونه گیری داشتن نمونه ای است که بیانگر خواص مخزن باشد. یک نفر ممکن است که بگوید representative sample یعنی اینکه ترکیب نمونه دقیقاً مشابه ترکیب سیال مخزن باشد. چنین تعریفی مبهم و غیر واقع بینانه است؛ چرا که ترکیب سیال مخزن در طول زمان تغییر می کند.

در دو موقعیت ما برای رسیدن به یک نمونه که بیانگر شرایط مخزن باشد، محدودیت داریم:

• زمانی که ترکیب سیال مخزن تغییر می کند.
• زمانی که مخزن در شرایط خط مرزی قرار دارد و هرگونه کاهش فشاری می تواند منجر به تغییر ترکیب سیال مخزن شود (مثلاً زمانی که نزدیک فشار نقطه شبنم باشیم).

بهترین نمونه هایی که بیانگر شرایط مخزن هستند و می توان آنها را نماینده ای از مخزن دانست، آن هایی هستند که در موقعی که سیال مخزن تک فاز است بدست آمده اند. در حقیقت باید سعی کنیم نمونه گیری را زمانی انجام دهیم که سیال مخزن تک فاز است.

دقت کنید که باید بین یک «bad sample» و یک «unrepresentative sample» تفاوت قائل شویم.

زمانی یک «bad sample» داریم که:

• نمونه را در شرایطی گرفته ایم که دبی گاز و به تبع آن افت فشار زیاد است و این باعث تشکیل میعانات در مخزن می شود؛ در حالیکه ما می توانیم نمونه گیری را در دبی کمتر و افت فشار کمتر و همچنین در بالای نقطه شبنم انجام دهیم.
• ترکیب مجدد (recombining) گاز و میعانات با نسب نادرستی صورت بپذیرد.
• نمونه ها آلوده باشند.

زمانی یک «unrepresentative sample» داریم که:

• نمونه ها را از قسمت هایی از مخرن بگیریم که نماینده ای از خواص مخزن نیستند.
• نمونه ها را در تحت شرایطی بدست بیاوریم که آن شرایط نماینده ای از شرایط تولید و عملیات نیستند.

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

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

برای توصیف دقیق مخزن نیاز به نمونه های معتبر داریم؛ اگر نمونه ها نتوانند به عنوان نماینده ای از خواص مخزن باشند، همه اندازه گیری هایی که با این نمونه ها انجام می شود، اشتباه خواهند بود. فعالیت های بهره برداری و مهندسی مخزن وابستگی زیادی به تشخیص سیالات موجود در مخزن دارد، و اینکه هیدروکربن ها در طول مدت توسعه مخزن، چه رفتاری خواهند داشت. تعیین استراتژی بهینه برای تولید و توسعه مخزن، نیازمند شناخت رفتار فازی و جریان چندفازی سیال در ته چاه، خطوط جریان و تأسیسات سطحی می باشد. در شبیه سازهای ترکیبی (compositional simulators) از داده های PVT که از آزمایشگاه بدست آمده اند استفاده می شود.

یکی از مواردی که نمونه گیری به صورت اشتباه انجام می شود عبارت است از زمانی که نمونه های گاز و میعانات گرفته شده از تفکیک گر (separator) را با نسبت نادرستی مجددا با هم ترکیب کنیم (recombine). این کار باعث می شود که فشار نقطه شبنم و فشار انتهای میعان معکوس را به صورت صحیح بدست نیاوریم. هر گونه خطایی در تعیین سیال مخزن، باعث بروز عدم قطعیت (uncertainty) در نتایج شبیه سازی می شود.

برای داشتن یک نمونه معتبر باید مراحل زیر را دنبال کنیم:

• هدف خود را از اندازه گیری خواص سیال (PVT) مخزن به صورت دقیق تعیین کنیم.
• برای عملیات نمونه گیری، حمل و آزمایش های PVT برنامه ریزی کنیم.
• در سر چاه، بر روی عملیات نمونه گیری نظارت کنیم تا طبق برنامه پیش بروند.
• بر روی روند انجام تست های آزمایشگاهی نظارت داشته باشیم تا به نتایجی که برنامه ریزی کرده بودیم دست یابیم.
• نظارت بر کنترل کیفیت نمونه

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

اشباع نفت باقیمانده در سیستم نفت-آب

زمانی که هیدرورکربن های مخزن وارد حفرات شده اند، ممکن است که در دماهای بالا، برخی از اجزای هیدروکربن شروع به تر کردن سطح برخی از سنگ ها کنند. ترشوندگی یک پدیده پیچیده ای است که به ترکیب سنگ، ترکیب هیدروکربن و ترکیب و PH آب سازند بستگی دارد. برخی اجزای هیدروکربن ها نقش مهمی در این فرایند تر کردن سطح سنگ دارند که عبارتند از: 

• رزین ها (یا NSO ها: هیدروکربن های شامل نیتروژن (nitrogen)، سولفور (sulphur) و اکسیژن (oxygen))
• آسفالتین ها

همان گونه که در شکل بالا دیده می شود، در طی فرایند آشام (imbibition)، اشباع آب افزایش می یابد و سپس در طی فرایند تخلیه ثانویه (secondary drainage)، اشباع آب کاهش می یابد. نکته قابل توجه در اینجا این است که مسیر primary drainage با مسیر secondary drainage یکسان نیست و به این پدیده، پسماند (saturation hysteresis) می گویند. دلیل ایجاد این پدیده، تغییر ترشوندگی سنگ است. 

در طی فرایند آشام، اشباع آب افزایش می یابد و در طی فرایند تخلیه، اشباع آب کاهش می یابد.

اشباع آب تأثیر عمده ای بر کنترل ترشوندگی دارد: برای مثال، در یک نمونه که 100 درصد با آب اشباع شده است، به دلیل اینکه هیچ گونه تماسی با هیدروکربن وجود ندارد، نمونه تنها می تواند آب-دوست باشد. به تدریج که اشباع آب کمتر می شود، اجازه دسترسی هیدروکربن به سطح سنگ بیشتر می شود و بنابراین پتانسیل تغییر ترشوندگی بیشتر می شود. هرچه تغییر ترشوندگی بیشتر شود، اثر پدیده پسماند نیز بیشتر می گردد (یعنی اختلاف نسبت به منحنی تخلیه اولیه بیشتر می شود).

ترشوندگی یک عامل کنترل کننده قوی ای برای فشار موئینگی و نفوذپذیری نسبی است. 

اگر فشار در فاز هیدروکربن (Pnw) کاهش یابد، ممکن است آب طی یک فرایند مکش موئینگی (capillary suction) یا "imbibition" یک جریان برگشتی داشته باشد. این فرایند در شکل بالا نشان داده شده است. زمانی که فشار فاز های تر و غیر تر برابر باشند، فشار موئینگی برابر صفر می شود (Pc=Pnw-Pw) و اشباع نفت در این نقطه به این صورت تعریف می شود: اشباع نفت باقیمانده پس از آشام خودبه خودی (Spo). در مواردی که فشار فاز آب افزایش یافته است (Pw>Pnw)، آب بیشتری نمی تواند وارد مغزه شود.

اگر Pw بیشتر از Pnw باشد، آنگاه Pc مقداری منفی دارد و فرایند آشام آب به صورت اجباری صورت می گیرد (مثل اینکه آب را تزریق کرده ایم). قسمتی از منحنی Pc که بیانگر تغییرات اشباع در اثر Pc منفی می باشد را با نام  آشام اجباری (forced imbibition) نمایش می دهند و بسته به ترشوندگی و مکانیسم جابجایی، اشباع نفت ممکن است بیشتر کاهش یابد و سر انجام به مقدار اشباع نفت باقیمانده (Sor) برسد (در برخی از جاها با Sro نیز نمایش می دهند). بنابراین اشباع نفت باقیمانده برابر با مجانب منحنی آشام اجباری می باشد و به Swi (نقطه شروع فرایند آشام) و فرایند جابجایی بستگی دارد.

تذکر: دقت شود که در این مثال فقط نیروهای موئینگی را در نظر گرفتیم و نیروهایی مثل ویسکوز و گرانش را در نظر نگرفتیم.

سه تعریف اصلی برای اشباع نفت باقیمانده وجود دارد:

1- اشباع نفت باقیمانده حقیقی (true residual oil saturation - Srot): اشباع نهایی نفت در سطح میکروسکوپی که می توان به آن دست یافت به شرط اینکه اثر نیروهای ویسکوز، موئینگی و گرانش را در نظر بگیریم.

2- اشباع نفت باقیمانده (Remaining Oil Saturation - ROS): این اشباع در زمان پایان عمر یک میدان و در درون حفراتی که با آب در تماس هستند و بوسیله آب جاروب شده اند، بدست می آید. مقدار این اشباع به اشباع نفت باقیمانده حقیقی، جاروب میکروسکوپی، راندمان جاروب ناحیه ای (areal sweep efficiency) و تعداد pore volume هایی که به داخل حفرات تزریق کرده ایم بستگی دارد. مقدار این اشباع در نواحی مختلف مخزن متفاوت است، برای مثال مقدار ROS نزدیک چاه تزریقی کمتر از مقدار ROS در نزدیک چاه تولیدی می باشد.

3- اشباع نفت باقیمانده (Srow): مقدار نهایی اشباع نفت که از آزمایش های سیلاب زنی در آزمایشگاه بدست می آید و به دبی اعمالی (یا اختلاف فشار)، اثر انتهایی موئینگی (capillary end effect) و روش انجام تست بستگی دارد.

ترشوندگی تأثیری زیادی بر روی Sro می گذارد. برای سنگ هایی که کیفیت یکسانی دارند، سنگی که neutral wet (یا intermediate) باشد دارای Sro کمتری نسبت به سنگ شدیداً آب-دوست (strongly water-wet) می باشد. بنابراین مقدار بازیافت در سنگ هایی که دارای ترشوندگی متوسط هستند، زیاد است.

منبع: Core Analysis: A Best Practice Guide

رقومی سازی نمودارها با کمک نرم افزار Plot Digitizer

برای انجام پروژه خودم نیاز به داده های نفوذپذیری نسبی داشتم. از یکی از مهندس های شرکت زاگرس جنوبی درخواست کردم تا این داده ها را در اختیار من بذارند، ایشون هم لطف کردند و تمام اون چیزی را که می خواستم برای من ارسال کردند ولی یک مشکلی وجود داشت و این بود که داده ها را به صورت یک عکس با فرمت png برای من ارسال کرده بودند و نه در یک فایل اکسل یا Notepad. اینجا بود که مجبور شدم با استفاده از نرم افزار Plot Digitizer این نمودارها را رقومی سازی کنم.

نرم افزار Plot Digitizer برای رقومی سازی نمودارها به کار میره. یعنی اینکه شما عکس نمودار خودتون را که معمولاً باید فرمتش JPEG باشه (سایت ها به خصوصی هستند که به صورت آنلاین میتونید فرمت عکس خودتون را تغییر بدهید، مثل این سایت) وارد این نرم افزار می کنید و بعد از یک سری عملیات بسیار ساده، تمام داده های موجود در نمودار را به صورت رقم در می آورید و آن ها را وارد اکسل و یا ورد می کنید و نمودار دلخواهتون را رسم می کنید. کار با این نرم افزار خیلی راحته و من یک فایل 7 صفحه ای از آموزش این نرم افزار برای دانلود قرار داده ام که با خوندن همین جزوه میتونید با این نرم افزار کار کنید.

در ضمن این نرم افزار نیاز به نصب نداره و فقط با دوبار کلیک کردن بر روی آیکون آن، اجرا میشه و میتونید کار خودتون را شروع کنید.

لینک دانلود نرم افزار Plot Digitizer + آموزش آن

اشباع آب کاهش نیافتنی (Irreducible Water Saturation)

در یک مغزه آب-دوست (که در ابتدا با آب اشباع شده است)، آب توسط نفت یا گاز (فاز غیر تر) محاصره شده است. تعریف فشار موئینگی (capillary pressure) به صورت Pc=Pnw-Pw می باشد. با توجه به این تعریف، اگر فشار در فاز تر (آب) و فاز غیر تر (هیدروکربن) برابر باشند، آنگاه مقدار فشار موئینگی برابر صفر است و فاز غیر تر نمی تواند به حفراتی که توسط آب پر شده اند (Sw=1)، وارد شود. زمانی که فشار فاز غیر تر (Pnw) که بیرون از دهانه حفرات قرار دارد، بیشتر از فشار فاز تر (Pw) است، فشار موئینگی مقداری مثبت دارد و اشباع آب کاهش می یابد.

اگر فشار در فاز هیدروکربن (فاز غیر تر) افزایش یابد، سطح مشترکی که در تمام ورودی های حفرات وجود دارد به سمت داخل خم می شوند و این خم شدن تا زمانی ادامه می یابد که در یک فشار بحرانی به یک انحنای بحرانی برسیم (که این فشار اعمالی بحرانی، برابر با فشار موئینگی بزرگ ترین حفرات می باشد).

با افزایش فشار فاز هیدروکربن، هیدروکربن به داخل بزرگ ترین حفرات (که دارای کمترین فشار موئینگی می باشند) حرکت می کند و آب را مجبور می کند تا از حفرات خارج شود؛ در این هنگام اشباع آب کاهش می یابد. 

نقطه ورود اولیه هیدروکربن را فشار ورود و یا فشار آستانه (threshold pressure) می نامند. افزایش بیشتر فشار هیدروکربن باعث نفوذ تدریجی آن به حفرات ریزتز می شود. 

در این مرحله، اشباع آب شامل دو مورد زیر است:

• آب به دام افتاده در کوچکترین حفرات
• و یک فیلم آب که سطح سنگ رو پوشانده است

این را «اشباع آب کاهش نیافتنی» می نامند و با نماد Swir و یا Swirr نشان می دهند. کل این فرایند «تخلیه» (drainage) نامیده می شود یعنی: کاهش اشباع فاز تر.

یک منحنی مربوط به فرایند تخلیه ابتدایی (primary drainage) در زیر نشان داده شده است. همان طور که در شکل دیده می شود، سنگی که کیفیت خوبی ندارد (حفرات آن ریز است)، دارای فشار آستانه بیشتری است؛ زیرا در حفرات ریز، فشار موئینگی زیاد است و بنابراین فشار زیادی لازم است تا هیدروکربن بتواند وارد حفرات ریزی که در آن ها آب قرار دارد، بشود. از آنجایی که هیدروکربن به سختی می تواند وارد این حفرات ریز بشود، در نتیجه اشباع آب کاهش نیافتنی در اینگونه سنگ ها زیاد است.

منبع: Core Analysis: A Best Practice Guide

آموزش استفاده از نرم افزار EndNote

اگر شما هم در حال نوشتن پایان نامه خود هستید حتما تا به حال اسم نرم افزار EndNote را شنیده اید. در انتهای همه پایان نامه ها شما باید لیست تمام رفرنس هایی را که استفاده کرده اید ذکر کنید. برای مدیریت رفرنس های خودتون میتونید از نرم افزار EndNote استفاده کنید. روش کار این نرم افزار اینطوری هست که شما تمام رفرنس های خودتون را در این نرم افزار وارد می کنید و هر موقع که لازم شد میتونید از این رفرنس ها در فرمت های دلخواهتون در مقاله یا پایان نامه استفاده کنید. حتماً شما هم تا به حال توجه کرده اید که برای نوشتن رفرنس ها در مقاله یا پایان نامه از فرمت خاصی استفاده می شود و برخی دوستان هم سعی دارند که خودشون رفرنس ها را تایپ کنند و این کار بسیار وقت گیر و اشتباهی هست و تنها راه حل استفاده از EndNote هست. 

یک ویدئوی حدوداً 5 دقیقه ای برای دانلود گذاشته ام (از سایت آپارات دانلود کردم) که با مشاهده این ویدئو، نحوه کار با این نرم افزار را یاد خواهید گرفت. اگر هم می خواهید با تمام جزئیات نرم افزار آشنا بشید، فایل PDF را دانلود کنید.

دانلود ویدئوی آموزش EndNote

دانلود فایل PDF آموزش EndNote