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)

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

مزیت اول کشور گاز است

براساس آخرین گزارش‌های جهانی (گزارش سال 2015 شرکت بی‌پی) ایران با داشتن 34 تریلیون متر مکعب ذخیره قابل برداشت گاز (معادل 18.2 درصد ازکل ذخایر گاز جهان) در جایگاه نخست جهان قرار گرفته است. با فاصله‌ اندکی فدراسیون روسیه با داشتن 32.6 تریلیون متر مکعب (معادل 17.4 درصد) قرار گرفته و قطر نیز با 24.5 تریلیون متر مکعب (معادل 13.1 درصد) جایگاه سوم دارندگان ذخایر بزرگ گاز جهان را به خود اختصاص داده است. جمهوری اسلامی ایران با تولید 5 درصد از کل گاز جهان در جایگاه سوم بعد از ایالات متحده امریکا (21.4 درصد) و روسیه (16.7 درصد) قرار گرفته است. این در حالی است که کشور کانادا تنها با داشتن 1/1 درصد از کل ذخایر دنیا تولید کننده 4.7 درصد گاز جهان بوده و با فاصله‌اندکی از ایران با آن حجم ذخایر قرار دارد. وضعیت جمهوری اسلامی ایران در بخش صادرات و نقشی که در بازار جهانی گاز ایفا می‌کند بشدت بدتر و نگران کننده است. وزن ایران در صادرات تنها 0.96 درصد بوده و این در حالی‌است که روسیه 20.2 درصد، قطر 12.4 درصد و کشوری مثل نروژ تنها با داشتن سهم 1 درصدی از ذخایر گاز جهان 10.7 درصد صادرات گاز دنیا را به خود اختصاص داده است. چه عواملی باعث شده است که اینچنین جایگاهی نصیب کشور شود؟ آیا مشکل صرفاً سیاسی، مالی، فنی یا مدیریتی است یا مجموعه‌ای از عوامل باعث شده‌اند که نتوانیم با‌وجود داشتن جایگاه نخست در ذخایر گازی نقش متناسب خود را در تأمین گاز دنیا ایفا کنیم؟

نفت و گاز در یک مسأله تفاوت اساسی دارند. توسعه زیرساخت‌های گازی به‌مراتب هزینه‌برتر از توسعه زیرساخت‌های نفتی است. عمده هزینه گاز نیز در بخش حمل و نقل آن است. البته توسعه میدان گازی بسته به نوع و مشخصات گاز موجود در میدان می‌تواند دو تا سه برابر توسعه یک میدان نفتی باشد. هزینه انتقال گاز به مراتب بیشتر از هزینه انتقال نفت است؛ گاهی تا 30 برابر، انتقال گاز به دوردست مستلزم صرف هزینه‌های هنگفت در مبدأ و مقصد است. ساخت یک کارخانه LNG شاید هزینه‌ای بیشتراز توسعه خود میدان داشته باشد. چرخه توسعه گاز از توسعه میادین گرفته تا صادرات در کل در قیاس با نفت بسیار هزینه‌بر بوده  این در حالی است که نرخ بازگشت سرمایه درنفت به مراتب بالاتر از گاز است. تأمین مالی پروژه‌های‌گازی سخت و با ریسک بالایی همراه است. برای توسعه میادین گازی کشور نیاز به تأمین سرمایه خارجی است. جذب سرمایه‌گذاری خارجی تحت شرایط تحریم به‌منظور تأمین پروژه‌های گازی کاری بسیار دشوار و تقریباً غیر ممکن بود. محدودیت‌های مالی یکی دیگر از موانع اصلی در توسعه گازی کشور به‌حساب می‌آید.

برخلاف تصور عده‌ای که نفت را مزیت اول کشور می‌دانند، مزیت اول کشور گاز است. ما جایگاه اول گاز دنیا را داریم. جهان قرن فعلی را به نام گاز به عنوان انرژی پاک می‌شناسد. چالش‌های جهانی زیست محیطی می‌تواند موتور محرکه قوی برای توسعه صنایع گاز کشور باشد. ما می‌توانیم دنیا را به تبعیت از تصمیمات خودمان وادار کنیم. فراموش نکنیم که این مسأله می‌تواند برای کشور هم فرصت باشد و هم چالش، ما باید در قبال 18 درصد گاز جهان که در اختیار داریم مسئولانه رفتار کرده و در همان حد نیاز گازی دنیا را تأمین کنیم. شاید اگر اروپا واردکننده گاز از ما بود رفتاری به مراتب نرم‌تر از رفتاری که در طول سال‌های اخیر داشت را بروز می‌داد. فرصت‌ها یکی پس از دیگری در حال از دست رفتن هستند و رقبای ما با شتاب سرسام‌آوری در جلوی ما در حال پیشتازی هستند. باید دست به دست هم داده و سهم کشور را از تجارت گاز دنیا پس بگیریم.

توسط: صادق قاسمی

کارشناس سرمایه‌گذاری در حوزه نفت و گاز

 لینک کامل مقاله

داده های مورد نیاز برای شبیه سازی مخزن

به صورت کلی می توان داده های مورد نیاز در شبیه سازی مخزن را به شکل زیر دسته بندی کرد:

1- داده های زمین شناسی:

ساختن مدل زمین شناسی نخستین گام در انتخاب یک مدل مناسب برای مخزن است زیرا اندازه، شکل هندسی و جهت مخزن را محیط رسوبی کنترل می کند. یک مدل زمین شناسی کامل در برگیرنده ماهیت مرزهای مخزن، موقعیت تماس سیالات از قبیل عمق تماس گاز-نفت و عمق تماس نفت-آب، تشخیص وجود لایه بندی و شکاف های طبیعی می باشد.

2- داده های لرزه نگاری:

داده های لرزه نگاری مکمل خوبی برای داده های زمین شناسی هستند. شکل و اندازه گسل ها، ضخامت بسترها و اطلاعات مربوط به قسمت های مختلف مخزن را می توان از تفسیر داده های لرزه نگاری بدست آورد.

3- داده های نمودارگیری:

از داده های نمودارگیری می توان برای تعیین عمق مخزن، سنگ شناسی، تخلخل، اشباع و عمق تماس سیالات مختلف استفاده نمود. به علاوه، نمودارها نمایانگر لایه بندی هستند و شواهدی را مبنی بر وجود شکاف طبیعی در سنگ فراهم می آورند.

4- داده های PVT:

آنالیز PVT یکی از مهم ترین قسمت های شبیه سازی است. اهمیت PVT در مخازن گاز میعانی بیشتر از سایر مخازن می باشد. خواص سیال از قبیل چگالی و گرانروی، میزان گاز محلول، ضریب حجمی سازند و وزن مخصوص از داده های PVT تعیین می شوند. شرایط نمونه گیری بر نتایج تأثیر می گذارد. در مخازن گاز میعانی داده های دو آزمایش CCE و CVD نیز برای انطباق مدل PVT شبیه سازی شده، لازم هستند. 

5- داده های مغزه:

آنالیز مغزه برآوردی از تخلخل، نفوذپذیری، سنگ شناسی، اشباع سیالات، فشار موئینگی و نفوذپذیری نسبی را فراهم می آورد. اما نکته مهم در داده های مغزه دقت آن هاست. برای بالا رفتن دقت باید تعداد مغزه های گرفته شده زیاد باشد و حتی الامکان تمام قسمت های مخزن را پوشش دهد. همچنین استفاده از روش های مناسب برای اندازه گیری تخلخل، نفوذپذیری و فشار موئینگی نقش به سزایی در دقت داده های بدست آمده دارند.

6- داده های چاه آزمایی:

آنالیز چاه آزمایی به بهبود توصیف مخزن و عملکرد مخزن، تصمیم گیری برای استراتژی بهینه توسعه، شناسایی ویژگی های بزرگ مقیاس از قبیل گسل ها و مرزهای ناتراوا، تأیید مدل زمین شناسی و تعیین برخی پارامترها از قبیل نفوذپذیری متوسط و ضریب پوسته کمک می کند. تعداد نقاط و روش تفسیر در داده های چاه آزمایی بر روی نتایج بدست آمده تأثیر می گذارند. همخوانی نتایج چاه آزمایی با داده های مغزه نیز باید مد نظر باشد. یکی از مهمترین کاربردهای چاه آزمایی، استفاده از داده های ثبت شده آن در اعتبارسنجی مدل مخزن است.

7- داده های تولید:

در حین تولید از یک میدان اطلاعات مربوط به نرخ تولید، تزریق، تولید تجمعی و داده های فشار به طور مستمر ثبت می شوند. این داده ها اصطلاحاً تاریخچه تولید نامیده می شوند و در شبیه سازی پویا و مدیریت مخزن استفاده می شوند. تاریخچه تولید در تشخیص پدیده هایی همچون مخروطی شدن آب یا گاز نیز کاربرد دارد. همچنین می توان از این داده ها در محاسبات مربوط به موازنه مواد استفاده کرد. 

منبع: کتاب "مهندسی مخازن گاز میعانی" / تالیف: دکتر وطنی، دکتر صدایی و مهندس شیدایی مهر - صفحه 315

شاخص بهره‌دهی

یک نمایه مناسب برای سنجش و مقایسه توانایی پتانسیل تولید چاه‌ها، شاخص بهره‌دهی (Productivity Index-P.I) می‌باشد. این شاخص برابر با نسبت نرخ جریان تولیدی به میزان اختلاف فشار در دهانه چاه درحین تولید می‌باشد. اما با توجه به اینکه طول چاه‌های عمودی، افقی و انحرافی متفاوت خواهد بود به منظور مقایسه صحیح‌تر بین این چاه‌ها می‌بایست از مفهوم شاخص بهره‌دهی ویژه (Specific Productivity Index) استفاده نمود که رابطه آن برای فشارهای بالا به صورت زیر است:

با مقایسه شاخص بهره‌دهی ویژه در چاه‌های عمودی، انحرافی و افقی در شکل زیر مشاهده می‌شود که شاخص بهره‌دهی ویژه در چاه‌های افقی و انحرافی بیشتر از چاه عمودی است که علت آن نیز پایین بودن اختلاف فشار ایجاد شده توسط چاه‌های انحرافی و افقی در مقایسه با چاه عمودی به دلیل مساحت بیشتر بین چاه و مخزن می‌باشد. همچنین مشاهده می‌شود که پس از رسیدن به نقطه شبنم، شاخص بهره‌دهی چاه‌های انحرافی و افقی کمتر کاهش پیدا کرده که دلیل آن نیز اشباع کمتر میعانات تشکیل شده در اطراف این چاه‌ها و در نتیجه ضریب پوسته کمتر می‌باشد.

با توجه به اینکه در بیشتر عمر تولید یک چاه، فشار مخزن زیر فشار نقطه شبنم می‌باشد این نکته که شاخص بهره‌دهی چاه‌های افقی و انحرافی پس از رسیدن به فشار نقطه شبنم کاهش کمتری را نشان می‌دهند، عملکرد بهتر چاه‌های افقی و انحرافی در مقایسه با چاه عمودی را در مخزن گاز میعانی نشان می‌دهد.

منبع: کتاب "مهندسی مخازن گاز میعانی" / تالیف: دکتر وطنی، دکتر صدایی و مهندس شیدایی مهر - صفحه 240

نیروهای اساسی اطراف چاه ها

---

مقدمه: همیشه با مفاهیم این چند تا نیرو که در ادامه توضیح میدهم یک مقدار مشکل داشتم، امروز در گروه "کنکور نفت" که در تلگرام تشکیل داده ام یکی از دوستان سوالی در مورد این نیروها مطرح کرده بود و این خود جرقه ای برای من شد تا برم یه ذره در مورد این نیروها بخونم و از قضیه سر در بیارم. توضیحات مختصری که خوندم را در زیر نوشته ام.

---

بر اساس مطالعات Ursin ، در طول فرایند تولید گاز، چهار نیروی اساسی بر سیالات اثر خواهند کرد. این نیروها عبارتند از: نیروی گرانرو یا ویسکوز (V)، نیروی موئینه (C)، نیروی گرانشی (G) و نیروی اینرسی (I). در ادامه تعریف کلی این نیروها ارائه شده است.

1- نیروی ویسکوز (Viscous Force): مقاومتی که یک سیال در مقابل جاری شدن، به دلیل اصطکاک داخلی مولکول‌ها از خود نشان می‌دهد، گرانروی نامیده می‌شود. نیروی ویسکوز (یا گرانرو) نیز به طور معمول ناشی از برهم کنش  بین مولکولی داخل خود سیال است و به صورت نیروی وارده به واحد حجم در اثر عمل کردن تنش‌های برشی بر سیال ویسکوز در حال حرکت تعریف می‌شود. این نیرو یک پروفایل سرعت در سراسر کانال جریان توسعه می‌دهد و افت فشار ویسکوز در مخزن ناشی از این نیرو می‌باشد.

تذکر: نیروی ویسکوز در خلاف جهت حرکت سیال می‌باشد.

2- نیروی موئینه (Capillary Force): در حضور دو یا چند فاز مثلاً گاز و میعانات، سطح بین دو فاز تحت شرایط دینامیکی جریان یک اختلاف فشار را از خود نشان می‌دهد. این اختلاف فشار به عنوان فشار موئینه شناخته می‌شود. نیروهای موئینه از حاصلضرب فشار موئینه در مساحت قابل محاسبه‌اند. اهمیت نیروهای موئینه به طور کلی به ترشوندگی و به طور خاص به پخش شدن فاز ترشونده مرتبط است.

3- نیروی گرانشی (Gravitational Force): طبق تعریف این نیرو بر اجسام واقع در میدان گرانشی وارد می‌شود و از پتانسیل گرانش ناشی می‌گردد که یک نیروی پایستار است و عامل حرکت سقوط آزاد می‌باشد. بنابراین، نیروی گرانشی برای یک قطره نفت یا میعانات عبارتست از حاصلضرب جرم قطره در شتاب جاذبه ناشی از گرانش. نیروی گرانشی همواره در تمامی قسمت‌های مخزن فعال است. در جریان سیال در مخزن نیروی گرانشی در مواقعی که سیالات اختلاف چگالی دارند، مانند حالت گاز و میعانات، می‌تواند مهم باشد.

4- نیروی اینرسی (Inertia Force): نیروی ناشی از لختگی و مقاومت در برابر تغییرات شتاب حرکت، نیروی اینرسی نامیده می‌شود. این نیرو با تغییر جهت جریان سیال در محیط متخلخل در ارتباط است. در جریان خطی یعنی جریان در لوله‌های مستقیم، نیروی اینرسی فعال نیست. در محیط متخلخل زمانی که هیدروکربور از میان دانه‌های سنگ حرکت می‌کند یک تغییر جهت مداوم در حال رخ دادن است.

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

آزمایش تخلیه در حجم ثابت (CVD)

---

مقدمه: امروز داشتم با ماژول PVTi نرم افزار اکلیپس کار میکردم. از جمله ورودی های این ماژول، داده های CVD ، CCE و DL هست. بهانه ای پیدا شد تا برم و از کتابی که در خانه دارم یک مقدار در مورد این آزمایش ها بخونم. خیلی علاقه دارم که یک بار این تست ها را در آزمایشگاه از نزدیک انجام بدهم و پارامترها را خودم محاسبه کنم تا با خم و چم کار آشناتر بشم:)

---

آزمایش تخلیه در حجم ثابت (Constant Volume Depletion) به منظور شبیه‌سازی رفتار تولید مخزن و پایش تغییرات فازی و حجمی نمونه گاز مخرن انجام می‌شود.

در ابتدا نمونه‌ای از سیال میعانی در  شرایط نقطه شبنم و دمای مخزن در سلول آزمایش قرار داده می‌شود. سپس فشار سلول از فشار نقطه شبنم تا سطح از قبل مشخص شده P کاهش می‌یابد (این کاهش فشار با خارج کردن جیوه انجام می‌شود) و میعانات گازی را تشکیل می‌دهند. در ادامه بخشی از گاز به بخش تفکیک آنی انتقال داده می‌شود و آنالیز می‌شود و حجم سلول نیز به همان حجم اولیه در ابتدای آزمایش برگردانده می‌شود. مجدداً فشار را در مرحله بعد کاهش داده و این فرایند چندین بار تکرار می‌شود.

نکته قابل توجه در این آزمایش این است که میعانات گازی تشکیل شده در سلول آزمایش به صورت ساکن باقی می‌ماند.

یکی از خواصی که در آزمایش CVD محاسبه می‌شود، ضریب انحراف از حالت ایده‌آل دوفازی (two phase Z-factor) است. ضریب انحراف دوفازی نمایانگر تراکم‌پذیری مجموع سیال (گاز و میعانات) باقی مانده در سلول است. ضریب انحراف از حالت ایده‌آل دوفازی خاصیت مهمی است زیرا در رسم نمودار p/z در مقابل تولید تجمعی گاز که برای ارزیابی تولید گاز و میعانات رسم می‌شود، استفاده می‌شود.

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

آزمایش انبساط در ترکیب ثابت (CCE)

آزمایش انبساط در ترکیب ثابت  (Constant Composition Expansion)، تبخیر آنی (Flash Vaporization) نیز نامیده می‌شود. در این آزمایش در ابتدا نمونه‌ای از سیال مخزن در سلول آزمایش قرار داده می‌شود. جهت اطمینان از تک فاز بودن سیال، فشار بالاتر از فشار نقطه شبنم است و دما نیز دمای اولیه مخزن می‌باشد. در ادامه به شیوه‌ای گام به گام فشار کاهش داده می‌شود (کاهش فشار از طریق برداشتن جیوه صورت می‌گیرد) و در هر گام فشاری حجم به دقت ثبت می‌شود. در زیر فشار نقطه شبنم نیز حجم مایع تولید شده اندازه‌گیری می‌شود. از آنجایی که در این آزمایش گاز یا مایعی از ظرف خارج نمی‌شود، ترکیب کلی سیال ثابت می‌ماند.

هدف از انجام آزمایش CCE تعیین موارد زیر است:

• فشار نقطه شبنم

• ضریب تراکم‌پذیری هم‌دمای سیال تک فاز

• ضریب انحراف از حالت ایده‌آل گاز (z)

حجم سامانه هیدروکربور به صورت تابعی از فشار سلول و نسبت به حجم مرجع گزارش می‌شود. این حجم نسبی به زبان ریاضی به صورت زیر بیان می‌شود:

تذکر: حجم نسبی در نقطه فشار شبنم برابر 1 است.

ضریب انحراف از حالت ایده‌آل (z) در فشارهای بالاتر یا برابر فشار نقطه شبنم نیز در آزمایش CCE گزارش می‌شود. فقط کافی است ضریب z در یک فشار p1 به صورت آزمایشگاهی اندازه‌گیری شود. سپس ضریب انحراف گاز را می‌توان از رابطه زیر بدست آورد:

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