petro page

PETRO PAGE فضایی برای تبادل اطلاعات مهندسی نفت است.انتقادات و پیشنهاد ات خودرا با ما در میان بگذارید

بهینه سازی سیستم فرازآوری با گاز دریکی ...

مقدمه:

نیروی راننده(driving force) که باعث راندن نفت از مخازن زیرزمینی نفت به سطح زمین می شودبوسیله انبساط گازو فشار آبی که معمولا همراه نفت در مخازن می باشد،تامین می گردد.وقتی انرزی طبیعی که همراه نفت در مخازن می باشد برای بالا آوردن آن به سطح زمین کافی نباشد ونتواند حجم کافی نفت رابه سطح زمین بیاورد باید این انرزی توسط یکی از روشهای مصنوعی تقویت شود.این روشهای مصنوعی تقویت انرژی رافرازآوری مصنوغی (artifial lift)گویند.

بنابراین فرازآوری مصنوعی روشی است که توسط آن سیال موجود در ستون چاه را هنگامی که انرژی خودچاه قادر به آوردن آن به سطح زمین نباشد بالا می آورد.معمولا وقتی از فرازآوری مصنوعی استفاده می شود که انرژی موجود در سیال مخازن نفتی به اندازه ای باشد که بتواند خود را به دهانه چاه برساند و درصورتیکه انرژی فوق بقدری کم باشد که سیال نتواند خود را براحتی به دهانه چاه برساند باید از یکی ازروشهای بازیافت ثانویه مثل تزریق گاز در مخازن ،تزریق دی اکسیدکربن ،استفاده از روشهای گرمایی جهت پایین آوردن ویسکوزیته نفت موجود در مخزن استفاده نمود.

1- روشهای فرازآوری مصنوعی:

دو روش اساسی مصنوعی پیوسته وجود دارد:1-پمپهای درون چاهی (downhole pumping)2-فرازآوری با گاز(gas lift) که در روش اول پمپ در ته چاه نصب می گردد و سیال درون ستون را به سطح زمین پمپ می نماید و در روش دوم گاز پر فشار در محل بخصوصی در درون ستون چاه تزریق می گردد. هر دو روش فوق پس فشار(back pressure) ایجاد شده توسط ستون سیال در ته چاه را کاهش می دهند و باعث جریان یافتن سیال درون ستون چاه می شوند.

پمپهای درون چاهی خود به سه دسته تقسیم می شوند:1-پمپ میله ای (rod pump) 2-پمپ درون چاهی الکتریکی(submercible electric pump) 3-پمپهای درون چاهی هیدرولیکی(subsurface hydrolic pump) هر کدام از پمپهای مذکور برای شرایط ویژهی هر چاهی با توجه به دبی تولیدی و شاخص بهره دهی و فشار ته چاه ونسبت گاز محلول به نفت انتخاب می شود.

1-1: فرازآوری با گاز(gas lift)

روشی برای بالا آوردن سیال موجود در چاه توسط تزریق گاز پرفشار درون ستون چاه می باشد.روش فرازآوری با گاز تقریبا برای تمام چاهها مناسب می باشد اما بیشتر در چاههایی که دارای شرایط زیر می باشند مورد استفاده قرار می گیرند.

الف)دبی تولید زیاد باشد.

ب)شاخص بهره دهی بالا باشد.

ج)گاز محلول زیاد باشد.

د) فشار تولیدی ته چاه نسبتا بالا باشد.

و)چاه تولیدی شن نماید.

2- مقدمه ای بر فرازآوری با گاز:

اگرچه روشهای مختلف فرازآوری مصنوعی در صنعت مدرن امروزی بکار برده می شود ولی فرازآوری با گاز تنها روشی است که به روشهای طبیعی برداشت نفت از مخازن شبیه می باشد.فراز آوری با گاز پروسه ای است که نفت موجود در ستون چاه بوسیله تزریق گاز پرفشار به ته ستون ،به سطح زمین  رانده می شود. تزریق گاز ممکن  است به دو روش انجام گیرد:

1)روش پیوسته(continous).  2)روش منقطع(intermittent) .

در روش  پیوسته ،تزریق گاز بطور مداوم جهت تقویت انرژی  مخزن استفاده می شود و حال آنکه در روش منقطع ، تزریق گاز در زیر یک ستون جمع شده لخته ای (  accumulated liquid slug) در یک زمان نسبتاً کوتاه جهت حرکت دادن لخته ها به سطح زمین انجام می گیرد . گاز تزریق شده بوسیله یک و یا ترکیبی از مکانیسم های زیر ، نفت موجود در ستون چاه را به سطح زمین می آورد .

1) با کاهش گرادیان (شیب فشار ) سیال موجود در ستون چاه

2) با انرژی حاصل از انبساط گاز تزریق شده

3) با جابجایی سیال موجود در ستون چاه با گاز فشرده 

روش فاز آوری پیوسته بیشتر برای چاههای مناسب است که سطح سیال درون چاه بالا باشد ولی  سیال دارای انرژی کافی برای جریان یافتن طبیعی خود نمی باشد. روش منقطع بیشتر برای چاههایی مناسب است که فشار ته چاه کم باشد و دبی تولیدی نیز ناچیز باشد.

فرازآوری با گاز تقربیاً برای تمام  چاههایی  که کاندید فراز آوری مصنوعی هستند مناسب می باشد . از روش فرازآوری با گاز برای مقاصد دیگر مثل زنده کردن چاههایی که بطور طبیعی جریان می یابند ، جهت جریان دادن در جهت عکس چاههای تزریق آب و جهت تخلیه آب از چاههای نفتی نیز می توان استفاده نمود . تاًسیسات مورد نیاز جهت فرازآوری با گاز را می توان هم هنگام حفر چاه و هم و بعداً در ضمن عملیات تکمیل بر روی چاه نصب نمود.

3- مزایای فرازآوری با گاز

1)قیمت  اولیه (سرمایه  ثابت  ) تجهیزات بکار برده در روش فوق کمتر از دیگر روشهای فرازآوری مصنوعی است .     

2)روش فوق انعطاف (flexibility  ) بالاتری نسبت به دیگر روشها دارد و می توان آن را بطوری طراحی کرد که بتوان برای برداشت از یک بشکه تا هزاران بشکه مورد استفاده قرار گیرد.

3)برای چاههایی که تولید شن می نمایند خیلی مفید می باشد و شن  تولیدی آسیب کمتری به تجهیزات فرازآوری با گاز               می رساند .

4)روش فوق برای چاههای انحرافی (deviation   wells ) نیز مناسب است و انحراف چاه تاأئیری روی بازدهی روش فوق ندارد.

5)چون تجهیزات روش فوق دارای قسمتهای متحرک کمتری است بنابراین عمر تجهیزات روش فوق نسبت به دیگر روشهای بالاتر است .

6)سرمایه جریانی (operating  cost ) روش فوق از روشهای دیگر خیلی کمتر است .

7)استفاده از روش  فوق  مخصوصاً در جاهایی که گاز فشرده در دسترس باشد و احتیاجی به نصب دستگاه  تقویت فشار نداشته باشد از اهمیت بسزایی بر خورددار است .

4- محدودیتهای روش فرازآوری با گاز

1)گاز حتماً باید وجود داشته باشد. در بعضی موارد می توان از هوای فشرده نیز استفاده نمود .

2)فاصله زیاد چاههایی که کاندید روش فرازآوری با گاز می باشند در نصب یک سیستم مرکزی گاز فشرده محدودیت ایجاد می نماید .

3)اگر گاز تزریق خورنده باشد باعث ایجاد اختلال در عملیات فرازآوری می شود ، مگر اینکه قبل از استفاده تصفیه گردد.

5- تاریخچه فرازآوری با گاز

یک مهندس معدن آلمانی بنام کارل امانوئل لوچر اولین کسی بود که از هوای فشرده شده برای اولین بار جهت راندن و بلند کردن ستون مایع در آزمایشگاه استفاده نمود . اولین کاربرد عملی استفاده از هوا جهت فرازآوری در سال 1846 توسط آمریکایی بنام کرک  فرد در بعضی چاههای نفتی در پنسیلوانیا انجام گردید و از زمان تاکنون روشهای مختلفی  مورد استفاده قرار گرفته تا به روش پیشرفته امروزی رسیده است.

6- اصول فراز آوری با گاز:

دو روش فراز آوری  در صنعت مورد استفاده قرار می گیرد،روش پیوسته و روش منقطع که هر کدام از این روشها اول مخصوص به خود دارند و بنابراین بطور مجزا مورد بررسی قرار می گیرند.

6-1 فرازآوری به روش پیوسته:

روش فوق بر این اساس که انرژی ناشی از انبساط گاز به فشار پایین جهت حرکت دادن سیال موجود در ستون چاه یا فضای حلقوی ، مورد استفاده قرار می گیرد.شبیه سازی زیر این روش حرکت دادن سیال را نشان میدهد.(شکل شماره 4).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 (tube) با ارتفاع hp بالاتر از سطح مخزن می ریزد. در این نقطه فشار خروجی پمپ p برابر فشار hp ناشی از ستون سیال می باشد ونیروی پمپ، دیگر قدرت پمپ کردن سیال را ندارد وارتفاع ستون در hp می ماند،این حالت شبیه به چاهی است که فشار ته چاه برای  بالا بردن سیال موجود در چاه  کافی نیست تابتوان بطور طبیعی از چاه تولید کرد.ارتفاع چاه D و فشار ساکن برابرp و توانایی تولید چاه به اندازه توانایی پمپ فرق می باشد.(شکل 4-الف) اگر گاز از نقطه ای زیر سطح ساکن مایع به داخل ستون تزریق گردد(شکل 4-ب).گاز به خاطر اختلاف دانسیته با مایع بصورت حباب درون مایع  به سمت بالا حرکت می نماید،ستون بالای نقطه تزریق گاز مخلوطی از گاز و مایع می شود و وقتی گاز با دبی بالا تزریق شود مایع درلوله بالا آمده و از آن می ریزدودرنتیجه فشار درون لوله در نقطه تزریق کمتر از حالتی می شود که درون لوله ،مایع ساکن وجود دارد.فشار در خروجی پمپ نیز کمتر می شود(p’) و جریان مایع درون پمپ شروع میشود.برای یک مقدار ثابت تزریق گاز ،یک جریان پایدار مایع درون پمپ داریم که از بالای لوله نیز خارج می گردد.این حالت دقیقا جریان پیوسته فرازآوری با گاز رانشان می دهد و وقتی در چاه مورد استفاده قرار می گیرد معمولا از فضای حلقوی  برای تزریق گاز به نقطه مورد نظر استفاده می گردد.شیر فرازآوری در لوله مغزی قرار داده می شود و اجازه ورود گاز از فضای حلقوی (annulus) بدرون لوله مغزی را می دهد.معمولا در ضمن فرازآوری با گاز بصورت پیوسته فقط گاز از طریق یک شیر فرازآوری بدون لوله مغزی وارد می شود.

6-2 روش منقطع  فرازآوری با گاز:

تزریق گاز در این روش برای مدت مشخصی انجام گردیده و بعد متوقف می شودوبعد از گذشت زمان مشخص تزریق گاز دوباره انجام می گیرد و همین سیکل مرتبا تکرار میشود. اصول سیکل فرازآوری در شکل (5) نشان داده شده است.5شیر فرازآوری وجود دارد که تعداد این شیرها  می تواند از این بیشتر یا کمتر باشد.

7- کاربرد فرازآوری با گاز :

کاربرد اقتصادی و بهینه فرازآوری نیاز به تامین شرایط زیر دارد:1)مشخصات چاه برای روش فرازآوری بکار رفته مناسب باشد.2) درنزدیکی محل ، منبع گاز برای سیستم فرازآوری وجود داشته باشد.3)جهت تخلیه آب از چاههای نفتی. هزینه اولیه (initial cost) تجهیزات فرازآوری با گاز از بقیه روشهای فرازآوری کمتر است و معمولا حتی اگر از کمپرسور جهت فشرده شدن گاز نیز استفاده شود روش فوق از بقیه روشها به صرفه تر می باشد.

8- اطلاعات مورد نیاز برای طراحی یک سیستم کارآمد فرازآوری با گاز پیوسته:

1)قوانین اساس گازها. 2) قوانین اساسی مخازن هیدروکربوری .3) اصول و قوانین حاکم بر جریانات دوفازی در حالت عمودی.که در زیر مفاهیم فوق به طور مختصر شرح داده می شود.

1)دلیل اینکه رفتار گازها مورد توجه قرار می گیرد این است که اکثر شیرهای فرازآوری با گاز در اثر فشار گاز تزریق باز می گردند و فشاری که باعث باز شدن و یا بسته شدن شیر های فوق می گردد باید بطور صحیح محاسبه گردد.در محاسبه فشاری که باعث باز شدن شیر می شود فاکتورهای زیادی که به مشخصات گاز برمی گردد دخالت دارند مانند درجه حرارت ،وزن ستون گاز از سطح زمین تا عمقی که شیر قرار دارد و غیره.قوانین اساسی دیگر مانند قوانین بویل-شارل گیلوساک ،نحوه محاسبهz،نحوه محاسبه گرادیان گاز و غیره در محاسبات طراحی ،مورداستفاده قرار می گیرند.

2)برای درک بهتر این قوانین فاکتورهای زیر را در محاسبات طراحی سیستم فرازآوری با گاز وارد می شوند:

الف)ضریب حجمی سازند(formation volum factor):درک ضریب حجمی سازند برای محاسبه دقیق گرادیان سیال در لوله مغزی لازم  می باشد.

ب)گاز محلول(solution gas) : درک گاز محلول درمقایسه با گاز آزاد(free gas) برای محاسبات گرادیان جریان سیال در لوله مغزی مورد نیاز می باشد.

ج) شاخص بهره دهی(productivity index ): شاخص بهره دهی معیاری است که بوسیله آن پتانسیل چاه سنجیده می شود و برابر است با مقدار نفت تولید شده تقسیم بر اختلاف فشار ایجاد شده در مخزن. اختلاف فشار ایجاد شده در مخزن / مقدار نفت تولیدی شده  =  شاخص بهره دهی

د)منحنی ساخت فشار (pressure build curve): از منحنی فوق  برای محاسبه اثر پوسته (skin effect)  ویا اسیب منطقه ای به سازند و محاسبه نفوذ پذیری استفاده می شود.

9- مراحل بهینه سازی:

جهت بهینه سازی سیستم فرازآوری با گاز باید مراحل زیررا دنبال کنیم:

1)استخراج معادله تغییرات فشارو تعیین روابط مربوط به تعیین خصوصیات فیزیکی سیال.

2)تعیین خصوصیات چاه قبل از تزریق،از قبیل نمودار تغییرات دما و فشار (p1) میزان گاز همراه نفت، ضریب بهره دهی چاه، چگالی گاز در تفکیک گر،جرم نفت، فشار مخزن، دمای مخزن، ضریب کلی انتقال حرارت ،طول و قطر مغزی و لوله افقی ،فشار تفکیک گر و فشار گاز تزریقی.

3)تعیین یک دامنه مشخص و منطق از تولید نفت در مقدار معینی از نسبت گاز به نفت.

4)با داشتن فشار گاز تزریقی و در نظر گرفتن فشار ناشی از ستون گاز تزریقی ،فشار درون casing تعیین می شود.

5)به ازای هر مقدار از جریان،در نسبت گاز به نفت معین در محلی از مغزی که  باشد، عمیق ترین نقطه تزریق بدست می آید.

6)در هر یک از مقادیر جریانی و در نسبت گاز به نفت مشخص ، فشار سر چاهی و عمق تزریق برای مسیر عمودی مغزی  چاه تعیین می گردد.

7) نسبت گاز به نفت را تغییر داده و مراحل 3 تا 6 تکرار می شود .بدیهی است که اثر افت فشار ناشی از تغییر میزان حجم گاز تزریقی را باید در نظر داشت.

8) نمودار تغییرات فشار سر چاهی بر حسب تغییرات جریان نفت برای مغزی چاه در نسبتهای گاز به نفت مختلف تهیه می گردد.

9) نمودار تغییرات جریان نفت بر حسب فشار سر چاهی برای لوله افقی در هر نسبت گاز به نفت تهیه می گردد.

10) با برخورد همزمان نمودار تغییرات جریان نفت بر حسب فشار سر چاهی برای لوله افقی و مغزی عمودی چاه در هر نسبت گاز به نفت ،می توان میزان تولید نفت، و فشار سر چاهی را مشخص نمود.

11) میزان تولید نفت بر حسب میزان گاز تزریقی رسم می شود از روی این نمودار می توان بهترین میزان تولید نفت و مقدار بهینه گاز تزریقی را مشخص نمود.

12) بدیهی است که عمق تزریق بهینه نیز در نسبت گاز به نفت بهینه و بهترین مقدار تولید نفت قابل محاسبه است.محل نصب بقیه شیرهای تزریق نیز باید در نظر گرفته شود                              

10- نتایج و ارزیابی نرم افزار PIPESIM در یکی از چاه های میدان آغاجاری:

در طی این تحقیق از داده ها و اطلاعات مربوط به میدان نفتی آغاجاری استفاده کردیم .برای اطمینان از صحت مدل ارائه شده نتایج بدست آمده  با منابع زیر مقایسه شده است:

1)استفاده از نتایج تجربی موجود جهت اطمینان از صحت مدل در پیش بینی عمق بهینه تزریق (RIGOROUS) در این روش فشار گاز تزریقی ، عمق تزریق و افت فشار ناشی از از شیرهای تزریق در نظر گرفته می شوند.در عمل از این روش برای بهینه سازی استفاده می گردد.

2)استفاده از روش ترسیمی برون (Brown) و همکاران برای مقایسه پیش بینی عمق بهینه تزریق.

10-1حالت RIGOROUS:

در این حالت عمق تزریق ،فشار گاز تزریقی و افت فشار شیرهای تزریق در محاسبه وارد می شوند و لازم است که معیارهای مناسب و معتبری جهت اثبات درستی بهینه سازی  سیستم فرازآوری با گاز پیوسته با در نظر گرفتن عمق تزریق (RIGOROUS) ارائه گردند:

1-استفاده از نتایج تجربی موجود جهت اطمینان از صحت مدل در پیش بینی عمق بهینه تزریق در حالت با در نظر گرفتن عمق تزریق (RIGOROUS) در این روش فشار گاز تزریقی عمق تزریق و افت فشار ناشی از شیرهای تزریق در نظر گرفته می شوند.

2) استفاذه از روش ترسیمی برون (Brown) و همکاران برای مقایسه پیش بینی عمق بهینه تزریق.

 

 

 

 

دادههای چاه 1 در میدان نفتی آغاجاری

130

دمگاز تزرقی(F)

32

چگالی (API)

3

ضریب بهره دهی چاه(Psi/(bbl.day))

11053

طول مغزی(ft)

4

خارجی مغزی(inch)

18

درصد آب همراه نفت

9.625

 

0.945

چگال گاز در تفکیک گر

356

 

3.5

غزی(inch)

1620

فشار گاز تزریقی(psig)

290

)

25

افت فشار شیر تزریق(psi)

 

نفت(f)

اثری را که سیستم فرازآوری با گاز در تغییرات فشار درون لوله مغزی چاه دارد را بر اساس دادههای موجود در جدول بالا می توان بررسی نمود. استفاده از سیستم فرازآوری موجب کاهش افت فشار در مغزی چاه و افزایش فشار سر چاهی به حدود 150 پوند بر اینچ مربع گردید.

عمق تزریق بهینه برای چاه حدود 9984 فوت به ازای فشار گاز تزریقی 1620 پوند بر اینچ مربع گزارش شده و بر اساس دادههای موجود در جدول  (1) و بر اساس مدل می توان نتایج را مقایسه کرد.   افزایش فشار گاز تزریقی موجب افزایش عمق تزریق می گردد.

برای ارزیابی مدل می توان نتایج آن را با روش ترسیمی برون (Brown) و هکاران مقایسه کرد.با توجه به محدودیتی که در استفاده از روش ترسیمی برون و همکاران وجود دارد، لذا از مشخصات چاه 2 آغاجاری که اطلاعات آن در زیر آمده برای مقایسه استفاده می کنیم.

 

 

 

دادههای چاه 2 در میدان نفتی آغاجاری

110

دمای گاز تزرقی(F)

34.1

چگالی (API)

3

ضریب بهره دهی چاه(Psi/(bbl.day))

8500

طول مغزی(ft)

3

قطر خارجی مغزی(inch)

2

درصد آب همراه نفت

9.625

قطر داخلی casing(inch)

0.76

چگال گاز در تفکیک گر

550

نسبن گاز به نفت در سازند(scf/bbl)

2.625

قطر داخلی مغزی(inch)

1300

فشار گاز تزریقی(psig)

180

دمای مخزن(f)

25

افت فشار شیر تزریق(psi)

130

دمای سرچاهی نفت(f)

4

قطر لوله افقی(inch)

2150

فشار مخزن(psia)

2500

طول لوله افقی (ft)

1000

جریان نفت قبل از تزریق bbb/day

260

فشار تفیک گر(psig)

1.9

ضریب کلی انتقال حرارتBtu/(ft^2*F)

10-2 با رسم  مراحل زیر در مختصات کارتزین:

1-محور عمودی به عمق اختصاص داده می شود ، عدد صفر را به سطح زمین و بیشترین عمق را به عمق ترین نقطه تزریق اختصاص می دهیم .

2- فشار درون مغزی چاه را بر روی محور افقی رسم می شود به این ترتیب که عدد صفر را بر روی مبدا مختصات کار تزین قرار داده می شود.

3- فشار ایستایی مخزن بر روی محور افقی معین  می شود .

4- با استفاده از ضریب بهره دهی چاه اختلاف فشار بین افشار ایستایی و فشار جریان مخزن تعیین می گردد.

5- فشار جریان پایین مجرایی مخزن با استفاده از اختلاف فشار موجود در مرحله 4 محاسبه می شود.

6- فشار ایستایی پایین مجرایی بر حسب ارتفاع ستون مایع تعریف می شود . از این نقطه برای نصب بالاترین شیر در طول مغزی چاه استفاده می شود .

7- از محل فشار ایستایی پایین مجرایی ، خطی به محل بالاترین شیر وصل می گردد.

8- خطی به موازات پاره خط مرحله 7 و از محل فشار جریان پایین مجرایی وصل می گردد.

9- اثر وزن ستون گاز و افت فشار ناشی از شیر تزریق لحاظ می شود.

10 – با داشتن فشار گاز تزریق و فشار ناشی از مرحله 9 تغییرات فشار درون Casing تعیین می گردد.

11- حال با تلاقی دادن مرحله 10 با پاره خط ناشی از مرحله 8 محل تزریق بهینه تعیین می شود.

11- نتایج و ارزیابی نرم افزار PIPESIM در یکی از چاه های میدان شادگان:

 11-1میدان نفتی شادگان در ایران:

میدان شادگان در جنوب غربی دزفول که حدودا 19 کیلومتر طول و 3 تا 4 کیلومتر عرض که عمق  سطح تماس نفت و آب (W.O.C) بالاتر از مخزن آسماری می باشد. میدان در سال 1968 بوسیله حفاری چاه SG- 01 کشف شد.میدان شادگان دارای 2 مخزن جدا که یکی بالاتر و دیگری پایین تر از آسماری می باشد.که هر دوی آنها دارای مخازن نفت تحت اشباع می باشد.فشار هر دو مخزن در بالا و پایین آسماری بعد از تولید افت کرد که این به دلیل اختلاف فشار نزدیک میدان ها الخصوص مخزن نفتی آسماری اهواز از میان یک ابده قوی اتفاق می افتد.میدان شادگان در سال 1968 شروع به تولید کرد که که ماکزیمم ریت اولیه تولید  M STB/D32 است.که ریت تولید در قبل از فرآزآوری MM STB/D 50 که بعد از فرازآوری به  تولید 97.5 و 114.5 MMSTB/D  رسیده است.

11-2شبیه سازی سیستم فرازآوری با گاز و بهینه کردن آن در میدان شادگان:

جدول 3نشان دهنده ی اطلاعات برای نمونه چاه تولیدی از میدان نفتی شادگان و از این اطلاعات برای آنالیز کمک می گیریم.بعد مدل چاه  شبیه سازی آن،  توسط نرم افزار Pipe sime انجام می شود که مدل با حالت واقعی روی اعداد توسط معادله حالت و روابط و ضریب اصطکاک و hold up در خط عمودی و مدل با حالت واقعی  تطبیق داده می شود.که جدول 4اطلاعات تطبیق داده شده مدل را نشان می دهد.

جدول 3اطلاعات چاه نمونه در میدان شادگان:                                       

Perforation Depth (m)

2961

Injection valve(m)

2850

Tubing OD(in)

2 7/8

reservoir pressure(psia)

4366

PI(SBD/Psia)

25

GOR(SCF/ STB)

571.3

Water cut (%)

0

Oil gravity (deg API)

25

Gas Gravity

1.163

 
 جدول 4اطلاعات تطبیق داده شده برای شبیه سازی مدل:
 

Vertical Flow Flow correlation:

Hagedon&Brown

Horizontal Flow correlation

Beggs&Brill revised

solution (Rs)

Lasater

Gs &Factor

standing fit to standing _Katz Chart

dead oil viscosity

Beggs&Robinson

live oil viscosity

Cher&Connaly

undersaturated viscosity

Vasquze&Beggs

Friction Factor

1

 hold up factor

0.95

11-3نتایج شبیه سازی نرم افزار Pipe sim :

شکل   9 و  10نمودارهای عملکرد فرازآوری با گاز در یک چاه با توجه به اطلاعات داده شده نشان می دهد و همچنین تزریق ابتدا از tubing و سپس از جداری انجام می شوددر این مورد فشار ته چاهی Psia 4000 و درصد water cut آن صفر وبه شاخص بهره وری (PI) حساس است.وقتی بهره وری در ریت زیا تولید بیشتر است اما ااثر گذار در سیستم فرازآوری با گاز نیست.

وقتی تزریق گاز را از لوله مغزی ،اثرگذاری بیشتردر  فرازآوری با گاز در کوچکترین قطر داخلی لوله مغزی  است.اما در شکل 15 تزریق از آنالوس و یک قطرداخلی  بهینه برای لوله مغزی که نتیجتا قطر داخلی بزرگتر بیشترین اثر گداری را روی سیستم فرازآوری با گاز دارد زیرا وقتی ID لوله مغزی در فضای بزرگ آنالوس باشد(تزریق گاز از این فضا)کوچک باشدبه یک ID بهینه لوله مغزی می رسیم.

+ نوشته شده در  دوشنبه بیست و هفتم دی 1389ساعت 20:55  توسط mohammad  |