. 53
5-2- نتایج.. 53
5-2-1- بررسی تأثیر پارامتر­های مختلف فرازآوری با گاز بر پروفایل فشار در چاه. 53
5-2-1-1- تأثیر ترکیب گاز تزریقی بر پروفایل فشار. 54
5-2-1-2- تأثیر دمای گاز تزریقی بر پروفایل فشار. 61
5-2-1-3- تأثیر دبی حجمی گاز تزریقی بر پروفایل فشار. 65
5-2-1-4- تأثیر عمق تزریق گاز بر پروفایل فشار. 68
5-2-2- بررسی تأثیر پارامتر­های مختلف فرازآوری با گاز بر افزایش تولید چاه. 71
5-2-2-1- تأثیر ترکیب گاز تزریقی بر دبی تولید چاه. 72
5-2-2-1-1-  تأثیر تزریق گازهای مختلف بر تغییر رفتار فازی سیال درون چاه. 75
5-2-2-2- تأثیر دمای گاز تزریقی بر دبی تولید چاه. 80
5-2-2-3- تأثیر عمق تزریق گاز بر دبی تولید چاه. 82
5-3- نتیجه گیری.. 84
5-4-پیشنهادها 86
منابع.. 87
 
فهرست جدول ها
 
جدول4- 1: درصد مولی نفت استفاده شده (نفت سیاه) 45
جدول4- 2:  مشخصات چاه تولیدی.. 45
جدول4- 3: پروفایل دما و فشار محاسبه شده توسط نرم افزار OLGA.. 47
جدول4- 4: پروفایل دما و فشار محاسبه شده توسط نرم افزار PVTi 48
جدول4- 5: پروفایل فشار و دمای محاسبه شده توسط شبیه ساز ارائه شده. 49
جدول 5- 1: پروفایل فشار چاه برای چهار حالت بدون فرازآوری با گاز، فراز آوری با متان، اتان و گاز جداکننده  55
جدول 5- 2: پروفایل فشار چاه برای چهار حالت بدون فرازآوری با گاز، فراز آوری با نیتروژن، کربن دی اکسید و گاز دودکش     58
جدول 5- 3: پروفایل فشار برای سه حالت تزریق نیتروژن در دمای 350، 550 و 750 کلوین.. 63
جدول 5- 4: پروفایل فشار برای چهار حالت بدون فراز آوری و تزریق نیتروژن در نرخ­های 100، 300 و 500 میلیون فوت مکعب استاندارد در روز. 66
جدول 5- 5: پروفایل فشار برای چهار حالت تزریق نیتروژن در عمق­های 2461، 3117، 3445 و4101 فوت   69
جدول 5- 6: مشخصات سیستم چاه و مخزن.. 72
جدول 5-7: دبی تولید در نرخ­های متفاوت تزریق گاز برای گازهای مختلف… 73
جدول 5-8: دبی تولید برای فرازآوری با گازهای مختلف در سه دمای متفاوت.. 80
جدول 5-9: دبی تولید برای عمق­های مختلف تزریق نیتروژن.. 83
 
 


 
 
 
فهرست شکل ها
 
شکل 1- 1: : شمای کلی و مرحله به مرحله فرازآوری با جریان پیوسته گاز. 5
شکل 3- 1:رژیم­های جریان در یک خط لوله عمودی   24
شکل 3- 2: نقشه رژیم جریان برای مخلوط آب و هوا در دمای 25 درجه سانتیگراد و فشار 10 نیوتن بر سانتیمتر مربع  در یک لوله به قطر 5 سانتی متر. 29
شکل 3- 3: فلو چارت محاسبات تبخیر آنی.. 31
شکل 4- 1: شکل و نحوه بلوک بندی چاه. 35
شکل 4- 2: فلوچارت مدلسازی جریان چند فازی در چاه. 43
شکل 4- 3: نمودار مقایسه پروفایل فشار محاسبه شده توسط مدل ارائه شده و دو نرم افزار تجاری.. 50
شکل 4- 4: نمودار مقایسه پروفایل دمای محاسبه شده توسط مدل ارائه شده و نرم افزار OLGA.. 50
شکل 5- 1:نمودار پروفایل فشار چاه برای چهار حالت بدون فرازآوری با گاز، فراز آوری با متان، اتان و گاز جداکننده  56

 

 

شکل 5- 2: نمودار پروفایل فشار چاه برای چهار حالت بدون فرازآوری با گاز، فراز آوری با نیتروژن، کربن دی اکسید و گاز دودکش     59
شکل 5- 3:پروفایل فشار چاه برای پنج حالت بدون فرازآوری با گاز، فراز آوری با متان، گاز جداکننده، کربن دی اکسید و نیتروژن   60
شکل 5- 4: نمودار پروفایل دما برای سه حالت تزریق نیتروژن در دمای 350، 550 و 750 کلوین.. 62
شکل 5- 5: نمودار پروفایل فشار برای سه حالت تزریق نیتروژن در دمای 350، 550 و 750 کلوین.. 64
شکل 5- 6: نمودار پروفایل فشار برای چهار حالت بدون فراز آوری و تزریق نیتروژن در نرخ­های 100، 300 و 500 میلیون فوت مکعب استاندارد در روز. 67
شکل 5- 7: نمودار پروفایل فشار برای چهار حالت تزریق نیتروژن در عمق­های 2461، 3117، 3445 و4101 فوت   70
شکل 5- 8: نمودار دبی تولید در نرخ­های متفاوت تزریق گاز برای گازهای مختلف… 73
شکل 5- 9: نمودار فازی سیال مخزن.. 76
شکل 5- 10: نمودار فازی مخلوط سیال مخزن و گاز تزریقی متان.. 77
شکل 5- 11: نمودار فازی مخلوط سیال مخزن و گاز تزریفی نیتروژن.. 77
شکل 5- 12: نمودار سرعت ظاهری فاز گاز در طول چاه برای دو حالت فراز آوری با متان و نیتروژن.. 79
شکل 5- 13: نمودار دبی تولید برای فرازآوری با گازهای مختلف در سه دمای متفاوت.. 81
شکل 5- 14: نمودار دبی تولید برای عمق­های مختلف تزریق نیتروژن.. 83
فهرست علائم اختصاری
 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

	A	مساحت سطح مقطع لوله مغزی (  )
		ظرفیت گرمایی ویژه در فشار ثابت (  )
d			قطر چاه  ( m )
	f	ضریب اصطکاک
	g	شتاب گرانش زمین (  )
		گرادیان زمین گرمایی (  )
	h	آنتالپی (  )
		ماند مایع
		ماند گاز
		جرم ورودی از مخزن به چاه (  )
		جرم ورودی توسط گاز تزریقی به چاه (  )
	MW	جرم ملکولی (  )
		تعداد کل جزء­های سیال مخزن
		تعداد کل جزءهای گاز تزریقی
		تعداد فازها
	P	فشار  (  )
		گرمای منتقل شده بین چاه و محیط اطراف  (  )
	R	ثابت جهانی گازها (  )
	T	دما ( K )
	U	ضریب انتقال حرارت کل (  )
	v	سرعت واقعی (  )
		سرعت واقعی گاز تزریقی (  )
		جزء مولی جزء i در مایع
		جزء مولی جزء i در بخار
	z	محور مختصات عمود بر سطح زمین
	Z	ضریب تراکم­پذیری
	علائم یونانی
	λ	ماند در شرایط عدم لغزش
	μ	گرانروی (  )
	ρ	چگالی (  )
		چگالی گاز تزریقی (  )
	σ	کشش بین سطحی (  )
		جرم منتقل شده بین دو فاز (  )
	زیر­وندها
	g	گاز
	i	جزء i
	j	فاز j
	l	مایع
	m	مخلوط
	s	ظاهری
	v	بخار

بیشتر مخازن نفت دنیا از نوع مخازن حجمی هستند که با مکانیزم انبساط گاز محلول، تولید می­کنند. در صورتی که مکانیزهای طبیعی رانش (مانند آبران یا کلاهک گازی) یا مکانیزم­های تثبیت فشار (مانند تزریق آب یا گاز) در مخازن موجود نباشند،  مخازن با ادامه تولید دچار افت فشار می­شوند و با گذشت زمان قادر نخواهند بود با یک دبی اقتصادی به تولید ادامه دهند. در اینگونه موارد تنها راه، افزایش دادن اختلاف فشار تولید با کم کردن فشار ته چاه با استفاده از روش­های فرازآوری مصنوعی است. (Guo et al. 2011)
چند نمونه از روش­های معمول فراز آوری مصنوعی موارد زیرند:

• فراز آوری با گاز
• استفاده از پمپ­های الکتریکی شناور
• استفاده از پمپ­های میله ای
• استفاده از پمپ­های پیستونی هیدرولیکی
• استفاده از پمپ­های جت هیدرولیکی
• استفاده از پمپ­های خلأ

انتخاب روش فراز آوری مصنوعی برای یک چاه مشخص به عوامل مختلفی بستگی دارد. زمانی که فراز آوری با گاز یکی از روش­های مد نظر است، یکی از عوامل مهم که از اهمیت زیادی برخوردار است دسترسی به گاز کافی است. اگر کاز کافی چه به صورت محلول در نفت یا از یک منبع خارجی در دسترس باشد، فراز آوری با گاز می­تواند یکی از روش­های ایده­آل برای افزایش تولید باشد.(API 1994)
در روش فرازآوری با گاز، گاز که از نفت سبکتر است وارد لوله مغزی می­شود و از این طریق با کم کردن چگالی سیال درون لوله مغزی، وزن ستون سیال روی سازند را کاهش می­دهد. این کاهش وزن باعث ایجاد یک اختلاف فشار بین چاه و مخزن میشود و به این ترتیب نفت از مخزن به سمت چاه جریان پیدا می­کند.
دو روش مختلف برای فرازآوری با گاز در صنعت وجود دارد:

• فرازآوری با جریان پیوسته گاز
• فرازآوری با جریان منقطع گاز

در فرازآوری با جریان پیوسته، گاز با فشار نسبتا زیاد به درون ستون سیال داخل چاه تزریق می­شود. این گاز تزریقی به سیال درون چاه اضافه میشود تا به وسیله یک یا چند مورد از مکانیزم­های زیر سیال را به سطح زمین برساند:(API 1994)

1. کاهش دادن چگالی و وزن ستون سیال به صورتی که اختلاف فشار بین چاه و مخزن افزایش پیدا کند.
2. انبساط گاز تزریقی به نحوی که وزن ستون سیال روی سازند بیشتر کاهش پیدا کند و اختلاف فشار بین چاه و مخزن بیشتر شود.
3. جابجایی لخته­های مایع درون چاه به وسیله حباب­های بزرگ گاز تزریقی که مانند پیستون عمل می­کنند.

در طراحی فرایند فرازآوری با جریان پیوسته گاز، دو پارامتر مهم وجود دارند. این دو پارامتر نرخ تزریق گاز و عمق تزریق گاز هستند. در طراحی این فرایند باید به موارد زیر دقت شود:(Bellarby 2009)

1. محدودیتی برای میزانی که می­توان فشار ته چاهی را کاهش داد و در نتیجه اختلاف فشاری که می­توان به مخزن اعمال کرد وجود دارد. به طور کلی گرادیان فشار مینیمم به ندرت کمتر از 15/0 پام بر فوت می­شود.
2. هر چقدر نقطه تزریق پایین تر انتخاب شود، می­توان فشار ته چاهی را بیشتر کاهش داد. در عمق­های کم در چاه، یک فرازآوری گاز طبیعی بر اثر جداشدن گاز از نفت اتفاق می­افتد.
3. یک مقدار بهینه برای نرخ تزریق گاز وجود دارد. این مقدار معمولاً حدود 4 میلیون فوت مکعب استاندارد در یک روز است. تزریق مقدار بیشتری گاز باعث می­شود فشار هیدرواستاتیکی کاهش پیدا کند اما اصطکاک را افزایش می­دهد. در نرخ­های تزریق گاز بیشتر از نرخ بهینه، تولید چاه کاهش پیدا می­کند زیرا میزان تأثیر منفی که افزایش تزریق گاز به دلیل ایجاد اصطکاک بر جای می­گذارد از میزان تأثیر مثبتی که در کاهش چگالی سیال چاه دارد، بیشتر است. بنابر این به بیان دیگر یک نسبت گاز به مایع بهینه برای رساندن نرخ تولید چاه به حداکثر وجود دارد.

در شکل 1-1 شمای کلی یک فرایند فرازآوری با جریان پیوسته گاز دیده می­شود.(Bellarby 2009)