شماره مدرك
21360
شماره راهنما
18280
پديد آورنده
كاظم حسن حسناوي، زينب
عنوان
بررسي تزريق سيلاب سورفكتانت در مخازن نفتي تحت عمليات تزريق آب
مقطع تحصيلي
كارشناسي ارشد
گرايش تحصيلي
مخازن
محل تحصيل
اصفهان : دانشگاه صنعتي اصفهان
سال دفاع
1405
صفحه شمار
94ص
توصيفگر ها
ازدياد برداشت نفت , تزريق سورفكتانت , ناهمگني مخزن , كشش بين‌سطحي , پايداري جابجايي , عدد مويينگي
تاريخ ورود اطلاعات
1405/08/04
كتابنامه
كتابنامه
رشته تحصيلي
مهندسي نفت
دانشكده
مهندسي شيمي
تاريخ ويرايش اطلاعات
1405/08/04
كد ايرانداك
23267434
چكيده فارسي
با رسيدن مخازن نفتي متعارف در نقاط مختلف جهان به مرحله بلوغ، صنعت نفت با چالش‌هاي فزاينده‌اي در زمينه برداشت نفت باقي‌مانده درون مخزن مواجه است. نيروهاي مويينگي و ناهمگني مخزن باعث مي‌شوند بخش عمده‌اي از نفت درجاي اوليه (OOIP) پس از عمليات‌هاي برداشت متعارف، به‌ويژه پس از سيلاب‌زني آب، در مخزن باقي بماند. اين نفت باقي‌مانده، كه مي‌تواند به‌صورت نفت غيرمتحرك يا نفت دورزده‌شده باشد، يكي از مهم‌ترين اهداف براي عمليات ازدياد برداشت نفت به شمار مي‌رود. اين پژوهش با هدف ارزيابي امكان‌سنجي فني و بهينه‌سازي عملكرد تزريق سورفكتانت به‌عنوان يك روش ازدياد برداشت سوم، با هدف توليد نفت باقي‌مانده از يك مخزن بالغ و ناهمگن انجام شده است. به همين منظور، يك مدل عددي سه‌بعدي با استفاده از نرم‌‌افزار CMG STARS و با توزيع تراوايي تصادفي بين 80 تا 700 ميلي‌‌دارسي براي نمايش ناهمگني مخزن از جمله مناطق پرتراوا و مسيرهاي ترجيحي جريان و مناطق نفت دورزده‌شده ساخته شد.
اين شبيه‌سازي در دو مرحله اصلي انجام گرفت: مرحله اول شامل 40 سال تزريق آب ثانويه از سال 2010 تا 2050 براي رسيدن به برش آب نهايي 91 درصد بود؛ و پس از آن، مرحله تزريق سوم سورفكتانت به مدت 50 سال اجرا شد تا امكان توليد نفت باقي‌مانده پس از يك دوره طولاني تزريق آب بررسي شود.
برخي ويژگي‌هاي فيزيكي پيچيده و غيرخطي نيز در مدل عددي لحاظ شدند؛ از جمله جذب سطحي وابسته به غلظت سورفكتانت و همچنين تغيير كشش بين‌سطحي از 30 ميلي‌نيوتن بر متر به مقداري بسيار پايين يعني كمتر از 10-3 ميلي‌نيوتن بر متر. اين كاهش كشش بين‌سطحي به رهاسازي نفت محبوس‌شده در داخل منافذ كمك كرده و تحرك‌پذيري آن را بهبود مي‌بخشد، كه در نتيجه پتانسيل توليد نفت باقي‌مانده را افزايش مي‌دهد.
براي درك تأثير شرايط عملياتي بر عملكرد تزريق، يك آناليز حساسيت روي سه متغير كليدي عملياتي شامل غلظت سورفكتانت، اندازه حجم تزريق يا مدت‌زمان تزريق، و نرخ تزريق انجام شد. با مقايسه اين حالات، تأثير هر متغير بر عملكرد ازدياد برداشت ارزيابي شد و شرايط عملياتي كه مي‌توانند به بهينه‌سازي تزريق سورفكتانت و توليد نفت باقي‌مانده از مخزن بالغ و ناهمگن كمك كنند، شناسايي شدند.
به‌طور كلي، اين مطالعه امكان‌پذيري استفاده از شبيه‌سازي عددي را براي ارزيابي و بهينه‌سازي تزريق سورفكتانت به‌عنوان يك روش ازدياد برداشت سوم، با تمركز بر تأثير ويژگي‌هاي مخزن و شرايط عملياتي بر توليد نفت باقي‌مانده پس از سال‌ها عمليات تزريق آب، نشان مي‌دهد.
با رسيدن مخازن نفتي متعارف در نقاط مختلف جهان به مرحله بلوغ، صنعت نفت با چالش‌هاي فزاينده‌اي در زمينه برداشت نفت باقي‌مانده درون مخزن مواجه است. نيروهاي مويينگي و ناهمگني مخزن باعث مي‌شوند بخش عمده‌اي از نفت درجاي اوليه (OOIP) پس از عمليات‌هاي برداشت متعارف، به‌ويژه پس از سيلاب‌زني آب، در مخزن باقي بماند. اين نفت باقي‌مانده، كه مي‌تواند به‌صورت نفت غيرمتحرك يا نفت دورزده‌شده باشد، يكي از مهم‌ترين اهداف براي عمليات ازدياد برداشت نفت به شمار مي‌رود.
اين پژوهش با هدف ارزيابي امكان‌سنجي فني و بهينه‌سازي عملكرد تزريق سورفكتانت به‌عنوان يك روش ازدياد برداشت سوم، با هدف توليد نفت باقي‌مانده از يك مخزن بالغ و ناهمگن انجام شده است. به همين منظور، يك مدل عددي سه‌بعدي با استفاده از نرم‌‌افزار CMG STARS و با توزيع تراوايي تصادفي بين 80 تا 700 ميلي‌‌دارسي براي نمايش ناهمگني مخزن از جمله مناطق پرتراوا و مسيرهاي ترجيحي جريان و مناطق نفت دورزده‌شده ساخته شد.
اين شبيه‌سازي در دو مرحله اصلي انجام گرفت: مرحله اول شامل 40 سال تزريق آب ثانويه از سال 2010 تا 2050 براي رسيدن به برش آب نهايي 91 درصد بود؛ و پس از آن، مرحله تزريق سوم سورفكتانت به مدت 50 سال اجرا شد تا امكان توليد نفت باقي‌مانده پس از يك دوره طولاني تزريق آب بررسي شود.
برخي ويژگي‌هاي فيزيكي پيچيده و غيرخطي نيز در مدل عددي لحاظ شدند؛ از جمله جذب سطحي وابسته به غلظت سورفكتانت و همچنين تغيير كشش بين‌سطحي از 30 ميلي‌نيوتن بر متر به مقداري بسيار پايين يعني كمتر از 10-3 ميلي‌نيوتن بر متر. اين كاهش كشش بين‌سطحي به رهاسازي نفت محبوس‌شده در داخل منافذ كمك كرده و تحرك‌پذيري آن را بهبود مي‌بخشد، كه در نتيجه پتانسيل توليد نفت باقي‌مانده را افزايش مي‌دهد.
چكيده انگليسي
As conventional oil reservoirs in different parts of the world reach maturity, the oil industry faces increasing challenges in recovering the remaining oil inside the reservoir. Capillary forces and reservoir heterogeneity cause a large portion of the original oil in place (OOIP) to remain behind after conventional recovery operations, especially after waterflooding. This remaining oil, which may be immobile oil or bypassed oil, represents one of the most important targets for enhanced oil recovery operations.
This study aims to evaluate the technical feasibility and optimize the performance of surfactant injection as a tertiary recovery method (Tertiary Surfactant Injection), with the goal of recovering remaining oil from a mature, heterogeneous reservoir. For this purpose, a 3D numerical model was built using CMG STARS software, with a random permeability distribution ranging from 80 to 700 millidarcies to represent reservoir heterogeneity, including high-permeability thief zones and bypassed oil zones.
The simulation was carried out across two main stages: the first stage consisted of 40 years of secondary water injection from 2010 to 2050 to reach a water cut maturity of 91%, followed by a tertiary surfactant injection stage for 50 years to investigate the possibility of recovering the remaining oil after a long period of water injection.
Certain complex and non-linear physical properties were also incorporated into the numerical model, including surfactant concentration-dependent adsorption, as well as the change in interfacial tension (IFT) from 30 mN/m down to a very low value below 10-3 mN/m. This reduction in IFT helps release the oil trapped inside the pores and improves its mobility, increasing the potential for recovering the remaining oil.
To understand the impact of operating conditions on injection performance, a sensitivity analysis was conducted on three key operational variables: surfactant concentration, slug size or injection duration, and injection rate. By comparing these cases, the effect of each variable on recovery performance was evaluated, and the operational conditions that can help optimize surfactant injection and recover remaining oil from the mature, heterogeneous reservoir were identified.
Overall, the study demonstrates the feasibility of using numerical simulation to evaluate and optimize surfactant injection as a tertiary recovery method, focusing on the impact of reservoir characteristics and operating conditions on recovering remaining oil after long-term water injection operations.
استاد راهنما
حميدرضا شاه وردي
استاد داور
روح اله هاشمي , محسن محمدي