شبیه سازی چند چاه گازی و شبکه کردن

فصل اول مقدمه

نرم افزارهای رشته مهندسی نفت

با پیشرفت روزافزون تکنولوژی و با ورود رایانه به جنبه‌های مختلف زندگی، بخش صنعت و نفت هم دچار تحولی شگرف شد که بدون نرم افزارهای حرفه‌ای این پیشرفت میسر نمی‌شد. در رشته مهندسی نفت و صنعت نفت و گاز نرم افزارهای زیادی کاربرد دارند و این نرم افزارها هستند که کار را برای مهندسان این رشته آسان تر می‌کنند.

1. شبیه‌ساز مخزن ECLIPSE
2. نرم افزار STREAMSIM
3. نرم افزار PIPESIM
4. نرم افزار PETREL
5. نرم افزار PANSYSTEM
6. نرم افزار OLGA

شبیه‌ساز مخزن ECLIPSE

شبیه‌ساز مخزن ECLIPSE نرم افزاری جامع و کامل جهت انجام عملیات شبیه‌سازی انواع مخازن با هر درجه پیچیدگی ساختمانی، زمین‌شناختی، یا نوع سیال است. کاربردهای ECLIPSE با توجه به قابلیت‌های گسترده و فراوان آن نسبت به سایر نرم افزارهای شبیه‌ساز مشابه بسیار زیاد است به طوری که می‌توان گفت به یک استاندارد جهانی تبدیل گردیده است. این نرم افزار در نسخه‌های گوکاگون وجود دارد که در زیر توضیح تعدادی از آنها آمده است:

    نرم افزار ECLIPSE 100 نرم افزار شبیه‌ساز نفت سیاه (Black Oil) مخزن است که در آن فرض بر این است که سیال مخزن از نفت، گاز محلول و آب تشکیل شده است و نفت مخزن و گاز محلول به هر نسبت با هم امتزاج پذیرند.

    نرم افزار ECLIPSE 300 علاوه برداشتن ویژگی‌ها و توانمندی‌های ECLIPSE 100 می‌تواند از معادلات حالت یا نسبت‌های تعادلی وابسته به فشار نیز در حل مسائل بهره گیرد. [1]

تصویر ‏1‑1 : محیط نرم افزار schlumberger eclipse

نرم افزار STREAMSIM

نرم افزار StreamSim را می‌توان جدیدترین نسل نرم افزارهای شبیه‌سازی مخزن دانست که از شیوه‌ای نوین برای حل مسائل استفاده می‌کند که موجب افزایش بسیار زیادی در سرعت شبیه‌سازی شده و بعلاوه اطلاعات مهندسی جدیدی را در اختیار مهندسان قرار می‌دهد. اکثر روشهای شبیه‌سازی به کار رفته در نرم افزارهای امروزی دارای قدمتی بیش از ۵۰ سال هستند. اما روش به کار رفته در این نرم افزار دارای قدمتی در حدود ۱۰ سال است و هنوز هم در حال توسعه می‌باشد. این نرم افزار بر پایه روش شبیه‌سازی خطوط جریان و توسط گروه StreamSim توسعه یافته است که دارای بسته‌های متنوعی می‌باشد. [2]

نرم افزار PIPESIM

PIPESIM یکی از پر استفاده‌ترین نرم افزارهای مورد استفاده مهندسان بهره‌برداری برای بررسی عملکرد تولیدی چاه و تلاش در جهت بهینه نمودن تولید است. معادلات گوناگون چند فازی، مدل‌های مختلف تکمیل چاه، استفاده از مدل‌های نفت سیاه و ترکیبی و امکان شبیه‌سازی روشهای فرازآوری مصنوعی (فرازآوری با گاز، استفاده از پمپ‌های درون چاهی و...) PIPESIM را به یکی از قوی‌ترین ابزارهای این رشته تبدیل نموده است.

تصویر ‏1‑2 : محیط نرم افزار PIPESIM

مزیت‌های این نرم افزار را می‌توان این گونه شمرد:

    انجام یک تجزیه و تحلیل جامع نگرانه در هر نقطه‌ای از سیستم هیدرولیک با استفاده از چندین متغیر

    طراحی نوین و تجزیه و تحلیل عمودی، افقی و چند جانبه‌ای چاه

    طراحی بالابر گاز و ESP سیستم با نرم افزارهای پشتیبانی شده توسط بالابر مصنوعی و تخصصی شلومبرگز[۳]

نرم افزار PETREL

نرم افزار پترل (PETREL) که توسط شرکت شلمبرژر به دنیای صنعت نفت معرفی شده است در تمامی رشته‌های اکتشاف، بهره‌برداری، مخزن، و حفاری وارد شده است. در ورژن جدید این نرم افزار امکانات جانبی جهت سهولت کار مهیا شده است. همچنین برای بالا بردن کار و دسترسی سریع به داده‌ها، ویژگی کار به صورت آنلاین در آن پیشبینی شده است که کاربر قادر است داده‌های خود را در سروری مرکزی وارد کرده، و بقیه کاربران مرتبط بر اساس طبقه‌بندی محدودیت دسترسی، آنرا بررسی کرده، تغییرات لازمه را اعمال، سپس بروز شده آنرا ذخیره نماید.

از ویژگی‌های این نرم افزار معرفی فرمت جدید برای داده‌های لرزه‌نگاری است. با توجه به بالا بودن محاسبات process داده‌های لرزه‌نگاری، معمولاً برای اینکار ابرکامپیوترهایی در نظر گرفته شده است. اما این فرمت جدید، مقدار درگیری ram و CPU کامپیوتر را کمتر در نتیجه کاربر قادر به استفاده از این نرم افزار حتی در کامپیوترهای شخصی است.[۴]

تصویر ‏1‑3 : محیط نرم افزار پترل

نرم افزار PANSYSTEM

این نرم افزار که حدود ۲۰ سال است در آزمایش چاه‌های نفتی کاربرد دارد، از روان‌ترین نرم افزارهای این رشته است. به کمک نرم افزار PAN SYSTEM می‌توان آزمایش مخازن نفت و گاز را که عملکردی کلیدی در افزایش تولید دارد را به راحتی انجام داد. روش این نرم افزار جهت انجام آزمایش تجزیه و تحلیل دقیق، شبیه‌سازی و ارائه گزارش است. این نرم افزار در برخی موارد هشدارهای به جایی می‌دهد که عبارتند از:

• نفوذ پذیری مخزن اصلی (که گاهی اوقات نزدیک چاه است)
• ساختار محزن در صورتی که در مرزها و دیگر موارد مشکلی وجود داشته باشد.[۵]

نرم افزار OLGA

نرم افزار Olga که ابتدا توسط شرکت Statoil در سال ۱۹۸۳ توسعه یافت می‌تواند جریان چندفازی را که یک پدیده دینامیک است مدل‌سازی کند. شبکه‌های خطوط لوله که دارای تجهیزات فرآیندی مانند پمپ، کمپرسور، مبدل حرارتی، تفکیک‌کننده، شیر، و... است به راحتی به صورت دینامیک قابل شبیه‌سازی شدن هستند. خطوط لوله نفت، گاز، گاز میعانی، همگرا یا واگرا به راحتی قابل مدل‌سازی هستند.[۶]

فصل دوم معرفی PIPESIM و آموزش مقدماتی

نرم افزار  pipesim یکی از محصولات شرکت سرویس دهنده نفتی شلمبرژه می باشد. مراحل اولیه تحقیقات، طراحی و ساخت این نرم افزار در سال 1985 میلادی توسط یک شرکت مشاور صنعتی فعال در زمینه نفت وگاز به نام بیکر جاردین صورت گرفت.

در سال 2001 میلادی با تضمین و سرمایه گذاری شرکت شلمبرژه دستاورد های علمی و تحقیقاتی این دو شرکت پس از بازنگری و به روز رسانی مجدد به مرز عمل رسید و به صورت نرم افزار کامپیوتری به بازار عرضه شد.

نرم افزار pipesim یکی از پر استفاده ترین نرم افزار های مهندسان بهره برداری برای بررسی عملکرد تولیدی چاه و تلاش در جهت بهینه نمودن تولید است. معادلات گوناگون چند فازی، مدل های مختلف تکمیل چاه، استفاده از مدل های نفت سیاه و ترکیبی امکان  شبیه سازی روشهای فراز اوری مصنوعی ؛ فراز اوری با گاز، استفاده از پمپ های درون چاهی و... )، نرم افزار pipesim را به یکی از قوی ترین ابزارهای این رشته تبدیل کرده است.

کاربرد های نرم افزار

• بررسی عملکرد چاه های
• طراحی سیستم خطوط لوله و تاسیسات سطح الارضی
• طراحی شبکه های چاه و تجهیزات جانبی
• بهینه سازی فرایند های بهره برداری
• طراحی و توسعه میدان
• طراحی چاه های چند شاخه ای

افت فشار در چاه

نیاز به بررسی و محاسبه افت فشار جریانهای دو فازی نفت- گاز در اغلب فرایندهای صنعت نفت وجود دارد. توزیع فازهای مختلف درون لوله، وابسته به شرایط هندسی نظیر قطر و شیب لوله، سرعت نسبی و خواص فیزیكی گاز و مایع میباشد. در شكل الگوهای اصلی جریان دو فازی در یك چاه عمودی نشـان داده شده است. افت فشار در جریانهای دو فازی به شدت متأثر از الگوی جریان است. حضور فاز دوم، سبب بروز چالش های سنگینی در مدل سازی سیستم جریان دو فازی میگردد، زیرا هیدرودینامیك و مكانیسم جریان در هر الگو متفاوت است. مروری بر تحقیقات منتشر شده نشان میدهد که برای بعضی از الگوهای جریان دو فازی، روابطی برای محاسبه افت فشار براساس آزمایشات تجربی در لوله هایی با قطرهای متفاوت و شـیبهای معین گزارش شده است.

تصویر ‏2‑1 : الگوی جریان برای جریان گاز مایع بع سمت بالا در لوله عمودی

آزمایش هاى مختلفی كه  Gilbert بر ســیالات دو فازی انجام داد، منجر به ابداع یك روش گرافیكی براى محاســبه میزان افت فشار در ستون چاه گردیدعلاوه بر موارد یاد شــده در ســیالات تك فازی، عواملی كه باعث ایجاد افت فشار سیالات دو فازی در ستون چاه می گردند عبارتند از:

الف- نسبت گاز به مایع تولیدی

ب- دبی تولیدی

ج- قطر داخلی لوله مغزی

افت فشار در جریان دو فازی طبق معادله زیر محاسبه می گردد :

ترم اول که مربوط به افت فشار ناشی از ارتفاع است برابر است با= -ρgsinθ

این عبارت به علت تغییر ارتفاع خط لوله انتقال جریان حاصل شده است و اغلب سرباره هیدرواستاتیک نامیده می شود. که در مورد چاه های نفتی، معمولا حدود 80-95 % از افت فشار کل جریان را تشکیل می دهد. مقدار این عبارت برای خطوط لوله تقریبا، ناچیز می باشد اما اغلب در مناسق شیب دار از لحاظ مقدار با افت فشار ناشی از اصطکاک، قابل مقایسه است.

ترم دوم که مربوط به افت فشار ناشی از اصطکاک است برابر است با= -    

این عبارک به علت اصطکاک و یا تنش برشی سیال روی دیواره به وجود می اید.باید توجه داشت که افت فشار ناشی از اصطکاک، تقریبا قسمت اعظم افت فشار کل جریان را در خطوط لوله افقی یا نزدیک به جالت افقی و در چاه های گازی حدود 20-5 % از افت فشار کل جریان سیال را به خود اختصاص می دهد. این عبارت برای جریان های دوفازی به وسیله روش های تجربی مشابه با جریان تک فاز محاسبه می شود. بسیاری از محققان روش های متفاوتی را برای پیش بینی  این عبارت ارائه نموده اند به طوری که تنها تفاوت این روش ها مربوط به تعیین ضریب اصطکاک جریان دو فازی است.

ترم سوم که مربوط به افت به علت تغییر در سرعت جریان است برابر است با= -      

این عبارت به علت تغییر در سرعت جریان سیال به وجود امده است و اغلب جمله انرزی جنبشی و یا عبارت شتاب نامیده می شود. این جمله اغلب ناچیز فرض می شود اما چنانچه جریان سیال تراکم ناپذیر بوده و در فشار های نسبتا کم وجود داشته باشد، مقدار آن می تواند با اهمیت فرض شود.

اشنایی با سیستم های تولیدی (بهره برداری)

یک سیستم تولیدی (بهره برداری ) لزوما به سیستمی گفته می شود که سیال مخزن را به سطح منتقل و ان را به سه فاز آب، نفت و یا گاز تفکیک می کند. در صورت نیاز جریان های نفت و گاز را فرا آورش و آنها را برای فروش یا انتقال از میدان اماده می کند. هر انچه با این مواد تولید شود نیز فراورش و شرایط ان برای تزریق مجدد به مخزن تولیدی ویا دور ریختن اماده می شود. عناصر مکانیکی اصلی موجود در یک سیستم بهره برداری عبارتند از :

• چاه
• خطوط جریان
• منیفلد تولیدی
• دستگاه های تفکیک و تجهیزات فروش
• ابزار آلات اندازه گیری دبی و فشار جریان
• مخازن ذخیره سطح الارضی

ورود سیال به داخل چاه، ادامه جریان آن در طول محیط متخلخل ناحیه مجاور پاه و ادوات تکمیل، نیازمند رانش آنها از ته چاه تا سطح زمین است.

یک گرادیان فشار جریان لازم بین ته چاه و سر چاه وجود دارد. گرادیان فشار از اختلاف انرژی پتانسیل (فشار هیدرو استاتیک ) و افت فشار اصطکاکی تشکیل شده است. اولی به عمق مخزن بستگی داشته و دومی به طول چاه بستگی دارد.

تصویر ‏2‑2 : مقایسه حفاری چاه های گازی

تصویر ‏2‑3 : جزییات چاه گازی

عملکرد جریان مخزن

توسعه فشار سنج های ته چاهی در اواخر دهه نود1920 به عملی شدن آزمایش چاه ها با اندازه گیری همزمان دبی تولیدی در سطح و فشار ته چاهی منجر شد. دلیل روشن ازمایش کردن یک چاه این است که مشخص شود اگر بار فشاری (فشار برگشتی ) مشخص در سر چاه به سیستم اعمال شود، دبی تولیدی چه مقدار خواهد بود. ازهمان آغاز چاه آزمایی بیشترین تلاش ها متوجه فرمول بندی ساده برای بیان رابطه دبی سطحی q و فشار ته چاهی pwfدر بازه عملی شرایط تولید بود.

IPR

عبارت رابطه عملکرد جریان برای تعریف رابطه دبی نفت در سطح و فشار جریانی ته چاه استفاده می شود. مهندسانی که با پاه های گازی سروکار دارند معمولا از عبارت دیگری ( منحنی فشار بازگشتی )  برای توصیف این رابطه استفاده می شود. فشار جریانی ته چاه  pwf استفاده شده در   IPRو معادلات فشار بازگشتی معمولا در عمق نقطه وسط بازه مشبک بیان می شود.

معادلات IPR

شاید ساده ترین و کاربردی ترین معادله IPR، IPR خط راست است که نشان می دهد دبی مستقیما با افت فشار در مخزن متناسب است. ثابت این تناسب را اصطلاحا شاخص بهره دهی گویند و به صورت نسبت دبی به افت فشار مخزن تعریف می شود.

IPR مستقیم                                      > pwf > pb  p_R                 J =

منحنی های گرادیان و عملکرد لوله مغزی

افت فشار لازم برای تولید سیال از میان لوله مغزی تولیدی با یک دبی جریان مشخص یکی از عوامل اصلی تعیین قابلیت دهش ی چاه است. بنابراین این عامل در اکثر محاسبات مهندسی بهره بردرای دیده می شود. اول، فشار سرچاهی یا فشار ورودی لوله مغزی ثابت می شود. افت فشار در طول لوله مغزی تولیدی را میتوان با چارت ها یا روابطی محاسبه کرد و فشار جریانی حاصله را در سر دیگر لوله مغزی به دست اورد. به عنوان مثال اگر فشار سر چاه مشخص باشد، می توان از یک منحنی گرادیان برای تعیین فشار ورودی لوله مغزی در چندین دبی مختلف استفاده کرد. رابطه فشار ورودی لوله مغزی و دبی ررا اصطلاحا رابطه عملکرد لوله مغزی (TPR) می نامند. این رابطه تنها برای فشار سر چاهی از قبل معین شده اعتبار دارد.

تصویر ‏2‑4 : رابطه IPR و TPR

عملکرد چاه گازی

برای تعیین ظرفیت جریان یک چاه گازی 1باید رابطهای میان دبی جریان گاز و فشار جریانی ته چاه ایجاد کرد. این رابطه را با حل معادلۀ دارسی میتوان به دست آورد. حل قانون دارسی به شرایط جریان موجود در مخزن و یا رژیم جریان بستگی دارد. زمانیکه یک چاه گازی بعد از مدتی انسداد در مدار تولید گذاشته میشود، جریان گاز در مخزن، تا رسیدن افت فشار به مرز ناحیۀ زهکشی چاه، رفتار حالت ناپایدار را دنبال خواهد کرد. بعد از این مرحله رفتار جریان دورۀ کوتاهی از انتقال را پشت سر میگذارد و وارد دورۀ حالت پایدار یا دورۀ حالت شبه پایدار میشود. هدف این فصل توصیف تجربی و تحلیلی عملکرد جریان در شرایط جریان حالت شبه پایدار است

روابط عملکرد جریان (IPR)  آینده

زمانیکه چاهی آزمایش شد و معادلۀ عملکرد جریان با قابلیتدهش متناسب با آن تعیین شد، دادههای IPRباید به صورت تابعی از فشار متوسط مخزن پیشبینی شوند. ویسکوزیته گاز µ gو ضریب تراکمپذیری گاز zپارامترهایی هستند که با تغییر فشار متوسط مخزن p rبیشترین تغییر را از خود نشان میدهند. فرض کنید فشار متوسط کنونی مخزن، p r1ویسکوزیته گاز µ g1و ضریب تراکمپذیری گاز z1باشند و µ g 2و، z2در یک فشار متوسط مخزن انتخابی در آینده، p r 2خواص گاز را نشان میدهند. برای تقریب زدن اثر تغییرات فشار مخزن )از p r1تا ( p r 2بر ضرایب معادلۀ قابلیت دهش روش های زیر توصیه میشوند:

معادلۀ فشار بازگشتی

ضریب عملکرد C پارامتری وابسته به فشار است و نسبت به هر تغییری در فشار مخزن به صورت زیر تصحیح می شود، مقدار  n اصولاً ثابت در نظر گرفته میشود.

روش های LIT

ضریب جریان آرام  a و ضریب جریان اینرسی – آشفته  b هر روش  LIT مطابق با روابط ساده زیر اصلاح میشوند:

• روش مربع فشار
• روش تقریب فشار
• رویکرد شبه فشار

عملکرد چاه های گازی افقی

برخی مخازن گازی به علت نفوذپذیری پایین با دبیهای بسیار کم تولید می کنند و غیراقتصادی محسوب میشوند. اکثر چاههای عمودی حفر شده در مخازن گازی سفت و فشرده با شیوۀ شکافدار کردن هیدرولیکی و یا عملیات اسید کاری برای رسیدن به یک دبی جریان اقتصادی تحریک می شوند. به علاوه، برای تخلیه یک مخزن گازی متراکم و سفت چاههای عمودی باید در فواصل مناسبی، و به تعداد زیاد، برای تخلیه مخزن حفر شوند. در اینچنین مخازنی، چاههای افقی چارهای مناسب برای تخلیۀ مؤثر مخازن گازی سفت و فشردهاند و دبیهای جریان نسبتاً بالایی را نتیجه میدهند. یوشی نشان داده که چاههای افقی را در هر دو دسته مخزن با نفوذپذیری پایین و بالا میتوان استفاده کرد.

فصل سوم شبیه سازی چاه گازی

برای شبیه سازی هر پروژه ای در pipesim 5 مرحله باید طی شود که در اداه آورده شده است.

مراحل شبیه سازی

• Build the physical model
• Create a fluid model
• Choose flow correlations
• Perform operation
• View and analyze results

ساخت مدل فیزیکی

مطابق توضیحات قسمت قبل با استفاده از ابزار های موجود ابتدا اجزا چاه را اضافه میکنیم که شامل vertical completion  و nodal analysis pint  و tubing  و connector  می باشد. نحوه اتصال این موارد را در شکل مشاهده میکنید.

تصویر ‏3‑1 : اجزا چاه گازی

معرفی سیال

برای معرفی سیال از مدل  compositional  استفاده میکنیم. نامی که برای  سیال در این مثال در نظر گرفته ایم gas1 می باشد. اجزا سیال را از منوی پایین اضافه میکنیم که مطابق تصویر می باشد از قسمت petroleum fraction   نیز جز c7+ را نیز اضافه میکنیم. برای اضافه کردن این جزء ابتدا باید این ترکیب را تعریف کنیم، برای تعریف حداقل دو مشخصه باید وارد کنیم که ما دمای بویلینگ و چگالی مخصوص  و وزن ملکولی را وارد میکنیم و بقیه مشخصات را خود نرم افزار برای ما محاسبه میکند.  مقادیر محاسبه شده را نیز در تصویر مشاهده میکنید. مقادیر اجزا جریان گاز و اب همراه را به صورت زیر وارد میکنیم.

تصویر ‏3‑2 : compositional سیال چاه گازی

پس از وارد کردن مقادیر مولی همه مواد باید سیستم را نرملایز کنیم. با این کار مقدار مولی اب همراه که در قسمت قبل همان گونه که در تصویر نیز مشخص است به اجزا سیال اضافه می شود که نسبت های مولی به صورت زیر می شود.

تصویر ‏3‑3 : اجزا مولی پس از نرمال کردن و اضافه شدن اب همراه

نمودار فازی سیالی که وارد کردیم را در سر برگ quality line  میتوانیم مشاهده کنیم که به صورت زیر می باشد. در این نمودار خط طوسی نشان دهنده خط هیدارته شدن است، یعنی اگر شرایط دمایی و فشاری در سمت چپ این خط قرار بگیرد هیدرات تشکیل می شود.

  تصویر ‏3‑4 : نمودار phase envelope برای سیال چاه

همچنین در سربرگ flash separation  میتوانیم محاسبات فلش را انجام دهیم. فشار را 4600 psi و دما را 280 درجه فارنهایت وارد میکنیم که شرایط دمایی و فشاری در نظر گرفته شده برای مخزن می باشد و عملیات فلش را انجام میدهیم و نتایج را در قسمت پایین مشاهده میکنیم. همان طور که میبینیم تمام مشخصات برای نفت صفر می باشد که به  دلیل است که سیال ما گاز است و منطقی است. همچنین این مطلب با چک کردن دما و فشار در نمودار فازی نیز مشهود است که در سمت راست نمودار هیدراته شدن قرار گرفته است. اگر شرایط  دمایی و فشاری به گونه ای بود که در سمت چپ نمودار قرار داشت تماما به صورت نفت بود و اگر در داخل منحنی بود به صورت دو فازی بود که در این مثال به صورت تمام گاز می باشد. 

 تصویر ‏3‑5 : انجام عملیات فلش برای سیال وارد شده در شرایط مخزن

با اتمام این موارد سیال مورد نظر ما ساخته شده است.   مرحله بعدی محاسبه ظرفیت تولید چاه گازی است که باید محاسبه شود. دما و فشاری که برای مخزن در نظر گرفته ایم 4600 psi  و 280 درجه فارنهایت می باشد که در vertical well  این دو مشخصه را وارد میکنیم. در قسمت قبل برای انجام عملیات flash نیز همین دما و فشار را وارد کرده بودیم که شرایط مخزن مد نظر ماست.  همچنین مدلی که برای IPR در نظر میگیرم مدل well product index (well pi)  می باشد.  مقدار productivity index  را برابر 1000000 بشکه در روز وارد میکنیم. مقادیر وارد شده را در تصویر مشاهده میکنید

 تصویر ‏3‑6 : مقدار productivity index و شرایط دمایی و فشاری مخزن

مشخصات tubing

در صفحه نرم افزار tubing هنوز به رنگ قرمز میباشد که به معنی کامل نبودن مشخصات این قسمت می باشد. با انتخاب simple model  و وارد کردن 30 درجه فارنهایت برای دمای محیط و تکمیل داده های مورد نیاز دیگر نظیر مقدار انحراف که در این نمونه چاه را کاملا به صورت عمودی  با عمق 11000 فوت در نظر گرفته شده، این قسمت نیز تکمیل می گردد. همچنین برای tubing دو قطر در نظر گرفته شده است که در عمل برای عمق های مختلف و بسته به شرایط زمین شناختی مخزن انتخاب می شود. مقادیر این دو قطر نیز در تصویر قابل  مشاهده است.

 تصویر ‏3‑7 : قطر متفاوت در نظر گرفته شده برای tubing

همان گونه که در تصویر نیز قابل مشاده است تا عمق 10950 حفاری عمودی چاه گازی با قطر 476/3 اینچ انجام شده است و این عمق تا عمق نهایی حفاری شده قطر tubing تغییر کرده است و به 681/8 اینچ رسیده است.

انتخاب مدل برای محاسبه میزان افت فشار

افت فشار در جریان های دو فازی ناشی از سه ترم می باشد که در معادله زیر قابل مشاهده است.

مقدار افت فشار ناشی از سه ترم افت فشار شتاب، افت فشار اصطحکاکی و افت فشار ناشی از تغییر ارتفاع می باشد.  روابط زیادی برای پیش بینی صحیح مقادیر افت فشار ایجاد شده برای سیال وجود دارد. افت فشار از عوامل گوناگونی مانند اجزا سیال و رژیم جریان و همچنین مواردی مانند جنس لوله و میزان زبری و همچنین دبی یا سرعت سیال در لوله بستگی دارد. برای چاه حاضر مدل gray اصلاح شده را انتخاب میکنیم. برای اجرای مدل باید حتما مدل را ذخیره کنیم

اجرای مدل

برای اجرای مدل در قسمت operation  گزینه pressure / temperature profile  را انتخاب میکنیم. از انجایی که هدف ما یافتن مقدار تولید است در قسمت calculated variable مقدار gas rate را به عنوان مجهول قرار می دهیم  و فشار خروجی را برابر 800  psi قرار می دهیم و مدل را برای پروفایل فشار بر حسب ارتفاع اجرا میکنیم که به نمودار زیر میرسیم. این نمودار مقادیر فشار را از ته مخزن و مسیر عبور از پرفوریشن ها و وارد شدن به tubing تا رسیدن به سطح و فشار 800  psi که قبلا مشخص شده است می رسد.

مورد مجهول ما مقدار دبی بود که همان طور که در نمودار مشخص است مقدار تولید  تقریبا برابر 57 میلیون فوت مکعب در روز می باشد.

تصویر ‏3‑8 : نمودار فشار بر حسب ارتفاع برای یافتن دبی چاه

در این مرحله برای اصلاح خطای مدلی که برای IPR در نظر گرفته بودیم باید اقدام کنیم. برای این کار به این صورت عمل میکنیم.

مدلی که برای چاه های گازی  به دفعات بیشتری استفاده می شود، مدل  back pressure equation  می باشد که با استفاده از ازمایش های well test پارامترهای این مدل به دست می ایند. این مدل دو مشخصه  c و n دارد و رابطه این مدل به صورت  می باشد. برای مشخص شدن پارامتر ها باید اطلاعات به دست امده از well test را وارد کنیم که شامل دبی به ازای غشار جریانی مشخص می باشد. مقادیر مطابق شکل زیر در نرم افزار وارد می شود و همانگونه که ملاحظه میکنید با کاهش مقدار فار جریانی، مقدار دبی افزایش می یابد. نمودار IPR نیز در تصویر مشخص است که از سه نقطه وارد شده عبور می کند.  مقادیر c و n نیز در تصویر مشخص است.

تصویر ‏3‑9: نمودار IPR برای چاه گازی

با اصلاح مدل IPR مقداری که برای دبی به دست می اید مقدار دقیق تری می باشد. با اجرای مدل به نمودار زیر میرسیم. که از لحاظ ساختار کلی تفاوت زیادی با نمودار قبلی دارد و مقدار دبی تولیدی نیز متفاوت از مقداری است که در مرحله قبل به دست اوردیم.

تصویر ‏3‑10 : نمودار فشار بر حسب ارتفاع برای یافتن دبی چاه برای حالت اصلاح شده

مقداری که در مرحله قبل برای تولید به دست امده بود بیشتر به حالت ایده ال نزدیک بود و عددی که در این مرحله به دست می اید به حالت طبیعی نزدیک تر است. پروفایل فشاری به این صورت است که سیال از فشار 4600 که فشار مخزن است به دهانه چاه حرکت مکند و وارد تیوبینگ می شود که در این نقطه فشار تقریبا برابر 1700 می باشد. همچنین پروفایل دما نیز به صورت زیر است و همانطور که مشاهده میکنید پروفایل دمایی نیز با کاهش عمق کاهش می یابد.

تصویر ‏3‑11 : نمودار دما بر حسب ارتفاع برای یافتن دبی چاه برای حالت اصلاح شده

در قسمت nodal analysis  با وارد کردن فشار خروجی برابر 800 به نمودار زیر میرسیم. همانطور که در نمودار مشاهد می شود. منحنی IPR و TPR با هم تلاقی دارند که میزان تولید چاه را مشخص میکند که به عددی که در قسمت قبل به دست اوردیم نزدیک می باشد. همچنین منحنی طوسی مقدار liquid loading  می باشد.

تصویر ‏3‑12: IPR &ITR

انتخاب قطر بهینه Tubing

بعد از حفاری از چاه و بهره برداری، سیال از داخل خود چاه تولید نمیشود، زیر ممکن است باعث از بین رفتن کیسینگ ها شود که عملی هزینه بر است. به همین منظور از Tubing استفاده می شود. این مرحله انتخاب Tubing بهینه از نظر مهندسی و اقتصادی می باشد. هزینه اهمیت زیادی برای انتخاب دارد. همچنین از نظر مهندسی مقدار تولید و به نسبت مقدار قطر اهمیت بسزایی دارد. برای این کار فرض میکنیم 4 نوع Tubing داریم. که قطر های ان در تصویر زیر وارد شده است. هدف بهینه کردن قطر Tubing شماره یک می باشد.

تصویر ‏3‑13 : انواع tubing مورد بررسی

تصویر ‏3‑14 : نمودار فشار بر حسب ارتفاع برای tubing های مختلف

همانگونه که مشاهده می شود 4 پروفایل فشاری نمایش داده شده است و در قسمت پایین مقدار دبی برای هر قطر مشخص شده است. با افزایش قطر مقدار تولید افزایش می یابد که منطقی است. این مورد با nodal analysis  نیز قابل چک کردن است که برای هر قطر tubing یک منحنی IPR رسم می شود که در تصویر زیر قابل مشاهده است.

به طور کلی هرچقدر قطر بیشتر باشد، مقدار سیال تولیدی بیشتر است ولی این مورد همیشه درست نیست. که دلیل این مورد مربوط به سه ترم افت فشاری معرفی شده در قسمت قبل می باشد. با اعمال پارامتر فرسایش و اجرای مدل داریم :

تصویر ‏3‑15 : بررسی میزان فرسایش برای تیوب های مختلف

عدد یک مشخص شده در نمودار اهمیت زیادی دارد. اگر فشار را بر حسب فرسایش رسم کنیم و این مقدار از 1 تجاوز کرد، انتخاب این لوله اقتصادی نیست زیرا فرسایش زیادی دارد که در  این مثال این مورد برای لوله با قطر کمتر اتفاق می افتد و در شکل به خوبی قابل مشاهده است.

3-7-1 جمع بندی

لوله کوچکتر سرعت بالاتری از سیال عبوری دارد، فرسایش زیادی دارد ولی از نظر اقتصادی ارزان ترین لوله ای است که میتوانیم انتخاب کنیم ولی به دلیل فرسایش بیش از حد و طبق مورد ذکر شده در قسمت قبل این مورد را انتخاب نمیکنیم. لوله بزرگتر بر عکس، از نظر اقتصادی گران قیمت است ولی نرخ تولید زیادی دارد ولی باز هم به دلیل هزینه بالا این مورد را نیز کنار میگزاریم. از بین دو لوله باقی مانده، برای کاهش هزینه از لوله 958/3 استفاده میکنیم و با ا استفاده از لوله 892/4 اتخابی کرده ایم که از نظر مهندسی و مقدار تولید بهترین انتخاب است.

چوک یا کاهنده جریانی

مهم ترین وظیفه این قسمت از چاه گازی کنترل رژیم جریانی است. در واقع وجود کاهنده باعث می شود جریان کنترل شده ای در لوله عبور کند، همچنین میتوان بوسیله این ابزار دبی را به طور دلخواه تقسیم کرد. بوسیله ابزار choke و flowline   شبکه فیزیکی برای شبیه سازی گاز را به شکل زیر می سازیم.

تصویر ‏3‑16 : مقایسه  چاه شبیه سازی شده با و بدون کاهنده

برای وارد کردن اطلاعات choke در قسمت critical  و subcritical که مربوط به مبحث  چوک در بهره برداری است مقادیر پیش فرض را تغییر نمی دهیم و مطابق تصویراندازه چوک را برابر 5/1 اینچ قرار میدهیم.

تصویر ‏3‑17 : اطلاعات مربوط به چوک

همچنین در قسمت flowline اطلاعات مربوط به خط لوله که قطری 6 اینچ دارد و به طول 300 فوت می باشد را وارد میکنیم، همچنین دمای سرچاهی برابر 60 درجه فارنهایت در نظر میگیرم. اطلاعات وارد شده را در تصویر مشاهده میکنید.

تصویر ‏3‑18 : اطلاعات مربوط به خط لوله رابط

با اجرای مدل و در نظر گرفتن فشار خروجی چاه برابر 710 psi و استخراج پروفایل فشاری به پروفایل زیر میرسیم :

فشار از 4600 در مخزن تا فشار 1816 در دهانه چاه کاهش می یابد و در داخل tubibg نیز کاهش فشار پیدا میکند. در سربرگ data با برسی مقادیر فشار  میبینیم که فشار به ناگهان از 800 به 712 می رسد که نشان دهنده تاثیر چوک در افت فشار می باشد.

تصویر ‏3‑19 : تاثیر چوک در افت فشار

بررسی میزان تولید برای فشار های مختلف

به مرور با تولید گاز فشار مخزن افت می کند و این افت فشار مخزن روی دبی تولیدی اثر میگذارد. در این قسمت میخواهیم بررسی کنیم که کاهش فشار برای این چاه گازی چ تاثیری روی دبی تولیدی دارد. به این منظور در قسمت sensitivity  data فشار های مد نظر را وارد می کنیم. با اجرای مدل 4 پروفایل فشاری به دست می اید که مطابق تصویر می بینیم که با کاهش فشار دبی تولیدی کاهش می یابد.

 تصویر ‏3‑20 : رابطه کاهش فشار مخزن و دبی تولیدی