شناخت مخازن گاز میعانی

مقدمه:

در طول تاريخ ارزش مايعات گازي به مقدار قابل توجهي از گاز بيشتر بوده است و اين موضوع هنوز هم در نقاطي كه از محل فروش گاز و سيستم انتقال آن دور هستند مصداق دارد. اين اختلاف قيمت باعث شد كه تزريق گاز خشك به سازند براي حفظ فشار مخزن بالاتر از نقطه شبنم، به آرامی اجزای سنگین و با ارزش موجود در گاز مخزن را جابجا می کند تا در نهایت به صورت مخزنی از گاز سبک با فشار پایین در آید.

قيمت گاز اكنون به قدري افزايش يافته كه استراتژي تزريق مجدد گاز به مخزن كمتر بكار مي رود مگر اين كه مايعات حاصل بسيار ارزشمند باشد. تزريق گاز اكنون بيشتر به صورت يك فعاليت موقت تا زمان احداث خط لوله و ساخت تسهيلات انتقال گاز و يا يك فعاليت فصلي طي دوره هاي زماني كاهش نياز به گاز در آمده است.

متخصصان صنعت نفت در پي چاره جويي براي مقابله با condensate blockage هستند. بعضي از روش هايي كه در مخازن گاز ميعاني بكار مي رود همان هايي است كه در مخازن گاز خشك بكار برده مي شود. معمول ترين فن آوري در كاهش اثر condensate blakage در مخازن siliciclastic ايجاد شكاف هيدروليكي و در مخازن كربناته اسيد كاري است. در هر دو روش سطح تماس موثر با سازند افزايش يافته و افت فشار كمتر در سازند باعث افزايش توليد مي شود. براي برخي ميادين گاز ميعاني، افت فشار كمتر به اين معني است كه توليد تك فازي در فشار بالاتر از نقطه شبنم مي تواند براي مدت بيشتري ادامه يابد. اگر چه شكاف هيدروليكي تا مدتي مسيري در ناحيه توليد مايعات ايجاد نمي كند ولي زماني كه فشار در ديواره آن به زير نقطه شبنم برسد اشباع مايعات در اطراف شكاف همانند اطراف دهانه چاه افزايش مي يابد.

چاه هاي افقي با شيب دار نيز براي افزايش سطح تماس در سازندها بكار مي روند. مايعات در اطراف اين چاه ها نيز تشكيل مي شود ولي مدت زمان لازم براي رسيدن به اين مرحله طولاني تر است اگرچه بهره دهي در اين چاه ها براي مدت بيشتري در سطح بالا باقي مي ماند اما بايد افزايش هزينه چاه را نيز در نظر گرفت.

بعضي مواقع سعي مي كنند كه با بستن چاه و دادن فرصت كافي باعث تركيب مجدد گاز و مايع شوند اما رفتار فازي سيال به گونه اي است كه ره چند تفكيك سيال به دو فاز گاز و مايع به سرعت اتفاق مي افتد ولي پس از آن فازها تمايل به جدا ماندن دارند و عكس اين فرايند يعني تركيب مجدد گاز و مايع متاسفانه بسيار آهسته صورت مي گيرد.

روش ديگر، توليد و تزريق متناوب از يك چاه است كه گاهي اوقات به آن huffand piffinjetion مي گويند. در اين روش از گاز خشك براي تبحير مايعات گازي اطراف چاه و سپس توليد از /ان استفاده مي شود. اين روش براي مدت كوتاهي مي تواند باعث افزايش بهره دهي چاه شود اما زماني كه توليد مجدداً شروع شده و فشار سيال به زير نقطه شبنم رسيد. condensate blockageمجدداً ايجاد مي شود.

در يك آزمايش ميداني در ميدان hatter’s pond در ايالت آلاباماي آمريكا حلال متانول به مخزن تزريق شد. هر چند در اين ميدان توليد ميعانات گازي بيشتر از قسمت ماسه سنگي مخزن صورت مي گيرد اما مخزن از دولوميت هم توليد مي كند.

در اين ميدان چاه ها حدود 18000 فوت (5490 متر) عمق و ضخامت مفيد سازند (net pay) در آنها 200 تا 300 فوت (60 تا 90 متر) است. توليد گاز در اين مخزن به علت انباشت آب و ميعانات گازي به يك سوم تا يك پنجم كاهش يافته بود.

شركت Texaco (chevron فعلي) هزار بشكه (160 متر مكعب) متانول را با دبي 5 تا 8 بشكه در دقيقه از طريق لوله مغزي به سازندهاي با نفوذپذيري پايين تزريق كرد. تزريق متانول آب و نفت را به طريقه جابجايي امتزاجي (miscible displacement) جابجا كرد. در نتيجه توليد گاز در ابتدا سه برابر حالت اوليه و سپس در دبي 500 هزار فوت مكعب در روز (14160 متر مكعب در روز) يعني دو برابر دبي قبلي تثبيت شد. توليد ميعانات گازي نيز به دو برابر مقدار اوليه رسيد و دبي گاز و مايعات گازي هر دو حدود ده ماه بعد از تزريق ادامه پيدا كرد.

براي رفع پديدهcondensate blockage روشهاي ديگري نيز مانند تزريق surfactant به منظور تغيير ترشوندگي مخزن ( يعني تغيير تمايل سنگ مخزن به تر شدن توسط سيال ديگر) پيشنهاد شده است كه بعداً مورد بررسي قرار خواهد گرفت.

در یک مخزن گاز میعانی در اثر افت فشار در نزدیکی دهانه چاه به زیر فشار نقطه شبنم، اجزای سنگین (و با ارزش) سیال مخزن تبدیل به مایع شده و باعث محدود شدن جریان گاز در اطراف چاه و نهایتا گاهش بهرهدهی چاه می گردد. این پدیده که به آن Condensate Blockage یا Condensate Banking گفته می شود، نتیجه ترکیب چند عامل از جمله خواص فازی سیال، مشخصه های جریانی سازند، فشار سازند و فشار دهانه چاه می باشد. اگر این عوامل در ابتدای توسعه میدان در نظر گرفته نشوند دیر یا زود عملکرد تولید مختل خواهد شد. به طور مثال در میدان Arun در سوماترای شمالی (اندونزی) بهرهدهی چاه 10 سال پس از آغاز تولید به طور محسوسی افت کرد. با بررسی چاه از جمله آزمایشات فشار گذرا (Pressure Transient) مشخص شد که علت آن تجمع کاندنسیت نزدیک دهانه چاه است.

در این مقاله ضمن مروری بر ترکیب ترمودینامیک سیالات و فیزیک سنگ که باعث تشکیل مایعات و Condensate Blockage می شود، مطالعات موردی از روسیه ، آمریکا و دریای شمال با کاربرد میدانی و نتایج آن بررسی خواهد شد.

2-2) تشکیل قطرات شبنم(Forming Dewdrops):

گاز میعانی ابتدا به صورت سیال تک فاز در مخزن وجود دارد که شامل متان و هیدروکربن های دارای زنجیره کوتاه و بلند است. در شرایط معین دما و فشار ، این سیال به دو فاز جداگانه مایع و گاز تفکیک شده که به فاز مایع آن مایعات برگشتی (Retrograde Condensate) می گویند.

هنگام تولید یک مخزن، دمای آن معمولا ثابت است لیکن فشار کاهش می یابد و بیشترین افت فشار در دهانه چاه تولیدی اتفاق می افتد.

در اثر افت فشار به زیر نقطه شبنم فاز مایع حاوی هیدروکربن های سنگین تشکیل می شود. با ادامه کاهش فشار، حجم فاز مایع به بیشترین مقدار خود رسیده و پس از آن کاهش می یابد. این پدیده را می توان در یک نمودار PVT نشان داد. (شکل 1-2).

مقدار مایع بستگی به دما و فشار و همچنین اجزای سیال دارد. گاز خشک به گازی اطلاق می شود که فاقد اجزای سنگین برای تشکیل مایع است و نه تنها در مخزن بلکه در شرایط افت فشار اطراف دهانه چاه نیز تشکیل مایع نمی دهد.

گاز میعانی سبک (Lean Gas Condensate) گفته می شود. مرزهای مشخصی در تعریف سبک و سنگین وجود ندارد و در تعریف گازها عباراتی مانند خیلی سبک نیز بکار می رود بنابراین اعداد فوق صرفا باید به عنوان شاخص هایی از یک دامنه وسیع در نظر گرفته شوند. (شکل 2-2).

اگر چه اندازه گیری خواص سیالات در هر مخزنی اهمیت دارد ولی در مخازن گاز میعانی این امر نقش مهمتری ایفا می کند. مثلا نسبت مایعات گازی به گاز نقش مهمی در برآورد حجم تاسیسات فراورشی لازم را دارد . مقدار مایع غیر قابل برداست در یک میدان نیز از لحاظ اقتصادی مورد توجه است. این ملاحظات و نظیر آن مانند نیاز به فرازآوری مصنوعی انگیزش چاه (Stimulation) بسته به نمونه گیری دقیق از سیال مخزن است. اشتباهات کوچک در نمونه گیری مانند خطا در مقدار مایع گرفته شده می تواند منجر به اشتباهات بزرگ در تعیین رفتار سیال شود. بنابراین لاز است تا در فرایند نمونه گیری دقت کافی شود.

وقتی که گاز مخزن به دهانه چاه می رسد شرایط دما وفشار تغییر می کند. مایع تشکیل شده می تواند از طریق چاه تولید یا آنکه با تغییر شرایط و دما و فشار در اطراف دهانه چاه تجمع یابد. اگر گاز انرژی لازم برای حمل مایع به سطح را نداشته باشد، پدیده انباشت مایع(Liquid loading) یا پس ریز(Fall back) در دهانه چاه اتفاق می افتد زیرا فاز مایع سنگینتر از آن است که همراه با گاز تولید شود.

افزایش درصد مایع در دهانه چاه باعث محدودیت تولید می گردد. روش های فراز آوری مصنوعی نظیر qaslift یا پمپ درون چاهی اگرچه برای حل این مشکل بکار می روند.

3-2)قطرات شبنم در مخزن :(drops in a Reservoir-De)

ابتدا که مایع گازی در یک مخزن گازی تشکیل می شود، قطرات مایع در زمان تشکیل در حفره های کوچک و گلوگاه ها به تله می افتد و به علت وجود نیروهای مویینگی (Forces Capillary) وارد بر سیال، غیر متحرک است. حتی در مخازن گاز میعانی غنی (densate-Rich Gas Co) با حجم مایعات زیاد، تحرک یا انتقال پذیری مایع(Mobility) یعنی نسبت نفوذ پذیری نسبی به چسبندگی (kr/µ) در نواحی دور از چاه ناچیز است. در نتیجه مایع تشکیل شده در بیشتر مخازن تولید از دست می رود. مگر اینکه در فرایند تولید، بازگردانی گاز به مخزن (Gas Cycling) دیده شود. مایع تشگیل شده در این نواحی اثر ناچیزی بر روی تحرک یا انتقال پذیری گاز دارد.

در اطراف یک چاه تولیدی شرایط متفاوت است. وقتی که فشار ته چاه به زیر نقطه شبنم می رسد، در اطراف چاه قطرات مایع تشکیل می شود. بعد از مدتی تجمع مایع به حدی می رسد که توانایی حرکت یافته و براساس روابط نفوذپذیری نسبی سازند با فاز گازی برای جریان به رقابت بر می خیزد. Condensate Blockage حاصل کاهش انتقال پذیری گاز در اطراف چاه تولیدی با فشاری زیر نقطه شبنم است. (شگل 3-2).

کاهش فشار مخزن به زیر نقطه شبنم دو اثر منفی دارد:

1 – تولید گاز و مایعات گازی به علت Blockage نزدیک چاه کاهش می یابد.

2 – گاز تولیدی به علت جدا شدن مایع در مخزن دارای اجزای سنگین با ارزش کمتری است.

گزارشات بسیاری در مورد کاهش شدید بهرهدهی چاههای میادین گاز میعانی به علت Condensate Blockage وجود دارد. در میدان Arun در اندونزی بعضی از چاهها حدود 50 درصد از تولید خود را از دست داده اند و در عمان برای دو میدان حدود 67 درصد کاهش بهره دهی گزارش شده است. در یک میدان دیگر در مخزن گاز میعانی نسبتاً غنی، با کاهش فشار مخزن به زیر نقطه شبنم، بهره دهی چاه ها به شدت کاهش یافت. این کاهش مدتی ادامه داشت تا اینکه تولید گاز دوباره افزایش پیدا کرد. مدل سازی ترکیبی (Compositional Modeling) نشان داد که ابتدا اشباع مایع در اطراف چاهها تا حدود 68 درصد افزایش یافته که باعث کاهش نفوذپذیری گاز (Kg) و در نتیجه کاهش تولید گاز شده است. با این حال وقتی فشار در تمامی مخزن به زیر نقطه شبنم برسد مقداری مایع در مخزن از گاز جدا گردیده و در نتیجه گازی که به دهانه چاه می رسد شبک تر شده و مایعات کمتری در ناحیه اطراف چاه تشکیل می دهد بنابراین اشباع مایعات گازی تا حدود 55 درصد کاهش یافته و در نتیجه تولید گاز افزایش می یابد.

4-2) Condensate Blockage:

هر چند تمام گاز میعانی با پدیده Condensate Blockage روبرو می شوند اما همه آنها دچار مشکل نمی گردند. مقدار مشکل ساز بودن پدیده تشکیل ذرات مایع، بستگی به نسبت افت فشار مخزن در ناحیه مورد بررسی به افت فشار کل مخزن در نواحی دور دست دارد. اگر افت فشار در مخزن زیاد باشد در نتیجه افت فشار اضافی ناشی از Condensate Blockage در بهره دهی چاه بسیار مهم خواهد بود. این شرایط نوعاً در مورد سازندهای با kh (حاصل ضرب نفوذپذیری در ضخامت مفید سازند) پایین اتفاق می افتد. بر عکس اگر نسبت افت فشار در این ناحیه از مخزن نسبت به افت فشار کل مخزن کم باشد (نوعاً در سازندهای با kh بالا) افت فشار اضافی ناشی از Condensate Blockage اثر کمی روی بهره دهی چاه خواهد داشت. به عنوان یک اصل کلی می توان فرض کرد پدیده Condensate Blockage در یک دبی جریانی ثابت، افت فشار را دو برابر می کند.

از لحاظ مفهومی، در میادین گاز میعانی می توان جریان را به سه ناحیه مخزنی تقسیم کرد هر چند در بعضی شرایط این هر سه جریان وجود ندارد، دو ناحیه نزدیک چاه زمانی هستند که فشار ته چاه زیر نقطه شبنم باشد و ناحیه سوم دور از چاههای تولیدی و تنها زمانی وجود دارد که فشار مخزن بالاتر از نقطه شبنم باشد. (شکل4-2)

ناحیه سوم بیشتر نواحی دور از چاههای تولیدی را تا زمانی که فشار آنجا بالاتر از نقطه شبنم باشد در بر می گیرد و تنها یک فاز سیال یعنی گاز در آنجا جریان دارد. مرز داخلی این ناحیه مکانی است که در آن فشار مخزن با فشار نقطه شبنم برابر باشد. این مرز ثابت نیست و با تولید از چاه و افت فشار سازند به طرف مرزهای بیرونی مخزن حرکت کرده و زمانی که فشار مرز بیرونی مخزن به زیر فشار نقطه شبنم برسد این ناحیه از بین می رود.

در ناحیه دوم یعنی ناحیه تشکیل مایع، قطرات مایع از فاز گازی جدا می شود ولی اشباع مایع هنوز به حدی کم است که مایع بی حرکت مانده و جریان تک فازی گاز ادامه دارد. مقدار مایع تشکیل شده با استفاده از مشخصات فازی سیال و نمودارهای PVT تعیین می شود. اشباع مایع افزایش پیدا می کند و فاز گازی که در دهانه چاه جریان می یابد سبک می شود. مقدار اشباع در مرز داخلی این ناحیه از مخزن معمولا نزدیک اشباع بحرانی مایع (Critical Liquid Saturation) یا همان Residual Oil Saturation است.

در ناحیه اول که نزدیکترین ناحیه به چاه تولیدی می باشد، هم گاز و هم مایع جریان دارد. اشباع مایع در اینجا بیشتر از حد اشباع بحرانی مایع است. ابعاد این ناحیه از ده ها فوت برای مایعات سبک (Lean Condensate) تا صدها فوت برای مایعات سنگین (Rich condensate) متغیر بوده و اندازه آن با حجم گاز تخلیه شده و درصد تشکیل مایعات متناسب می باشد. هر چه نفوذپذیری لایه بیشتر باشد حجم گاز بیشتری از آن عبور نموده و این ناحیه تا فاصله دورتری از چاه گسترش می یابد. حتی در مخازن با گاز سبک، با مقدار تشکیل مایع کم نیز مشکل Condensate Blockage می تواند وجود داشته باشد زیرا نیروهای موئینه (Capillary Forces) مایع را تا زمان رسیدن به سطح بالای اشباع بی حرکت نگه می دارد.

همین ناحیه نزدیک چاه که پدیده Condensate Blockage در آن اتفاق می افتد بهره دهی چاه را کنترل می کند. اگر نسبت مایعات به گاز جریانی و همچنین ترکیب گاز در شرایط PVT ثابت در نظر گرفته شود، رابطه بین نفوذپذیری نسبی گاز و نفت ساده گشته و بصورت معادله ای از خواص PVT در می آید. با این اوصاف در ناحیه نزدیک چاه به علت بالا بودن سرعت گاز و نیروی چسبندگی نفوذپذیری نسبی افزایش می یابد. نسبت چسبندگی به نیروهای موئینه را عدد موئینگی می نامند. افت فشار ناشی از سرعت بالا یا کشش بین سطحی (Interfacial Tension) پایین که هر دو عدد موئینگی بالا دارند، بیانگر غالب بودن نیروهای چسبندگی و نشانگر این نکته هستند که نفوذپذیری نسبی گاز در دبی های بالا بیشتر از دبی های پایین است.

در ناحیه نزدیکتر به دهانه چاه که گاز با سرعت بیشتری جریان دارد، اپر اینرسی یا Forchheimer به نوعی باعث کاهش نفوذپذیری نسبی گاز می شود. اساس این پدیده اختلاف اینرسی ناشی از افزایش سرعت هنگام عبور سیال از دهانه حفره و کاهش سرعت بعد از وارد شدن سیال به داخل حفره می باشد. نتیجه این امر آن است که نفوذپذیری ظاهری کمتری نسبت به نفوذپذیری حاصل از معادله دارسی بدست آید. این اثر معمولا جریان غیر دارسی (Non-Darcy Flow) نامیده می شود.

اگر چه نشانه اولیه Condensate Blockage کاهش تولید است، اما وجود آن بوسیله آزمایشات فشار گذرا (Pressure Transient Test) تعیین می شود. آزمایش ساخت فشار (Build up Test) را نیز می توان برای تعیین نحوه توزیع مایع قبل از بسته شدن چاه بکار برد. در یک آزمایش فشار گذرا تغییرات فشار در زمان کوتاه مشخصه شرایط نزدیک به چاه بوده و Condensate Blockage با تغییرات سریع گرادیان فشار در نزدیکی دهانه چاه مشخص می شود. با آزمایشات طولانی تر، نفئذپذیری گاز در فواصل دورتر تاثیر بیشتری می یابد و نفوذپذیری را می توان با استفاده از منحنی مشتق (Derivative Curve) روی نمودار لگاریتمی زمان در مقابل فشار مجازی (Pseudo-Pressure vs. shut-in time) بدست آورد. اگر آزمایشات به اندازه کافی طولانی باشد (زمان بسته ماندن در آزمایش بستگی به نفوذپذیری سازند دارد) خواص جریانی در نقاط دورتر نیز قابل مشاهده خواهد بود.

5-2) به حركت در آوردن مايعات گازي:

ميدان گاز ميعاني vuktyl در روسيه از سال1968 در مدار توليد قرار دارد. هر چند توليد در اين ميدان به طور جدي توسط condensate blockage مورد تهديد قرار نگرفته است اما مقدار قابل توجهي از مايعات گازي در اين مخزن كربنات از دست مي رود. اين ميدان يك طاقديس پس بلند است كه توليد آن از لايه هاي كربونيفر مياني و bashkir صورت مي گيرد.

شکل(5-2) لايه هاي سنگ آهك و دولوميت در تمام طول 1440 متري ضخامت ساختمان با لايه هاي مياني با ضخامت متوسط 5/1 متر تكرار شده اند. اگر چه خواص سنگ مخزن در سراسر ميدان به طور گسترده اي متغير ولي ميدان به هفت لايه از سه نوع اصلي تقسيم شده است كه ره سه نوع داراي تخلخل حفره اي و شكستگي ميكروبي (microfractures & microvugular prosity) هستند.

مشخصه نوع اول داشتن سوراخ هاي ريز و نفوذپذيري و تخلخل كم، نوع دوم داراي شكستگي و در نتيجه نفوذپذيري خوب و نوع سوم چيزي بين اين دو مي باشد.

هنگام اكتشاف، شرايط مخزن فشاري معادل5200 پام، دما 61 درجه سانتي گراد و اشباع گاز 5/77 درصد بوده و لايه نازكي از نفت سبك وجود داشته است. مقدار گاز در جاي اوليه تقريباً 15 تريليون فوت مكعب و مايعات گازي معادل 214/1 ميليارد بشكه محاسبه شده است و نسبت مايعات گازي به گاز در شرايط اوليه 1/87 بشكه در ميليون فوت مكعب بوده، هر چند يك آبده زير مخزن ولي غير فعال وجود داشته است.

زمين شناسي پيچيده مخزن و وجود زون هاي با نفوذپذيري بالا كه مي تواند به عنوان thief zone عمل كند باعث شد كه شركت بهره بردار يعني gasprom ، براي توسعه مخزن به مكانيسم رانش گاز(gas drive) در توليد اوليه بسنده كرده و از تزريق گاز (gascycling) استفاده نكند. تقريباً 150 حلقه چاه عمودي به عمق هزار تا هزار و پانصد متر، در يك شبكه بي قاعده مثلثي وجود دارد كه بيشتر آنها با يك جداري مياني 10 اينچ و يك جداري توليدي 8/65 اينچ تكميل شده اند. تعدادي از چاهها نيز داراي جداري 8/75 اينچ و لوله مغزي 8/75 اينچ هستند. بيشتر چاه ها با راندن جداري و مشبك كاري تكميل شده اند ولي تعدادي نيز به صورت حفره باز هستند. عميق ترين چاه 100 تا 150 متر بالاتر از سطح تماس گاز و آب تكميل شده و معمولي ترين روش انگيزش چاه در اين ميدان اسيد كاري به صورت دو مرحله اي بوده است.

بعد از 9 سال، سقف توليد گاز به 671 ميليارد فوت مكعب در سال و توليد مايعات گازي پس از شش سال به بيشترين مقدار خود يعني 36 ميليوئن بشكه در سال رسيد و ثابت ماند. هم اكنون ميدان گازي vuktyl در آخرين فاز توسعه خود است.

فشار مخزن 508 تا 725 پام و تقريباً 83 درصد از گاز و 32 درصد از مايعات گازي توليد شده و حدود 855 ميليون بشكه مايعات گازي هنوز در ميدان باقي مانده است.

در سال 1988 ، شركت gasprom اولين تجربه خود را در بهره برداري از مايعات گازي با استفاده از تزريق حلال آغاز كرد. در اين آزمايش شش حلقه چاه توليدي، يك حلقه چاه تزريقي و سه حلقه چاه مشاهده اي در نظر گرفته شد.

شکل(6-2) 292هزار بشكه حلال ( در شرايط مخزن) كه مخلوطي از پروپان و بوتان بود و متعاقباً 24/1 ميليارد فوت مكعب گاز به مخزن تزريق گرديد. هدف آن بود كه با جابجايي امتزاجي توسط اين حجم حلال، مايعات گازي بازيافت شود.

مشاهدات ژئوفيزيكي كه طي اين آزمايش صورت گرفت نشان داد كه حلال و گاز تزريق شده به طور ناهمگوني وارد فواصل توليد شده است و آناليز نمونه هاي گرفته شده از چاه هاي توليدي و مشاهده اي دلالت بر آن داشت كه حلال و گاز تزريق شده تنها در دو حلقه چاه مشاهده اي كه نزديكتر بوده اند ميانبر زده(break through) و در هيچ يك از چاه هاي توليدي اين اتفاق رخ نداده است.

پديده اي كه در اين دو چاه اتفاق افتاد ابتدا تغيير نسبت مايعات گازي به گاز از 4/10 به 7/15 بشكه در ميليون فوت مكعب سپس افت اين نسبت كمتر از مقدار اوليه و بعد افزايش مجدد آن به 13 بشكه در ميليون فوت مكعب بود. نتايج حاصل از نمودارهاي توليد كه از چاه هاي مشاهده اي گرفته شده گاز و حلال را فقط در قسمت پايين فواصل توليدي نشان مي داد. بيش از 95 درصد حلال از اين دو چاه مشاهده اي توليد شد ولي مايعات گازي به دست آمده تنها حدود 4/0 درصد بود. اين مطالعه نشان داد كه كاربرد حلال پروپان و بوتان نقش موثري در بازيافت مايعات گازي ندارد.

روش بازيافت ديگر، تزريق گاز خشك بود كه از سال 1993 در ميدان vuktyl به كار گرفته شده. گاز از طريق خطوط لوله از نواحي ديگر به اين ميدان منتقل و با فشار 780 تا 1070 پام بدون استفاده از كمپرسور به مخزن تزريق مي شود و بدين سان گاز سازند كه در نقطه تعادل با تشكيل مايعات برگشتي (condensate retrograde) بود با گاز خشك جايگزين مي گردد. اجزاي سبك C2 تا C4 و اجزاي مياني در گاز خشك تبخير مي شوند و بهره برداري به دو طريق افزايش مي يابد. يكي افزايش توليد گاز سازند كه هنوز حاوي تركيبات سنگين تر از متان مي باشد و ديگري تبخير مايعات و توليد آنها همراه با گاز تزريقي، مضافاً اينكه گاز خشك در صورت ميانبر زدن (break through) مشكلي براي تاسيسات توليدي ايجاد نمي كند. با اين حال براي توليد مقدار محدودي مايعات، مقدار بسيار زيادي گاز خشك بايد تزريق شود.

مهندسين اين فرايند را از طريق آناليز گاز چاه هاي توليدي و تزريقي تحت نظر قرار دادند و چون گاز تزريقي فاقد نيتروژن . گاز سازند حاوي آن بود. نيتروژن به عنوان معرف گاز سازند در نظر گرفته شد شکل(7-2).

اين تجربه كه در سال 1993 آغاز شده بود تا سال 2004 به ساير نقاط نيز توسعه پيدا كرد. تا اواسط سال 2005 ، مقدار 10 ميليارد متر مكعب (354 ميليارد فوت مكعب) گاز خشك به مخزن تزريق و مقدار قاب توجهي مايعات بازيافت گرديد. مقايسه اين فرايند با فرايند توليد بدون تزريق گاز نشان داد كه اين فرايند باعث توليد 45/9 ميليون بشكه C2 تا C4 و 22/1 ميليون بشكه اضافه شده است.

شركت عامل همچنين يك پروژه پايلوت با يك چاه را در اين ميدان به انجام رساند. با وجودي كه در اين ميدان مساله condensate blockageهنوز به حدي نرسيده بود كه باعث افت شديد توليد گردد اما شركت عامل راه مقابله با افزايش اشباع مايعات در اطراف چاه ها را مد نظر قرار داد و اقدام به تزريق حلال (مخلوطي از اتان و پروپان) و متعاقباً تزريق گاز خشك به چاه كرد كه پس از تزريق مقداري حلال چاه به وضعيت توليد قبلي خود بازگشت.

اين تجربه نشان داد وقتي حلال با مايعات گازي انباشته شده برخورد كمد، گاز سازند و مايعات به صورت تك فاز با هم مخلوط مي شوند و گاز خشكي كه متعاقب حلال تزريق مي شود مي تواند براحتي با اين مخلوط تركيب شود بنابراين وقتي چاه دوباره در مدار توليد قرار گيرد، گاز تزريقي، حلال و مايعات گازي به صورت يك سيال تك فاز توليد مي شوند و در نتيجه اشباع مايعات گازي در اين نواحي از مخزن تقريباً صفر ميشود، وقتي گاز سازند بدنبال مخلوط تزريقي از اين ناحيه جريان يابد مشكل اشباع مايعات در اين ناحيه مرتفع ميشود اما براي بهبود بهره دهي چاه لازم است كه اين عمل به طور متناوب انجام گيرد.

حجم مواد بكار رفته در اين پروژه بين 10240 تا 33 هزار بشكه حلال و 42 تا 1481 ميليون فوت مكعب گاز خشك متغير بود. با وجودي كه نتايج اين پروژه از چاهي به چاه ديگر تفاوت داشت اما در مجموع نتايج خوبي به دست آمد. بهره دهي چهار حلقه چاه در طول 6 ماه تا 5/1 سال بين 20 تا 40 درصد افزايش يافت و متعاقباً به سطح توليد اوليه خود رسيد. شکل(8-2)

6-2) مدل سازي condensate blockage:

براي پيش بيني عملكرد ميادين گاز ميعاني از مدل هاي شبيه سازي مخازن استفاده ي شود. مدل ها خواص سنگ و سيال را براي پيش بيني اثر ديناميكي condensate blockage بر روي توليد گاز و ميعانات گازي تركيب مي كنند. استفاده از گريد بلاك معمولي full-field model (FFM) مي تواند خيلي بزرگتر از منطقه انباشت (blockage zone) باشد و لذا چنين مدل بزرگي ممكن است بهره دهي چاه ها را بسيار بيشتر از مقدار واقعي تخمين زند.

دقيق ترين روش در تعيين رفتار ميدان گاز ميعاني استفاده از شبيه سازي با گريدهاي كوچك (find grid) است و دو روش براي اين كار وجود دارد: استفاده از يك مدل (FFM) كه گريدها در مواضعي كوچكتر شده باشند Local Grid Refinement (LGR) استفاده از مدل تك چاهي (Single-Well Mode) كه در آن ناحيه نزديك چاه به گريدهاي كوچك تقسيم شده است.

شبيه سازي جديد مانند eclipse 300 داراي LGR هستند. در اين نرم افزار مي توان از گريد بلاك هاي كوچك براي شبيه سازي نزديكي دهانه چاه يا عوارض ديگري مانند گسل ها استفاده كرد به طوري كه بتواند جريان موضعي را در اين نواحي شبيه سازي كند. گريد بلاك هاي دور زا اين عوارض به همان اندازه معمولي مدل FFM هستند. استفاده از مدل LGR گاهي اوقات زمان محاسبات كامپيوتر را افزايش مي دهد.

روش ديگر براي تعيين اثر condensate blockage استفاده از مدل تك چاهي (Single-Well) است. در بسياري اوقات ، تقارن شعاعي چاه اين امكان را فراهم مي سازد كه بتوان چاه را در يك مدل دو بعدي يعني عمق و شعاع مدل سازي كرد. اندازه نزديكترين گريد بلاك ها به چاه در جهت شعاع تقريباً نيم فوت ( حدود 15 سانتي متر) مي باشد. اندازه گريد بلاك ها هر چه از دهانه چاه فراتر رويم بزرگتر مي شود تا نهايتاً به بيشترين مقدار خود يعني اندازه اي كه بقيه مخزن را با آن مدل سازي مي كني برسد. وقتي كه جريان گاز و پيچيدگي رفتار اشباع سيال در بيشترين حد خود باشد گريدهاي كوچك نقش بسيار خوبي در شبيه سازي جريان ايفا مي كنند. و نيروهاي مويينگي، چسبندگي و كشش سطحي بخوبي مي توانند مدل سازي شوند. در نقاط دورتر از دهانه چاه شرايط فشار و جريان را مي توان به عنوان شرايط مرزي در مدل FFM بكار برد.

گاهي مي توان از مدل black oil براي شبيه سازي مخازن گاز ميعاني استفاده كرد. در اين مدل فقط دو نوع تركيب هيدروكربني براي سيال تعريف شده است نفت و گاز و با استفاده از آن مي توان مخلوط گاز در نفت را كه به فشار وابسته است تعريف كرد. اين مدل هنگامي كه تركيب اجزاي سيال در مخزن به نحو قابل ملاحظه اي زياد باشد مناسب نيست. در چنين مواردي مدل تركيبي (compositional model) با تعداد زيادي اجزاي هيدروكربن مورد نياز است مضافاً بر اين كه مدل black oil اثر مويينگي را كه نقش مهمي در تعيين بهره دهي چاه ايفا مي كند، در نظر نمي گيرد.

روش ديگر بررسي condensate blockage در مدل FFM، استفاده زا فشار مجازي (pseudopressure) است. معادله جريان گاز از مخزن به دهانه چاه را مي توان با استفاده از فشار مجازي كه در واقع انتگرالي از فشار است، تعريف كرد. با تعريف سه ناحيه جداگانه يعني جريان دو فازي نزديك چاه، جريان گاز همراه با افزايش ميعانات گازي و جريان تك فازي گاز در نواحي دور، مي توان فشار مجازي را با استفاده از نسبت جريان گاز به نفت (gas oil/ratio) خواص فشار- حجم- دما (PVT) و نسبت هاي نفوذپذيري نسبي (relative permeability) محاسبه كرد. استفاده از فشار مجازي زمان اجراي مدل FFM را مقداري افزايش مي دهد.

روش هاي فشار مجازي همچنين در قالب صفحات گسترده (spread sheet) كاربرد دارند، اين صفحات مخزن را يكنواخت (homogenous) و مدل را از black oil در نظر مي گيرند و با استفاده از آنها مي توان پيش بيني هايي را كه در اجراي مدل هاي حساس لازم است انجام داد. يك روش نيم تحليلي (semianalytical method) مشابه، تركيب اثر جريان غيردارسي (non-darcy flow) و نفوذپذيري لايه ها است، مقايسه نتايج حاصل از يك شبيه ساز تركيبي با استفاده از گريدهاي كوچك با نتايج حاصل از روش نيمه تحليلي نشان داد كه روش نيمه تحليلي همه اثرات نزديك چاه را به دقت در بر گرفته و به آساني در يك مدل FFM قرار مي گيرد بدون اينكه زمان با محاسبات كامپيوتر را افزايش دهد.

7-2) مدل سازي رفتار سيال اطراف يك شكاف:

به منظور بررسي مقدار تاثير شكستگي (fracturing) در ميدان SW rugley تكزاس، شبيه سازي مخزن به انجام رسيد. در اين ميدان از مخزن ماسه اي با نفوذ پذيري كم ( حدود 1 ميلي دارسي) گاز ميعاني توليد ي شود. در چاهي از اين ميدان در همان ابتدا شكاف هيدروليكي ايجاد شد اما افت سريع بهره دهي چاه باعث گرديد كه سه ماه بعد يعني در ژوئن سال2002 مجدداً اقدام به ايجاد شكاف در سازند نمايند. هر چند براي مدتي بهره دهي چاه بهتر شد اما دوباره طي چند ماه كاهش يافت. از آنجايي كه فشار در اطراف دهانه چاه زير نقطه شبنم بود، شركت بهره بردار متوجه تجمع مايعات گازي در اطراف شكاف شد. مهندسين شركت شلمبرژه اقدام به ساختن يك مدل يكنواخت، متقارن و تك چاهي از اين مخزن كردند. اين مدل ساده چنان ساخته شد كه بتواند اثر condensate blockage را در افت سريع بهره دهي و همچنين اثر افت فشار را در كاهش نفوذپذيري كه به علت فشردگي رخ مي دهد، نشان دهد.

با در دست داشتن اين نتايج، مهندسين مخازن مدل جامع مخزن را با استفاده از نرم افزار eclipse 300 ساختند . اين مدل تطابق تاريخچه خوبي از توليد گاز و مايعات گازي به دست داد (شكل 9-2 ) مدل نشان داد كه افت فشار در شكاف باعث تجمع مايعات گازي در طول شكاف مي گردد و مشخص شد كه آيا ايجاد شكاف توانسته است نقش موثري در افزايش توليد داشته باشد؟ يك بار ديگر بدون شكاف اجرا شد.

نتايج نشان داد كه منحني توليد اگرچه همان شيب دبي قبلي را دارد. (شكل10-2) ليكن اختلاف توليد بين حالت شكافدار و بي شكاف نشان مي دهد كه عمليات ايجاد شكاف موفقيت آميز بوده است. در طول هفت ماه توليد تجمعي ناشي از ايجاد شكاف 256 ميليون فوت مكعب (25/7 ميليون متر مكعب) گاز و 15300 بشكه (2430 متر مكعب) مايعات گازي بوده است.

8-2) بكارگيري بهترين تجارب:

شركت chevron اخيراً مطالعه پنج مخزن گاز ميعاني را كه در مراحل مختلف توسعه هستند كامل كرده است. يكي از اين ميادين مخزني در درياي شمال با ضخامت ناخالص (gross-pay) 400 فوت (120 متر) مي باشد. نفوذپذيري ميانگين مخزن 15-10 ميلي دارسي و تخلخل آن 15 درصد و فشار اوليه مخزن برابر با 6 هزار پام و فشار نقطه شبنم چند صد پام بالاتر و مقدار آن از شرق تا غرب مخزن متغير است. فشار ته چاه از ابتداي توليد زير نقطه شبنم بوده و نسبت توليد مايعات گازي به گاز از 70 بشكه در ميليون فوت مكعب در شرق تا 110 بشكه در ميليون فوت مكعب در غرب متغير است و برخي چاه ها در همان ابتداي توليد دچار افت توليد تا حدود 80 درصد شده اند.

شركت chevron براي پي بردن به رفتار و تطابق تاريخچه اين مخزن گاز ميعاني يك روش مرحله به مرحله را در پيش گرفت. نمونه هاي مغزه با نفوذپذيري و تخلخل هاي متفاوت به طوري كه تمام دامنه تغييرات نفوذپذيري و تخلخل مخزن را در برگيرد انتخاب و رفتار سيال مخزن در آنها به صورت معادله اي از فشار، چسبندگي و كشش سطحي بازسازي گرديد. نفوذپذيري نسبي در شرايط مختلف جريان اندازه گيري و اين اطلاعات با ساخت مدل هاي مختلفي از نفوذپذيري نسبي در شبيه سازي بكار برده شد. با استفاده از روش تحليلي شبه فشار (pseudopressure) بهره دهي مخزن محاسبه گرديد. محاسبات نشان داد كه شاخص بهره دهي (PI) در طول عمر مخزن با يك اختلاف فشار ناچيز از 80 به 15 ft3/d/psi كاهش مي يابد. شکل(11-2)

با بكارگيري اطلاعات واقعي زمين شناسي شبيه سازي مخزن با اجراي مدل تك چاهي و سيال تركيبي به انجام رسيد. شبيه ساز تغييرات دبي چاه و افت بهره دهي در ميدان را بخوبي نشان داد و پيش بيني ها تطابق خوبي با سه حلقه چاه عمودي و يك حلقه چاه انحرافي داشتند. شکل(12-2)

اين مطالعه روش مناسبي را در اين ميدان نشان داد ايجاد شكاف هيدروليكي راه حل موثري براي افزايش بهره دهي در اين ميدان است و اين مدل ها براي درك بهتر رفتار شكاف ها وسيله مناسبي هستند. بعلاوه از نتايج اين مطالعه با توجه به بررسي اثر condensate blockage كه در آن صورت گرفته است مي توان براي طراحي چاه ها در ديگر مخازن گاز ميعاني استفاده كرد.

9-2) انتخاب راهكارهاي ديگر:

افزايش قيمت گاز طبيعي طي سال هاي اخير توليدكنندگان را در راستاي توسعه مخازن گازي برانگيخته است. شركت هاي توليدي راه هاي جديدي را براي بهينه كردن منابع گاز ميعاني خود جستجو مي كنند. ايجاد شكاف هيدروليكي مي تواند اثر condensate blockage را كاهش دهد. اما نمي تواند جلوي تجمع مايعات گازي را در مناطقي كه فشار سازند به زير نقطه شبنم مي رسد بگيرد. تزريق گاز خشك و حلال مي تواند مقداري از مايعات گازي را حركت دهد اما مايعات دوباره در اطراف چاه توليدي تشكيل شده و پديده condensate blockage مجدداً تكرار مي شود.

در آزمايشگاه ها جايگزين هاي ديگري هم مورد بررسي هستند. مثلاً مطالعات زيادي براي جلوگيري از انباشت مايع با تغيير تر شوندگي سنگ مخزن صورت گرفته است. اگرچه سطوح كاني ها مانند كوارتز، كلسيت و دولوميت بيشتر توسط مايع تر مي شوند تا گاز اما جامداتي هستند كه ترشوندگي با گاز را ترجيح مي دهند. به طور اخص تركيبات فلوينيت مانند تفلون گازتر (gas-wetting) هستند، بنابراين از حلال هاي فلوينيت براي تغيير ترشوندگي مغزه ها استفاده مي شود.

اخيراً گزارش شده كه در مخازن با دماي بالا (140 درجه سانتي گراد) اين تغيير ترشوندگي در مخازن با سيستم گاز- آب كارساز بوده اما در مخازن گاز- نفت موفقيت كمتري داشته است.

محققان دانشگاه تكزاس مواد فعال كننده كشش سطحي مانند 3MFluorocarbon را مورد آزمايش قرار داده اند. نتيجه آزمايش روي مغزه هايي كه با مايعات گازي انباشته شده اند نشان مي دهد كه استفاده از اين نوع فعال كننده، نفوذپذيري نسبي را دو برابر كرده است. براساس اين اطلاعات موثق آزمايشگاهي، شركت Cheveron ممكن است اين ماده را در چاه هايي كه توسط مايعات گازي بلوكه شده اند در سال 2006 بكار برد. موادي از اين دست مي بايست تحت شرايط مختلف مورد آزمايشات ميداني قرار گيرند تا كارآيي آنها ثابت شود. اگر اين روش ها نهايتاً موفقيت آميز باشد، هزينه اي كه بريا توليد اين مواد مصرف مي شود در مقايسه با افزايش توليد گاز و مايعات گازي ناچيز خواهد بود.