بررسي آثار فرايند تزريق آب بر بازيافت مخازن گاز ميعاني داراي آبده

evaluation of water injection effects on recovery of gas condensate reservoirs with water - drive

از جمله مسايل مربوط به مخازن گاز -ميعاني معضل تشكيل ميعانات در مخزن است كه منجر به كاهش ضريب بازيافت ميعانات مي شود. جهت پيش گيري از اين مشكل بايد به شيوه اي فشار مخزن را بالا نگه داشت. در اين نوشتار تزريق آب به عنوان يك روش حفظ فشار مخزن توسط شبيه ساز سه بعدي مورد بررسي قرار گرفته است. در اين روش پس از گذشت يك سال از توليد، آب در مرز مخزن و آبدهي كه نسبتاً ضعيف است تزريق مي شود. تزريق آب تا زماني كه بر نرخ جريان توليد ميعانات تاثير گذار باشد ادامه مي يابد و پس از آن تزريق متوقف شده و مخزن تا زمان ترك به توليد طبيعي 2 خود ادامه مي دهد. نتايج حاصل از شبيه سازي نشان مي دهد فرآيند تزريق آب منجر به كاهش افت فشار مخزن شده و اين امر موجب مي گردد تا تشكيل ميعانات در مخزن مدت زمان قابل ملاحظه اي به تعويق بيافتد. هم چنين در اين حالت ميزان اشباع ميعانات تشكيل شده در مخزن نيز كمتر از حالت توليد طبيعي است كه اين امر سبب مي شود ضريب بازيافت ميعانات گازي در سطح به ميزان4/1درصد افزايش يابد. لذا اين نكته مهم كه مخازن گاز- ميعاني داراي آبده، به دليل حفظ فشار ناشي از آبده نسبت به مخازن گاز -ميعاني حجمي ضريب بازيافت ميعانات بيشتري دارند نيز اثبات مي شود. هم چنين ضريب بازيافت گاز در اثر حفظ فشار ناشي از تزريق آب از 65/3درصد براي سناريوي تزريق آب افزايش يافته است. اين امر نشان مي دهد كه پديده به تله افتادن گاز در مناطق 2/72 درصد براي توليد طبيعي به مورد هجوم آبده تاثير زيادي بر توليد گاز ندارد.

The gas-condensate reservoirs are faced the problem of condensate drop-out in the reservoir. Which in yurn it will reduce the gas deliverability and condensate recovery; therefore a pressure maintenance process should be applied to decrease the condensate drop-out in the reservoir. A numerical simulation study was conducted to evaluate the effects of water injection as a pressure maintenance method in a gas-condensate reservoir with moderate water-drive. The water was injected at the boundary of the reservoir after one year of production and continued until it would be effective on condensate production rate. After that, the reservoir was blown-down to meet its economical limits. The simulation results showed that the reservoir pressure decline decreases by water injection and therefore the condensate drop-out in the reservoir delayed for a considerable time. Also the amount of condensate saturation in reservoir for water injection scenario is smaller than natural depletion scenario, resulting increase of condensate recovery factor by the amount of 4.1%. Therefore the fact thatthe condensate recovery factor in water-drive gas-condensate reservoirs is more than volumetric gas condensate reservoirs which is proven. Also water injection has increased the gas recovery factor from 65.3% by pressure depletion to the current estimated recovery of 72.2%. So the gas trapping phenomena in the water invaded zones has little effect on cumulative gas production