اهميت آماده سازي چاه در نمونه گيري از يك مخزن گاز ميعاني

Well Conditioning in Gas Condensate Fluid sampling

به منظور مديريت صحيح مخازن نفت و گاز، تصميم گيري مناسب جهت برنامه هاي توسعه ميد ان و نصب تسهيلات سطح الارضي، ضروري است سيال هيد روكربوري مخزن به د رستي مورد شناسايي و ارزيابي قرار گيرد . براي شناخت سيال مخزن قبل از هر چيز آماد ه سازي چاه جهت نمون هگيري مناسب سيال انجام مي شود . معمولاً هنگام نمونه گيري از سيال مخازن گاز ميعاني فشار جرياني ته چاه كمتر از فشار نقطه شبنم سيال اوليه بود ه و منجربه تشيكل حلق هاي از ميعانات متشكل از اجزاي سنگين تر سيال، د ر اطراف د هانه چاه مي شود . د ر مخازن گاز ميعاني رفتار فازي سيال به شد ت متاثر ازغلظت اجزاي سنگين موجود د ر آن خواهد بود . از اي نرو چگونگي آماد ه سازي چاه و نرخ مناسب آن قبل و حين نمونه گيري براي اخذ سيال مخزن،نيازمند پيروي از د ستورالعملي استاند ارد است. د ر اين مقاله نتايج مطالعه د ستورالعمل استاند ارد نمونه گيري از يك سيال گاز ميعاني و چگونگي تشيكل و تثبيت تود ه ميعانات اطراف د هانه چاه مورد بررسي قرار مي گيرد . بدين منظور براي بررسي توزيع ميعانات اطراف چاه، نسبت گاز به نفت توليد ي تر كيكب جريان توليد ي، از شبيه سازي تر يكبي شعاعي استفاد ه گرديد . معاد له حالت مورد استفاد ه براي تخمين د اد ه هاي فازي و حجمي سيال با د اد ههاي آزمايشگاهي مطابقت د اد ه شد .بر اساس مشاهد ات اين مطالعه مشخص شده زما نهاي اوليه توليد از يك چاه گاز ميعاني بهترين موقع براي د ستيابي به يك نمونه معرف و نزديك به سيال اوليه مخزن است. به علاوه هيچ قانون خاصي د رباره زمان مورد نياز جهت تثبيت جريان چاه وجود ند ارد ؛ اما اين زمان تابع نرخ توليد ي قبل ازنمونه گيري، حجمي از مخزن كه سيال اوليه د ر آن تغيير يافته و خصوصيات پتروفيز كيي سازند است. همچنين بهترين نمونه گيري د ر شرايط افت فشاركم حاصل مي شود و د ر نتيجه برنامه اي مجزا از برنامه طراحي شد ه براي آزمايش فشار گذار را كه نيازمند افزايش جريان توليد ي است، د يكيته ميك‌ند

Reservoir fluid characterization is an essential element in proper oil and gas reservoir management, reservoir development plans, and installation of surface facilities. Well conditioning and preparation for fluid sampling are the first steps in reservoir fluid characterization. Generally, during reservoir fluid sampling in gas condensate reservoirs, flowing well bottomhole pressure is less than the initial fluid dew point pressure. This causes formation of a condensate ring composed of heavy fluid constituents, around the wellbore. Gas condensate fluid phase behavior is highly influenced by heavy fraction constituents. Hence, following a standard procedure is required for well conditioning and selection of suitable production rate during sampling. In this paper, the results of studying the standard gas condensate fluid sampling procedure, formation of condensate bank around the wellbore and its stabilization during well conditioning are investigated. So, a single well radial compositional model is used to study the condensate distribution around the wellbore, production GOR and well stream composition. An equation of state tuned with the experimental data is used. Based on this study, first months of production are the best times for taking an initial representative gas condensate fluid sample. Moreover, there is no specific rule about the required time for well stabilization. But, the time needed for stabilizing a well is a function of production rate before sampling, the volume of altered fluid in the reservoir around the well and petrophysical properties. In addition, a least draw down is required to take a representative sample. Thus, a plan which is different from the welltesting plan that implies high drawdown is needed for fluid sampling.