مدل سازی عددی فرآیند آشام خودبخودی آب در یک بلوک مخزن شکافدار و بررسی اثر شرایط مرزی مختلف بر بازیافت نفت

نوع مقاله : پژوهشی کامل

نویسندگان

1 دانشجوی کارشناسی ارشد مهندسی نفت، دانشگاه صنعتی سهند، تبریز، ایران

2 عضو هیات علمی دانشکده مهندسی نفت دانشگاه صنعتی سهند تبریز

3 استادیار، دانشکده مهندسی نفت و گاز، دانشگاه صنعتی سهند، تبریز، ایران

چکیده

دراین پژوهش، مدل ریاضی مورد اعتماد برای مدل‌سازی عددی فرآیند آشام خود‌به‌خودی هم‌سو و ناهم‌سو در حالت یک‌بعدی و دو‌بعدی با استفاده از نرم‌ افزار MATLAB ارائه و اعتبارسنجی شده است. سپس مطالعات مختلفی بر روی تاثیر شرایط مرزی بر فرآیند آشام انجام گرفت. نتایج نشان می‌دهد که میزان تولید نفت پس از بیست روز در آشام هم‌سو بیش از 5/1 برابر آشام ناهم‌سو بود. همچنین نتایج نشان داد که در بلوک‌ها با ارتفاع مختلف، بازده‌ی نفت متفاوت می‌باشد. بررسی آشام خودبه‌خودی ناهم‌سو در حالت دو‌بعدی در یک بلوک ماتریسی بزرگ درناحیه تحت هجوم آب، بیانگر همکاری نیروی ثقلی در افزایش دو برابری بازیافت نفت پس از 120 روز بود. همچنین کاهش سطح تماس آب و بلوک ماتریسی منجر به افت عملکرد فرآیند َآشام در تولید نفت شد. به‌طوری-که مقدار بازیافت نفت آشام ناهم‌سو از 49 درصد (چهار وجه درتماس با آب) به 30 درصد (یک وجه در تماس با آب) در ده روز کاهش پیدا کرد. نتایج نشان می‌دهد که افزایش مرزهای در تماس با آب باعث افزایش بازده فرآیند آشام خودبه‌خودی می‌شود.

کلیدواژه‌ها

موضوعات


[1] Barenblatt G.I., Patzek T.W. and Silin D.B., The Mathematical Model of Nonequilibrium Effects in Water-Oil Displacement. Spe journal, Vol. 8, No.4, pp. 409-416, 2003.
[2] Abd A.S., Elhafyan E., Siddiqui A.R., Alnoush W., Blunt M.J. and Alyafei N., A Review of the Phenomenon of Counter-Current Spontaneous Imbibition: Analysis and Data Interpretation. Journal of Petroleum Science and Engineering, Vol. 180, pp. 456-470, 2019.
[3] Bourbiaux B.J. and Kalaydjian F.J., Experimental Study of Cocurrent and Countercurrent Flows in Natural Porous Media. Spe Reservoir Engineering, Vol. 5, No.3, pp. 361-368, 1990.
[4] Pooladi-Darvish M. and Firoozabadi A., Cocurrent and Countercurrent Imbibition in a Water-Wet Matrix Block. Spe Journal, Vol.5, No.1, pp. 3-11, 2000.
[5] Foley A.Y., Nooruddin H.A. and Blunt M.J., The Impact of Capillary Back Pressure on Spontaneous Counter-Current Imbibition in Porous Media. Advances in Water Resources, Vol.107, pp. 405-420, 2017.
[6] Nooruddin H.A. and Blunt M.J., Analytical and Numerical Investigations of Spontaneous Imbibition in Porous Media. Water Resources Research, Vol. 52, No.9, pp. 7284-7310, 2016.
[7] Standnes D.C. and Andersen P.Ø., Analysis of the Impact of Fluid Viscosities on the Rate of Countercurrent Spontaneous Imbibition. Energy & fuels, Vol.31, No.7, pp. 6928-6940, 2017.
[8] Deng L. and King M.J., Theoretical Investigation of Two-Ends-Open Free Spontaneous Imbibition. In 16th European Conference on the Mathematics of Oil Recovery, European Association of Geoscientists & Engineers, 2018.
[9] Chahardowli M., Farajzadeh R., Masalmeh S.K., Mahani H. and Bruining H., A novel enhanced oil recovery technology using dimethyl ether/brine: Spontaneous imbibition in sandstone and carbonate rocks. In SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Society of Petroleum Engineers, 2016.
[10] Chahardowli M., Zholdybayeva A., Farajzadeh R. and Bruining H., Solvent-enhanced spontaneous imbibition in fractured reservoirs. In EAGE Annual Conference & Exhibition incorporating Spe Europec. Society of Petroleum Engineers, 2013.
[11] Schechter D.S., Zhou D. and Orr Jr F.M., Low IFT Drainage and Imbibition. Journal of Petroleum Science and Engineering, Vol. 11, No.4, pp. 283-300, 1994.
[12] Van Golf-Racht, T.D., Fundamentals of fractured reservoir engineering. Elsevier, 1982.
[13] Salimi H. and Bruining J., The Influence of Heterogeneity, Wetting, and Viscosity Ratio on Oil Recovery from Vertically Fractured Reservoirs. Spe Journal, Vol.16, No.2, pp. 411-428, 2011.
[14] Abd A.S. and Alyafei N., Numerical Investigation on the Effect of Boundary Conditions on the Scaling of Spontaneous Imbibition. Oil & Gas Science and Technology–Revue d’IFP Energies nouvelles, Vol.73, pp. 71, 2018.
[15] Fischer H. and Morrow N.R., Spontaneous imbibition with matched liquid viscosities. In Spe annual technical conference and exhibition. Society of Petroleum Engineers, 2005.
[16] Mason G. and Morrow N.R., Developments in Spontaneous Imbibition and Possibilities for Future Work. Journal of Petroleum Science and Engineering, Vol.110, pp. 268-293, 2013.
[17] Abou-Kassem, J.H., Farouq-Ali, S.M. and Islam, M.R., Petroleum Reservoir Simulations. Elsevier, 2013.
[18] El-Amin M.F., Kou J., Sun S. and Salama A., An Iterative Implicit Scheme for Nanoparticles Transport with Two-Phase Flow in Porous Media. Procedia Computer Science, Vol.80, pp. 1344-1353, 2016.
[19] Ertekin T., Abou-Kassem J.H. and King G.R., Basic applied reservoir simulation, 2001. 
[20] Kalaei M.H., Green D.W. and Willhite G.P., Numerical modeling of the water imbibition process in water-wet laboratory cores. In Spe Western Regional Meeting. Society of Petroleum Engineers, 2010.