دانلود ترجمه مقاله سیلابزنی ثالثیه CO2 با فشار بالا در مخزن گچی شکافدار

1.چکیده 2.مقدمه 3.توصیف تجربی 4.مواد مغزه کار 5.آماده سازی تجربی 6. تزریق آب 7. تزریق CO2 8.مدل سازی ترکیبی آزمایش CF ثالثیه در فشار بالا 9. ویژگی های مدل ترکیبی 10. مطابقت نتایج تجربی 11.عملکرد ثالثیه CO2 در فشار بالا 12.افزایش مقیاس CO2-EOR 13.ویژگی های مدل عددی 14.محاسبه برداشت نفت 15. نتایج ارتقا یافته 16.نتیجه گیری

هدف از این مطالعه ارائه ارزیابی عددی و تجربی سیلابزنی ثالثیه (CO2) با فشار بالا و دمای مخزن می باشد. در این مطالعه، سیلابزنی آب با تزریق CO2 در مغزة رخنمون گچی که دارای شکاف متمرکز می باشد. مدل های عددی معتبر ما موجب می شود تا نتیجه آزمایشات سیلابزنی آب اصلی مجدد تکرار شود. علاوه بر این، ما مدل شبیه سازی را ارتقا داده و مقیاس وابستگی مکانیزم نفوذ را در یک دامنه شکاف- ماتریس بزرگتر مورد بررسی قرار دادیم. این آزمایش ها در مغزة رخنمونی مورد استفاده قرار گرفتند که به صورت عمودی بر روی نگهدارندة مغزه قرار گرفته و دارای ارتفاع 28 سانتی متر و قطر 12.3 سانتی متر می باشند. شکاف «محوری» یک سوراخ متمرکز با قطر 2.2 سانتیمتر می باشد. ما در ابتدا برای اشباع مغزة گچی دارای نفت گازدار در طبقات گچی دریای شمال(NSCF) از روش آلیاژ زودذوب استفاده می نماییم. در شرایط عملیاتی، نمونه مغزه برای برگرداندن گچ به حالت ترشوندگی کهنه می باشد. سپس، سیلابزنی آب (WF) بصورت تزریق آب نمک از انتهای شکاف و تولید نفت از بالا انجام می شود. پس از اینکه دیگر نفت اضافه ای تولید نشد، سیلابزنی آب متوقف می شود. پس از آن دوره «بسته بودن» رخ می دهد و اجازه می دهد تا تجهیزات سیلابزنی ثالثیه CO2 آماده شود. سپس، CO2 سپس از بالا تزریق می شود و جریان های هیدروکربنی از انتهای شکاف تولید می شود. کل سیلابزنی مغزه با شرایط ثابت در مخزنی با فشار 300 بارا (4351 psia) و °C 110 اجرا می شود و این ارقام بالاتر از شرایط مخزن معمولNSCF می باشد(258 بارا و °C 110). این امر به ما اجازه می دهد تا بهره وری - CF ثالثیه را در فشار عملیاتی بالا بررسی کنیم. برای مدل سازی آزمایش، از شبیه سازی مخزن ترکیبی با معادله حالت توسعه یافته (EOS) استفاده می کنیم. برای مطابقت با نتایج تجربی از روش تطابق پیشینه خودکار استفاده شده است. زمانی که CO2 غنی وارد جدا کننده سه فازی می شود، می توان بواسطة گردش کار مدل سازی اثر تبخیر مشاهده شده در طول CF را در نظر گرفت. برای ارزیابی عملکرد CF در سیستم های ماتریس –شکاف واحد و چندگانه از یک مطالعه ارتقاء یافته استفاده شد. علاوه بر این، دقت مدل های تخلخل دوگانه در برابر مدل تخلخل مرجع مورد بررسی قرار گرفت. با تنظیم فشار مویرگی نفت و داده های نفوذپذیری نسبی به دقت به دملسازی آزمایش WF پرداختیم. مدل عددی می تواند نتایج آزمایشگاهی CF را مجدد با استفاده از بهترین تطابق ضرایب نفوذ چند جزئی ایجاد نماید. علاوه بر این، با توجه به اثر پسماند در فشار مویرگی آب و نفت و نفوذ پذیری نسبی، توانستیم تولید بیش از حد آب را در حین تزریق CO2 با موفقیت مدل سازی نماییم. مقایسه این نتایج با کار قبلی ما که در فشار مخزن پایین تر انجام شد، نشان می دهد که فشار بر افزایش اثربخشی CF ثالثیه تاثیر مثبتی دارد و موجب برداشت بیشتر نفت در سیستم شکاف ماتریس می شود. همچنین، فشار مویرگی تنظیم شده و نفوذ پذیری نسبی در طول WF، نشان دهندة محرک فعال آشام و سیستم بسیار آب-دوست می باشد. در این مطالعة ارتقاء یافته، تاثیر پارامتر های کلیدی مختلف در برداشت نفت از قبیل، اندازه بلوک ماتریس، فاصله شکاف، میزان تزریق CO2، ریزش ثقلی، تبخیر و نفوذ را بررسی می کنیم. نتایج نشان می دهد که انتقال جرم عمدتاً تحت تاثیر نفوذ در مقیاس آزمایشگاه قرار دارد، اما این امر در بلوک ماتریس بزرگ صادق نیست. یافته های ما یک گام مهم در جهت مدل سازی سیلابزنی ثالثیه CO2 در سیستم شکافدار گچی واقعی می باشد. همچنین اطلاعات ورودی مهمی ارائه می نماییم که برای ارتقاء ثالثیه CF از مقیاس آزمایشگاهی به مدل مخزن با مقیاس میدانی ضروری می باشد.

The purpose of this study is to present the numerical and experimental evaluation of the tertiary-CO2 flooding (CF) at high operating pressure and reservoir temperature. In this study, water flooding is followed by CO2 injection into an outcrop chalk core with a centralized fracture. Our validated numerical models reproduce the result of core flooding experiments. In addition, we upscale the simulation model and investigate the scale dependency of the diffusion mechanism in a larger matrix-fracture domain. The experiments used an outcrop core which is vertically placed in the core-holder with the total length of 28 cm and the diameter of 12.3 cm. The axial "fracture" is represented by a centralized hole with the diameter of 2.2 cm. We utilize the Wood's Metal technique to initially saturate the chalk core with the North- Sea-Chalk-Field (NSCF) live oil. The core sample is aged to restore the chalk wettability at the operating conditions. Then, the water flooding (WF) is performed by injecting brine from the bottom of the fracture and producing the oil from the top. After no additional produced oil is observed, the WF is stopped. A "shut- in" period follows, which allows preparing the rig for tertiary-CO2 flooding. CO2 is then injected from the top and the hydrocarbon streams are produced from the bottom of the fracture. The whole core flooding is operated at constant reservoir conditions at 300 bara (4351 psia) and 110 ºC, which is higher than the typical NSCF reservoir conditions (258 bara and 110 ºC). This allows us to investigate the efficiency of the tertiary-CF at a higher operating pressure condition. We employ a compositional reservoir simulation with a developed equation of state (EOS) to model the experiment. An automated history matching procedure is developed to match the experimental results. The modeling workflow is capable of taking into account the significant vaporization effect observed during CF when the rich-CO2 enters the three-phase separator. An upscaling study is conducted to evaluate the performance of CF in a single and multiple fracture-matrix systems. Moreover, the accuracy of dual porosity models is tested against the reference single porosity model. We accurately model the WF experiment through tuning the oil-water capillary pressure and relative permeability data. The numerical model is capable of reproducing the CF lab results by employing the best match multi-component diffusion coefficients. Moreover, we successfully model the excessive water production during CO2 injection by taking into account the hysteresis effect in water-oil capillary pressure and relative permeability. Comparing these results with our previous work at lower reservoir pressure shows the positive effect of pressure on increasing the efficiency of the tertiary-CF in recovering more oil from a matrix-fracture system. Also, the tuned capillary pressure and relative permeability during WF indicate an active imbibition drive and a strongly water-wet system. In the upscaling work, we consider the effect of several key parameters on oil recovery; e.g. matrix block size, fracture spacing, CO2 injection rate, gravity drainage, vaporization and the diffusion. The results show that the mass transport is mainly dominated by diffusion in the lab scale even though this is not the case in the large matrix block size. Our findings are an important step towards modeling the tertiary-CO2 flooding in an actual fracture-chalk system. We also provide some important inputs that are necessary for upscaling tertiary-CF from a lab-scale into a field-scale reservoir model.