ارزیابی عملکرد روابط تجربی برای تخمین خصوصیات مخازن گاز میعانی جنوب ایران

نوع مقاله : مقاله ترویجی

نویسندگان

1 دانشجوی کارشناسی ارشد مهندسی نفت/مخزن، گروه مهندسی نفت، دانشکدۀ مهندسی شیمی، نفت و گاز، دانشگاه شیراز، فارس، ایران، کد پستی: 7193616511

2 استادیار، گروه مهندسی نفت، دانشکدۀ مهندسی شیمی، نفت و گاز، دانشگاه شیراز، فارس، ایران، کد پستی: 7193616511

3 دانشیار، گروه مهندسی نفت، دانشکدۀ مهندسی شیمی، نفت و گاز، دانشگاه شیراز، فارس، ایران، کد پستی: 7193616511

4 شرکت بهره‌برداری نفت و گاز زاگرس جنوبی، شیراز، ایران، کد پستی: 7135713113

چکیده

رفتار فازی، اندازه‌گیری خصوصیات سیال و مدل‌سازی مخازن گاز میعانی، با پیچیدگی‌هایی رو‌به‌رو است. بنابراین بسیاری از محققین، روابط تجربی‌ای ارائه دادند که با استفاده از داده‌های میدانی همچون نسبت گاز به میعانات تولیدی یا داده‌‌های آزمایشگاهی مانند ترکیب درصد اجزا، می‌توان خصوصیات PVT این مخازن را تخمین زد.
در این تحقیق، تعدادی از روابط تجربی معتبر برای تخمین خصوصیات سیال گاز میعانی انتخاب شده است. داده‌های آزمایشگاهی از ۳۰ نمونۀ سیال گاز میعانی سبک تهیه‌شده از ۹ میدان گاز میعانی جنوب ایران جمع‌آوری شده و مورد ارزیابی قرار گرفته‌اند. نتایج حاصل از تخمین خصوصیات با استفاده از روابط تجربی با داده‌های آزمایشگاهی مقایسه شده‌اند و دقت روابط تجربی با توجه به میزان خطا ارزیابی شده است.
در این مقاله، محدودۀ مورداستفاده برای ارزیابی روابط تجربی عبارت‌اند از: دمای مخزن از ۱۵۹ تا ۲۳۵ درجۀ فارنهایت، جرم مولکولی گاز از ۱۷/۴gr/grmole تا ۲۱/۱۳gr/grmole، فشار شبنم از  ۳۱۰۰psia تا ۵۱۷۰psia و ضریب انحراف گاز در فشار شبنم از ۰/۸۴ تا ۱/۰۵۹، حداکثر میعانات تولیدی ۰/۹۰ تا ۲/۹۱ درصد و نسبت گاز به میعانات تولیدی از SCF/STB 86/33487 تا  SCF/STB617721 است.
کمیت‌های موردبررسی با استفاده از روابط تجربی عبارت‌اند از: درصد مولی +C7، جرم مولکولی گاز، حداکثر درصد میعانات تولیدی، نسبت گاز به میعانات تولیدی، فشار شبنم و ضریب انحراف گاز در فشار شبنم.
به‌طور کلی روابط مربوط به محاسبۀ حداکثر میعانات تولیدی و روابط مربوط به محاسبۀ فشار شبنم به‌ترتیب بیشترین و کمترین مقدار خطا را دارند. در مواردی که نسبت گاز به میعانات تولیدی زیاد است، روابط تجربی برای تخمین درصد مولی +7C مناسب نیستند. استفاده از روابط تجربی برای تخمین ضریب انحراف گاز در فشار شبنم پیشنهاد نمی‌شود.

کلیدواژه‌ها

موضوعات

عنوان مقاله [English]

Performance Evaluation of Empirical Correlations to Estimate the Properties of Gas Condensate Reservoirs in South of Iran

نویسندگان [English]

  • Fatemeh Keyvani 1
  • Mohammad Javad Amani 2
  • Azim Kalantariasl 3
  • Hossein Vahdani 4

1 Department of Petroleum Engineering, School of Chemical, Petroleum and Gas Engineering, Shiraz University, Shiraz, Iran

2 Department of Petroleum Engineering, School of Chemical, Petroleum and Gas Engineering, Shiraz University, Shiraz, Iran

3 Department of Petroleum Engineering, School of Chemical, Petroleum and Gas Engineering, Shiraz University, Shiraz, Iran

4 South Zagros Oil and Gas Production Company, Shiraz, Iran

چکیده [English]

Measurement and modelling of phasic behaviour and fluid properties of gas condensate reservoir fluids are challengnig tasks. Therefore, many researchers have proposed empirical correlations that make use of either the field data such as Gas to Condensate Ratio (GCR) or laboratory data such as compositions and plus fraction characteristics to estimate PVT properties.
In this study, several valid empirical correlations for estimating gas condensate fluid properties have been selected to be benchmarked against fields data. Laboratory data from 30 lean gas condensate samples taken from 9 gas condensate fields in south of iran have been collected to examine reliablity of the emprical correlations. The estimated results from empirical correlations have been compared with measured laboratory data. The accuracy of empirical correlations have been evalauted via error analysis.
In this study, a wide range of data are used for evaluation: reservoir temperature 159-235° F, gas molecular weight 17.4-21.13 gr/grmole, dew point pressure 3100-5170 psia, gas deviation factor in dew point pressure 0.84-1.059, maximum retrograde condensation 0.09%-2.91% and gas to condensate ratio 33487.86 - 617721 SCF/STB.
Parameters evaluated with empirical correlations include C7+mole%, gas molecular weight, maximum retragrade condensate, gas to condensate ratio, dew point pressure and gas deviation factor in dew point pressure.
The results indicate that dew point pressure correlations and maximum retrograde condensation have minimum and maximum error, respectively. In cases where gas to condensate ratio is high, C7+ mole% correlations are not suitable. Estimation of gas deviation factor (in dew point pressure) with empirical correlations is not recomended.

کلیدواژه‌ها [English]

  • Gas Condensate Reservoirs
  • Empirical correlations
  • PVT laboratory data
  • Evaluation
  1. Al_Dhamen, M., & M. Al_Marhoun, "New Correlations for Dew-Point Pressure for Gas Condensate", SPE Saudi Arabia section Young Professionals Technical Symposium, Dhahran: Society of Petroleum Engineers, SPE 155410, 2011.
  2. Peredes, J., R. Perez, & C. Larez, "Correlation to Predict and Validate Maximum Retrograde Condensation in Gas Condensate Reservoir", San Antonio: Socierty of Petroleum Engineers, SPE 158494, 2012.
  3. Arabloo, M., A. Shokrollahi, F. Gharaghezi, & A. Mohammadi, "Toward a Predictive Model for Estimating Dew Point Pressure in Gas Condensate Systems", Fuel Processing Thechnology, 2013, pp. 317-324.
  4. Dandekar, A., "Critical Evaluation of Emiprical Gas Condensate Correlation", Journal of Natural Gas Science and Engineering, 2015, pp. 298-305.
  5. Nemeth, L., & H. Kennedy, "A Correlation of Dewpoint Pressure With Fluid Composition and Temperature", Society of Petroleum Engineers Journal (pp. 99-104), Society of Petroleum Engineers, 1967.
  6. Elsharkawy, A., "Characterization of the Plus Fraction and Prediction of the Dewpoint Pressure for Gas Condensate Reservoirs", Proceedings of SPE Western Regional Meeting, Bakersfield: Society of Petroleum Engineers, SPE 68776, 2001.
  7. Ovalle, A., C. Lenn & W. D. McCain Jr, "Tools to Manage Gas/Condensate Reservoirs", SPE Reservoir Evaluation & Engineering, 2007, pp. 687-694.
  8. Shokir, E.-M., "Dewpoint Pressure Model for Gas Condensate Reservoirs based on Genetic Programming", Energy & Fuels, 2008, pp. 3194-3200.
  9. Dindoruk, B., "Development of a correlation for the estimation of condensate to gas ratio (CGR) and othar kay gas properties from density data", SPE Annual Technical Conference and Exhibition, San Antonio: Society of Petroleum Engineers, SPE 160170, 2012.
  10. Jorge Enrique Paredes, R. P., "Correlations to Estimate Key Gas Condensate Properties through Field Measurement of Gas Condensate Ratio", SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Amsterdam: Society of Petroleum Engineers, SPE-170601-MS, 2014.
  11. Danesh, A., PVT and Phase Behavier of Prtroleum Reservoir Fluids, Elsevier, 1998.
  • تاریخ دریافت: 04 اردیبهشت 1401
  • تاریخ پذیرش: 04 اردیبهشت 1401
  • تاریخ اولین انتشار: 04 اردیبهشت 1401