Presentation 01

May 2, 20231

Petroleum university of technology

Teacher : dr moradi

Provider : masoud bagdeli

In the name of god

Wettability alteration in gas condensate reservoirs

Autumn 94

May 2, 20232masoud bagdeli

مخازن گاز میعانی چیست؟مخازن گازی ایرانبررسی روشهای مدیریتی و مشکالت و راهکارهای تولید در این مخازنروشهای ازدیاد برداشت از مخازن گاز میع&انی مروری بر مقاالت بررسی شده در ارتباط با تغییر تر شئندگی در مخازن گاز

میع&انی

فهرست مطالب


Black oil نفت سیاه Volatile oilنفت سبک gas condensate گاز میعانی wet gasگاز تر Dry gas گاز خشک

تقسیم بندی مخازن هیدروکربوری


نمودار رفتار فازی


در عم3ق3 بیشت3ر و در دما و فشاری مخازن گاز –میعان3ی عموماً باالت3ر از مخازن نفت3ی یاف3ت م3ی شوند. در سرتاسر جهان مخازن از جمل3ه می اس3ت. برداری بهره در حال نوع ای3ن از عظیم3ی به و ایران جنوب3ی حاشی3ه ی در جنوب3ی پارس میدان ب3ه توان ص3ورت مشترک ب3ا کشور قط3ر اشاره کرد. مخازن گاز-میعانی را

( معمول غیر مخازن قال33ب در Unconventionalعموماً Reservoir مخازن این نامگذاری دلی3ل کنند. م3ی بندی دس3ته )

( منتظره غی333ر سیاالت Retrograde Behaviorرفتار )هیدروکربوری موجو3د در آنهاست.

مانند مخازن ای3ن تولی3د، زمان3ی ی بازه ابتدای در ب3ا گذشت ام3ا ت3ک فاز رفتار م3ی کنن3د، مخازن گازی و یافته کاه3ش فشار مخزن، از برداش3ت و زمان اجزای س3نگین ت3ر از فاز گازی جدا شده و تجمعی از

میانی) گرانبهای Intermediateمیعانات Component ب3ا )C2-C6 شام3ل مولکول های3ی که(

اس3ت( را تشکیل 6 ت3ا 2تعداد ات3م کرب3ن آنه3ا بی3ن می دهند.

مخازن گاز میعانی


نمودار رفتار فازی گاز میعانی

نمودار فازي نمونه يك سيستم مايعات گازي برگشتي منحني نمونه

تشكيل مايع


جدول نمونه ی ترکیب سیاالت هیدروکربوری مربوط به دسته بندی

مخازن مختلف


مخزن به سه 1995 در سال Whitson و Fevangطبق تقسیم بندی ناحیه مختلف جریانی تقسیم می شود که عبارتند از:

ناحیه اول

نزدیک به چاه تولیدی و وجود هر دو فاز گاز ومایع

میزان میعانات گازی تشکیل شده بیشتر از مقداربحرانی است.

.فاز گاز و فاز میعانی هر دو قابلیت حرکت دارند(در طول این ناحیه ترکیب جریانGOR ثابت می )

باشد. و این بدان معناست که تک فاز گاز وارد شده از ناحیه ی دوم به این ناحیه از لحاظ ترکیب

با مخلوط تولیدی از چاه یکسان است. بدست آوردن درصد اشباع میعانات گازی این

ناحیه در آزمایشگاه و با انجام تست انبساط با CCE,Constant Compositionترکیب ثابت)Expansion)

تعیین مرز فشاری آن از طریق فشار نقطه یشبنم سیال تولیدی

مهمترین ناحیه در کاهش تحویل دهی چاه


ناحیه دوم

ناحیه ی میانه و تشکیل فاز میعانی از ابتدای اینناحیه

میزان میعانات گازی تشکیل شده کمتر از مقداربحرانی است.

تحرک فاز میعانی صفر یا خیلی ناچیز است وحرکت تنها فاز گاز

بدست آوردن درصد اشباع میعانات گازی اینناحیه در آزمایشگاه و با انجام تست تخلیه با حجم

( و CVD,Constant Volume Depletionثابت)استفاده از آن برای تصحیح فاز آب

تعیین مرز این ناحیه از لحاظ فشاری با استفادهاز فشار نقطه ی شبنم سیال اولیه مخزن

ناحیه سومدور تر از چاه وجود دارد فشار این ناحیه باالتر از فشار نقطه شبنم سیال

داخل مخزنوجود تنها فاز گاز )خشک( و حرکت آن


نواحی مختلف جریانی در مخازن گاز میعانی

نواحی مختف جریان در مخزن


تغییرات تراوایی های نسبی گاز و مایع با فاصله از چاه در مخازن گاز

میعانی


نحوه ی جریان گاز و میعانات گاز ی در طول دوره ی تولید در مخازن گاز میعانی


تجمع میعانات شکل گرفته در ناحیه اول سبب بروز دو مشکل عمده می

شود:

عدم امکان برداشت حجم میعانات باارزش ایجاد شده در مخزن

کاهش نفوذ پذیری موثر گاز و درنتیجه افت شدید قابلیت تولید از چاه

میعانات تجمع مشکالت


تخلی33ه ب33ا حج33م در خالل آزمای33ش های33ی ب33ا عنوان ، ک3ه در آزمایشگاه انبس3اط ب3ا ترکی3ب ثاب3تو ثاب3ت

بر روی س3333یال مخزن انجام م3333ی گیرد، درص3333د میعانات حاص3ل از اف3ت تدریج3ی فشار س3یال تعیی3ن

می گردد.بیشین3ه ی ای3ن درص3د، مالکیس3ت برای تقس3یم بندی

غنی. مخازن گاز میعان333ی ب333ه دو گروه فقیر و تجارب عمل3ی نشان گ3ر آ3ن اس3ت ک3ه پدیده ی میعان گاز حت33ی در مخازن بس33یار فقی33ر ه33م ب33ا گذش33ت زمان به افت شدید بهره وری چاه منجر می شود.

تعیین مقدار میعانات تشکیل شده


15 ت&ا 10نانچ&ه مخزن&ي نفوذپذيري باالي&ي )بي&ش از چميل&&ي دارس&&ي( داشت&&ه باش&&د، م&&ي توان بدون اينك&&ه نگران تشكي&ل ميعانات در چاه بود ب&ا نرخ مناس&بي از مخزن تولي&&&&د نمود. ام&&&&ا در مورد مخازن&&&&ي ك&&&&ه

ميل&&ي 10نفوذپذيري پايين&&ي داشت&&ه باشن&&د )كمت&&ر از كنترل نمود ك&&ه دارس&&ي( باي&&د نرخ تولي&&د را طوري

مان&&&ع از رس&&&يدن فشار مخزن ب&&&ه نقط&&&ه تشكي&&&ل .ميعانات گردد

جهت شده پذیرفته راهکارهایگاز مخازن از صیانتی تولید

میعانی

.i روش های جلوگیری از تجم3333333عمیعانات در مخزن

.ii روش های بهبود بهره وری3 پ333ساز تشکیل پوسته ی میعانی


های شکاف ایجاد هیدرولیکی

حفاری مورب و افقی

تجمع از جلوگیری های روشمخزن در میعانات


بر اس&&اس نتای&&ج تحقیقات، ایجاد شکاف هیدرولیک&&ی م&ی توان&د ت&ا س&ه برابر شاخ&ص بهره ده&ی از چاه های مخازن گاز میعان&ی را در ه&ر دو محدوده ی فشار باال و پایی&ن فشار نقط&ه ی شبن&م افزای&ش دهد. شکاف هیدرولیک&ی، متناس&ب ب&ا طول و شاخ&ص بدون بع&د

خود، م&&ی توان&&د عملکرد چاه را در بلن&&د رس&&اناییمدت بهبود بخشد. در حقیق&&&&&&&&&ت ایجاد شکاف در دیواره ی چاه ک&ه در اعماق ک&م در راس&تای عمودی و

۲۰۰در اعماق بی&&&ش از فوت در جه&&&ت افق&&&ی ۰گس&ترش م&ی یابن&د باع&ث حذف اث&ر پوس&ته ای ناش&ی از تجم&&ع میعانات و نی&&ر افزای&&ش قابلی&&ت هدای&&ت جریان ب&ه س&وی چاه م&ی گردد ک&ه ای&ن خود عامل&ی

جریان بوده و مان&ع جه&ت ب&ه حداق&ل رس&یدن آشفتگ&ی .از افت بهره وری چاه می شود

هیدرولیکی های شکاف ایجاد


یکی دیگر از راهکارهای ارائه شده برای جلوگیری از آسیبهای رایج در مخازن گاز میعانی،حفر چاه های افقی است. از

حفر این گونه چاه ها می توان به نرخ بیشتر تولید فواید جمله گاز ومیعانات با افت فشاری بسیار کمتر از چاه های عمودی و

در نتیجه جلوگیری از ایجاد پوسته ی میعانی اشاره کرد. یک چاه افقی به مانند یک شکاف با طول و گشودگی بسیار زیاد عمل

کرده و سطح تماس چاه با مخزن را افزایش داده و افت فشارناشی از تولید را کاهش می دهد. مطالعات بسیاری در

این زمینه در دست انجام است تا با مقایسه ی شرایط تولید از چاه های افقی در مقایسه با چاه های عمودی با شکاف

هیدرولیکی و بدون آن،& میزان کارآیی حفر این گونه چاه ها در مخازن گاز میعانی را ارزیابی کنند.

افقی و مورب حفاری


بازگردانی گاز1.

عملیات اسید کاری2.

تزریق حالل های شیمیایی3.

افزایش سرعت برداشت4.

روش های بهبود بهره وری پس از ی میعانی تشکیل پوسته


عمده تری&&ن راه حل&&ی ک&&ه ت&&ا کنون برای فائ&&ق آمدن بر پوس&&ته ی میعان&&یب&ه درون چاه اس&ت . بدی&ن ترتی&ب ک&ه پ&س از اندیشیده شده، باز گردان&ی گاز

مدتی تولید از چاه و افت فشار جریان ته چاه ، برای بازه ای مشخص گاز را بای&د ب&ه درون چاه تزری&ق کنند. بهتری&ن مقاالت ص&نایع - برای گاز تزریق&ی ، گاز تولی&د شده از همان مخزن اس&ت ک&ه میعانات آ&ن گرفت&ه شده باشد. در ای&ن فرآین&د در وهل&ه ی اول فشار مخزن بازیاب&ی م&ی شود و س&یال ب&ه حال&ت شب&ه

نزدی&ک م&ی شود. در ضم&ن آ&ن ک&ه میعانات ایجاد شده دوباره در گاز بحران&یتزریقی حل می شوند و پوسته ی ایجاد شده تا حدود زیادی ناپدید می گردد.

روشهای ترزیق گاز به دو منظور می باشد :

نگهداشتن کامل فشار و جلوگیری از کاهش آنجلوگیری از کاهش شدید افت فشار

بازگردانی گاز


روش عموم&ی دیگر&ی ک&ه برای تحری&ک چاه وحذف پوس&&ته ص&&ورت م&&ی گیرد عملیات اس&&ید کاری اس&ت ک&ه ب&ا شس&تشوی دیواره ی چاه و حذف پوس&ته باع&ث برقراری جریان س&یال م&ی

گردد.

عملیات اسید کاری


ای&ن روش را م&ی توان آخری&ن تکنولوژ&ی ارائ&هشده برای بهبود عملکرد مخازن گاز میعان&&&&&ی دانس&&ت. نتای&&ج حاص&&ل از ی&&ک بررس&&ی موردی

ماه&ه ۴نشانگ&ر دو برابر شدن شاخ&ص تولی&د در ی اول تزری&ق متانول ب&ه درون مخزن بوده ک&ه در دراز مدت ای&&&ن تأثی&&&ر ب&&&ه نرخ بهبود پنجاه

درصدی کاهش یافته است.

تزریق حالل های شیمیایی


عده ای از محققان در دانشگاه ۱۹۹۴در س&&&&&ال ،Heriot Watt اس&&&کاتلند، ک&&&ه در میان آ&&&ن ه&&&ا نام دکت&&&ر تهران&&&ی و

پروفس&ور دان&ش، اس&تاد فقی&د دانشگاه تهران، نی&ز ب&ه چش&م م&ی خورد، برای اولی&&ن بار ب&&ه نق&&ش مثب&&ت افزای&&ش س&&رعت برداش&ت پ&س از ایجاد تجم&ع میعان&ی در ناحی&ه ی اطراف چاه، در افزای&ش نفوذ پذیری نس&بی گاز و مای&ع و در نتیج&ه افزای&ش شاخص بهره وری اشاره نمودند. در حالت تک فازی، افزایش س&رعت تولی&د موج&ب ایجاد جریان آشفت&ه و افزای&ش نیروهای

( م&ی گردد ک&ه ب&ه نوب&ه ی خود مانع&ی در برابر Inertiaلخت&ی )جریان س&یال ایجاد م&ی کنن&د، ام&ا آزمایشات نشان داده اس&ت در ص&&&ورت وجود درص&&&د باالی&&&ی از میعانات، اث&&&ر تزوی&&&ج

( بر اث&ر نیروهای لخت&ی Positive Coupling Effectمثب&ت)غلبه کرده و جریان سیال دوفازی را بهبود می بخشند.

برداشت سرعت افزایش


Examinated articles :Gas – condensate production improvement using wettability alteration : a gaint gas condensate field case study ( 2014 )

Gas condensate productivity improvement by chemical wettability alteration ( 2009 )Wettability alteration to intermediate gas-wetting in low – permeability gas condensate reservoirs ( 2014 )Gas productivity enhancement by wettability alteration of gas – condensate reservoirs ( 2007 )Production enhancement in gas condensate reservoirs by alteration wettability ton gas wetness :field application ( 2008 )

بهبود بهره وری از مخازن گاز میعانی با استفاده از تغییرات ترشوندگی


Review on the articles


Gas – condensate production improvement using wettability alteration : a gaint gas condensate field

case study


The reservoir studied in this paper is one of the world's largestgas condensate fields located in the Middle East. This field has been produced for about 10 years and the reservoir pressure has droppedbelow the dew point.In recent years, wettability alteration, as a new method, has become more attractive for researchers in industry. Most of the gascondensatereservoirs rocks are naturally liquid-wetting. Altering the wettability of the reservoir rock from strongly liquid wetness to preferential gas wetness or intermediate-wetting can increase the mobility of condensate and the relative permeability to gas.


case study


Li and Firoozabadi (2000) modeled the wettability alteration in hydrocarbon systems of gas-condensate-rock. Using experimental methods, it was shown that the wettability of porous media in gas – liquid rock systems could be changed from strongly liquid wetness to preferential gas-wetness . The wettability of the rock was altered by treating it with the chemical solutions FC759 and FC722 at laboratory conditions.Tang and Firoozabadi (2002, 2003) performed wettability alteration at high temperatures up to 90 C and measured the effect of wettability alteration on liquid mobility. This work has continued by Fahes and Firoozabadi (2005) for higher temperatures up to 140 C. The results showed that at high reservoir temperatures, wettability could be permanently altered from liquid-wetting to intermediate gas-wetting and wettability alteration significantly increased liquid mobility at reservoir conditions.


case study


Kumar et al. (2006) studied improvement of the gas and condensate relative permeabilities using chemical treatments under reservoir conditions. The experimental results showed that when Novec FC 4430 polymeric surfactant was used in the methanol-water mixture as the solvent, the productivity index was improved by a factor of 2-3 for sandstone cores over the temperature range of 145- 275 F.Zoghbi et al. (2010) studied an optimum wettability condition tomaximize production enhancement. The simulation results indicated that when intermediate gas-wetting state was applied in the near-wellbore region, the gas-condensate well productivity increased significantly.


case study


The target field is a giant gas condensate field with initial reservoir pressure and temperature of 365 bars and 376 K, respectively. The initial condensate to gas ratio (CGR) of reservoir fluid is around 2*10^-4 Sm^3/Sm^3. According to PVT experiments results, the dew point pressure is 317 bar. The composition of the reservoir fluid is given in Table 1.The studied field is an offshore structure located in the south of Iran. The reservoir consists in four gas bearing in Kangan and Dalan formations, so-called layers 1 to 4 from top to bottom. Kangan and Dalan formations are mainly established of dolomite with some layers of limestone and anhydrite.


case study


Because of high thickness of productive zones of Kangan and Dalan formations, drilling of horizontal wells is out of the scope of the master development plan of the field. The exploration well of each phase in the field has been drilled vertically.A single well radial model was constructed based on the valid reservoir data. The well is vertical and located at the center of the model with radius (rw) of 0.15 m. The well produces at a constantsurface gas flow rate of about 3 * 10^6 Sm^3/day.Different block sizes in r, q and Z directions were examined and suitable grid sizes were selected. The number of grid blocks in r, q and Z-directions are 38, 1, and 10 respectively. The thickness of the reservoir is 430 m and the well is perforated along the whole reservoir thickness.


case study



case study


The value of l found to vary between 0.8 and 1.2 for the different samples. An average value of 1 has been used for generating the relative permeabilities. The relative permeability curves of three different wettability states are demonstrated in Fig. 4.


case study



case study


The cumulative gas and condensate production were increased as presented in Table 5. The differences represent about 8 and 5% increase in cumulative gas production after altering the reservoir rock wettability to intermediate- and gas-wetting, respectively.Also, cumulative condensate production increased over the reservoirlifetime by 10 and 8%, respectively.


case study



case study


As it can be observed, wettability alteration improves the gas and condensate relative permeabilities by reducing the condensate saturation around the well.


case study


Condensate profiles and flow regions of the different wettability states


1. Both gas and condensate cumulative production were improved greatly after the wettability of the porous mediawas assumed to be altered from liquid-wetting to intermediate- or gas-wetting by changing relative permeabilities in the model for a radius of 5 m around the wellbore.

2. The effect of wettability alteration on gas-condensate production improvement is more pronounced in the intermediatewetting state.

3. Altering the wettability of the reservoir rock from liquid-wetting to intermediate- or gas-wetting extends the production plateau and results in lowering condensate saturation around the well. This increases the well bottomhole flowing pressure.

4. In the region very close to the well, considering the high capillary number effects reduced the condensate saturation and increased the relative permeabilities.

5. Wettability alteration could significantly increase well productivity at relatively low cost because only the near well region needs to be treated.

The main conclusions of this study are:


The paper proceeds with a survey on gas condensate with emphasis on chemical wettability alteration. Next , the model description and reservoir simulation conditions are presented . Then results and discussion are presented. Then the main conclusions of the study are drawn

Significant liquid saturations can build up near the wells. Liquid saturations near the wells can reach 50 to 60 % under pseudo steady – state flow of gas and condensate . Productivity reductions of 40 – 80 % have been reported for some fields . It seems that the viscous forces alone cannot enhance gas well deliverability . Reductions in relative permeability of greater than 95 % in laboratory cores at low capillary number have been reported for both low and high permeability rocks .

During sampling operation in saturated gas condensate reservoirs , some losses of C7+ components is likely to occur due to liquid drop – out in the reservoir ( nagarajan 2006 ) . Similarly , part of H2S loss can result from reaction from with the exposed metal surfaces in the sampling tool .

Gas condensate productivity improvement by chemical wettability

alteration


Methods to recover well productivity


Wettability alteration in tight gas condensate and gas reservoirs is deemed to be a key strategy for recovering of lost productivity in gas condensate wells .

Chemical wettability alteration of gas condensate wells is recent development of a broader research field of where wettability alteration is used for enhanced oil recovery

Chemical wettability alteration

Fc 754 ( cheap cationic surfactant , soluble in water )Fc 722 ( expensive polymer , insoluble in water )


Saturation profile after 10 years of production before treatment


Here we have assumed there is no water in the reservoir and the surfactant is injected by solving it in alcohol or and organic solvent . Although this is not a real case. Figure 3 shows that the flow of gas was improved . The largest effect of treatment between all the cases is happening for the no – connate water conditions

Case 1 : without connate water


Seemingly after the treatment the IFT between oil and water as well as water and rock and oil and rock will decrease and hence the relative permeability of both phases will shift upward dramatically and this will mobilize both phases

Case 2 :with connate water of 20 % and 30 %


The cumulative production curves for two diferent gas composition


The main conclusions of this study are:


A pilot test was designed based on experimental results measured in the rock sampled from the target gas – condensate reservoir . The gas – condensate field , located in central china , was a high temperature and low permeability reservoir with a permeability of less than 0.1 md .about 30000 litters of chemical solution were injected into a well in the gas – condensate field .Wettability alteration has been widely studied in oil – water – rock systems but has not been in gas – liquid (oil or water ) rock systems. This may be because it is more difficult to alter the wettability in gas – liquid rock system than in oil-water rock systems.

Production enhancement in gas- condensate reservoirs by altering wettability to gas wetness : field application


In tight gas reservoirs, its usually necessary to conduct acid – fracturing to improve gas production . The problem is the low liquid return rate after stimulation of acid fracturing which may cause serious secondary formation damage.

Recently , panga et al . Studied the application of fluorocarbon surfactants at different temperatures of 25 C and 126 C to change the wettability to gas wetness.

Three types of experiments ( measurement of contact angle , spontaneous imbibition and gas flooding ) were conducted to test the wettability alteration , the stability of the chemicals at high temperature , desorption and longevity of treatment . Panga et al. focused on the selection of chemicals according to temerature stability , long term desorption etc which are essential in field application .



One of the main concerns was the formation damage caused by chemical treatment . The formation damage could increase the capillary pressure . In some course , it was observed that the increase in capillary pressure due to formation damage outweighed the reduction in capillary pressure by the wettability alteration . Thus the wettability alteration was rendered ineffective.



Properties of formation


Chemical materials


Oil and gas production increased with the decrease in producing pressure in the beginning but then decreased significantly within several days . The well was almost killed in less than a month



Production enhancement in gas- condensate reservoirs by altering wettability to gas wetness : field

application


1. The treatment of wettability alteration to gas wetness using a fluorocarbon surfactant was applied to a gas condensate well in dongpu field and it was found that the gas production was increased significantly However the increase in gas production was not sustained. The main possible reasons might be due to the exremely low permeability and high viscosity of liquid condensate .

2. It may be better to choose a production well with a well- known production history than an appraisal well with a very short or even no production history

3. It is necessary to investigate the screening criteria ( for example : the lower limit of permeability ) to apply the treatment of wettability alteration to gas wetness.

conclusions

Presentation 01

Documents

Transcript of Presentation 01