شبیه سازی فرآیند تزریق پیوسته گاز دی اکسیدکربن در مخزن آسماری با هدف ازدیاد برداشت نفت، دفع دی اکسیدکربن و بررسی پارامترهای موثر عملیاتی: مطالعه موردی

تزریق دی‌اکسیدکربن یکی از رایج‌ترین روش‌های ازدیادبرداشت نفت است. هدف این مقاله شبیه‌سازی فرآیند تزریق پیوسته گاز دی‌اکسیدکربن در مقیاس میدانی به منظور محاسبه ضریب بازیافت این فرآیند و ظرفیت ذخیره‌پذیری دی‌اکسیدکربن در یکی از میادین جنوب غربی ایران است. گاز دی‌اکسیدکربن مورد نیاز از جریان گازهای خروجی نیروگاه برق رامین جدا خواهدشد. با استفاده از نرم‌افزار تجاری، شبیه‌سازی ترکیبی مدل مخزن واقعی انجام و تاثیر مهمترین پارامترهای عملیاتی نظیر حجم گاز تزریقی، نرخ تزریق گاز، تعداد و محل چاه‌های تزریقی، محل مشبک‌کاری چاه‌های تزریقی، نسبت گاز به نفت مجاز چاه‌های تولیدی و همچنین انحلال دی‌اکسیدکربن در آبده بررسی شد. نتایج شبیه‌سازی نشان می‌دهد که افزایش حجم گاز تزریقی اگرچه ذخیره‌سازی دی‌اکسیدکربن را افزایش می‌دهد، اما لزوما ضریب بازیافت نفت را افزایش نخواهد داد. نرخ تزریق و کیفیت عملیات مشبک‌کاری لایه‌ها بیشترین تاثیر را در ضریب بازیافت نفت دارند. تزریق در لایه‌های تحتانی به طور همزمان ضریب بازیافت و ذخیره‌پذیری گاز را افزایش داده و افزایش فاصله چاه‌های تزریقی و تولیدی سبب افزایش ضریب بازیافت نفت می‌شود. افزایش نسبت گاز به نفت تولیدی مجاز، ذخیره‌پذیری گاز را کاهش و ضریب بازیافت نفت را افزایش می‌دهد. انحلال بخشی از گاز دی‌اکسیدکربن تزریقی در آبده موجب کاهش ضریب بازیافت و افزایش ذخیره‌پذیری گاز دی‌اکسیدکربن می‌شود. در بهترین سناریو، ضریب بازیافت فرآیند تزریق گاز 7.5% و ذخیره‌پذیری گاز دی‌اکسیدکربن bsm3 33، معادل 60 میلیون تن گاز دی‌اکسیدکربن است.

Simulation of CO2 Injection in Asmari Reservoir for EOR and Sequestration, and Investigation of Effective Operational Parameters: Case Study

CO2 injection is one of the most common methods in enhanced oil recovery. Objective of this paper is to simulate continuous CO2 injection in field scale to obtain recovery factor of CO2 flooding and storage capacity of carbon dioxide in an oil field located in SouthWest of Iran. It has been considered that CO2 is captured from external flue gases in Ramin Power Plant. Using the commercial software and validated compositional reservoir model, the most affecting operational parameters such as injected CO2 volume, injection rate, location and number of injected wells, perforated intervals, GOR constraint of production wells, and CO2 solubility in the aquifer were investigated. Simulation results have shown that increasing the injected volume of CO2 causes increase in storage capacity, but not in the oil recovery factor necessarily. The most effective parameters on oil recovery factor are injection rate and perforated intervals. Injection in lower layers increases the recovery factor and storage capacity, simultaneously. Limiting the production wells with GOR constraint, increases the storage capacity and reduces the oil recovery factor. CO2 solubility in aquifer reduces the recovery factor of the process and increase CO2 storage capacity. Finally, at the best scenario, recovery factor obtained from continuous CO2 injection is around 7.5%, and CO2 storage capacity is 33 BSm3 equal to 60 MM metric Ton.