مقایسه عملکرد مدل mmfh و مدل جامد جهت پیش‌بینی اثر نوع و میزان تزریق گاز ترش بر تشکیل آسفالتین در مخازن نفتی

در این مقاله به بررسی عملکرد مدل mmfh و مدل جامد در پیش بینی اثر تزریق گازهای ترش بر میزان تشکیل آسفالتین در مخازن نفتی پرداخته می‌شود. آسفالتین به عنوان قطبی‌ترین و سنگین‌ترین جزء موجود در ترکیبات هیدروکربنی است که با به‌هم‌خوردن شرایط تعادلی آن در یک ترکیب نفتی در اثر تغییر عواملی همانند دما، فشار و ترکیب سیال از فاز هیدروکربنی جدا شده و فاز آسفالتین را تشکیل می‌دهد. علی‌رغم مطالعات و کارهای زیادی که برای مدل‌سازی رفتار فازی آسفالتین تحت تاثیر عوامل مختلف انجام شده‌است،‌ به‌دلیل پیچیدگی‌های زیاد این ترکیبات تعداد بسیار محدودی مدل قادر به پیش‌بینی درست رفتار فازی آسفالتین می‌باشند. دو مدل مهم در این زمینه یکی مدل اصلاح شده میلر بر پایه تئوری محلول پلیمری فلوری هاگینز و دیگری مدل جامد می‌باشد. پارامترهای هردو مدل در ابتدا با تعدادی داده آزمایشگاهی برازش شده و سپس، اثر تزریق گازهای اسیدی در دما و فشارهای بالا بر روی میزان تشکیل آسفالتین با استفاده از مدل‌های مذکور پیش‌بینی می‌گردد. در بخش پیش‌بینی،‌ پایداری مدل و نیز تطابق نتایج با تئوری‌ها و یا داده‌های آزمایشگاهی به‌عنوان ملاک مقایسه و برتری مدل‌ها انتخاب شده است. همان‌طور که در بخش نتایج دیده می‌شود، در هردو مورد یعنی پایداری مدل و نیز تطابق با مشاهدات میدانی، ‌تئوری و داده‌های آزمایشگاهی، مدل mmfh برتری نسبی بر مدل جامد مورد استفاده در نرم‌افزارهای تجاری دارد.

A Comparison between MMFH and Solid Model Performance in Predicting the Effect of Sour Gas on Asphaltene in Petroleum Reservoirs

In this work, the MMFH model and Solid model performance in predicting sour gas injection effects on the asphaltene formation and precipitation in crude oils is investigated. The asphaltene is the heaviest and the most polar parts of the crude oil. The changes in pressure, temperature, and/or composition can cause instability of the asphaltene in petroleum system and finally lead to asphaltene precipitation and deposition. Herein, two models, i.e. MMFH and Solid models, are investigated to predict asphaltene instability in three real oil samples. The stability of the models and their compatibility with the experimental and field observation are assumed as the model application comparison basis. First, the model parameters are tuned via the experimental data and then the adjusted models are used for predicting the sour gas injection and pressure effects on the asphaltene precipitation. As it can be seen, the MMFH models is better than the solid model (this model is used in the commercial software for reservoir simulation) in both comparison criteria, namely the model stability and compatibility with the other results.