دراسة مقارنة لمحاكاة حقن الماء والغاز لحقل X الليبي باستخدام برنامج Eclipse.

محتوى المقالة الرئيسي

مادي عبدالله نصر
بشير محمد عمار

الملخص

الهدف الرئيسي من هذه الدراسة (وهي دراسة المكمن الشاملة لخطة تطوير الحقل الليبي X) هو التنبؤ بالأداء المستقبلي للمكمن وإيجاد السبل والوسائل لتحسين استخلاص بعض الهيدروكربونات في ظل ظروف التشغيل المختلفة. تظهر نتائج المحاكاة أن منحنى تاريخ ضغط الخزان يتطابق مع منحنى التحفيز، وهذا يعطي مؤشرا جيدا للبيانات المدخلة التي تم إدخالها إلى النموذج. آلية القيادة لجميع تلك الخزانات تأتي من ثلاث قوى طبيعية، وهي تمدد السوائل، والانضغاط الكهروضوئي، وتدفق المياه. أفضل طريقة لاختيار الاستخلاص الثانوي لحقل النفط هذا هي حقن الماء والغاز. يتمتع حقن الماء والغاز بأكبر قدر من الاسترداد الحقلي الإجمالي. يتمتع حقن المياه والغاز بأعلى ضغط خزان في نهاية المشروع. أعلى نسبة استخلاص للنفط كانت عند حقن الماء والغاز وبلغت 58%، ثم عند حقن الماء وصلت إلى 55%، ثم عند حقن الغاز فعلياً وصلت إلى 54%. وكان ارتفاع الضغط الميداني أكبر عند حقن الماء والغاز، ووصل الضغط إلى 792 رطل لكل بوصة مربعة، بينما كان أقل عند حقن الماء فقط، ليصل إلى 435.5 رطل لكل بوصة مربعة، وعند حقن الغاز فقط وصل إلى 412.9 رطل لكل بوصة مربعة. أخيرًا، تم تحقيق الهدف الرئيسي لرسالة الماجستير هذه بمساعدة محاكاة المكامن لإنتاج تنبؤات مستقبلية تؤدي إلى تحسين أداء المكمن مما يعني تطوير المكمن بطريقة تحقق أقصى فائدة للأعمال التجارية.

تفاصيل المقالة

كيفية الاقتباس
نصر M. A., & عمار B. M. (2024). دراسة مقارنة لمحاكاة حقن الماء والغاز لحقل X الليبي باستخدام برنامج Eclipse. وقائع مؤتمرات جامعة سبها, 3(2), 166–178. https://doi.org/10.51984/sucp.v3i2.3207
القسم
مقالة مؤتمر

المراجع

Stosur, G.J., Hite, J.R., Carnahan, N.F., Miller, K., 2003. The alphabet soup of IOR, EOR and AOR: effective communication requires a definition of terms. Paper SPE 84908 presented at the SPE International Improved Oil Recovery Conference in Asia Pacific, Kuala Lumpur, 20–21 October. Montaron, B., 2008. Carbonate evolution. Oil & Gas Middle East (August), 26–31.

Ahmed, T.: “Reservoir Engineering Handbook”, Gulf Publishing Company, Texas, 2000.

Craft, B., and Hawkins, M.: “Applied Petroleum Reservoir Engineering”, Prentice Hall PTR, New Jersey, (1991).

Aziz, K., and Settari, A.: “Petroleum Reservoir Simulation”, Applied Science Publishers, London, (1979).

Eclipse 2007 Manual.

Chen, Z.: “Formulations and numerical methods of the black oil model in porous media”, SIAM J, Numer, Anal, 38, 489–514. (2000).

Peaceman, D, W.: “Fundamentals of Numerical Reservoir Simulation”, Elsevier, New York, (1977).

Ahmed, T., and Paul, D.: “Advanced Reservoir Engineering”. Gulf Publishing Company, Texas, 2000.

Harpole, Kj.: “Reservoir Environments and Their Characterization” International Human Resources Development Corporation, Boston, (1985).

Wilhite, G, P.: “Waterflooding”, SPE Textbook Series Volume 3, Society of Petroleum Engineers, Richardson, Texas, (1986).

Omre, H.: “Improved production forecasts and history matching using approximate fluid-flow simulators”. SPE J., 9(3), 339–351, London, 2004.

Ruijian, Li, A. and Oliver, D, S.: “History matching of three-phase flow production data”.SPE J., 8(4), 328–340, Scotland, 2003.

Lemigas.: “Analysis PVT Fluid Reservoir (Ks-72)Final Report”,1-23.(1999).

John, R.: “Principal of Applied Reservoir Simulation”, Gulf Professional Poblishing, Houston, Texas, (2001)