اخبار و اعلانات
آمار
| تعداد نشریات | 38 |
| تعداد شمارهها | 1,408 |
| تعداد مقالات | 10,088 |
| تعداد مشاهده مقاله | 11,909,079 |
| تعداد دریافت فایل اصل مقاله | 6,961,221 |
امکانسنجی روشهای حرارتی ازدیاد برداشت جهت استخراج نفت سنگین در میدان کوه موند | ||
| علوم و فنون سازندگی | ||
| مقاله 3، دوره 5، شماره 4 - شماره پیاپی 17، اسفند 1403، صفحه 27-39 اصل مقاله (1.13 M) | ||
| نوع مقاله: مقاله پژوهشی | ||
| نویسندگان | ||
| بهروز ملاداودی* 1؛ دانیال ابوعلی2؛ سید محمد مهدی حسینی3 | ||
| 1کارشناس ارشد تولید و نگهداشت/تنکو، ایران | ||
| 2کارشناسی ارشد، دانشکده مهندسی شیمی، نفت و گاز، دانشگاه علم و صنعت ایران، تهران، ایران | ||
| 3کارشناسی ارشد، مدیریت فنی مهندسی/شرکت تنکو (هلدینگ نفت و گاز) تهران، ایران | ||
| تاریخ دریافت: 27 دی 1400، تاریخ پذیرش: 16 مهر 1404 | ||
| چکیده | ||
| یکی از انواع منابع نفتی، نفت سنگین است که بعلت چگالی و گرانروی بالا، تنها با بکارگیری فناوری های پیچیده قابلیت برداشت اقتصادی دارد. در کشور ما نیز میزان قابل توجهی از منابع نفت سنگین وجود دارد. یکی از بزرگترین میادین نفت سنگین کشور، کوه موند است. در این مقاله با استفاده از الگوریتمی مرحلهای و تلفیق مدل سازی های فنی-اقتصادی به کمک شبیه ساز اکلیپس و زبان برنامه نویسی متلب، بهینه ترین سناریوی برداشت از کوه موند معین گردید. الگوریتم مرحلهای شامل غربالگری، اعتبارسنجی مدل، و در نهایت، بهینهسازی تولید است. تابع هدف بهینهسازی ارزش خالص فعلی است که با تغییر پارامترهای بهینهسازی در طول مراحل مختلف حدس و خطا به کمک بهینهساز شبیهسازی تبرید به میزان بهینه سراسری میرسد. خروجی مرحله غربالگری برای میدان کوه موند، فرایند تزریق متناوب است که از نظر اقتصادی نیز کمترین هزینه را در بین سایر روشهای حرارتی دارد و فقط از یک چاه برای تولید و تزریق استفاده می کند. در مرحله اعتبارسنجی مدل از دادههای میدان متشابه با کوه موند در آرژانتین (یاکیمنتو) استفاده شد و مدلی معتبر بدست آمد. در فاز نهایی، بهینهسازی که در واقع گلوگاه اصلی پروژه های تولید صیانتی است اجرا و تاثیر بسزایی در بالابردن سود حاصل از مدل تزریق متناوب در میدان کوه موند نشان داد. افزایش 2.5 برابری نسبت به حدس اولیه برای پارامترهای عملیاتی مدل تک چاهی مدعای این مطلب است. همچنین با ارتقاع مدل تک چاهی به مدل چندچاهی، افزایش 1.3 برابری در سودآوری مدل چندچاهی مشاهده شد. | ||
| کلیدواژهها | ||
| نفت خام سنگین؛ ازدیاد برداشت حرارتی؛ تزریق متناوب بخار؛ بهینه سازی تولید؛ ارزش خالص فعلی | ||
| عنوان مقاله [English] | ||
| Feasibility study of thermal enhanced oil recovery methods for extraction of heavy crude oil in Kuh-e-Mond oilfield | ||
| نویسندگان [English] | ||
| Behrouz Molla Davoudi1؛ Danial Abooali2؛ Mohammad-Mahdi Hosseini3 | ||
| 1Senior Production and Maintenance Specialist/Tenco, Iran | ||
| 2School of Chemical, Petroleum and Gas Engineering, Iran University of Science and Technology (IUST), Postal Box 16765-163, Tehran, Iran, | ||
| 3head of engineering deputy/Tenco | ||
| چکیده [English] | ||
| Heavy oil is one of the oil resource types, which due to its high density and viscosity, can only be economically produced using complex technologies. In our country, there is a significant amount of heavy oil resources. Kuhemund is one of the largest heavy oil fields in the country. In this paper, using a stepwise algorithm and combining technical-economic modeling with the help of Eclipse simulator and MATLAB programming language, the most optimal scenario of production was determined. The step-by-step algorithm includes screening, model validation, and finally, production optimization. The objective function is the net present value, which is achieved by changing the optimization parameters during different stages of try and error with the help of simulated annealing optimizer. The output of the screening stage for the Kuhemund field is the periodic injection process, which is also economically the lowest cost among other thermal methods and uses only one well for production and injection. In the validation phase of the model, field data similar to Mound Mountain in Argentina (Yakimento) were used and a valid model was obtained. In the final phase, optimization, which is in fact the main bottleneck of production projects, was implemented and showed a significant impact on increasing the profit from the periodic injection model in Kuhemund field. An increase of 2.5 times compared to the initial try for the operating parameters of the single well model is claimed. Also, upgrading single-well to multi-well model, 1.3-fold of increase in the profitability of multi-well model was observed. | ||
| کلیدواژهها [English] | ||
| Heavy crude oil, Thermal enhanced oil recovery, Steam injection, Optimization, Net present value (NPV) | ||
| مراجع | ||
|
[1] I. E. Agency and C. Besson, "Resources to reserves: oil & gas technologies for the energy markets of the future", 2005. [2] J. Ancheyta and J. G. Speight, "Hydroprocessing of heavy oils and residua", CRC Pres, 2007. [3] C. Boyer, J. Kieschnick, R. Suarez-Rivera, R. E. Lewis and G. J. O. R. Waters. "Producing gas from its source." vol. 18, 36-49. 2006. [4] R. F. Meyer, "World Heavy Crude Oil Resources.", 15th world petroleum congress, World Petroleum Congress, 1997. [5] R. F. Meyer and D. K. Olsen, "Heavy Oil--a Major Energy Source for the 21st Century", Petroleum Industry Press, 1998. [6] A. Chierici, D. Delle Canne and O. Properzi, "Steam drive in a fractured carbonate: The Vallecupa, Italy, pilot plant." Proceedings of the Third European Meeting on Improved Oil Recovery, Rome, Italy, 1985. [7] R. L. Trebolle, J. P. Chalot, and R. Colmenares, "The Orinoco Heavy-Oil Belt Pilot Projects and Development Strategy." Society of Petroleum Engineers, 1993. [8] J. Chang, "Understanding HW-CSS for Thin Heavy Oil Reservoir." SPE Heavy Oil Conference-Canada, Society of Petroleum Engineers 2013. [9] J. H. Duerksen, G. W. Cruikshank and M. L. J. J. o. p. t. Wasserman, "Performance and simulation of a cold lake tar sand steam-injection pilot." vol. 36, 1984 [10] J. Dillabough and M. J. O. G. J. Prats, "Recovering bitumen from Peace River deposits." vol. 72, 1974. [11] B. M. Couderc, J. Verpeaux, D. Monfrin and U. H. J. S. R. E. Quettler, "Emeraude Vapeur: A steam pilot in an offshore environment." vol. 5, pp: 508-516, 1990. [12] M. Hartemink, B. Escovedo, J. Hoppe and R. Macaulay, "Qarn Alam: Application of Simulation for Steam Pilot Design in a Fractured Reservoir." IOR 1995-8th European Symposium on Improved Oil Recovery, 1995. [13] R. Johnston and G. Shahin, "Interpretation of Steam Drive Pilots in the Belridge Diatomite." SPE Western Regional Meeting, Society of Petroleum Engineers, 1995. [14] M. Pascual, "Cyclic Steam Injection Pilot", Yacimiento Los Perales. SPE Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference, Society of Petroleum Engineers, 2001. [15] K. Safinya, "Heavy oil Recovery." Alberta Oil, vol 4, 2008. [16] A. Nabilou, "Best Method for Enhanced Oil Recovery from Sarvak Reservoir and Analyse Sensitive Parameters.", 105, 2016 [17] R. Macaulay, J. Krafft, M. Hartemink and B. Escovedo, "Design of a steam pilot in a fractured carbonate reservoir-Qarn Alam field", Oman. SPE International Heavy Oil Symposium, Society of Petroleum Engineers, 1995. [18] R. F. J. J. P. S. t. S. o. R. a. Meyer, "Heavy oil and natural bitumen." 63, 2003. [19] O. Muraza and A. J. F. Galadima, "Aquathermolysis of heavy oil: A review and perspective on catalyst development." vol. 157, pp: 219-231, 2015. [20] J. G. Speight, "The chemistry and technology of petroleum", CRC press, 2014. [21] S. B. Suslick, D. J. Schiozer, F. Nepomuceno and R. Furtado, "Forecasting the development of heavy-oil reserves in ultra-deep waters using technological risk models.", SPE Hydrocarbon Economics and Evaluation Symposium, Society of Petroleum Engineers, 2003. [22] O. Trevisan, A. Lisboa, F. França and W. Trindade, "Oil production in offshore fields: An overview of the Brazilian technology development program", World Heavy Oil Conference, 2006. [23] Tverberg, "Oil supply limits and the continuing financial crisis." vol. 37, pp: 27-34. 2012. | ||
|
آمار تعداد مشاهده مقاله: 105 تعداد دریافت فایل اصل مقاله: 44 |
||