Please use this identifier to cite or link to this item: http://hdl.handle.net/11527/15175
Title: Ağır Petrol Sahalarında Sagd Uygulamalarında Kuyu Testleri
Other Titles: Well Testing For Heavy Oil sagd Operations
Authors: Satman, Abdurrahman
Aian, Elnaz Ghafouri
10078035
Petrol ve Doğal Gaz Mühendisliği
Petroleum and Natural Gas Engineering
Keywords: Ağır petrol
 Kuyu testleri
Heavy oil
Well testing
Issue Date: 26-Jun-2015
Publisher: Fen Bilimleri Enstitüsü
Institute of Science And Technology
Abstract: Küresel ham petrol fiyatlarının yükselmesi nedeniyle petrol kumları gibi alışılagelmemiş ağır petrollerin üretilmesi oldukça kârlı bir düzeye erişmiştir.Venezuela, Kanada ve Suudi Arabistan petrol kaynak rezervi olarak dünyada ilk üç ülke olarak sıralanmaktadır. Kanada’nın 174 milyar varil olan ham petrol rezervinin %97’si sadece Alberta Eyaleti petrol kumlarıdır.  Isıl üretim arttırma yöntemi petrol üretim arttırma yöntemlerinden birisidir. Dünyada ağır petroller ve bitumen gibi oldukca ağır petrolleri üretmek için en çok kullanılan yöntem, ısıl üretim arttırma yöntemidir. Isıl üretim arttırma yöntemleri; yerinde yakma, surekli buhar, ve çevrimsel buhar yöntemleri olarak sınıflandırılmaktadır. Kanada Alberta Eyaleti petrol kumlarını ısıl üretim arttırma yöntemi olarak buhar destekli yerçekimi drenajı (SAGD) yöntemiyle üretmektedir.  SAGD yöntemi, petrol kumları yatağı içerisinde beş metre aralıklı iki yatay kuyu (enjeksiyon kuyusu üretim kuyusunun üstünde) olarak uygulanmaktadır. SAGD yönteminde, buhar enjeksiyonu yöntemi kullanıldığında, 570 ˚F’dan yüksek sıcaklıklı ve yüksek basınçlı buhar, yaklaşik 1000-1500 ft derinliklerindeki enjeksiyon kuyusuna basılmakta, ağır petrolü ısıtmakta ve sıvılaşmasına neden olmaktadır.  SAGD yöntemi; yatay kuyu kullanılarak rezervuarın buharla çok büyük alanda temasta olması sağlandığından dolayı tercih edilmektedir. Buhar basma ile petrol üretiminde, buharla dolu zonun hacmini bilmek uygulamaların verimliliğini incelerken önemlidir.  Bu araştırmada ısıl üretim arttırma yöntemlerinden buhar destekli yerçekimi drenajı (SAGD) yöntemi incelenmiştir. Öncelikle buhar destekli yerçekimi drenajı prosesi ve üretim mekanizmaları göz önunde bulundurulmakta, daha sonra bu yöntem uygulanırken yapılan kuyu testleri konusu incelenmektedir. Çeşitli mühendislik parametreleri; farklı yönlerde rezervuar geçirgenliği (anisotropy) , zar faktörü (skin factor), gözeneklilik (porosity), v.b., parametreler ve etkileri incelenmektedir. Modellemede iki farklı grid yaklaşımı kullanılarak, buhar enjeksiyonu süresi, su buharı enjeksiyon debileri ve farklı kalitelerde buhar basma dikkate alınarak senaryolar oluşturulmuştur Bu senaryolar için kuyu dibi basıncının zamanla değişimi gözlemlendi ve kuyu testlerinde kullanıldı. Bu tez araştirmasi Computer Modeling Group (CMG) STARS 2012.12 simulator programı kullanılarak gerçekleştirilmiştir. Rezervuar simülasyonunda 3D modeli oluşturuldu ve rezervuar ve akışkan özellikleri veri olarak modele girildi. Simülasyon modelinde sadece düşey enjeksiyon kuyusu incelendi. Bu enjeksiyon kuyu konumu için yukarıda bahsedilen parametreleri dikkate alarak, simülasyondan elde edilen ve Satman et al. (1980) yöntemi ile en iyi hangisinin uyuşduğunu göz altına alındı. Kuyu testleri analizinde genellikle basınç yükselim dönemine ait basınç ve basınç-türev sinyalleri analiz edilir. İncelenen yöntemde (SAGD) enjeksiyon/basınç düşüm (“injection/falloff”) testi, tek kuyu kullanımı ile yapılan testlerdir ve genellikle testlerde kapama zamanında ölçülen basınçların analizi daha güvenilir sonuçlar vermektedir. Bu testin analizi ile enjeksiyon kuyularının verimliği ve enjekte edilen buharın rezervuar içerisindeki yayılımı (cephesi) belirlenmektedir.  Kuyu basınç testleri analizinde, kuyu geometrisine, rezervuar yapısına ve sınır koşullarına, akış ve akışkan türüne bağlı olarak kullanılabilecek pek çok model mevcuttur ama bu araştirmada MDH (Miller-Dyes-Hutchinson) kuyu testlerinin yöntemi, temel ilkeleri, test tipleri ve analizleri hakkında bilgiler verildi ve kullanıldı. Basınç-zaman veya basınçtürevi-zaman verileri, log-log, yarılog ve kartezyen  grafiklerde çizilir ve analiz yaparken, kuyu içi depolama, çevrel akış, doğrusal akış, küresel akış, vs. akış rejimleri tanımlanır. Rezervuar-kuyu sisteminin basınç üzerinde meydana getirdiği değişimlerin türev eğrisinde, basınç-türev fonksiyonu kullanılır. Bu nedenle, kuyu basınç testleri analizinde, basınca ek olarak basınç-türev eğrilerinin kullanımı standart bir araç olmuştur. Basınç-türev fonksiyonu, kaydedilmiş kuyu dibi basıncının (veya sabit bir basınç değeri; basınç azalım testlerinde ilk basınç, basınç yükselim testlerinde ise kapama anındaki kuyu dibi akış basıncı, referans alınarak oluşturulan basınç değişiminin) zamanın doğal logaritmasına göre türevi olarak tanımlanır. Basıncın zamanın logaritmasına göre türevi alınmasının iki temel nedeni vardır. Birincisi doğal logaritmaya göre türev alındığında, basınç-türev fonksiyonun fiziksel birimi basıncın birimiyle (örneğin psi, bar, vs) ile aynı olur. İkincisi ise, kuyuya çevrel akışın (“radial flow”) olduğu durumlarda, basınç (veya basınç değişimi) zamanın doğal logaritması ile değiştiğınden, bu akış rejimi döneminde basınç-türev eğrisi sabit bir değer alır.  Basınç-türev fonksiyonun test zamanı t’ ye karşı log-log grafiğinde çevrel akış dönemi sıfır eğimli bir doğru ile tanınır. Erken zamanlarda gözlemlenen kuyu içi depolaması etkileri basınç/zaman ve basınç-türev/zaman log-log grafiklerinde +1 (birim) eğimli doğru ile tanınır. Geç zamanlarda kuyuya yakın beslenmeli bir sınır ya da fay kendini basınç-türev/zaman log-log grafiğinde +1 eğimli doğru ile gösterir. Basınç düşüm testlerinde (falloff) Δt kapama anından itibaren ölçülen zamanı temsil eder.  Bu araştırmada 500 STB/day debide toplam 30 gün buhar enjeksiyonu yapılmakta ve 1 gün (24 saat) kapatılmaktadır. Δp basınç yükselim testlerinde kapama anındaki kuyu dibi akış basıncı ile kaydedilmiş kuyu dibi basıncının farkıdır. Her akış ve kapama dönemine ait basınç-zaman verilerinin uygun şekilde analizi ile akışkan/kayaç/zar faktörü parametrelerine ait değerler belirlenebilir. Buhar zonunun hacimi, basınç-zaman grafiğinden elde edilen eğimden yararlanarak hesaplanabilir. Basınç-zaman yarılog eğimi ise etken geçirgenliğin hesaplamasında kullanilir. Zar faktörü basınç-zaman yarılog grafiğinin uzerinde 1 saat kapama zamanindaki basınç değerini okuyarak ve gerekli denklem  kullanarak hesaplanabilir. Çeşitli su buharı enjeksiyon debileri, farklı kaliteli buharlar ve farklı  enjeksiyon zamanı dikkate alınarak senaryolar oluşturulmuştur.  Buhar enjeksiyon süresi 20, 30, 40 ve 50 gün alınarak buhar zonunün hacmine ve mobilitesine etkisı incelendi. Buhar enjeksiyonun debisi 200, 500, 1000 ve 1500 STB/gün alındı ve buhar zonunün hacmine ve mobilitesine etkisi değiştiği incelendi. Enjekte edilen buharin kalitesi % 60, 70 ve 80 alınarak, buhar zonunün hacmine ve mobilitesine etkisi incelendi.  Bütün bu sonuçlar yarı kararlı akiş yöntemi ile (PSS) karşılaştırıldı. Simulatorden elde edilen sonuçlarla kullandiğimiz yöntemin (Satman-Eggenschwiler-Ramey yöntemi ile çok iyi uyuştuğu görüntülendi. Sadece kisa enjeksiyon zamanlarında ve duşuk kaliteli buhar kullanıldiğinda sonuçlar arasında fark gözlendi. Bunun nedeni kısa enjeksiyon zamanlarinda ve duşuk kaliteli buhar kullandiğimizda iyi bir buhar zonu oluşmadiği için, yari kararlı akiş davraniş eğimlerinin okumasında ki hatalar olarak düşünülmektedir.
Thermal Recovery is one of the common EOR recovery methods. Thermal recovery methods are used worldwide to recover heavy oil and bitumen. Thin layer of water between the quartz and the bitumen makes the oil sands water-wet, this  plays an important role in the separation of bitumen from the quartz by use of a hot-water extraction technique. High oil prices are pushing the application of horizontal wells in thermal recovery methods. The possibility of horizontal drilling has created a pathway for SAGD (Steam Assisted Gravity Drainage), which is the most preferred heavy oil and bitumen recovery method. Oil recovery by steam injection requires knowledge of the steam-swept pore volume. The determination of the swept volume in a thermal oil recovery process makes it possibile to do early economic evaluation; it means rapid measurement of the fuel concentration for an in-situ combustion operation, and the heat loss from a steam zone.  In field operations, the swept volume has been determined by coring and/or temperature observations made at wells during passage of the displacement front. Well testing evaluates the steam-swept volume by inexpensive and a relatively quick way. The aim of the thesis will be to estimate swept volume and steam chamber mobility by using pressure falloff tests of vertical well.  Satman, Eggenschwiler and Ramey (1980) presented a method to estimate the steam zone mobility and swept volume using pressure falloff test; assuming two regions of highly contrasting fluid mobility and an impermeable boundary interface in a composite reservoir. Consequently, for a short duration, the swept zone acts as a closed reservoir, during which the pressure response shows the pseudo steady state behavior.  Falloff tests are simulated by shutting-in the injector and recording the wellbore pressure with time. The MDH (Miller-Dyes-Hutchinson) method for the analysis of falloff data is used because the shut-in time is much less than the injection time in practical steam injection falloff tests. The pseudosteady state (PSS) method is used to estimate the swept volume, from pressure fall off testing of vertical wells.  A homogeneous square box reservoir, in CMG (STARS) simulator, is used to model steam chamber profile. Injection rate, injection time, steam injection quality and gas (steam) mobility relations with time are investigated by using simulator and comparison with PSS method. The simulation and application of case model is described and finally, comprehensive discussion of the analyses, results and conclusions are given. The results obtained in this study yields reliable results when the swept volume is sufficiently large, so that a proper Cartesian straight line behavior exist.
Description: Tez (Yüksek Lisans) -- İstanbul Teknik Üniversitesi, Fen Bilimleri Enstitüsü, 2015
Thesis (M.Sc.) -- İstanbul Technical University, Institute of Science and Technology, 2015
URI: http://hdl.handle.net/11527/15175
Appears in Collections:Petrol ve Doğal Gaz Mühendisliği Lisansüstü Programı - Yüksek Lisans

Files in This Item:
File Description SizeFormat 
10078035.pdf3.85 MBAdobe PDFView/Open


Items in DSpace are protected by copyright, with all rights reserved, unless otherwise indicated.