| المستخلص: |
تم في هذه البحث دراسة إمكانية استخدام طريقة الحقن الكيميائي ASP كإحدى طرق الاستثمار المدعم للنفط (EOR) Enhanced Oil Recovery بهدف زيادة عامل الإزاحة في حقول النفط السورية. بداية أجري مسح مرجعي لطرق (EOR) بشكل عام والكيميائية منها (Chemical EOR) بشكل خاص، متضمناً بصورة خاصة المسح المرجعي لطريقه الحقن الكيميائي ASP (الدراسات المخبرية والمشاريع الحقلية التي تخص هذه الطريقة) كما أجري أيضاً مسح مرجعي لطرق الاستثمار المدعم للنفط المنفذة والمخطط لها في الحقول السورية. وبعد دراسة المؤشرات الخزنية للحقول السورية ومقاطعتها مع شروط تطبيق طريقة الحقن ASP اختير أحد الحقول المناسبة للدراسة والتطبيق (حقل ديرو)، حيث أحضرت منه عينات صخرية وسائلة، وقيست خصائصها الفيزيائية والكيميائية. استخدم في الدراسة المخبرية 14 نوع من مخفضات التوتر السطحي و7 أنواع من البوليميرات و6 أنواع من القلويات ومن خلال قياس المؤشرات الفيزيائية والكيميائية لمحاليلها تم التوصل إلى تحديد التركيز المثالي لكل مادة في النظام المحقون (فيما إذا تم حقنها بشكل منفصل)، ومن ثم التركيز المثالي لهذه المواد (فيما إذا تم حقنها كمزيج في الطبقة (ASP)) والتي تحقق أقل توتر بين سطحي من جهة وأعلى لزوجة من جهة أخرى. ونظراً لأن دراسة السلوك الطوري مهمة جداً لتفسير عمليات الإزاحة، كما أن ربط نتائج عمليات الإزاحة والسلوك الطوري مع الاختبارات الحقلية يعتبر من العوامل الحاسمة لنجاح عملية الحقن الكيميائي ASP، فقد درس في هذا الإطار تأثير إضافة كل مكون من مكونات محلول الحقن الكيميائي ASP على خاصية الامتزاج (نفط/ محلول ASP) إضافة إلى دراسة تأثير درجتي الحرارة والملوحة الطبقيتين على الخاصية المذكورة. ونتيجة لهذه الدراسة فقد تم تحديد التركيز الأمثل لمكونات محلول الحقن الكيميائي ASP المختارة في المرحلة السابقة ، ولكن من وجهة نظر سلوك الأطوار(أي التراكيز التي تحقق أكبر حجم لمنطقة الطور الواحد) وفي المرحلة اللاحقة تم حقن المحلول المثالي المحقق سابقا ضمن نموذج صخري يحاكي الطبقة المنتجة للحقل المدروس وذلك بأشكال وطرق مختلفة، وقورنت نتائج عمليات حقن المحلول ASP بعملية حقن المياه . ومن ثم تم تحديد الحجم المثالي لدفعة محلول ASP التي يجب حقنها في الطبقة. وأخيراً تم إجراء دراسة اقتصادية تضمنت اختيار نموذج مصغر (PILOT) في الحقل المدروس، وتحديد حجوم المواد المحقونة، والتسلسل المقترح لحقنها إضافة إلى تصميم مخطط الحقن المقترح، ومن ثم حساب كلفة المواد المحقونة ضمن البايلوت، وكمية النفط المتوقع إنتاجها منه بعد حقن دفعة محلول ASP. وبمحصلة ما سبق فقد تم التوصل إلى مجموعة هامة من النتائج صنفت في آخر البحث . \
This work was conducted to study the feasibility of using ASP Chemical injection as Enhanced oil recovery method to increase the recovery factor from the Syrian oil fields At the beginning a Literature Review of the enhanced oil recovery methods in general was conducted, especially chemical methods, including ASP solution method (lab studies and field projects related to this method), After studying reservoir characteristics of Syrian oil fields and the data were correlated with the requirements ASP chemical injection applications, a suitable field was selected (Diero field for lab experiments), and samples of the field pay formation and fluids were prepared, and their chemical and physical properties were defined. In the lab experiments, 14 types of surfactants, 7 types of polymers, and 6 types of alkaline were used, chemical and physical parameters of their solutions were determined, to determine the optimum concentration for each component in the injection system (if were injected separately), then the optimal concentrations of their mixed solution in the formation (ASP) which can achieve the lowest interfacial tension, and on the other hand the maximum viscosity. Since studying the phase behavior is very important for displacement mechanism explanation, as well as correlation the displacement and phase behavior results with field testing are considered of the crucial factors in the success of ASP chemical injection. In this view the effect of addition every component of ASP solution on ASP solution/oil miscibility, the effect of formation salinity and temperature on the mentioned property were studied. As a result of this study the optimum concentrations of ASP solution components (that are selected in the previous step) were determined from the phase behavior point of view (e.i the concentrations that meet the minimum multiphase area and maximum single phase area). In the next step the chosen solution was injected in formation rock model which simulate the reservoir formation of the field in different methods and patterns , and the results of ASP solution injection were compared with dual component arrangements injection trials such as: water injection Then the optimal volume of the ASP solution slug to be injected in the reservoir was determined. Finally economic study was conducted, included selection of pilot model of the field, determination of volume of injected chemicals, suggested plan of chemical injection sequence, in addition to design of suggested injection pattern, then the cost of chemical to be injected in the model was calculated, and the expected oil production volumes from the pilot after ASP solution slug injection. As a result from the above mentioned, a very important group of results were obtained and classified at the end of this study.
|
