مدلسازی تنیده ترموهیدرومکانیکی مخازن هیدروکربنی

نوع مقاله : مقاله پژوهشی

نویسندگان

1 دانشیار؛ دانشکده مهندسی عمران، دانشگاه خواجه نصیرالدین طوسی

2 دانشکده مهندسی عمران دانشگاه خواجه نصیرالدین طوسی

چکیده

در یک مخزن نیروهای ناشی از تنش‏های مکانیکی، تنش‏های حرارتی و فشار سیالات بر روی یکدیگر اثر گذاشته و یک پدیده کاملا بهم‎تنیده را ایجاد می‎کنند. تغییر شکل‌های مخازن در اثر دما و تنش‏های مکانیکی‏ سبب تغییرات تنش موثر شده و میزان دبی تولید را تحت تأثیر قرار می‌دهد. به صورت مشابه فشارحفره‏ای و تغییرات درجه حرارت سبب تغییرشکل در مخازن ‏می‏شود. از آنجا که این پدیده‏ها به صورت دوطرفه در اندرکنش با یکدیگر قرار دارند، لحاظ کردن تأثیرهای حرارت، فشارحفره‏ای و تغییرشکل‌ها بر تولید مخزن در برنامه‌های شبیه سازی مخزن نیازمند حل همزمان معادلات حرارت، ژئومکانیک و جریان می‌باشد. در این تحقیق ابتدا به بررسی تاریخچه مدلسازی ترموهیدرومکانیک پرداخته می‎شود. سپس معادلات حاکم شامل سه دسته معادلات توازن جرم، توازن مومنتوم و توازن انرژی برای یک محیط متخلخل تغییرشکل‌پذیر غیرهم دما که توسط سه فاز سیال آب، نفت و گاز اشباع شده است، ارایه می‏شوند. این معادلات به یکدیگر وابسته بوده و بصورت دستگاه معادلات دیفرانسیل جزئی حل می‏گردند. با توجه به تنیده بودن معادلات حاکم و پیچیده بودن شرایط مرزی آنها، این دستگاه معادلات معمولا به روش عددی حل می‏شوند. روش‎های عددی مختلفی برای حل بکار گرفته شده است که دارای نقاط ضعف و قوت متفاوتی هستند. در این مقاله حل عددی معادلات تنیده ترموهیدرومکانیکی حاکم بر مخازن هیدروکربنی، به روش ترکیبی اجزا محدود و احجام محدود مطرح شده و مثالهایی از شبیه سازی محیط‏های متخلخل ارایه می‏گردد. مثال‏ها توانایی مدل پیشنهادی را نشان ‏می‏دهند.

کلیدواژه‌ها

عنوان مقاله [English]

A fully coupled thermo-hydro-mechanical model for simulating hydro-carbon reservoirs

نویسندگان [English]

  • Hasan Ghasemzadeh 1
  • mohammad sanayepasand 2
1 Associate Professor; Faculty of Civil Eng., K. N. Toosi University of Technology
2 civil engineering faculty of KNTU
چکیده [English]

In an oil reservoirs, the mechanical stresses, the thermal stresses and the fluid pressures can effect on each other and create a completely coupled phenomenon. Reservoir deformations due to thermal and mechanical stresses can cause the changes on effective stress and effect on the rate of production. Similarly, fluid pore pressure and temperature variations can effect on the deformation of reservoirs. Since these phenomena are mutually interacting with each other, considering the effects of temperature, fluid pore pressure and deformation on reservoir production requires the simultaneous simulation of heat, geomechanical and flow equations. In this article, first, the history of thermo-hydro-mechanical modeling is described. Then, the governing equations include three sets of mass equilibrium, momentum equilibrium and energy balance equations are presented for a non-isothermal deformable porous medium that is saturated by three phases of water, oil, and gas. These equations are related to each other and are solved in the form of partial differential equations. Due to being coupled of governing equations and the complexity of their boundary conditions, this equation is usually solved numerically. Different numerical methods have been used for solving which have different positive and negative points. Finally, the numerical solution of coupled thermo-hydro-mechanical equations is described in a finite volume and finite element methods and the examples of porous media simulation are presented. The examples show the ability of the proposed model.

کلیدواژه‌ها [English]

  • Coupled modeling
  • Thermo-dynamic
  • Porous media
  • Oil and gas storages
  • Numerical modeling
  • Multiscale
  • Cracked storages

مراجع

Biot, M. (1941). General theory of three-dimensional consolidation. J. Applied Physics, 12, 155-164.
Coussy, O. (1995). Mechanics of porous continua. New York: Wiley.
de Boer, R., & Bluhm, J. (1999). The influence of compressibility on the stresses of elastic porous solids — semimicroscopic investigations. Int. J. Solid Struct., 36, 4805–4819.
Taheri, E., Sadrnejad, S. A., Ghasemzadeh, H., multiscale geomechanical model for a deformable oil reservoir with surrounding rock effects, Int. J. Multiscale Comput. Eng. 13 (6) (2015) 533–559.
Taheri, E., Sadrnejad, S. A., Ghasemzadeh, H., Application of M3GM in a Petroleum Reservoir Simulation, Journal of Petroleum Science and Technology. 7 (3) (2017) 33–46.
Fouladi Moghaddam, N., Matkan, A., Sahebi, M., Roostaei, M., & Baqtiari, H. (2010). Subsidence monitoring of an Iranian oil field inferred from SAR interferometry. Land Subsidence, Associated Hazards and the Role of Natural Resources Development, (pp. 299-303). Mexico.
Ghassemi, A., Pak, A., Numerical Simulation of Sand Production Experiment Using a Coupled Lattice Boltzmann-Discrete Element Method. 2015, Journal of Petroleum Science and Engineering, Vol. 135, pp. 218-231.
Ghasemzadeh, H. (2008). Heat and contaminant transport in unsaturated soil. Int. J. Civ. Eng., 6(2), 90-107.
Ghasemzadeh, H., Sanaye Pasand, M, Modeling of oil transport in porous media using multiscale method with adaptive mesh refinement, Springer Series in Geomechanics and Geoengineering (2019) 475–485.
Ghoreishian Amiri, Sadrnejad, S.A., Ghasemzadeh, H., Montazeri, G. H, Application of control volume based finite element method for solving the black -oil fluid equations, Pet. Sci. 10 (2013) 361–372.
Ghoreishian Amiri, Sadrnejad, S.A., Ghasemzadeh, H, A hybrid numerical model for multiphase fluid flow in a deformable porous medium, Applied Mathematical Modelling 45 (2017) 881–899.
Hassanizadeh, M. (1980). Macroscopic description of multi-phasesystems: A thermodynamic theory of flow in porous media. Phd dissertation.
Hassanizadeh, M., & Gray, W. G. (1980). General conservation equations for multi-phase systems: 3. Constitutive theory for porous media flow. Advances in Water Resources, 3, 25-40.
Hou, Q., Zhou, Z., & Yu, A. (2012). Micromechanical modeling and analysis of different flow regimes in gas fluidization. Chemical Engineering Science, 84, 449–468.
Lewis, R. W. and Schrefler, B. A. The finite element method in the static and dynamic deformation and consolidation of porous media. Chichester : John Wiley, 1998.
Li, B., Chen, Z., & Huan, G. (2003). The sequential method for the black-oil reservoir simulation on unstructured grids. J. Comput. Phys., 192, 36-72.
Lo, W. C., Sposito, G., & Majer, E. (2002). Immiscible two-phase fluid flows in deformable porous media. Advances in Water Resources, 25, 1105-1117.
Marcondes, F., & Sepehrnoori, K. (2010). An element-based finite-volume method approach for heterogeneous and anisotropic compositional reservoir simulation. J. Pet. Sci. Eng., 73, 99-106.
Pao, W. K., Lewis, R. W., & Masters, I. (2001). A fully coupled hydro-thermo-mechanical model for black oil reservoir simulation. Int. J. Numer. Anal. Meth. Geomech, 25, 1229-1256.
Sadrnejad, S.A., Ghasemzadeh, H., Ghoreishian Amiri, S. A., Montazeri, G. H, A control volume based finite element method for simulating incompressible two-phase flow in heterogeneous porous media and its application to reservoir engineering, Pet. Sci. 9 (2012) 4 85–4 97.
Sadrnejad, S.A., Ghasemzadeh, H., Taheri, E, Multiscale multiphysic mixed geomechanical model in deformable porous media, Int. J. Multiscale Comput. Eng. 12 (2014) 529–547.
Schrefler, B. (2004). Multiphase flow in deforming porous material. Int. J. Numer. Meth. Engng, 60, 27–50.
Wang, W., Zhao, S., Shao, T., Zhan, M., Jin, Y., & Cheng, Y. (2012). Numerical study of mixing behavior with chemical reactions in micro-channels by a lattice Boltzmann method. Chemical Engineering Science, 84, 148–154.
Wei, C. F. (2001). Static and dynamic behavior of multiphase porous media: Governing equations and finite element implementation. PhD dissertation. 

فایل ها

هم رسانی

ارجاع به این مقاله

آمار