شبیه سازی و بهینه سازی فرایند ریزش ثقلی به کمک بخار با یک چاه افقی

شبیه­ سازی و بهینه ­سازی فرایند ریزش ثقلی به کمک بخار با یک چاه افقی

صادق بازیار¹، حبیب الله باورصاد شهری­ پور¹

1- شرکت صنایع نفت امین سازه سورنا API

baziar@apiss.ir

bavarsad@apiss.ir

چكيده

روش ریزش ثقلی به کمک بخار (SAGD) روشی جدید و کارآمد برای تولید نفت های سنگین و بیتومن می­باشد. به جهت اینکه در روش های معمول ، نیروی گرانش، توانایی لازم را برای ایجاد نيروي کافي براي جابجا کردن نفت سنگين به سمت يک چاه عمودي معمولي و يا انحرافي به ميزان مقرون به صرفه را ندارد، در روش SAGD، از يک جفت چاه افقي استفاده مي­شود. دو چاه ، بصورت يک چاه تزريقي در بالاي يک چاه توليدي، در قسمت پاييني سازند حفر ميشوند. اين دو چاه به همراه قسمتي از مخزن که بين آنها واقع ميشود، در ابتدا توسط چرخش بخار بين چاه­ها حرارت داده ميشوند. هنگامي که ارتباط بين دو چاه برقرار شد، تزريق بخار در چاه بالايي ادامه يافته و يک محفظه بخار را بوجود مي آورد که به سمت بالاي چاه تزريقي به درون مخزن حرکت مي­کند. به طور همزمان، نفت سنگين و قير به همراه بخار آب چگالش يافته توسط نيروي جاذبه از طرفين محفظه بخار به چاه افقي پاييني ريزش ميکنند. در روش SW-SAGD ، بخار به درون لوله مغزي تزريق شده و نفت از فضاي حلقوي توليد ميگردد. براي بهبود تأثير اين روش در مراحل اوليه، لازم است مناطق اطراف چاه حرارت داده شود تا ويسکوزيته کاهش يافته و فرايند ريزش ثقلي آغاز گردد. اگرچه نتایج بدست آمده نشان میدهد که بازدهی روش SW-SAGD کمتر از روش SAGD می باشد اما از اين روش ميتوان در مخازن با ضخامت کم که امکان حفر دو چاه افقي در آنها وجود ندارد، استفاده نمود. همچنين، اين روش به دليل حفر يک چاه به جاي دو چاه، از لحاظ اقتصادي مقرون به صرفه تر خواهد بود. در این مقاله یک مدل سه بعدی با استفاده از داده های مخزن آلبرتا در کانادا توسط نرم افزار CMG STARS شبیه سازی شده است. خواص و ویژگی های سنگ، سیال و سنگ و سیال مدل نزدیک به مخزن واقعی می باشد. هدف ما در این مقاله بهینه کردن پارامترهای عملیاتی، برای دستیابی به حداکثر میزان بازیافت نفت با روش ریزش ثقلی به کمک بخار می باشد در نهایت ما به این نتیجه رسیدیم که در یک دوره زمانی 10 ساله با فشارتزریق 8000 کیلو پاسکال ، و دبی تولید 600 مترمکعب در روز و همچنین شعاع های به ترتیب، 4.5 و 5.5 سانتی متر برای لوله مغزی و چاه می توان بیشترین تولید نفت به همراه کمترین میزان تزریق بخار یا به عبارتی کمترین میزان هزینه را انتظار داشت.

واژه‌هاي كليدي : روش ریزش ثقلی به کمک بخار، نفت سنگین، لوله مغزی، فضای حلقوی، آلبرتا.

مقدمه

در دو دهه اخير، منابع نفت سنگين و فوق سنگين نقش مهمي را در صنعت نفت ايفا کرده اند. وجود بيش از 6 تريليون بشکه نفت سنگين در جا (3 برابر کل ميزان نفت و گاز معمولي کل جهان) اهميت ويژه اي به اين گونه منابع بخشيده است. تلاش براي گسترش فناوري برداشت نفت سنگين از اولين اکتشافات اين گونه منابع در سال 1962 در کانادا شروع شد. با اکتشافات منابع نفت سنگين، ابداع روشهايي که توسط آنها برداشت اين گونه منابع از نظر اقتصادي به صرفه باشد، ضروري مينمود؛ زيرا روشهاي معمول و قديمي در اين زمينه کاربرد چنداني نداشت. روشهاي جديدي در اين زمينه در اواسط دهه هفتاد ميلادي ابداع شد. يکي از اين روشها ريزش ثقلي به کمک بخار^[1] (SAGD) است. اين روش به صورت گسترده اي براي برداشت از منابع نفت سنگين (به خصوص در کانادا) مورد آزمايش قرار گرفت و نتايج بسيار اميدوار کننده اي از آن به دست آمد. پيش از ابداع اين روش، روشهاي ديگري از قبيل تزريق بخار دوره اي^[2]، احتراق در جا^[3]، حرارت دهي الکتريکي^[4] و روشهاي ديگري به کمک چاههاي افقي آزمايش شد، اما در بين همه آنها تنها SAGD نتايج قابل قبولي به دست داد.

استفاده از SAGD به عنوان يک روش قابل اطمينان جهت توليد از مخازن نفت سنگيني که به روشهاي معمولي توليد از آنها امکان پذير نيست، شناخته شده است. به صرفه بودن اين روش از لحاظ اقتصادي در کانادا اثبات شده و در نقاط ديگري مثل ونزوئلا و عربستان سعودي نيز اين روش در دست اجراست.

به جهت اینکه در روش های معمول ، نیروی گرانش توانایی لازم را برای ایجاد نيروي کافي براي جابجا کردن نفت سنگين به سمت يک چاه عمودي معمولي و يا انحرافي به ميزان مقرون به صرفه را ندارد، در روش SAGD، از يک جفت چاه افقي استفاده ميشود. دو چاه ، بصورت يک چاه تزريقي در بالاي يک چاه توليدي، در قسمت پاييني سازند حفر ميشوند. اين دو چاه به همراه قسمتي از مخزن که بين آنها واقع ميشود، در ابتدا توسط چرخش بخار بين چاهها حرارت داده ميشوند. هنگامي که ارتباط بين دو چاه برقرار شد، تزريق بخار در چاه بالايي ادامه يافته و يک محفظه بخار را بوجود مي آورد که به سمت بالاي چاه تزريقي به درون مخزن حرکت ميکند. به طور همزمان، نفت سنگين و قير به همراه بخار آب چگالش يافته توسط نيروي جاذبه از طرفين محفظه بخار به چاه افقي پاييني ريزش ميکنند.

در روش ریزش ثقلی به کمک بخار با یک چاه افقی (SW-SAGD)، بخار به درون لوله مغزي تزريق شده و نفت از فضاي حلقوي توليد ميگردد. براي بهبود تأثير اين روش در مراحل اوليه، لازم است مناطق اطراف چاه حرارت داده شود تا ويسکوزيته کاهش يافته و فرايند ريزش ثقلي آغاز گردد. اگرچه نتایج بدست آمده نشان میدهد که بازدهی روش SW–SAGD کمتر از روش SAGD می باشد اما از اين روش ميتوان در مخازن با ضخامت کم که امکان حفر دو چاه افقي در آنها وجود ندارد، استفاده نمود. همچنين، اين روش به دليل حفر يک چاه به جاي دو چاه، از لحاظ اقتصادي مقرون به صرفه تر خواهد بود.

تاریخچه SAGD

ريزش ثقلي به کمک بخار (SAGD) در سال 1980 توسط باتلر^[5] ابداع شد. در اين روش، به جهت اين که گرانش قادر به ايجاد نيروي کافي براي جابجا کردن نفت سنگين به سمت يک چاه عمودي معمولي و يا انحرافي به ميزان مقرون به صرفه نيست، از يک جفت چاه افقي استفاده مي­شود.

در سال 1981، باتلر، استیفنز^[6] و وایز^[7] گسترش عمودي محفظه بخار در بالاي يک چاه افقي را مورد مطالعه قرار دادند. آنها دريافتند که در جريان گسترش محفظه بخار رو به بالا، هد در دسترس کمتر از ارتفاع محفظه خواهد بود. آنها اين پديده را با اعمال فاکتور β در رابطه بالا لحاظ کردند.

در سال 1985، جوشی^[8] و ترلکلد^[9] با مقايسه تزريق کننده­هاي افقي و عمودي دريافتند که چاه­هاي تزريقي افقي بازدهي بيشتري داشته و به بازيافت سريع­تر نفت منجر مي­شوند. آن­ها همچنين متوجه شدند وجود شکستگي­هاي عمودي، به­خصوص شکستگي­هاي چندگانه، به بهبود عمليات کمک مي­کند. بخش ديگري از مطالعات آنها نيز مربوط به سرعت انتقال محصولات از چاه توليدي بود که نشان داد سرعت خيلي بالا يا پايين انتقال تأثير بدی بر بازدهي فرآيند داشته و براي بهينه شدن بازده، سرعت انتقال نيز بايستي بهينه باشد.

باتلر و فرگوسن^[10] در سال 1988 نشان دادند که براي يک سيستم داراي چاه­هاي مجاور، تزريق بخار بايد تقريبا زماني که محفظه هاي بخار مجاور در نقطه وسط دو چاه به يکديگر متصل مي­شوند، متوقف شود.

در سال 1989، یانگ^[11] و باتلر آزمايشاتي براي شبيه­سازي مخازن ناهمگن، شامل مخازن داراي لايه هاي نازک شيلي و يا لايه­هاي افقي با قابليت هاي تراوايي^[12] متفاوت، انجام دادند. نتايج آزمايشگاهي نشان داد که يک لايه جداکننده^[13] افقي کوچک، اثر چنداني بر روي عملکرد عمومي نخواهد داشت؛ در حالي­که يک لايه جداکننده افقي بلند، باعث کاهش دبي توليدي (کمتر از ميزاني که انتظار ميرود) خواهد شد.

باتلر و انگ^[14]در سال 1989 نشان دادند که افت فشار ناشي از اثر ديواره چاه در شرايط واقعي ناچيز است، مگر اين که گرانروي نفت درون چاه بدليل سرد بودن بالا باشد. در نظر گرفتن افت فشار ديواره چاه مخصوصا براي مدلهاي سه بعدي مقياس بندي شده با چاههاي افقي نسبتا بلند مهم است.^[1]

نصر^[15]در سال 1996 با استفاده از روشهاي عددي و تجربي تحليلي از فرايند SAGD را در اعماق زمين ارائه داد. وي آزمايشاتي را به صورت دو بعدي بر روي نفت سنگين و فوق سنگين انجام داد و چگونگي گسترش محفظه بخار را مشاهده نمود. او اين مشاهدات را با مدلهاي عددي پيش بيني شده مقايسه نموده و پيچيدگي­هاي اين فرآيند را بررسي کرد.^[3]

ابالا^[16]و بوچانا^[17]ن در سال 1996 سناريوهاي مختلفي را براي ارزيابي تفاوتهاي تزريق بخار دوره اي^[18] و SAGD شبيه سازي نمودند. آن­ها نتيجه گرفتند که فرايند ريزش در صورتي قابل اجراست که استراتژي عملياتي متناسب با آن شناخته شده باشد. آنها همچنين ايده SAGD با يک چاه افقي يا SW-SAGD^[19] را امتحان نمودند.

فالک^[20]و همکاران در سال 1996 تحقیقاتی را در زمینه تکمیل چاه های SW-SAGD در میدان دریاچه کاکتوس^[21]آلبرتای کانادا انجام دادند. این میدان ماسه سنگی دارای لایه بهره ده با ضخامت 16 تا 18 متر و تراوایی md3400 و نفت (API°12) می باشد. مشاهدات آنها نشان داد که نرخ تولید نفت سنگین در اثر بخار تزریقی به مرور زمان افزایش پیدا کرد و همچنین نسبت بخار به نفت تزریقی برای مدت شش ماه تولید بین 1 تا 1.5 اندازه گیری شد.

مک کورمک^[22]و همکاران در طی 2 سال 19 حلقه چاه SW-SAGD را در کانادا حفر و مشاهدات خود را ثبت کردند. آنها به علت بازدهی پایین ، مجبور شدند 5 مورد از پروژه های تک چاهه را با تکنیک های تولید دیگر جایگزین کنند این تولید ضعیف در میادینی با ویسکوزیته بسیار بالا ، رانش آب قوی و مخازن دارای مشکل تولید شن مشاهده شد. در عوض در مخازن با فشار بالا ، ویسکوزیته پایین ، نفت کف دار و رانش آب پایین نتایج بسیار امیدوار کننده بود.آنها مکانیسم های رانش خود را ترکیبی از ریزش ثقلی ، افزایش برداشت اولیه بعلت گرم شدن ناحیه اطراف چاه در اثر هدایت و ریزش ثقلی در اثر تزریق بخار آب معرفی کردند.

الیوت^[23] و کووزک^[24] در سال 1999 یک مطالعه عددی با استفاده از نرم افزار شبیه ساز CMG STARS انجام دادند. این مطالعات بر روی مخزنی در آلبرتا صورت گرفت. آنها گزارش کردند که فرآیند SW-SAGD تنها ناحیه اطراف چاه را تحت تاثیر قرار می دهد و بر اساس این مطلب ، این ایده را مطرح کردند که برای داشتن یک پاسخ مناسب، ناحیه اطراف چاه باید بصورت سریع و موثر حرارت داده شود. آنها در نهایت به این نتیجه رسیدند که روش تزریق چرخه ای بخار در مقابل تزریق پیوسته بخار در SAGD ، بهترین روش برای گرم کردن ناحیه اطراف چاه است.

شن^[25] در سال 2000 يک بررسي عددي بر روي SW-SAGD انجام داد. مطالعات وي نشان داد که موجي بودن ديواره چاه افقي محدوديت ناشي از فشار مويينگي^[26] را بر روي بخاري که به مخزن وارد ميشود، از بين ميبرد؛ اگر چه اين تأثير بسيار محدود بوده، و در عمل از نظر اقتصادي نامطلوب است. ميزان نفت توليدي از طريق SAGD با يک چاه نسبت به SAGD با دو چاه کمتر است. دليل اين امر الگوهاي متفاوت تبادل سيالات در اين دو فرايند است.

پس از سال 2000 نيز تحقيقات گسترده اي بر روي روش ريزش ثقلي به کمک بخار صورت گرفت و روش­هاي ديگري بر پايه اين روش پيشنهاد گرديد.

اصول روش SAGD

هدف اصلي از ابداع SAGD، ايجاد روشي است که توسط آن بتوان بطور مداوم بخار را تزريق نموده و بخار آب چگالش يافته ايجاد شده را همراه با نفت گرم شده جابجا نمود. مفهوم اين روش در شکل 1 نشان داده شده است.

شکل 1. مکانيسم روش SAGD.

بخار در پايين مخزن تزريق شده و تمايل به حرکت به سمت بالا دارد. از طرف ديگر بخار آب چگالش يافته همراه با نفت گرم شده تمايل به حرکت به سمت پايين مخزن را دارند. با جابجا شدن اين مايعات، فضاي خالي ايجاد شده توسط بخار پر ميشود. يک چاه افقي در پايين مخزن حفر ميشود. محفظه بخار در بالاي اين چاه شکل گرفته و بخار توسط چاه افقي ديگري که معمولا نزديک (به فاصله تقريبا 5 متري) و بالاي اين چاه توليدي قرار ميگيرد، بطور مداوم به محفظه بخار تزريق ميشود. در برخي موارد بجاي چاه افقي از چاه عمودي به عنوان چاه تزريقي استفاده ميشود. (براي چاه­هاي افقي توليدي طولاني از چندين چاه عمودي استفاده ميگردد.) در مخازن داراي نفت قابل حرکت^[27]، براي بهتر شدن عمليات، چاه افقي تزريقي را در منطقه بالاتري از مخزن حفر ميکنند.

شکل 2. چاه­هاي تزريقي و توليدي در SAGD.

معمولا فشار بخار تزريقي در طول عمليات ثابت نگه داشته ميشود. محفظه بخار توسط سنگ آغشته به نفت سنگين سرد^[28] احاطه شده است. گرماي ايجاد شده به اين نفت رسيده و اطراف سطح تماس^[29] را گرم نموده و باعث جريان نفت آن به چاه توليدي ميشود. بخار آب چگالش يافته نيز همراه با اين نفت ريزش ميکند. با جابجا شدن نفت، محفظه بخار به جلو و اطراف گسترش ميابد و فشار محفظه بخار ضرورتا ثابت ميماند. عامل جريان سيالات در اين روش نيروي گرانش بوده که باعث پايين آمدن نفت و بخار آب چگالش يافته شده و بخار را بالا ميراند.

در بررسي و تحليل ابتدايي اين روش، بنظر ميرسيد گسترش محفظه بخار در جهت بالا نسبت به اطراف بيشتر باشد، اما در نهايت، گسترش عمودي به بالاي مخزن محدود ميشود و گسترش به اطراف اهميت مي يابد. محفظه هاي بخار تا بالاترين نقطه مخزن منبسط شده، سپس به اطراف گسترش مي­يابند و پس از مدتي به يکديگر پيوسته و لايه اي از بخار را در بالاي نفت تشکيل مي­دهند. گرمادهي ادامه يافته و نفت به درون چاه افقي ريزش مي­کند. اين روش تقريبا تمامي حجم مخزن را پوشش مي­دهد.

ريزش ثقلي نفت خام معمولي که در زير کلاهک گازي قرار گرفته است، به افزايش شديد برداشت نفت مي انجامد. افزايش ريزش ثقلي از طريق کم کردن فشار در چاه توليدي باعث بر جاي ماندن مايعات در منطقه اشباع از گاز ميشود. بر جاي ماندن نفت در محفظه بخار اشباع از گاز، بدليل پايين بودن گرانروي نفت در اين منطقه در مقايسه با گرانروي ميانگين نفت در زير و اطراف آن، کوچک است.

اگر بخار در نزديکي بالاي چاه توليدي که در کف مخزن تکميل شده است تزريق شود، اين بخار تمايل به بالا آمدن، و بخار آب چگالش يافته همراه با نفت گرم شده تمايل به پايين رفتن داشته و از طريق چاه توليدي بطور مداوم برداشت مي­شوند. تصور ميشد اگر اين مايعات خيلي سريع توليد نشوند، تمايل بخار براي جريان بسمت چاه توليدي به صورت مستقيم و دور زدن مخزن کاهش يافته و يا بطور کامل از بين برود.

يکي از مزاياي اين روش اين است که بر خلاف اين که چاه­هاي تزريقي و توليدي مي­توانند بسيار به هم نزديک باشند، گسترش محفظه بخار ايجاد شده باعث ايجاد ريزش در منطقه بزرگي از مخزن مي­شود و لازم نيست چاه­هاي تزريقي و توليدي تمامي منطقه ريزش را پوشش دهند. مزيت ديگر اين روش اين است که در روش SAGD نفت حرارت داده شده ضمن جاري شدن به طرف چاه توليدي حرارت خود را حفظ نموده و گرم باقي مي­ماند؛ در حالي­که در تزريق بخار معمولي نفتي که از محفظه بخار جاروب مي­شود، خنک شده و به سختي به سمت چاه توليدي حرکت مي­کند.

يکي از مشکلات اساسي روش تزريق بخار معمولي تمايل بخار براي عبور از بالاي منطقه نفتي^[30] و ميان شکني در چاه توليدي است. اين مشکل با تکميل چاه توليدي در نزديکي بخش پاييني مخزن و توليد نفت با سرعت کنترل شده براي پايين رانده شدن بخار توسط نيروي گرانش قابل کاهش است. ميزان برداشت در صورتي­که مخزن شيب­دار بوده و بخار طوري تزريق شود که به سمت پايين حرکت کند، افزايش قابل توجهي خواهد يافت. يکي از مزاياي اصلي روش SAGD همين فائق آمدن بر مشکلات ناشي از تمايل بخار براي عبور از بالاي مخزن است.

اگرچه در چاه­هاي معمولي گراديان­هاي فشار مربوط به جريان شعاعي بسمت چاه توليدي، حداکثر جريان ممکن را بدون ايجاد پديده مخروطي شدن بخار ايجاد مي­کند، در روش SAGD با بکارگيري چاه­هاي افقي، ميزان توليدي در حدود 3/0 بشکه در روز در هر فوت از آنها بدون مخروطي شدن بخار امکان پذير است.

بخش تجربی و بحث اصلی

توصیف مدل شبیه سازی شده­ی مورد مطالعه

مدل شبیه سازی شده مورد مطالعه نمونه­ای از مخزن آلبرتای کانادا می باشد و خواص و ویژگی های سنگ، سیال و سنگ و سیال مدل نزدیک به مخزن واقعی می­باشد. مدل استاتیک مخزن دارای طول 1400 متر، عرض80 متر و ضخامت 19.6 متر می باشد که به 29، 24 و 8 گرید در جهت های X، Y و Z تقسیم شده است. در شکل 3 شمایی از مدل سه بعدی مخزن قابل مشاهده است.

شکل 3. شکل سه بعدی مدل شبیه سازی.

یک چاه افقی در کف مخزن و در گریدهای 8 ،12 ،3:27 تعریف می شود. این چاه دارای دو ناحیه ی فضای داخل لوله مغزی و فضای آنالوس می باشد. تزریق بخار از طریق لوله مغزی و از قسمت آخر چاه (گرید 27،12،8) صورت می گیرد. تولید از مخزن نیز از طریق فضای حلقوی و از بقیه ی طول چاه صورت میگیرد. به منظور تعریف چنین چاهی در شبیه ساز CMG ابتدا می بایست کلیه ی گریدهایی را که چاه در آنها تعریف می شود به صورت هیبرید تعریف کرد. با تعریف کردن گریدی به صورت هیبرید آن گرید را به قسمت های کوچکتری متشکل ازr، θو i تقسیم میکنیم. در مدل مورد بررسی، گریدهای 8 ،12 ،3:27 را به 5 حلقه هم مرکز، 4 قطعه 90 درجه و یک قسمت در جهت i تبدیل می شود. با این قابلیت قادر خواهیم بود که قسمت فضای حلقوی و لوله مغزی را از هم جدا کرده و آنها را به صورت دلخواه و با زاویه ی مشخص مشبک کاری کنیم.

شکل 4. گریدهای هیبرید شده در محل چاه مدل شبیه سازی شده.

لوله مغزی نیز به منظور جلوگیری از هدر رفتن انرژی گرمایی بخار تزریقی، دارای عایق حرارتی می باشد. در مدل مورد نظر، ویژگی­های حرارتی ماتریکس، چاه و لوله مغزی به لحاظ تاثیر مهمی که روی انتقال حرارت در مخزن یا هدر رفتن آن در چاه دارد به صورت دقیق از روی مدل واقعی مخزن اندازه گیری شده و به شبیه ساز وارد می شود. در جدول 1 ویژگی های حرارتی ماتریکس و سیالات ارائه شده است.

جدول 1. ویژگی های حرارتی ماتریکس و سیالات.

Value	Properties
9.6E-6	Rock Compressibility
2.35E6	Rock Heat Capacity
1.25E5	Rock and Phase Thermal Conductivities
2654	Reference Pressure for Rock Compressibility
1.495E5	Thermal conductivity of the water phase
1.495E5	Thermal conductivity of the Oil phase
1.495E5	Thermal conductivity of the Gas phase

مخزن نیز دارای فشار اولیه 2654 کیلو پاسکال و دمای اولیه 16 درجه سانتیگراد می­باشد. نمودارهای نفوذپذیری نسبی آب و نفت و نفت و گاز در شکل 5 و شکل 6 آمده است.

شکل 5. منحنی های نفوذپذیری نسبی آب و نفت.

شکل 6. منحنی های نفوذپذیری نسبی نفت و گاز.

بهینه­سازی فرایند ریزش ثقلی به کمک بخار با یک چاه افقی

پس از ساختن مدل استاتیک و دینامیک مخزن و تعریف گریدهای هیبریدی در نواحی اطراف چاه، دو ناحیه­ی فضای حلقوی و فضای لوله مغزی تعریف می­شوند­. در مدل اولیه پارامترهای عملیاتی به شکل زیر تعریف می­گردند.

جدول 2. پارامترهای عملیاتی مدل اولیه.

فشار جریان تزریقی	Kpa6000
دبی مایع تولیدی	400
شعاع لوله مغزی	cm5/4
شعاع فضای حلقوی	cm 9/5
کیفیت جریان	99/0

در شکل 7 و شکل 8 تولید روزانه و تجمعی نفت را در مدل اولیه مشاهده می کنید. در این مدل، میزان بازیافت نفت از مخزن 04/48 % می باشد.

شکل 7. تولید روزانه نفت از مدل اولیه.

شکل 8. تولید تجمعی نفت از مدل اولیه.

در این قسمت، هدف بهینه کردن پارامترهای عملیاتی بالا برای دستیابی به حداکثر میزان بازیافت نفت با روش ریزش ثقلی به کمک بخار می­باشد. ابتدا برای پارامترها یک بازه­ی منطقی مشخص کرده و در آن بازه چند نقطه برای بررسی به منظور مقایسه میزان تولید نفت انتخاب می­گردند. با بررسی نتایج به ازای تمامی مقادیر مورد آزمایش در هر قسمت، میزان بهینه­ی پارامتر عملیاتی تعیین شده و با توجه به پارامترهای عملیاتی معرفی شده در بالا و مقادیر بهینه پیدا شده برای هر قسمت، به بررسی پارامترهای دیگر برای رسیدن به نقطه­ی بهینه پرداخته می­شود تا در نهایت همه پارامترها به میزان بهینه خود جهت رسیدن به بیشترین تولید نفت در یک بازه زمانی مشخص با کمترین میزان تزریق بخار (هزینه های عملیاتی) دست یابند.

بهینه­سازی فشار تزریق بخار

اولین پارامتر مورد بررسی فشار تزریق بخار در ته چاه می­باشد. برای این منظور مقادیر 6000،8000 ،10000 و 13000 کیلو پاسکال فشار انتخاب شده و با وارد کردن این مقادیر در شبیه­ساز، بخار آب با فشار ثابت ته چاهی تزریق می­شود و در یک دوره 10 ساله میزان تولید نفت مورد ارزیابی ومقایسه قرار می­گیرد.

البته می­بایست هزینه عملیات مانند میزان بخار آب تزریقی را در این دوره 10 ساله برای سناریوهای بالا مورد مقایسه قرار داد و در نظر گرفت. در شکل­های 9 تا 11، میزان تولید روزانه و تجمعی نفت و میزان بخار تزریق شده نمایش داده شده است.

شکل 9. تولید روزانه نفت در فشارهای مختلف تزریق.

شکل 10. تولید تجمعی نفت در فشارهای مختلف تزریق.

شکل 11. تزریق تجمعی بخار آب.

با افزایش فشار تزریق بخار، ارتباط دو ناحیه (نواحی تزریق و تولید) بهتر صورت گرفته و در اوایل تولید، نتیجه بهتری را از مخزن شاهد خواهیم بود. همچنین با افزایش فشار تزریق، دبی حجمی بخاری که وارد مخزن می­شود بیشتر است که سبب تسریع و بهبود جابجایی و پیشرفت محفظه بخار درون مخزن می­گردد و به همین دلیل تولید روزانه نفت، بیشتر خواهد بود. همان گونه که در شکل 9 مشخص است، هر چه فشار تزریق بیشتر می­شود، دبی تولید نفت هم در سال­های اولیه بیشتر می­شود. منحنی­های تولید روزانه نفت دارای سه قسمت می­باشند: قسمت اول که حالت صعودی دارد و بیانگر پیشرفت محفظه بخار و رسیدن آن به بالای مخزن است در این زمان مخزن حداکثر تولید خود را خواهد داشت. در قسمت دوم که محفظه بخار به صورت جانبی در مخزن پخش می­گردد ودیگر حرکت رو به بالا ندارد چون­که به بالای مخزن رسیده است. در طول زمان گسترش جانبی همچنان مخزن با دبی بالا به صورت تقریبا ثابت تولید می­کند و در منحنی تولید روزانه ی نفت شاهد یک قسمت افقی در تولید (Platto) هستیم. در قسمت سوم هم محفظه بخار به مرزهای مخزن رسیده و حداکثر روبش خود را انجام داده و حالا که توانایی تولید نفت را مثل قبل ندارد با کاهش دبی حرکتی نزولی طی می­کند تا به دبی تولیدی صفر برسد. حال هرچه فشار تزریق نفت بیشتر باشد، پیشرفت عمودی محفظه بخار در مخزن بیشتر است (چون دبی حجمی ورودی بخار به مخزن بیشتر است) و سریع­تر به حداکثر دبی تولید نفت و قسمت افقی می رسیم و این بدین معنی است که طی سالهای کمتری، حداکثر میزان بازیافت نفت حاصل خواهد شد. همان­گونه که در شکل­های 9 تا 11 مشخص است، افزایش فشار تزریق به میزان خاصی مفید است ولی افزایش آن بیش از آن مقدار خاص تاثیری بر روی میزان تولید و حداکثر میزان بازیافت نفت ندارد و علت این امر را می­شود چنین توجیه کرد که با افزایش فشار تزریق، دبی حجمی بخار وارده به مخزن زیاد شده و این امر سبب می­گردد که حجم تولیدی نفت و بخار آب چگالش یافته افزایش یافته ودر نتیجه هنگام ورود به فضای محدود آنالوس با محدودیت و موانعی (مثل محدودیت دبی تولید ثابت در ته چاه) برای تولید روبرو خواهند بود و ممکن است که این امر سبب کاهش تولید نفت شود. البته ممکن است که این مشکل با افزایش دبی تولید مایع در ته چاه حل شود ولی این امر خود مستلزم کاهش فشار زیاد در ته چاه است که ممکن است سیال تولیدی فشار لازم جهت رسیدن به سطح یا ورود به دستگاه جداساز را نداشته باشد. دلیل دیگر برای کاهش میزان تولید نفت به ازای فشارهای تزریق خیلی بالا برای بخار این است که وقتی فشار تزریق بخار خیلی بالا باشد دیگر محفظه بخاری شکل نمی­گیرد و یا شکل­گیری و پیشرفت منظمی نخواهد داشت و بخار بیشتر به سمت بالا انگشتی می­گردد که این امر خود سبب می شود جریان­های Countercurrent نفت در محفظه بخار شکل نگرفته و ریزش نفت به خوبی صورت نگیرد و در نهایت تولید روزانه و بازیافت نهایی نفت کاهش یابد.

با توجه به شکل، فشار تزریق 8000 و 10000 کیلو پاسکال بیشترین تولید نفت با میزان بازیافت 48.18 % را می­دهد، ولی با توجه به نمودار، فشار 10000 سبب تولید بیشتری در سالهای اولیه می­شود که ممکن است از لحاظ اقتصادی بسیار حائز اهمیت باشد ولی همان طور که در نمودار میزان بخار تجمعی تزریق شده به مخزن قابل مشاهده است، میزان بخار تزریق شده در حالت فشار تزریق 10000در حدود67000 متر مکعب بیشتر از حالت فشار تزریق 8000 می­باشد. ازاین­رو هزینه عملیاتی بیشتر برای تهیه و تزریق این مقدار بخار اضافی ممکن است از شانس انتخاب این فشار برای تزریق بکاهد. برای بررسی کلی برای رسیدن به مقادیر همزمان پارامترهای بهینه از لحاظ اقتصادی و فنی، هر دو این فشارها انتخاب شده و در مرحله بعد که بهینه کردن میزان نرخ تولید مایع در ته چاه می­باشد امتحان گردیده تا نتیجه ای بهتر و جامع تر به دست آید.

بهینه کردن میزان دبی تولید مایع

برای به دست آوردن میزان بهینه نرخ تولید مایع برای رسیدن به بهترین و بیشترین میزان بازیافت نفت ( با کمترین میزان تزریق بخار) پارامترهای عملیاتی طبق جدول 3 لحاظ شده و فشار تزریق ته چاهی، مقدار بهینه اول بدست آمده در مرحله قبل (8000 کیلو پاسکال ) قرار داده شده و نتایج تولید نفت به ازای مقادیر نرخ تولید 400،500،600 و750 مقایسه گردیدند. مقادیر تولید روزانه وتجمعی نفت در شکل­های 12 و 13 برای سناریوهای بالا نمایش داده شده است.

شکل 12. تولید روزانه نفت در دبی­های مختلف تزریق.

شکل 13.تولید تجمعی نفت در دبی­های مختلف تزریق.

همان­گونه که در قسمت قبل بیان گردید، با افزایش دبی تولید مایع در ته چاه، محدودیت تولید کمتر شده و سیال تولیدی (نفت و بخار آب چگالش یافته) راحت­تر وارد چاه شده و تولید می­گردد. همین امر سبب می­شود که دبی تولید نفت هم بیشتر باشد در حالی که در دبی­های تولیدی کم در ته چاه سیالات تولیدی محدودیت تولید داشته و اصطکاک و تجمع سیال ممکن است به بسته شدن نواحی اطراف فضای آنالوس منجر شود. به همین دلیل با افزایش دبی تولید مایع، میزان تولید روزانه نفت هم بیشتر شده و مخزن در مدت زمان کمتری به میزان بازیافت نهایی می­رسد. بدیهی است که افزایش دبی تولید مایع تا یک مقدار خاص مفید است و افزایش بیشتر آن تاثیری در میزان تولید نفت نخواهد داشت زیرا از آن دبی به بعد دیگر محدودیتی برای سیال موجود در نواحی اطراف فضای آنالوس برای تولید شدن نخواهد بود.

هر 4سناریو به میزان بازیافت 48.78% می­رسند ولی سناریوهای با نرخ تولید 500،600 و 750 متر مکعب در روز با یک سال زودتر به این میزان بازیافت می­رسند و همچنین تولید نفت در سال­های اولیه میزان بیشتری را داراست که از لحاظ اقتصادی حائز اهمیت می­باشد. در بین سه نرخ تولید مذکور، نرخ تولید 600 و 750 متر مکعب در روز از دیگری کمی بهتر می­باشند. در شکل­های 14 و 15 میزان تولید روزانه و تجمعی نفت را به ازای فشار تزریق ته چاهی 10000 کیلو پاسکال و دبی تولید 600 و 750 نشان داده شده است که به همراه نمودارهای شکل قبل آمده است.

شکل 14 تولید روزانه نفت.

شکل 15. تولید تجمعی نفت.

میزان تولید تجمعی نفت برای هر دو سناریو خیلی به هم نزدیک بوده و در نهایت به میزان حداکثر بازیافت 50.8 % می­رسد. نکته مهمی که وجود دارد این است که 4 سال زودتر نیز میزان بازیافت حدود 47.86 % حاصل می­شود که این امر نشان می دهد که 4 سال می توان در تزریق بخار صرفه جویی نمود. با انتخاب میزان نرخ تولید 600 به جای 750 می توان به میزان بیشتری از کاهش فشار ته چاهی جلوگیری کرد و در نتیجه فشار سرچاهی بیشتر جهت ورود به جداساز و یا خط لوله وجود خواهد داشت. از طرفی همان­گونه که در شکل 15 مشاهده می­شود، سناریوی فشار تزریق 8000 کیلو پاسکال و نرخ تولید مایع 600 متر مکعب در روز نیز یک سال بعد از سناریوی بالا (فشار تزریق 10000 کیلو پاسکال و دبی 600 متر مکعب) به میزان بازیافت نزدیک به 47.57% می­رسد. در نهایت برای تعیین بهترین سناریو می­بایست از لحاظ اقتصادی این موضوع را بررسی کرد. جهت این کار، نمودارهای نسبت نفت تولیدی به بخار تزریقی تجمعی و تزریق بخار تجمعی برای این دو سناریو بررسی گردیدند که در شکل­های 16 و 17 نشان داده شده­اند.

شکل 16. نسبت نفت به بخار تجمعی.

شکل 17. تزریق تجمعی بخار آب.

همان طور که در نمودار نسبت نفت تولیدی به بخار تزریقی تجمعی مشاهده می­شود، این نسبت در سال­های آخر که حداکثر میزان بازیافت نفت حاصل می­گردد، برای سناریوی فشار تزریق 8000 کیلو پاسکال و نرخ تولید مایع 600 متر مکعب در روز بیشتر است که این امر بهتر بودن این سناریو را از لحاظ اقتصادی نسبت به سناریوی رقیب نشان می­دهد. برای بررسی دقیق تر در شکل 40 میزان بخار تزریقی تجمعی مشاهده می­گردد. در سناریوی فشار تزریق 8000 کیلو پاسال و نرخ تولید مایع 600 متر مکعب در روز حتی با احتساب یک سال طولانی­تر، باز هم میزان تزریق تجمعی بخار به میزان 72000 متر مکعب ازسناریوی رقیب کمتر خواهد بود. بنابراین سناریوی فشار تزریق بخار 8000 کیلو پاسکال و دبی 600 متر مکعب در روز به عنوان سناریوی بهینه انتخاب می­شود. در ادامه با احتساب مقدار بهینه این پارامترها، دیگر پارامترهای عملیاتی نیز بهینه می­گردند.

بهینه سازی کیفیت بخار تزریقی

پس از بدست آوردن مقدار بهینه فشار تزریق بخار و دبی تولید مایع، با جایگذاری این پارامتر ها در مدل اولیه، نتایج تولید نفت به ازای کیفیت 0.8، 0.9، 0.95، 0.99 بررسی می­گردند. در شکل­های 18 و 19 مقدار تولید روزانه و تجمعی نفت به ازای مقادیر مذکور کیفیت در طی 10 سال نمایش داده شده­اند.

شکل 18. تولید روزانه نفت در کیفیت­های مختلف بخار تزریقی.

شکل 19. تولید تجمعی نفت در کیفیت­های مختلف بخار تزریقی..

با افزایش کیفیت بخار تزریقی، گرمای نهان تبخیر افزایش یافته و میزان انرژی گرمایی که به وسیله بخار به مخزن منتقل می­شود بیشتر می­گردد. با افزایش انتقال انرژی گرمایی به مخزن، نفت مخزن گرم­تر شده و گرانروی آن به میزان بیشتری کاهش یافته و به سمت ناحیه تولیدی ریزش می­کند که در نهایت تولید نفت، بیشتر خواهد بود

همان طور که قابل مشاهده است، هر چه کیفیت بخار بیشتر باشد، تولید نفت هم بیشتر است. از کیفیت بخار 8/0 تا 95/0 رشد چشمگیری درمیزان تولید مشاهده نمی­شود، ولی به ازای کیفیت بخار 99/0 تولید نفت بیشتری در سال­های اولیه مشاهده می­شود که از لحاظ اقتصادی حائز اهمیت می­باشد، به گونه­ای که به ازای کیفیت بخار 99/0، 3 سال زودتر به حداکثر میزان بازیافت نفت 58/47 % می­رسیم. البته می­بایست در نظر داشت که رسیدن به بخار با کیفیت 99/0 خود نیازمند هزینه و امکانات بیشتر و پیشرفته­تر می­باشد. در اینجا کیفیت بخار 99/0 به عنوان سناریو بهینه انتخاب می­گردد، زیرا 3 سال زودتر به حداکثر میزان بازیافت ممکن می­رسد و مدت زمان برگشت سرمایه کاهش یافته و هزینه­های عملیاتی تزریق بخار به میزان 3 سال کاهش می­یابد.

بهینه­سازی شعاع چاه

در شعاع­های کم چاه، سرعت حرکت سیال زیاد است که سبب ایجاد اصطکاک بیشتر سیال با دیواره چاه می­شود. با افزایش شعاع چاه، سرعت سیال تولیدی در چاه کاهش یافته و اصطکاک نیز کم می­شود. این کاهش افت فشار با افزایش شعاع چاه تا شعاع خاصی ادامه می­یابد و از آن شعاع به بعد افزایش افت فشار ناشی از ستون سیال موجود در چاه و وزن زیاد سیال ( به علت افزایش شعاع چاه) بر کاهش افت فشار ناشی از کاهش اصطکاک غلبه می­کند و بر اثر افت فشار و فشار پس­زننده دبی تولید مایع کاهش یافته و در نهایت دبی تولید نفت هم کاهش می­یابد. بنابراین چاه دارای یک شعاع بهینه می­باشد که کمترین افت فشار (مجموع افت فشار ناشی از اصطکاک و وزن ستون سیال) را دارا می­باشد و نیروی پس زننده کمتری به ته چاه وارد گردیده و باعث تولید بیشتر و بهتر سیال می­شود. در مدل مورد بررسی کنونی نیز محفظه تولید یک فضای حلقوی است که در طی دو مرحله با تغییر شعاع­های لوله مغزی و شعاع چاه، مقدار بهینه برای این دو شعاع به دست می­آید که حداقل افت فشار و بیشترین تولید نفت حاصل گردد.

با قرار دادن پارامترهای بهینه شده در مراحل قبل در مدل و انتخاب شعاع 5/4 سانتیمتر برای لوله مغزی، شعاع­های 5، 5/5، 9/5، 5/6، 7، و 5/7 برای شعاع چاه انتخاب شده و مدل به ازای این مقادیر اجرا گردیدند و نتایج تولید روزانه و تجمعی نفت، مورد بررسی و ارزیابی قرار گرفتند که در شکل­های 20 و 21 قابل مشاهده­اند.

شکل 20. تولید روزانه نفت در شعاع­های مختلف چاه.

شکل 21. تولید تجمعی نفت در شعاع­های مختلف چاه.

همان طور که مشاهده می­شود، چاه به شعاع 5/5 سانتیمتر بیشترین میزان بازیافت نفت (3/48%) را در مدت زمان کمتری دارد؛ بنابراین به عنوان شعاع بهینه برای چاه انتخاب می­گردد.

بهینه سازی شعاع لوله مغزی

در مرحله آخر به منظور رسیدن به مقدار بهینه شعاع لوله مغزی برای تولید بهتر وبیشتر نفت، با احتساب مقدار بهینه پارامترهای بدست آمده در مراحل قبل، میزان تولید نفت روزانه و تجمعی نفت را به ازای شعاع های 3، 5/3، 4، 5/4 و 5 سانتیمتر برای لوله مغزی مورد بررسی و ارزیابی قرار گرفت. نتایج تولید در شکل­های زیر نشان داده شده­اند.

شکل 22. تولید روزانه نفت در شعاع­های مختلف لوله مغزی.

شکل 23. تولید تجمعی نفت در شعاع­های مختلف لوله مغزی.

همان طور که مشاهده می­شود، به ازای شعاع های 5/4 و 5 سانتیمتر میزان تولید نفت در طول 10 سال از بقیه سناریوها بیشتر است. نکته قابل توجه این است که به ازای شعاع 5 سانتیمتر، پس از گذشت 10 سال، حداکثر میزان بازیافت 11/52% به دست می­آید؛ ولی تولید نفت در سال­های اولیه میزان خیلی کمتری در مقایسه با سناریوی شعاع 5/4 سانتیمتر برای لوله مغزی داراست که این امر از شانس این سناریو به عنوان سناریوی بهینه می­کاهد. همچنین میزان بازیافت نفت زمانی که شعاع لوله مغزی 5/4 سانتیمتر است، 3 سال زودتر نسبت به سناریوی رقیب به میزان 3/48% می­رسد که صرفه­جویی خوبی در تزریق بخار و هزینه­های عملیاتی می­باشد؛ به همین دلیل شعاع 5/4 سانتیمتر برای لوله مغزی به عنوان شعاع بهینه انتخاب می­شود.

نتیجه گیری

1. در مخازن نفت سنگین با ضخامت کم که امکان استفاده از روش ازدیاد برداشت ریزش ثقلی به کمک بخار با دو چاه افقی وجود ندارد، می توان از روش ریزش ثقلی به کمک بخار تک چاه استفاده کرد.
2. روش ریزش ثقلی به کمک بخار با یک چاه از لحاظ اقتصادی و هزینه های حفاری بهتر و مقرون به صرفه تر است.
3. در مدلهای مخزن همگن و ساده می توان از مدلسازی های ریاضی توسعه داده شده به منظور محاسبه و تخمین دبی تولید و سرعت پیشرفت جبهه بخار استفاده کرد.
4. در مدلسازی ریاضی فرایند ریزش ثقلی به کمک بخار می توان از مدلسازی آزمایشگاهی و داده های تجربی به منظور دستیابی به مدلی دقیقتر و کاراتر استفاده کرد.
5. در مدلهای مختلف مخزن نفت سنگین، می توان فرایند ریزش ثقلی به کمک بخار با یک چاه افقی را به وسیله ی شبیه ساز مدلسازی کرده و به نتایج دقیق تری دست یافته و در نهایت به تخمین، پیش بینی و بهینه سازی پارامترهای تولید و پارامترهای کنترل کننده عملیاتی پرداخت.
6. فشار بهینه ی تزریق بایستی به نحوی تعیین شود که به اندازه ی کافی بالا بوده تا ارتباط بین ناحیه ی تزریق و تولید در سالهای اول به خوبی برقرار شود. همچنین افزایش فشار تزریق سبب می شود که حجم بخار بیشتری وارد مخزن شود و در نهایت تولید نفت هم بیشتر می شود ولی با افزایش فشار، دبی تزریق بخار هم افزایش یافته که هزینه های عملیاتی تزریق افزایش می یابد. در نهایت با احتساب همه ی این موارد و بررسی نتایج تولید، فشار تزریق 8000 کیلو پاسکال به عنوان فشار بهینه انتخاب شد.
7. دبی تولید مایع نیز به نحوی تعیین می شود که به اندازه ی کافی بالا بوده که محدودیتی برای حرکت و تولید سیال بوجود نیاورد و همچنین نبایستی خیلی زیاد باشد چون ممکن است به کاهش بیش از حد فشار ته چاهی بیانجامد. با در نظر گرفتن این شرایط و نتایج تولید، دبی 600 متر مکعب در روز انتخاب شد.
8. با افزایش کیفیت بخار، انرژی گرمایی منتقل شده به مخزن بیشتر بوده ودر نتیجه کاهش گرانروی و تولید نفت هم بیشتر خواهد بود. کیفیت بخار 0.99 به عنوان بهترین مقدار انتخاب شد زیرا با توجه به نتایج تولید، کیفیت بخار 0.99 ما را 3 سال زودتر به حداکثر میزان بازیافت می رساند.
9. شعاع چاه و لوله مغزی به نحوی انتخاب می شوند که حداقل افت فشار (مجموع افت فشار اصطکاکی و وزن ستون سیال) در مسیر چاه رخ دهد و بیشترین میزان تولید نفت را داشته باشیم. با بررسی نتایج تولید برای سناریوهای مختلف میزان شعاع های 4.5 و 5.5 برای لوله مغزی و چاه انتخاب شد.

منابع

[1] Butler, R. M., “Thermal Recovery of Oil and Bitumen”, Prentice Hall, New Jersey USA, 1991.

[2] Sawhney, G. S., Liebe, H., and Butler, R. M., “Vertical injection Wells for SAGD: A Practical Option or Not?”, Journal of Canadian Petroleum Technology, Vol. 34, No. 1, January 1995.

[3] Nasr, T. N., Golbeck, H., and Lorimer, S., “Analysis of the Steam Assisted Gravity Drainage (SAGD) Process Using Experimental/ Numerical Tools”, paper SPE 37116, 1996.

[4] Chow, L., and Butler, R. M., “Numerical Simulation of the Steam- Assisted Gravity Drainage Process (SAGD)”, Journal of Canadinan Petroleum Technology, Vol. 35, No. 6, June 1996.

[5] Oballa, V., and Buchanan, W. L., “Single Horizontal Well in Thermal Recovery Process”, paper SPE 37115, 1996.

[6] Falk, K., Nzekwu, B., Karpuk, B., and Pelensky, P., “Concentric CT for Single-Well Steam-Assisted ravity Drainage”, World Oil, July 1996.

[7] McCormack, M., Fitzgibbon, J., and Horbachewski, N., “Review of Single-Well SAGD Field Operating Experience”, Canadian Petroleum Society Publications, No. 97-191, 1997.

[8] Shen, C., “Numerical Investigation of SAGD Process Using a Single Horizontal Well”, Journal of Canadinan Petroleum Technology, Vol. 39, No. 3, March 2000.

[9] Sasaki, K., Akibayashi, S. Yazawa, N., Doan, Q., and Farouq Ali, S. M., “Numerical and Experimental Modelling of the Steam-Assisted Gravity Drainage (SAGD) Process”, Journal of Canadinan Petroleum Technology, Vol. 40, No. 1, January 2000.

[10] Sasaki, K., Akibayashi, S. Yazawa, N., Doan, Q., and Farouq Ali, S. M., “Experimental Modelling of the SAGD Process – Enhancing SAGD Performance with Periodic Stimulation of the Horizontal Producer”, paper SPE 56544, 1999.

[11] Polikar, M., Cyr, T. J., and Coats, R. M., “Fast-SAGD: Half the Wells and 30% Less Steam”, paper SPE 65509, 2000.

[12] Akin, S., Bagci, S., “A Laboratory Study of Single-well Steam-Assisted Gravity Drainage Process”, Journal of Petroleum Science Engineering, 2001.

[13] Kamath, V. A., Sinha, S., Hatzignatiu, U., “Simulation Study of Steam-Assisted Gravity Drainage Process in Ugnu Tar Sand Reservoir”, paper SPE 26075, 1993.

[14] Kisman, K. E., Yeung, K. C., “Numerical Study of the SAGD Process in the Burnt Lake Oil Sands Lease”, paper SPE 30276, 1995.

[15] Queipo, N. V., Goicochea, J. V., Pintos, S., “Surrogate Modeling-Based Optimization of SAGD Processes”, Journal of Petroleum Science and Engineering, February 2002.

[16] Barillas, J. L. M., Mata, W., Dutra, Jr., T.V., Queiroz, G. O., “A parametric simulation study for SAGD thermal method”, 25^th Iberian Latin American Congress on Computational Methods in Engineering, CILAMCE, 2004.

[17]Gong, J., “Steam-Assisted Drainage Process Enhancement”, M.Sc. Thesis, Department of Civil and Enviromental Engineering, University of Alberta, Canada, Fall 2002.

[18]Sedaee Sola, B., Rashidi, F., “Application of the SAGD to an Iranian Carbonate Heavy-Oil Reservoir”, paper SPE 100533, 2006.

[19] Yadali Jamaloei, B., “Steam-Assisted Gravity Drainage Process (SAGD), Opportunities and Challenges in Heavy Oil and Tar Sands Recovery”, Petroleum University of Technology (PUT), Iran, 2005.

[20] Stalder, J. L., “Cross SAGD (XSAGD) – An Accelerated Bitumen Recovery Alternative”, paper SPE 97647, 2007.

[21] Stalder, j. L., “Thermal Efficiency and Acceleration Benefits of Cross SAGD (XSAGD)”, paper SPE 117244, 2008.

[22] Govind, P. A., Das, S., Srinivasan, S., “Expanding Solvent SAGD in Heavy Oil Reservoirs”, paper SPE 117571, 2008.

[23] K. T. Elliot and A. R. Kovscek., “Application A Numerical Analysis of the Single-Well

Steam Assisted Gravity Drainage Process (SW-SAGD)”, Department of Petroleum

Engineering, Stanford University-U.S.A. 1999

1. Steam Assisted Gravity Drainage ↑
2. cyclic steam injection ↑
3. in situ combustion ↑
4. electric heating ↑
5. Butler ↑
6. Stephens ↑
7. Weiss ↑
8. Joshi ↑
9. Threlkeld ↑
10. Ferguson ↑
11. Yang ↑
12. permeability ↑
13. barrier ↑
14. Ong ↑
15. Nasr ↑
16. Oballa ↑
17. Buchanan ↑
18. cyclic steam injection ↑
19. Single-Well SAGD ↑
20. Falk ↑
21. Cactus lake ↑
22. McCormack ↑
23. Elliott ↑
24. Kovscek ↑
25. Shen ↑
26. capillary pressure ↑
27. mobile ↑
28. cold oil sand ↑
29. interface ↑
30. override ↑