چکیده
امروزه درصد قابل توجهی از منابع گازی جهان را گاز حاصل از مخازن چگالی دهی گازی به خود اختصاص داده است. یکی از ویژگی های خاصِ سیال این گونه مخازن، وقوع پدیده چگالش معکوس در آن است که به تشکیل میعانات گازی در فشار کمتر از نقطه شبنم اطلاق می شود.
بروز این پدیده ضمن اتلاف مقادیر قابل توجهی از میعانات درون مخزن باعث کاهش بهره دهی چاه های تولیدی میگردد. علاوه بر آن
پدیده چگالش معکوس که ناشی از رفتار جریانی و رفتار فازی مخزن چگالی دهی گازی است در طراحی بهینه خطوط لوله جریانی، ظروف تفکیک و تأسیسات فرآورشی در پایین دست میدان، تأثیر به سزایی دارد. از این رو پیش بینی صحیح رفتار سیال در دامنه وسیعی از شرایط ترمودینامیکی که این سیالات از درون مخزن تا خط لوله با آن مواجه هستند یکی از موضوعاتی است که در مطالعات مهندسی این گونه سیالات مورد توجه جدی قرار گرفته است. در این کار ابتدا به معرفی پدیده چگالش معکوس و بیان ویژگیهای این ناحیه پرداخته شده است.
سپس روشهایی که تاکنون به منظور پیش بینی آن ارائه شده است معرفی و هر یک به اختصار شرح داده شده است. در نهایت نتایج حاصل از این مطالعات مورد تحلیل و ارزیابی قرار گرفته اند.
کلمات کلیدی
مخازن چگالیده گازی، نسبت چگالیده به گاز، رفتار فازی، دیاگرام فازی
ABSTRACT
Todays, a significant percentage of the world’s gas reserves are allocated to the gas, which is produced by the gas condensate reservoirs. One of the particular features of fluid in such reservoirs is the occurrence of the phenomenon known as the retrograde condensation, which is defined to the formation of the gas condensates at a pressure lower than the dew point. This phenomenon in spite of wasting significant amounts of condensates in the reservoir also causes the reducing of the yield production wells
In addition, the phenomenon of the retrograde condensation resulting from the flow and fuzzy approach of gas condensate reservoir has a significant influence in the process of optimum design of flow pipelines, processing facilities and downstream of the separating installations. Thus, the accurate prediction of fluid behavior in a wide range of thermodynamic conditions which the fluid deal with that from into the reservoir through pipelines, is One of the topics that in the engineering studies of such fluids is a serious concern. In this study, first the phenomenon of the retrograde condensation and characteristics of this area is introduced. Then methods that have been proposed to predict this phenomenon will be introduced and each will be described briefly. Finally, the results of these studies have been analyzed and evaluate
KEYWORDS
Condensate Gas Reservoir, Condensate to Gas Ratio, Phase Behavior, Phase diagram
مقدمه
تبخیر و چگالش، پدیدههای انتقال فاز رایجی در مخازن گاز هستند. اصطلاح چگالش معکوس زمانی به کار میرود که بخواهیم رفتار یک مخلوط دوتایی را در طی یک فرآیند. فشرده سازی به صورت هم دما در بالای دمای بحرانی مخلوط (ترکیب) توصیف کنیم. این اصطلاح اولین بار در سال 3932 توسط کوئنن به کار برده شد. در طول آزمایشی که بر پایه تئوری واندورالس بنا شده بود، کوئن مشاهده کرد که یک مخلوط دوتایی. در دمایی بالاتر از دمای بحرانی مخلوط پس از تبخیر مایع با کاهش فشار به مایع تبدیل می شود.
در شیمی آلی، رفتار هیدروکربنها در مخزن گاز. (در دمای ثابت) برای انتقال به فاز مایع با عنوان چگالش شناخته میشود. چگالش معکوس) عکس پدیدهی چگالش با عنوان چگالش معکوس شناخته می شود. که طی آن گازهای متراکم تحت شرایط دمای ثابت با کاهش فشار، به جای آن که افزایش. حجم یابند یا بخار شوند به مایع تبدیل می شوند. چگالش معکوس دارای عملکرد مهمی در بهبود بازیابی نفت و گاز و صنعت جداسازی ترکیبات شیمیایی میباشد. (چگالش معکوس)
به عنوان مثال در طول تولید مخازن گاز میعانی، زمانی که فشار به زیر نقطه ای شبنم. کاهش می یابد، افت میعانات در نزدیکی چاه های تولیدی انباشته می شود. از آن جایی که فاز مایع عمدتاً شامل اجزای متوسط ارزشمندی است، ضروری. است که با اقداماتی مانع از دست رفتن آنها در مخزن شویم. به منظور ایجاد تصمیم گیری مناسب در مورد ایتن مشکل، ضروری است که. به نمودار فازی تجربی دقیقی از مخزن چگالش گاز دست یابیم.
با توجه به اهمیت این موضوع تا کنون مطالعات گسترده ای در زمینه. رفتار فازی ترکیبات گاز میعانی صورت گرفته و نتایج حاصل. از مدل های مختلف مورد بررسی قرار گرفته است. از این رو درمقاله حاصل روشهایی که تا کنون ارایه شده سعی. شده است بتوانیم نتایج حاصله را مورد تحلیل، ارزیابی و مقایسه قرار دهیم. به طور کلی روشهای پیشبینی ارایه شده. در مقاله به چهار دسته ی کلی روشهای آزمایشگاهی، روابط تجربی، استفاده از معادلات. حالت و مدلسازی عددی تقسیم بندی و مورد بررسی قرار گرفته اند.
2-مخازن چگالش معکوس گازی
در شکل (3) نمونه بارز نمودار فازی P-T بترای مختازن چگالش گازی نشان داده شده است. این نمودار دارای دمای بحرانی است که پایین تر از دمای مخزن میباشد. با بهره برداری از مخزن، فشار آن از مقدار اولیه تا مقدار چاه بهره برداری در. قسمت تاسیسات روی زمین کاهش مییابد که نتیجه ی آن چگالش گاز و تولید فاز مایع میباشد. این تراکم همدما به علّت کاهش فشار به زیر فشار نقطی شبنم مخلوط های. هیدروکربنی اصل رخ میدهد که به آن چگالش معکوس گویند.
تا زمانی که مخلوط دارای نفوذپذیری پایینی نسبت به مایع است و هم چنین. نسبت ویسکوزیه ی گاز در مخزن گاز چگالنده نسبتا بالا باشد بخش اصلی مایه متراکم. در مخزن، غیرقابل بازیابی بوده و به عنوان چگالش از دست رفته طرح می شود. چگالش از دست رفته اهمیت بسیاری در. مهندسی مخازن گاز دارد، چرا که مایع متراکم شده هیدروکربنهای اصلی سنگین و. متوسطی است که در مخزن محبوس شده اند و دارای ارزش اقتصادی بالایی میباشند.
1-2-انواع رژیمهای جریانی
در سال 1995 فواگ، سه رژیم مختلف جریان در مخلوط هیدروکربن جاری ارائه کرد. که اطلاعات خوبی برای پیش بینی دقیق مخزن گاز میعانی ارایه میدهد. در شکل (2) این سه رژیم به صورت شماتیک نشان داده شده اند.
ناحیه 1 که ناحیه تک فاز میباشد مربوط به ترکیبات در فاصله دور از چاه میباشد. که دارای فشاری بالاتر از فشار نقطه ی شبنم هستند بنابراین فقط یک فاز گاز در این ناحیه وجود دارد. ناحیه 2 ناحیه ای است که فشار مخزن زیر فشار نقطه ی شبنم میباشد. در این مورد تولیدات مایع چگالیده در مخزن مشاهده میشود. فاز متراکم به علت مقدار کم اشباعیت نمیتواند جاری شود. در نتیجه فاز جاری در این ناحیه فقط از یک فاز گاز ترکیب شده است. در این ناحیه جریان گاز به دلیل کاهش فشار در طول فرآیند تولید، اجزای سنگین را از دست میدهد. در ناحیه نزدیک چاه که در ناحیه 3 نشان داده شده است فشار مخزن. به مقدار قابل توجهی پایین تر از فشار نقطه ی شبنم میباشد. در این ناحیه حرکت فاز گاز به علت حاور فاز مایع چگالیده به طور قابل ملاحظه ای پایین باقی میماند.
2-2-نسبت چگالیده به گاز (CGR)
نسبت چگالیده به گاز نقش مهمی در تعیین مقدار ذخایر گاز و. مایع، طراحی تاسیسات فرآیند سطحی، ویژگی های مخزن و مدلسازی
مخازن چگالش گازی دارد. این نسبت در مخزن گاز میعانی به عوامل مختلفی مانند گرانروی، ترکیب گاز، دما و فشار بستگی دارد که با
استفاده از جزئیات دقیق تستهای ترکیب و در صورت وجود تجهیزات آزمایشگاهی دقیق و نمونه های در دسترس مقدار آن
پیش بینی می شود. علاوه بر آن مطالعات PVTبرای توسعه ی روابط تجربی ،CGRمعادله حالت و مدلهای عددی به علت وجود تعداد
زیاد پارامترها و پیچیدگی آزمایشها برای دستیابی به CGR رایج است. بیان این نکته حائز اهمیت است که استفاده از روشهای تئوری و آزمایشگاهی مانند معادلات حالت. و مدلهای هوشمند برای پیش بینی ویژگی های ترمودینامیکی اطراف نقطه ی بحرانی با دقت
بالا، مشکل میباشد. در ادامه تلاش شده است تا به طور مختصر روشهای اندازه گیری CGR را شرح دهیم.
3-تعیین CGR به روش آزمایشگاهی
برای اندازه گیری CGR دو روش آزمایشگاهی به نامهای برداشتت در حجم. ثابت (CVD) و انبساط مرحلهای با ترکیب ثابت (CCE) وجود دارد.
1-3-آزمایش برداشت در حجم ثابت (CVD)
آزمایش CVDیک شبیه سازی آزمایشگاهی است که رفتار و تولید مخزن گاز میعانی را به طور کامل شبیه سازی میکند. همان گونه که از نام این روش پیداست در حجم ثابت انجام میگیرد. از این رو نتایج CVD برای مخازن گاز میعانی با حجم ثابت. مانند حالتی که حجم هیدروکربن های داخل خلل و فرج. سنگ مخزن با کاهش فشار تغیر عمده نکند مناسب میباشد و برای مخازن گاز میعانی با رانش. آب فعال و یا مهاجرت گاز از مخزن مناسب نمیباشد. آزمایش CVDدر واقع مطالعه ی دما/فشار/حجم ( PVT) در فرآیند تبخیر یک مرحله ای است.
روش انجام این آزمایش بدینگونه است که نمونه های چگالش گازی (میعانات) و گاز خشک حاصل. از سر چاه در دمای ثابت مخزن و درون یک سلول آزمایشگاهی با حجم ثابت، به نسبت. گاز به گاز چگالیده (GOR) مخزن که هنگام نمونه گیری به دست آمده است مخلوط میشوند. سپس مقداری از این سیال حاصل به داخل سلول PVT مخصوص که در مقابل. فشار و دمای بالا مقاوم استت منتقل میگردد و پس از آن. فشار سلول را به فشار اولیه و دمای آن را به دمای ثابت مخزن میرسانند. به تدریج فشار داخل سلول را کم میکنند.
این کم کردن فشار و خارج نمودن گاز در فشار. ثابت، بعد از به تعادل رسیدن تا فشارهای پایین ادامه دارد. تا رسیدن فشار سلول به فشار نقطه ی شبنم مایعی در داخل سلول مشاهده نمیشود. ولی بعد از آن با کم شدن فشار، به تدریج گاز چگالیده در پایین سلول جمع می شود. به تدریج حجم گاز چگالیده داخل سلول زیاد می شود و درصد. حجم گاز چگالیده در فشار تبخیر مجدد به حداکثر میرسد. پایین تر از تبخیر مجدد چگالیدهی درون سلول دوباره تبخیر می شود. ولی در مخازن واقعی گاز میعانی معمولا فشار مخزن قبل از فشار ترک مخزن به مرحله ی تبخیر دوباره نمیرسد. در نهایت از آنالیز گازخشک و گاز چگالیده به وسیله ی دستگاه گاز کارمتاتوگرافی. و با دانستن GOR و CGR آنالیز و ترکیب اولیه ی گاز تر مخزن (سیال مخزن) تعیین میشود.
2-3-آزمایش انبساط مرحلهای با ترکیب ثابت گاز (CCE)
در آزمایش CCE چون گازی از سلول آزمایش خارج نمی شود، ترکیب (آنالیز) سیال ثابت میماند. در این آزمایش نحوه ی آماده نمونه ی سیال مشابه آزمایش CVD میباشد. آزمایش در دمای ثابت مخزن انجام میشود اما حجم سلول بزرگتر از حجم سلول مورد استفاده برای آزمایش CVD میباشد. در آزمایش CCE فشار نقطه ی شبنم در دمای مخزن اندازه گیری می شود و همچنین حجم رسو گاز چگالیده در پایین سلول در اثر کاهش فشار قابتل رؤیت و اندازه گیری میباشد. دیاگرام فازی سیال مخزن نیز با اندازه گیری فشار شبنم در چند دمای دیگر غیر از دمای مخزن قابل رسم است. آزمایش CCE در واقع مطالعه ی PVTدر حالت تبخیر آنتی است
4-تعیین CGR به کمک روابط تجربی
تاکنون چندین رابطه ی تجربی برای پیش بینی CGR با استفاده از داده های دمای مخزن، فشار مخزن و وزن مخصوص سیال ارائه شده
است که در این بخش به معرفی این روابط میپردازیم.
1-4-رابطه ی چو
چو و همکارانش یک رابطه ی تجربی را بترای تخمین حداکثر حجم CGR چگالش معکوس گاز مخازن توسعه دادند که این رابطه به صورت زیر میباشد.
(%HCPV) = a + by + c Ln(T) رابطه (1)
رابطه ی (1) در دمای 180 – 314 درجه فارنهایت و فشار بهترین عملکرد را دارد.
2-4-روش نفت سیاه اصلاح شده (MBO)
نخستین بار در سال 1973 استپیواک و دیکستون روش نفت سیاه اصلاح شده را معرفی کردند. چندین نویسنده تاکنون قابلیت اجرای شیوه ی MBO را برای مدلسازی چگالیده ی گازی و مخازن نفت سبک نشان داده اند و در ادامه مجموعه ی جدید روابط MBO PVT را توسعه دادند. برای تولید پایگاه داده های منحنی های MBO PVT از روش ویتسون و تورپ در سال 1983 استفاده شده است. در ادامه ی روند بررسی بانبی و همکارانش در سال 2006 نشان دادند که دو روش ویتسون، تروپ و کوتس یک هم خوانی عالی با شبیه سازی ترکیبی دارد.
چهار تابع مورد نیاز برای شبیه سازی MBO شامل نسبت محلول گاز به نفت (Rs ) نسبت نفت به گاز(Rv) ضریب حجمی نفت (B0) و ضریب حجمی گاز (Bg) میباشد.
نسبت محلول گاز به نفت
بررسی های صورت گرفته نشان میدهد که رابطه ای که توسط استاندینگ واسکویز و بیگز پیشنهاد شده اند، پس از اصلاح ثوابت بهترین نتیجه را خواهند داد.
رابطه ی اصلاح شده ی استاندینگ به صورت معادله ی (2) و (3)میباشد؛ رابطه ی واسکویز و بیگر شکلی به صورت معادلات (9) و (5)
دارند.
نسبت نفت – گاز
رابطه ی ارائه شده برای نسبت نفت – گاز به صورت زیر میباشد.
میانگین خطای مطلق استتفاده از این روش % 10.4 با انحراف استاندارد 0.0308 برای چگالیده ی گازی و % 15.0 با انحراف استاندارد %0.1271 برای نفت سبک می باشد.
ضریب حجمی نفت
روابط استندینگ و واسکویز و بیگر بدون نیاز به تصحیح با میانگین خطای مطلق % 4 صلاحیت لازم برای استفاده را دارند. رابطه ی استندینگ اصلاح شده به صورت رابطه ی (7) میباشد.
این رابطه نشان میدهد که مقدار Bo به طور مستقیم تحت تأثیر میزان دقت Rs به کار برده شده، قرار نمیگیرد.
کسر حجمی تراکم گاز
رابطه پیشنهادی توسط درنچاک و ابو–کاسم در محاسبه کسر حجمی تراکم گاز دارای خطای قابل قبولی میباشد. این رابطه به صورت زیر میباشد:
در این رابطه z ضریب تراکم پذیری گاز میباشد که با استفاده از ویژگی های شبه بحرانی ساتون محاسبه میشود.
میانگین خطای مطلق برای Bg در این روش معتادل % 3.8 برای چگالیده ی گازی و %1.56 برای نفت سبک میباشد.
3-4-روابط CGR اشباع منطقه ای
نتایج حاصل از مشاهدات بیانگر آن است که منطقه روی میزان چگالیده ی گازی تأثیرگذار است. به عنوان مثال روابط CGR اشباع برای دو ناحیه دریای شمال و آلبر ارائه و مقایسه شده است.
اگر روش CGR اشباع حوزه ی مورد نظر را نتوانیم استخراج کنیم استفاده از مدل سراسری به عنوان آخرین راهکار در نظر گرفته میشود. این مدل در بسیاری موارد به عنوان بهترین مدل غیرمرتبط میتواند در یک مفهوم غیر آماری استفاده شود.
در شکل (3) روابط مختلف در دو دمای مختلف مقایسه شده اند. لازم به ذکر است که به دلیل آن که رابطه ی ارائه شده برای دریای شمال فاقد ترم دمایی است بنابراین نمودار آن به صورت یک خط میباشد.
همانطور که در شکل نشان داده شده است تفاوت بین نتایج دریای شمال و آلبرتا کاملا واضح است از این رو استفاده از مدل پیش بینی CGR اشباع سراسری منجر به خطای پیش بینی قابل توجهی خواهد شد. در واقع رابطه ی سراسری یک ابزار پیش بینی آماری ساده
میباشد.
5-تعیین CGR به روش تحلیلی
1-5-تئوری قوانین اختلاط محلول منسجم
در این روش از قوانین اختلاط برای محاسبه ی ویژگی های ترمودینامیکی استفاده شده که منجر به یک معادله ی حالت می شود. در اینجا به عنوان نمونه محاسبات مربوط به معادله حالت پنگ رابینسون ارائه شده است. محاسبات سایر معادلات مانند SRK مشابه این معادله میباشد.
به منظور استفاده از که قوانین اختلاط محلول منسجم معادله حالت پنگ رابینسون به فرم زیر نوشته می شود:
که Aو Cبه صورت زیر تعریف میشوند:
این فرم از معادله حالت وجود سه ثابت مستقل (A,C,b) را نشان می دهد. این پارامترها براساس تئوری محلول منسجم واندروالس به صورت زیر می باشد.
این تکنیک زمان کامپیوتری مورد نیاز را کاهش میدهد و بر پیچیدگی حل چندین معادله به صورت همزمان غلبه میکند. تکنیک حاضر برای تعداد متنوعی از مخلوط های سال مختزن کمپلکس، معادلات حالت، قوانین مخلوط سازی و قوانین ترکیب سازی قابل استفاده است.
2-5-استفاده از مشارکت گروهی معادلات حالت (GC-EOS)
در مطالعه اسپینوزا و همکاران پدیده چگالش معکوس با استفاده از مشارکت گروهی معادلات حالت مورد بررسی قرار گرفته است. مبنای، GC-EOS تابع تقسیم تعمتیمیافتتهی واندروالس میباشد که با اصل ترکیب محلی ادغام شده است. تابع باقیمانده ی هلمهولز به دو ترم جذ و حجم آزاد تقسیم میشود. ترم حجم آزاد توسط یک رابطه برای کرات سخت به دست آمده و ترم جذ، شکلی از رابطه ی NRTL وابسته به چگالی گرفته میشود.
این روش عملکرد مناسبی در پیشبینی رفتار پدیده ی چگالش (چگالش معکوس) در مخلوطه ای دوتایی سیالات نزدیک بحرانی با اجزای متعلق به گروه همگن میباشد. در مطالعات مربوط به مجموعه ی همگن، اعای مجموعه ی همگن بر اساس قطر کرات سخت تعیین میگردد.
6-تعیین CGR به روش شبکه عصبی مصنوعی
به طورکلی تئوری شبکه های عصبی مصنوعی ANN برای پاسخگویی به مسائل غیر خطی و پیچیده که مدلسازی ریاضی آنها کاری دشوار تصور میشود، طراحی شده است. هدف مدل ANN آن است کته ارتباطی بین مجموعه ی داده های ورودی و مجموعه ی الگوهای خروجی در فرآیند برقرار کند. زنده بودی و همکاران در مطالعه خود از این تئوری با هدف پیش بینی مقدار نسبت چگالیده به گاز (CGR) استفاده کرده است.
آنها در واقع در مطالعه خود مدل شبکه عصبی مصنوعی را با مدل بهینه سازی ذرات تجمعی تحت عنوان روش PSO–ANN ادغام کردند. یکی از عوامل بسیار موثر در این مدل تلفیقی انتخا متغییرهای ورودی میباشد. آنها نشان دادند که MW ، Pdew مخلوط و Tبهترین ورودی های این روش میباشند. نتایج حاصل از آنالیز حساستیت در شکل (9) ارائه شده است که به وضوح نشان میدهد که وزن مولکولی مخلوط مهم ترین متغیر موثر بر CGR است و افزایش در وزن مولکولی، دمای مخزن و یا فشار نقطه ی شبنم منجر به افزایش در مقدار CGRمیشود.
داده های ورودی در این روش به دو روش CCEو CVDتعیین می شود.
7-نتیجه گیری
با توجه به اهمیت پدیده چگالش معکوس در بهره برداری از چاه های نفت و لزوم مطالعه دقیق تر این پدیده، در مقاله حاضر به معرفتی روشهای مختلف ارائه شده جهت پیش بینی مقدار نسبت چگالیده به گاز یا همان CGRپرداخته شد. با توجه به اینکه مقایسه روش های موجود، ما را در آگاهی هر چه بیشتر از مزیت ها و معایب هر کدام، یاری میرساند و میتواند در اصلاح روش های موجود و ایجا راهکاری نو، مفید واقع گردد، در این بخش به بررسی مزایا، معایب، محدودیت ها و نتایج حاصل از هر کدام از این روش ها پرداخته خواهدشد.
بررسی روشهای آزمایشگاهی نشان میدهد که آزمایش CVD بسیار وقت گیر و پرهزینه است ولی اگر GORو آنالیز سیال مخزن و نحوه ی انجام آزمایش دقیق و صحیح باشد نتایج بسیار مهم و قابل استفادهای از آن حاصل می شود. به کمک آزمایش CVDمیتوان مشخص کرد که مخزن گاز تر و یا مخزن گاز میعانی است و اگر گاز میعانی باشد مقدار میعانات رسو کرده چقدر میباشد و ضمنا فشار تبخیر مجدد در مخزن را نشان میدهد.
آزمایش CVD
آزمایش CVD یک شبیه سازی آزمایشگاهی کامل رفتار و تولید مخزن گاز میعانی است. از آزمایش ،CVD مقدار ضریب انحراف گاز خروجی، ضریب انحراف دو فازی گاز داخل سلول (مخزن)، گرانروی گاز خروجی، آنالیز و ترکیب گاز خروجی، آنالیز سیال دو فازی داخل سلول در فشارهای تولید به دست میآید و هم چنین از نتایج CVD ضریب برداشت گاز چگالیده مخزن را میتوان تعیین نمود.
باید توجه داشت که آزمایش CVD در حجم ثابت صورت می گیرد. لذا از نتایج آن در مخزن گاز میعانی با حجم ثابت میتوان استفاده کرد؛ یعنی برای حالتی که حجم هیدروکربنهای داخل خلل و فترج سنگ مخزن با کاهش فشار تغییر عمده نکند. لذا نتایج، قابل به کارگیری در مخازن گاز میعانی با رانش آ فعال و یا مهاجرت گاز از مخزن نمیباشد. در مقابل آزمایش CCEرا داریم که در آن ترکیب سیال ثابت باقی می ماند و به کمک آن فشار تبخیر مجدد، گرانروی ضریب انحراف و انبساط فاز گاز، دانسیه ی فاز گاز و مایع، ترکیب و آنالیز گاز و مایع و GORدر دمای مخزن و فشارهای مختلف تعیین میشود.
روابط تجربی ارائه شده عبارتند از رابطه ی چو، روش نفت سیاه اصلاح شده و روابط CGR اشتباع منطقه ای. اگتر چه رابطه چو همخوانی خوبی با داده های آزمایشگاهی دارد اما در استفاده از آن محدودیت دما، فشار و ترکیب وجود دارد.
رابطه CGR اشباع منطقه ای
در رابطه CGR اشباع منطقه ای سعی شده است که تأثیر ماطق زمین شناسی روی میزان چگالیدهی اشباع نیز در نظر گرفته شود. برای توسعه مدل منطقهای خاص به دادههای کافی از منطقه اکتشاف نیاز داریم که امکان فراهم آوردن آن برای تمامی مناطق وجود ندارد.
از این رو مدل سراسری ارائه شد که دارای خطای پیش بینی قابل توجهی است. به همین دلیل توصیه میشود که از مدل سراسری همواره به عنوان آخرین راهکار استفاده شود.
در ادامه دو روش اختلاط محلول منسجم و مشارکت گروهی معادلات حالت معرفی شدند که در آنها از روابط ترمودینامیکی جهت پیشبینی CGR استفاده شده است. به همین دلیل از این روش تا زمانی میتوان استفاده کرد که ویژگیهای مخلوط به خوبی شناخته شده باشد و در استفاده از آنها برای ترکیبات جدید با محدودیت مواجه هستیم. این روشها به جزئیات و داده هایی نیاز دارند که ترکیب مخلوط را مشخص میکند. به دست آوردن چنین معادلهای پرهزینه و زمان بر است. علاوه بر آن امکان استفاده از آن در محدودهی وسیعی از ترکیبات، دما و فشار با دقت بالا وجود ندارد. در مقابل این روشها برای تعداد متنوعی از مخلوط ای سیال مخزن، قوانین اختلاط و قوانین ترکیب سازی قابل استفاده است.
برخی محدودیتهای ذاتی مدلهای ارائه در محاسبه دقیق CGR و همچنین پیشرفت تکنولوژی، محققان را به سمت استفاده از روشهای جدیدتر مانند شبکه ی هوش مصنوعی سوق داد. مطالعات صورت گرفته نشان میدهد که در صورت استفاده از داده های ورودی مناسب و دقیق، نتایج این روش همخوانی قابل قبولی با نتایج آزمایشگاهی دارد.
نظرات بسته شده اند.