اطلاعیه

Collapse
هیچ اطلاعیه ای هنوز ایجاد نشده است .
X
  • فیلتر
  • زمان
  • نمایش
پاک کردن همه
new posts

  • روش های ازدیاد برداشت از مخازن نفتی

    روش های ازدیاد برداشت از مخازن نفتی و کاربرد آن در کشور
    استفادة صحیح از منابع نفتی کشور، به منظور افزایش طول عمر آنها و برخورداری نسل*های آینده از این ذخایر خدادادی، ایجاب می*کند تا با مدیریت صحیح این منابع آشنا شویم.

    از نکات قابل توجه در مدیریت مخازن، اتخاذ روش*هایی برای حفظ و صیانت مخزن، بالابردن راندمان تولید و سعی بر نگه *داشتن آن در حد مطلوب در طول زمان می*باشد. بدین منظور، در متن زیر سعی شده است تا ضمن آشنایی اجمالی با روش*های ازدیاد برداشت از مخازن نفتی، بستری برای انعکاس نظرات کارشناسان کشور به منظور ارائه راه حل*های مناسب در بهبود عملکرد مخازن نفتی ایجاد شود. همچنین در انتهای این مطلب، تحلیلی با استفاده نظرات برخی از کارشناسان در مورد به*کارگیری این روش*ها ارائه می*گردد:
    تولید اولیة (طبیعی) نفت

    مهمترین نیروهای موجود در مخازن که نفت به کمک آن به*طور طبیعی جریان می*یابد، عبارتند از:

    1- نیروی حاصل از فشار گاز حل شده در نفت

    2- نیروی حاصل از فشار گاز جمع*شده در قسمت بالای کلاهک

    3- فشار هیدرواستاتیک سفرة آب مخزن که در زیر ستون نفت قرار گرفته است

    4- نیروی دیگری که برخی مخازن دارای ستون نفت بسیار مرتفع برای تولید طبیعی از آن بهره می*برند، نیروی ریزش ثقلی است.

    سهم مشارکت هر یک از این نیروها در رانش نفت متفاوت است و به وضعیت ساختمانی و زمین*شناسی سنگ مخزن و خواص فیزیکی و ترمو*دینامیکی سیال*های موجود در مخزن بستگی دارد. در مقابل این نیروها، نیروهای مخالفی سبب محبوس نگه *داشتن یا ایجاد تنگنا در بازیابی نفت می*شوند که مهمترین این نیروها، نیروی فشار موئینگی سنگ مخزن و نیروی اصطکاک حاصل از حرکت سیال در درون خلل و فرج سنگ مخزن تا ته چاه است. برای استحصال و بازیافت کامل نفت، باید چنان نیرویی در اعماق مخزن وجود داشته باشد که بتواند علاوه بر غلبه بر نیرو*های مخالف، موجب رانش نفت به سمت بالا گردد.
    ازدیاد برداشت

    کاهش و افت نیروهای موافق باعث می*شود تا بازیافت نهایی کم شود. به همین دلیل از روش*هایی تحت عنوان "روش*های ازدیاد برداشت" برای بالابردن تولید از مخزن نفتی استفاده می*شود. معمولا 30 درصد از نفت به*طور طبیعی از مخزن برداشت می*گردد و 70 درصد آن نیاز*مند بکار*گیری برخی روش*های ازدیاد برداشت می*باشد.
    روش*های به*کار رفته جهت افزایش بازده عبارتند از :
    1- تزریق گاز

    2- تزریق آب

    3- تزریق متناوب آب و گاز

    4- روش حرارتی

    5- تزریق فوم و ژل*های پلیمری

    6- استفاده از مواد شیمیایی کاهش*دهندة نیروی کشش سطحی

    7- استفاده از روش میکروبی(
    M.E.O.R.)

    1- تزریق گاز: روش تزریق گاز به دو صورت امتزاجی و غیر*امتزاجی صورت می*گیرد. در روش امتزاجی، گاز طبیعی با افزودن ترکیبات هیدروکربنی میانی
    c2 تا c6 غنی می*شود؛ به*طوری که بخش غنی*شدة گاز تزریقی که در ابتدای کار تزریق می*گردد، با نفت مخزن امتزاج یافته و آن را از درون خلل و فرج سنگ مخزن به طرف چاه*های تولیدی هدایت می*کند. راندمان افزایش بازیافت در این روش، بیشترین درصد را به خود اختصاص می*دهد و اگر سنگ مخزن دارای خواص همگن و یک*دست و تراوایی آن نیز مناسب باشد، به 65 تا 75 درصد حجم نفت باقی*مانده، می*توان دست یافت.

    در روش غیر امتزاجی، گاز به مخازن نفتی تزریق می*گردد که این تزریق نسبتاً ارزان است و در تعدادی از مخازن نفت*خیز خشکی و دریایی ایران اعمال می*گردد. در این روش، گاز تزریقی در قسمت بالای مخزن متراکم می*شود و فشار مخازن را افزایش می*دهد و حرکت نفت را سهولت می*بخشد.

    باید توجه داشت که لزومی ندارد گاز تزریقی حتما از نوع ترکیبات هیدرو*کربنی باشد. در کشورهای صنعتی، از گازهای خروجی از تاسیسات بزرگ صنعتی که بخش اعظم آن *را دی*اکسیدکربن تشکیل می*دهد، برای تزریق استفاده میشود. در این روش، حتی راندمان بالاتر از تزریق گاز*های هیدرو*کربنی است و فواید زیست*محیطی نیز در پی دارد .
    2- تزریق آب:
    در این روش، آب به عنوان عامل فشار*افزایی به مخزن به کار برده می*شود.
    3
    - تزریق آب و گاز:
    از تزریق متناوب آب و گاز برای افزایش فشار در مخزن نیز می*توان سود جست.
    4- روش حرارتی:
    روش*های حرارتی معمولاً در بهره*برداری از مخازنی که نفت آنها نسبتا سنگین است، به کار برده می*شود و برای نفت خام با شاخص
    API بین 10 تا 20 کاربرد دارد. حرارت*دادن به منظور کاستن گران*روی شامل تزریق آب داغ یا بخار به درون مخزن و یا ایجاد حرارت به کمک انرژی الکتریکی می*باشد.
    5و6- روش تزریق مواد شیمیایی و یا فوم:
    این روش به منظور کاهش نیروی کشش سطحی بین سنگ و سیال، با تنظیم نسبت تراوایی به گران*روی نفت مخزن, مورد استفاده قرار می*گیرد. استفاده از روش تزریق فوم و مواد شیمیایی، به طور مثال در برخی از میادین نروژ به صورت آزمایشی با موفقیت انجام پذیرفته است.

    7- روش میکروبی
    : استفاده از میکروب*ها جهت تولید گاز به منظور افزایش بازده و یا دفع موادی که باعث کاهش غلظت و گران*روی نفت و انتقال آسان آن به سمت چاه*های تولیدی می*شود، تحت روشی به نام
    MEOR انجام می*شود. روش*های میکروبی از روش*های نوین افزایش بازده ذخایر به شمار می*رود که این روش از جنبه*های نوین کاربرد علوم بیو*تکنولوژی در صنعت نفت می*باشد.
    تحلیل:

    طبق بررسی*های انجام شده، متوسط سرعت کاهش تولید طبیعی از مخازن مناطق خشکی در کشور معادل 9 تا 11 درصد در سال است.

    بدین*ترتیب برای حفظ سطح تولید، باید در هر سال تعدادی چاه جدید حفر نمود که این امر با توجه به هزینة بالای حفر هر چاه منطقی به*نظر نمی*رسد. در نتیجه می*باید این کاهش را با بازیافت ثانویه و به*کار*گیری روش*های مناسب ازدیاد برداشت جبران نمود.

    قبل از به*کارگیری این روش، باید مطالعات دقیقی بر روی مخزن صورت بپذیرد و سپس با توجه به نوع مخزن، روش مناسب برداشت آن به کار برده شود.

    حدود 90 درصد از مخازن ایران از نوع شکاف*دار هستند و استخراج ثانویه از این مخازن کمتر از 30 درصد است. مخازن شکاف*دار عمدتاً مربوط به خشکی است و برخی از مخازن دریایی مانند جزیرة سیری، مخازن شنی هستند. با توجه به وجود مخازن گازی زیاد در کشور، می*توان از گاز برای ازدیاد برداشت از چاه*های نفت سود جست.

    همچنین تزریق گاز به مخازن باید حساب شده باشد، زیرا در غیر این صورت، تعادل دینامیکی چاه به هم می*خورد و اگر تزریق گاز به*درستی انجام نشود، ممکن است باعث رسوب مواد قیری و بسته*شدن خلل*وفرج گردد. در صورت اتفاق این امر، مخازن برای همیشه غیر قابل استفاده خواهند شد.

    در مورد روش تزریق آب به مخزن نیز باید در استفاده از این روش کمال احتیاط را به کار برد. برخی کارشناسان اعتقاد دارند، بازده این روش مطلوب نیست، زیرا راندمان کار نهایتاً 35 درصد می*باشد و اولویت در استفاده از روش تزریق گاز خواهد بود. تزریق آب بیشتر برای مخازن شنی کاربرد دارد و برای مخازن نفتی کشور که عمدتا شکاف*دار هستند نباید مورد استفاده قرار گیرد.

    استفاده از مواد شیمیایی کاهش*دهندة نیروی کشش سطحی به عنوان موضوعی با مخاطرات زیاد، ولی با ظرفیت فنی بالقوه بالا مطرح است. اگر چه مطالعات زیادی در جهان انجام پذیرفته است، ولی با توجه به شرایط کنونی قیمت نفت، استفاده از برخی مواد شیمیایی غیر اقتصادی می*باشد.

    روش میکروبی از نظر فنی نیاز به رشد بیشتر و طی مراحل تکمیلی خود دارد، اما در آینده به عنوان یک روش تاثیرگذار مطرح است. روش میکروبی درآینده از لحاظ هزینه*ای، می*تواند قابل رقابت با سایر روش*ها باشد.


    کاربرد نیتروژن در افزایش بهره وری مخازن نفت و گاز

    امروز با اعمال روش*های مختلف ازدیاد برداشت در مخازن نفت ایران روش*های اولیه بازیافت طبیعی، راندمان بازیافت متوسط حدود %20 بوده که با اعمال روش*های بازیافت ثانویه شامل تزریق گاز و یا آب این مقدار به %25 افزایش یافته است.

    روش*هایی چون تزریق امتزاجی، روش*های شیمیایی و حرارتی و تزریق 2CO به عنوان روش*های ثالثیه ازدیاد برداشت شناخته شده*اند، تزریق نیتروژن به عنوان یکی از روش*های EOR در سال*های اخیر کاربرد زیادی داشته است. بطوری که این گاز به عنوان جانشین مناسبی برای گاز طبیعی و متان از نظر اقتصادی، برای 2CO از نظر اقتصادی و قابلیت دسترسی معرفی شده است. گزارش حاضر در همین زمینه توسط پایگاه اینترنتی مهندسی اکتشاف ارائه شده است.تزریق نیتروژن با اهدافی مانند جابه*جایی غیر امتزاجی، جابه*جایی امتزاجی، تزریق با هدف تثبیت فشار و یا فشارافزایی، بالا بردن راندمان جابه*جایی ثقلی به همراه تزریق 2CO، در برداشت ثالثیه (برداشت نفت ته مانده بعد از تزریق آب)، برای بازگردانی گاز در مخازن گاز قطران و تزریق از نوع WAGدر مخازن نفتی و گازی قابل انجام است.


    مقایسه*ی خواص فیزیکی و کاربرد گاز طبیعی دی*اکسید کربن (2)CO و ازت (2)N
    گاز طبیعی جهت تزریق گاز از انواع امتزاجی و غیرامتزاجی و هم*چنین تثبیت فشار مخزن بسته به شرایط دما، فشار و سیال مخزن، کاربرد د ارد، که از مهم*ترین خصوصیات آن می توان به در دهه*ی اخیر به عنوان تمیزترین منبع انرژی معرفی شده است.گاز دی*اکسید کربن (2)CO جهت تزریق گاز از نوع امتزاجی و گاه غیرامتزاجی کاربرد دارد، اما (2)N جهت تزریق گاز از نوع امتزاجی (با شرایط محدود) و غیر امتزاجی در مخازن شکافدار و بدون شکاف، جهت تثببیت فشار مخزن، در بازیافت ثالثیه بعد از تزریق آب جهت تولید نفت باقی*مانده، تزریق به صورت WAG و هم*چنین در مخازن گاز میعانی جهت جلوگیری از تشکیل مایعات گازی در شرایط مخزن و یا بالا بردن تحرک*پذیری مایعات گازی تشکیل شده کاربرد دارد.
    از مهم*ترین خصوصیات آن نیتروژن جانشین مناسبی برای گاز متان بوده و در اکثر موارد کاربرد این گاز، گاز ازت بی*اثر است، رسوب آسفالتین و خوردگی ایجاد نمی*کند و مشکلی نیز در رابطه با تزریق*پذیری ایجاد نمی*کند، در کشورهای صنعتی گاز نیتروژن تزریقی را از هوا و یا از گازهای حاصله از سوخت تهیه می*کنند. در کشورهای صنعتی هزینه*ی تولید ازت در فشار تزریق تقریبا یک سوم ارزش گاز طبیعی است، ذخایر بزرگ گازی ازت موجود در کشور، ضریب تراکم*پذیری بالا سبت به 2CO و گاز طبیعی به این معنا که در شرایط مساوی از نظر فشار و دما مقدار بیشتری گاز ازت در حجم معین موجود است.امروزه در مخازن متعددی در آمریکا و کانادا تزریق گاز ازت به طور خالص و یا همراه گاز 2CO حاصل از سوخت به صورت امتزاجی و غیرامتزاجی انجام می*گیرد.ازت لازم برای پروژه*های تزریق در این کشورها بیشتر از طریق جداسازی ازت از هوا )Cryogenic Air Separation( تامین می*شود.اکسیژن همراه با نیتروژن در هوا، می*تواند مشکل*ساز باشد، به این صورت که با S2H موجود در مخزن واکنش انجام داده و ترکیبات اسیدی ایجاد می*کند. هرقدر میزان گوگرد سیال مخزن بیشتر باشد (سیال مخزن ترش*تر باشد) حضور اکسیژن مشکل*سازتر است. در پروژه*های تزریق نیتروژن که تا امروز انجام شده درجه خلوص آن گاز به طور متوسط یبن 9/99% - %93 بوده است.تزریق ازت با هدف ازدیاد برداشت به صورت گسترده در مخازن نفتی و هم*چنین با هدف recycling و تثبیت فشار مخزن در مخازن گازی و gas lift قابل انجام است، محدودیت*های موجود در رابطه با استفاده از گازهای طبیعی و دی اکسید کربن، ازت را به عنوان یک جانشین اقتصادی در پروژه*های امتزاجی مطرح می*سازد.

    این مهم را باید مدنظر قرار داد که متدهای امتزاجی با گاز ازت تنها در مخازن خاصی قابل اجرا است. حالت امتزاجی گاز ازت و نفت*های سبک حدودا مثل گاز متان است، امتزاج گاز ازت و نفت*های سبک از نوع تبخیری (VaporizingGas Drive) و به واسطه*ی تبخیر ترکیبات سبک و میانی نفت در فاز گاز در اثر تماس*های متوالی و مکرر گاز و نفت است. فشار امتزاج (MMP) ازت و نفت*های سبک از متان بالاتر بوده (اعداد 5000 تا 8000 پام در مقالات گزارش شده است) و بعضی از مطالعات نشان داده*اند که اگر مقدار متان نفت مخزن بالاتر از 40 درصد مولی باشد MMP دو گاز ازت و متان مساوی*اند.در مطالعات فوق مشخص شده است که با افزایش میزان گاز محلول موجود در نفت میزان MMP نفت مخزن و ازت کاهش می*یابد.تزریق امتزاجی گاز ازت با نفت سبک در واقع عمل امتزاج در تماس اول انجام نشده و بنا بر مکانیزم تبخیری به تدریج اجزای سبک نفت در داخل گاز ازت تبخیر می*شوند. از این رو تزریق امتزاجی ازت در مراحلی مانند تغییر ترکیب نفت در طی جابه*جایی آن با گاز ازت، تغییر در خواص نفت و گاز در طی تزریق ازت، امتزاج نفت و گاز بعد از تماس*های متوالی به وقوع می*پیوندد.
    در صورتی که شرایط ذکر شده جهت تزریق امتزاجی ازت فراهم نباشد (فشار و نوع سیال مخزن)، تزریق از نوع غیرامتزاجی و با هدف تثبیت فشار و یا در پروژه*های ریزش ثقلی انجام می*گیرد. یکی از قدیمی*ترین و ساده*ترین روش*های بازیافت نفت تزریق گاز از نوع غیرامتزاجی می*باشد که با توجه به قیمت بالای گاز طبیعی، گاز ازت جانشین مناسبی برای آن است. گاه با توجه به پارامترهای سنگ مخزن از جمله فشار موئینگی و تر شوندگی، عبورپذیری نسبی و هم*چنین مشخصات فیزیکی نفت، تزریق گاز غیرامتزاجی کارآیی مناسب را ندارد. تعدادی از مقالات جهت بهبود شرایط تزریق امتزاجی ازت راه*حل*هایی را ارائه کرده*اند. از آن جمله تاثیر تزریق اولیه مقادیری 2-C6C در کاهش قابل توجه فشار امتزاجی (MMP) ازت است، گاه نیز به تزریق همزمان گازهای 2CO و 2N جهت کاهش فشار امتزاجی اشاره شده است.در مخازن گاز میعانی با درصد مایعات گازی بالا تزریق گاز ازت جهت تثبیت فشار و عدم کاهش آن به زیر فشار نقطه شبنم از تشکیل مایعات گازی در شرایط مخزن و به تله افتادن آنها جلوگیری کرده و بسیار موثر است.
    بنابراین تزریق گاز ازت از کاهش راندمان تولید مایعات گازی جلوگیری کرده و با نگاه داشتن فشار مخزن در بالای فشار نقطه شبنم با سیال موجود در چاه نیز ممزوج شده و راندمان تولید گاز و میعانات را بالا می*برد.مورد کاربرد دیگر گاز ازت در پروژه*های ازدیاد برداشت استفاده از این گاز در تزریق از نوع WAG است که به نظر می*رسد می*تواند به عنوان جانشین مناسبی برای گاز طبیعی به صورت متناوب با آب، به مخزن نفتی تزریق شده و راندمان تولید را افزایش دهد.در تعدادی از مقالات نیز به نقش ازت در برداشت ثالثیه بعد از تزریق آب اشاره شده است. به طوری که نفت*های در تله افتاده که توسط مکانیزم تزریق آب قابل برداشت نبوده*اند با تزریق گاز ازت قابل جابه*جایی است. معمولا در پروژه*های ازدیاد برداشت با تزریق نیتروژن، فاصله چاه*های تزریقی و تولیدی را به اندازه*ای انتخاب می*کنند که مسئله آلودگی با نیتروژن به تعویق بیافتد.در صورت نیاز به تولید بعد از تولید گاز آلوده به نیتروژن جداسازی (Rejection) صورت خواهد گرفت. جداسازی نیتروژن از گاز در دمای فوق سرد انجام می*گیرد. برای این*که در آن دما مشکلی از لحاظ یخ زدن اجزای موجود در گاز پیش نیاید باید اجزای مورد نظر را جدا کرد.
    مثلا آب توسط غربال*های مولکولی جدا خواهد شد. دی*اکسید کربن و سولفید هیدروژن نیز توسط سیستم آمین جدا شده و نهایتا نیتروژن از گاز جدا می*شود. نیتروژن جدا شده جهت تزریق مجدد، و گازهای با ارزش جهت فروش ارسال می*شوند. در مقالات موجود در رابطه با بهبود ضریب برداشت نفت و گاز به هنگام تزریق ازت اعدادی ارایه شده*اند که بسته به شرایط مخزن از نظر فشار، دما، مکانیزم به کار گرفته شده و خصوصیت سنگ مخزن متفاوت است.از این رو با توجه به وجود چند مخزن بزرگ گاز ازت با درصد بالا همچون مخزن گازی کبیرکوه (دهرم با حجم گاز درجای 21 تریلیون فوت مکعب (TCF)، مخزن میلاتون (سورمه با حجم گاز درجای بیش از 24 تی سی اف)، مخزن سمند (دالان بالایی با حجم گاز درجای بیش از 75 تی.سی. اف)، با در نظر گرفتن این گاز به عنوان جانشین مناسب برای گاز طبیعی بعد از انجام آزمایش*های لازم منطقی به نظر می*رسد.آزمایش*های لازم شامل اندازه*گیری حداقل فشار امتزاج (MMP) و تعیین درصد برداشت در نمونه سنگ واقعی مخزن در شرایط فشار و درجه حرارت مخزن با نمونه سیال واقعی مخزن با اعمال مکانیزم*های مختلف و مقایسه آنها، انجام آزمایش*های سرچاهی، مطالعات اقتصادی و انجام پروژه*های نمونه صنعتی (Pilot) است.
    __________________

    افزایش راندمان تولید مخازن هیدروکربوری
    خلاصه مقاله:

    مدیریت مخزن، مشتمل بر بکار گیری دانش و فناوری موجود به منظور کنترل عملیات و برداشت حداکثر سود اقتصادی در شرایط مدیریتی مورد نظر می باشد. اهداف اصلی مدیریت مخزن شامل: 1- کاهش ریسک 2- افزایش تولید نفت و گاز 3- افزایش میزان نفت و گاز قابل استحصال 4- حداکثر رساندن میزان برداشت نهایی 5- حداقل نمودن هزینه های سرمایه ای و هزینه های عملیایتی، می باشد. اصول مدیریت مخزن بر پایه 1- حفظ انرژی مخزن 2- بکار گیری سناریو های ساده جهت تولید 3- جمع آوری اطلاعات بصورت مستمر و برنامه ریزی شده 4- بکار گیری پیوسته روش های استحصال بهینه از مخزن 5- استفاده از تیم های کاری مشتمل بر تخصص های مربوط به مهندسی نفت استوار می باشد. میزان موفقیت استراژی مدیریت مخزن ارتباط مستقیم با کمیت و کیفیت داداه های در دسترس از مخزن دارد. هدف اصلی از مدیریت مخزن فراهم نمودن شرایط به منظور حداکثر نمودن تولید اقتصادی از مخزن با کمترین ریسک ممکن می باشد، استراتژی تولید بر پایه استفاده از تمامی داده های موجود و فناوری در دسترس استوار می باشد. مدیریت مخزن تنها در شرایطی که اطلاعات کلیدی، جمع آوری و آنالیز شده باشدقابل پیاده شدن به نحو مطلوب خواهد بود. داشتن اطلاعات فنی از مهندسی نفت (خصوصیات سنگ و سیال مخزن، مکانیزم های تولید، فرایندهای رانش نفت، عملکرد چاه های افقی، پترو فیزیک، شبیه سازی مخزن و ... ) از جمله ملزومات اجرای یک مدیریت مخزن پویا و علمی می باشد. فرایند مدیریت مخزن شامل 1- تصمیم گیری صحیح در مواجه با موارد پیش بینی شده و پیش بینی نشده به منظور حداکثر نمودن دبی تولید و تولید نهایی و 2- اجرای این تصمیمات است. توانایی برای گرفتن یک تصمیم بهینه متکی بر پیش بینی دقیق و صحیح نتیجه اجرای این تصمیمات است که حالت کلی بستگی به توانایی در مدلسازی رفتارهای انتظاری از یک سیستم مخزن دارد. به طور کلی می توان گفت مدیریت مخزن تنها با داشتن یک تیم مجرب از تخصص های مختلف برای تصمیم گیری قابل اجرا می باشد که با ارائه آموزش های مستمر و برگزاری جلسات پی در پی، در بالا بردن تولید نهایی موثر خواهد بود.
    افزایش برداشت نفت از مخازن فلات قاره باتزریق آب
    اکونیوز: مطالعات جدید نشان می دهد که بیش از 40 درصد نفت مخازن فلات قاره در حوزه خلیج فارس را می توان به روش تزریق آب (با توجه به منابع آبی فراوان و دسترسی آسان) برداشت کرد.

    به گزارش خبرگزاری اقتصادی ایران(econews.ir) در مناطق نفت خیز جنوب، در مطالعات انجام شده به وسیله دانشجویان و کارشناسان مهندسی مخازن آمده است: تزریق آب به درون مخازن موجب جا به جایی نفت خواهد شد و این جابه جایی سبب می شود تا جریان نفت از ماتریس، داخل ترک ها شده و از آنجا وارد چاه شود.

    بر اساس این گزارش، سرعت بازیابی نفت از مخازن ترک دار به عوامل متعددی از جمله خواص بلوک های ماتریس، فشار مخزن، تاریخچه اشباع سیستم ترک و ویسکوزیته سیالات و سرعت تزریق بستگی دارد؛ استفاده صحیح از منابع نفتی کشور، به منظور افزایش طول عمر آنها ایجاب می کند تا مدیریت صحیحی در این باره اعمال شود.
    هم اکنون تزریق گاز و تزریق آب دو روش اصلی ازدیاد برداشت از مخازن نفتی کشور است؛ اگرچه در مناطق خشکی کشور، تزریق گاز به عنوان اصلی ترین روش ازدیاد برداشت در اولویت قرار می گیرد (در برخی میدان های نفتی مناطق نفت خیز جنوب، تزریق آب همچنان ادامه دارد) اما در فلات قاره ایران به دلیل دسترسی آسان به آب، تزریق آب در اولویت قرار می گیرد؛ در همین زمینه موضوع تزریق آب در میدان های نفتی رسالت، رشادت و سلمان در حال مطالعه است.

    تزریق آب به مخازن در دو حالت ( نخست برداشت اولیه و دوم پس از اتمام فشار مخزن، برای ازدیاد برداشت) اجرا می شود؛ در حالت نخست، آب به زیر لایه نفت برای تثبیت فشار مخزن تزریق می شود در حالی که در حالت دوم، آب به داخل لایه نفتی برای جابه جایی نفت مخزن تزریق می شود.

    تزریق آب در حالت دوم، «سیلاب زنی» نامیده می شود که این روش برای تثبیت فشار مخزن انجام می شود؛ به دلیل امتزاج نبودن نفت و آب تزریقی، روش تزریق آب از جمله روش های امتزاج ناپذیر نامیده می شود.
    به کارگیری روش هایی مناسب برای حفظ و صیانت مخزن، بالا بردن راندمان تولید و سعی بر نگه داشتن آن در حد مطلوب در طول زمان ممکن، از جمله موارد مهم و اصلی در بحث مدیریت مخازن نفتی است.
    تزریق آب، تزریق گاز، تزریق متناوب آب و گاز، روش حرارتی، تزریق فوم و ژل های پلیمری، استفاده از مواد شیمیایی کاهش دهنده نیروی کشش سطحی، شش روش ازدیاد برداشت ثانویه و استفاده از روش میکروبی به عنوان هفتمین روش ازدیاد برداشت (روش ثالثیه) از مخازن نفتی مطرح است.
    خصوصیات مخزن، نوع سیالات مخزن و سیال تزریقی و طرز قرار گرفتن چاه های تولیدی و تزریقی، سه عامل مهم در موفقیت روش های ازدیاد برداشت از مخازن نفتی است.

  • #2
    مقدمه:

    استفاده صحیح از منابع نفتی کشور، به منظور افزایش طول عمر آنها و برخورداری نسل های آینده از این ذخایر خدادادی، ایجاب می کند تا مدیریت صحیحی در این باره اعمال شود. از نکات قابل توجه در مدیریت مخازن، اتخاذ روش هایی مناسب برای حفظ و صیانت مخزن، بالا بردن راندمان تولید و سعی بر نگه داشتن آن در حد مطلوب در طول زمان می باشد.
    روش های به کار رفته برای ازدیاد برداشت عبارت است از: 1)تزریق آب 2)تزریق گاز 3)تزریق متناوب آب و گاز 4)روش حرارتی 5)تزریق فوم و ژل های پلیمری 6)استفاده از مواد شیمیایی کاهش دهنده نیروی کشش سطحی 7)استفاده از روش میکروبی شش روش نخست جزء روش های ازدیاد برداشت ثانویه بوده و روش هفتم از روش های ازداد برداشت ثالثیه می باشد. موفقیت روش های ازدیاد برداشت به سه عامل بستگی دارد: 1)خصوصیات مخزن 2)نوع سیالات مخزن و سیال تزریقی 3)طرز قرار گرفتن چاه های تولیدی و تزریقی جابجایی نفت توسط تزریق آب یا گاز موجب می شود که جریان نفت از ماتریس، داخل ترک ها شده و از آنجا وارد چاه شود. سرعت بازیابی نفت از مخازن ترک دار به عوامل متعددی از جمله خواص بلوک های ماتریس، فشار مخزن، تاریخچه اشباع سیستم ترک و بالاخره ویسکوزیته سیالات و سرعت تزریق بستگی دارد. در حال حاضر روش های اصلی ازدیاد برداشت به کار برده شده در مخازن نفت کشور، تزریق آب و تزریق گاز هستند. در فلات قاره ایران بر خلاف خشکی، عموما از تزریق آب استفاده می شود. به دلیل دسترسی آسان به آب، در میادین نفتی رسالت، رشادت و سلمان نیز موضوع تزریق آب در حال مطالعه است. محاسبات نشان می دهد که به مقدار 44% از نفت مخازن را می توان به روش تزریق آب، برداشت کرد. تزریق آب به مخازن در دو حالت یکی در مرحله برداشت اولیه و دیگری پس از اتمام فشار مخزن (برای ازدیاد برداشت) اجرا می شود. در حالت اول، آب به زیر لایه نفت برای تثبیت فشار مخزن تزریق می شود در حالی که در حالت دوم، آب به داخل لایه نفتی برای جابجایی نفت مخزن تزریق می شود. تزریق آب در حالت دوم، سیلاب زنی و روش تزذیق آب برای تثبیت فشار مخزن، همان تزریق آب نامیده می شود. سابقه تزریق آب به سال 1880 در جنوب پنسیلوانیا بر می گردد. به دلیل عدم امتزاج نفت و آب تزریقی، روش تزریق آب از جمله روش های امتزاج پذیر نامیده می شود. اولین بار در 1931، فرایند سیلاب زنی به معنی واقعی خود به کار بده شد و در سال 1936، تزریق آب و سیلاب زنی آب در جهان به عنوان یک روش موفق و فنی برای بازیافت اقتصادی و بهینه در مخازن نفت پذیرفته شدند.
    منبع:
    http://iran-oil.blogfa.com

    نظر


    • #3
      عوامل موثر در تزریق آب


      از عوامل تزریق آب می توان به دبی تزریق آب، ویسکوزیته نفت، فشار مویینگی، خاصیت تر شوندگی، نفوذ پذیری، ابعاد مخزن، یکنواختی خواص سنگ مخزن و عمق مخزن اشاره کرد. توماس و همکارانش در سال 1988، بعد از آزمایش ها و بررسی های گوناگون دریافتند که سنگ شناسی، تخلخل و ضخامت شبکه بلوک ها نیز از عوامل مهمی هستند که می توانند بر روی برداشت نفت و نیز عملیات حفظ و نگهداری فشار مخزن در هنگام تزریق آب، موثرتر باشند. دبی تزریق آب از آن جا که دبی تزریق، به ابعاد مخزن بستگی کامل دارد، از عدد بدون بعد مویین برای عمومیت دادن نتایج، استفاده می شود. نتایج نشان می دهند که با افزایش عدد مویین، بازیافت نفت ابتدا افزایش می یابد و به یک مقدار بیشینه می رسد و پس از آن با افزایش عدد مویین، درصد بازیافت نفت کاهش می یابد. صعودی بودن منحنی تغییرات درصد بازیافت نفت بر حسب عدد مویین، در ابتدا به این دلیل است که راندمان جاروب کردن توسط آب، با افزایش مقدار تزریق آب، افزایش می یابد. در قسمت نزولی با افزایش عدد مویین که بیانگر غلبه نیروهای ویسکوز بر نیروهای مویین است، آب از میان ترک ها که نفوذ پذیری بالاتری دارند، عبور می کند. همین امر یعنی کانالیزه شدن آب از میان ترک ها، سبب باقی ماندن بخشی از نفت خام در مخزن شده و درصد نفت را کاهش می دهد. ویسکوزیته نفت از مهم ترین پدیده هایی که ممکن است در هنگام تزریق آب رخ دهد، پدیده کانالیزه شدن است. در این پدیده، هر چه قدر سیال جابجا کننده (در این جا آب)، قابلیت تحرک بیشتری (یا ویسکوزیته کمتری) داشته باشد و سیال جابجا شونده (در این جا نفت)، تحرک کمتری (یا ویسکوزیته بیشتری) را داشته باشد، جابجایی ناپایدارتر خواهد بود و نیز هر چه مخزن ناهمگون تر باشد، این پدیده تشدید می شود. بنابراین با افزایش ویسکوزیته نفت، مقدار بازیافت نفت کاهش می یابد.
      فشار مویینگی پارامتر مورد توجه دیگر، فشار مویینگی است که عامل حرکت سیال در محیط متخلخل می باشد. فشار مویینگی با کشش سطحی و کسینوس زاویه جهت حرکت نفت با امتداد افقی یا قائم، رابطه مستقیم و با اندازه خلل و فرج (حفره ها) نسبت عکس دارد. برای این که نفت از حفره ها رهایی یابد، باید نیروی مویینه کاهش یافته یا به عبارتی کشش سطحی به حداقل برسد.

      مشکلات تزریق آب


      کیفیت آب بستگی به مقدار جامدات معلق در آب، مقدار مواد جامد محلول در آب، تعداد باکتری های موجود و خورندگی آب دارد. کاهش نفوذ پذیری سنگ مخزن می تواند در اثر جامدات معلق موجود در آب، میکرو ارگانیسم های مختلف، تورم رس ها و همچنین رسوب های تشکیل شده در اثر اختلاط دو یا چند آب ناسازگار ایجاد شود. آب تزریقی از هر منبعی که تهیه شود، مشکلاتی را به همراه خواهد داشت که عمدتا به مواد حل شده و مواد معلق در درون آب مربوط می شود. مواد معلق باعث گرفتگی منافذ محیط تخلخل در اطراف چاه تزریقی شده و برای جداسازی آنها، از روش فیلتراسیون استفاده می شود. با حرکت آب در داخل مخزن، دمای آن افزایش یافته و مقدار حلالیت مواد حل شده در آب نیز تغییر می کند. اگر مقدار حلالیت کاهش یابد املاح در لوله های تزریقی و یا در سنگ مخزن رسوب می کنند. بر حسب نوع ترکیب، آب تزریقی می تواند با آب مخزن سازگار باشد. در این زمینه آزمایش ها و مطالعات زیادی در شرایط و مخازن مختلف، در زمینه تجانس آب ها انجام شده و تاکنون مدل های محاسباتی مختلفی برای محاسبه مقدار حلالیت رسوب های ناشی از اختلاط دو یا جند آب توسط محققین ارائه شده است. هم چنین جذب آب توسط سنگ مخزن های رسی می تواند باعث تورم آنها شود و در نتیجه، کاهش اندازه حفره ها و افت نفوذ پذیری سنگ مخزن را به همراه خواهد داشت. در مواردی که ذخایر آب تزریقی با آب سازند، ناسازگار باشد، یعنی اختلاط آب تزریقی با سیال مخزن، باعث تشکیل رسوب معدنی شود، لازم است عملیات آماده سازی برای آب تزریقی انجام شود. همین موضوع در صورت استفاده از چند منبع آب برای تزریق نیز صدق می کند. یعنی قبل از اختلاط آنها باید سازگاری و عدم تشکیل رسوب در اثر اختلاط، بررسی شود. به عنوان مثال، در حوزه های نفتی منطقه جزیره سیری، برای تثبیت فشار مخزن، عملیات تزریق آب از سال 1359 تا کنون در حال انجام است. در ابتدای تزریق، روزانه حدود 70 هزار بشکه آب از طریق 13 حلقه چاه، با فشار حدود psi 2000 تزریق می شد. پس از تزریق حدود 55 میلیون بشکه ظرفیت تزریق پذیری آب به مخزن، به حدود 31 هزار بشکه آب در روز کاهش پیدا کرد، در حالی که فشار تزریق افزایش یافته بود.
      منبع:
      www.iran-oil.blogfa.com

      نظر


      • #4
        کاربرد نانو مواد در مشبک*کاری (Perforation) صنایع بالادستی نفت:

        به دلایلی نظیرتولید از یک عمق خاص (جلوگیری از تولید آب یا گاز اضافی) و نه از تمام لایه و همچنین پایدارسازی دهانه چاه و جلوگیری از ارتباط لایه ها با یکدیگر، مقابل لایه نفت یا گاز یک لوله جداری قرار داده می شود و سپس مشبک*کاری (Perforation) جهت مرتبط ساختن چاه و لایه مربوطه و در یک عمق خاص، انجام می شود.
        با مشبک*کاری، لوله جداری به همراه سیمان پشت آن و بخشی از لایه مربوطه سوراخ می شوند. سپس نفت یا گاز از طریق سوراخ های ایجاد شده به درون چاه راه پیدا می کند. سوراخ کردن لوله جداری معمولاً امروزه توسط Jet Perforation انجام می پذیرد که از دو فلز با جنس های متفاوت و مواد منفجره برای تولید نیروی کافی تشکیل شده است.
        یک فلز، استحکام کافی برای سوراخ کردن لوله جداری و سیمان را دارد و فلز دیگر باعث ذوب شدن فلز اول می شود تا سوراخ ایجاد شده درون لایه نفت یا گاز مسدود نشود. نهایتاً با فرآیند اسیدزنی، بقایای فلزات باقی*مانده نیز خارج می شوند.
        نانو مواد

        جنس مواد بکار رفته در ابزار مشبک کاری اهمیت حیاتی در انجام این فرایند دارد و در این میان نانو مواد در این حیطه پتانسیل خوبی جهت بکار گرفته شدن دارد.
        مواد نانو ساختار

        در این بخش امکان استفاده از یک سری مواد نانو ساختار که پس از عملیات مشبک*کاری پس از زمان مشخصی از بین می روند، استفاده کرد. یعنی در این فرآیند نیازی به فلز دوم برای از بین بردن فلز اول وجود ندارد.
        نانو پوششها

        پیشرفت های اخیر در زمینه مهندسی سطح با استفاده از پوشش های هوشمند و تکنولوژی های پوشش*دهی کنترل بهتر اصطکاک و سایش را در تماس های سطحی ارائه می دهد. در برخی از پوشش*ها به علت جذب سولفورها و فسفرها باعث کاهش ویسکوزیته شده و خواص روانروی بهتری را در سیال موجب می*شوند. جدیدترین تکنولوژی های در دست انجام منجر به تولید نانو کامپوزیت ها و نانو پوشش های ابر ساختار شده است که به افزایش عمر قطعه پوشش داده شده و کاربردهای دیگر تولید خواهد پرداخت.
        گاهی این پوشش ها طوری طراحی می شوند که با موادی که به عنوان مثال در لوله های نفت حرکت می*کنند واکنش داده و یک لایه مرزی بسیار سخت و متراکم را تشکیل می دهند که هم باعث عدم خوردگی می شود و هم جلوگیری از اصطکاک می کند. گاهی پوشش هایی که خاصیت روغنکاری در حالت جامد دارند باعث بهبود خواص سطحی می شوند که باعث لغزش آسان روی سطوح پوشش داده می گردند.
        در سال های اخیر گونه ای از پوشش های نانو ساختار که از فازهای فلزی و سرامیکی تشکیل شده اند، تولید گشته*اند. این پوشش ها معمولاً با روش PVD یا MBE تولید می شوند. این پوشش ها به علت نانو ساختار بودنشان و هموژنیته یکسان آن در طول پوشش به طور قابل توجهی چند کاره می باشند.
        این پوشش ها علاوه بر سختی بالا، ضریب اصطکاک پایین را دارا بوده و خواص هدایت الکتریکی یا حرارتی بالایی دارند. سختی آنها در حد 40 تا گیگاپاسکال و ضریب اصطکاک آنها 4/0 تا 0/3- در مقایسه با سطح فولاد می باشد.

        برایان*بورن* وکنث*گراهام*کوان ازشرکتMCDONNELL BOEHNEN HULBERT & BERGHOFF LLP ترکیب 90٪ وزنی پودر تنگستن و 10٪ وزنی پودر بایندر (Binder) که بصورت هرمی شکل داده شده است، موفق به تولید گلوله هایی Jet Perforation شده اند که برای مشبک*سازی لوله های جداری مناسب هستند. این مواد ساختار کریستالی دارند که اندازه دانه*هایشان بین 25 نانومتر تا 1 میکرون است.
        منبع:http://iran-oil.blogfa.com

        نظر


        • #5
          آشنایی با روش*های بهبود بازیابی نفت
          نويسنده : گروه علمی تحقیقاتی نفت تایمز - مهندس ابوالقاسم کاظمی*نی
          گروه علمی تحقیقاتی نفت تایمز:
          از آن جا که بیشتر مخازن کشور در نیمه دوم عمر خود به*سر می*برند و هر چه از عمر مخزن می*گذرد برداشت از آن دشوار*تر می*شود باید با روش*های خاصی با توجه به شرایط مخزن، برداشت از آن را بهتر و بیشتر کرد، البته این نکته را نباید فراموش کرد که در روش*های ازدیاد برداشت باید از میان روش*های مختلف بهترین آن را از لحاظ عملی و اقتصادی انتخاب کرد. در این مقاله سعی شده روش*های مختلف ازدیاد برداشت معرفی و موارد کاربرد آن ها توضیح داده شود.
          روش*های بهبود بازیابی نفت Enhanced Oil Recover) )
          مقدمه:
          مخزن هیدروکربوری ساختاری است متخلخل و نفوذپذیر در زیرزمین که انباشتی طبیعی از هیدروکربورها را به صورت مایع و یا گاز در خود جای داده و به*وسیله*ی سنگ*های غیرتراوا از محیط اطراف مجزا گردیده است. درتوصیفی ملموس*تر می*توان مخازن هیدروکربوری را به بادبادکی پر از هوا تشبیه کرد که پوسته*ی این بادبادک نقش همان سنگ*های غیرتراوا را بازی می*کند و به محض سوراخ کردن این محیط متعادل سیال*های مخزنی (هم*چون هوا که به سرعت از بادبادک خارج می*شود) توسط نیروهای هیدرولیکی به درون چاه رانده می*شوند. البته قدرت این رانش طبیعی هم*زمان با تولید از مخزن کاسته می*شود، چنان*که برای نمونه گفته می*شود مخازن ایران به* طور متوسط سالانه ۱۰-۸ درصد افت طبیعی فشار مخزن و افت دبی* تولید از چاه - افت دبی* تولید از چاه با افت فشار مخزن رابطه مستقیم دارد - دارند.
          با افت مداوم فشار مخزن، دبی* تولید رفته*رفته کم شده تا جایی که دیگر تولید طبیعی از مخزن مقرون به*صرفه نخواهد بود. این نقطه زمانی اتفاق می*افتد که بازیابی (Recovery) نفت از مخزن به نسبت پائین است. این بازیابی برای مخازن ایران حدود ۱۵-۲۰ درصد است؛ به عبارتی ۸۵ تا ۸۰ درصد کل نفت مخزن در سازند باقی می*ماند. بنابراین برای برداشت نفت*های باقی*مانده در مخزن نیازمند روش*های جدید و تکنیک*های پیشرفته هستیم. ازاین رو می*توانیم مراحل تولید از یک چاه را به*طور کلی به دو دسته*ی زیر تقسیم کنیم (که البته این تقسیم*بندی به نحوه*ی برداشت از مخزن اطلاق می*شود):

          ۱/ تولید طبیعی (Primary Recovery)
          2. تولید بهبودیافته (IOR or Improved Oil Recovery)

          واژگان
          فشار اشباع(Bubble Point Pressure):
          با افت فشار مخزن، گاز محلول در نفت توانایی آن را پیدا می*کند که از نفت خارج شود، «فشار اشباع» فشاری است که اولین حباب گاز از نفت جدا می*شود. روشن است که در فشار*های بالاتراز آن تنها یک فاز مایع و در فشار*های پایین *تر از آن دو فاز مایع و گاز وجود دارد.

          کلاهک گازی (Gas Cap):
          در صورتی که در یک مخزن نفتی هر سه سیال آب، نفت و گاز وجود داشته باشد، ترتیب قرار گرفتن سیالات درون مخزن به گونه*ای است که از پایین به بالا ابتدا آب، بعد نفت و سپس گاز قرار می*گیرد. به سازند*ی که در آن گاز قرار دارد، سازند گازی و به سازندهای دیگر سازندهای نفتی و گازی می*گویند.
          به بخش بالایی مخزن که حدفاصل میان پوش سنگ و سطح تماس نفت و گاز است، کلاهک گازی مخزن نفتی می*گویند. گفتنی است که برخی از مخازن فاقد کلاهک گازی، برخی دیگر فاقد بخش آب ده هستند و برخی فاقد هر دوی آن*ها هستند.

          سفره آبی(Aquifer):
          سازند آبی*ای که در پایین مخزن می*تواند وجود داشته باشد.
          امتزاج*پذیری (Miscibility):
          دومایع را وقتی امتزاج*پذیر می*گویند که کاملاً درهم حل شده و امولیسون نسازند.
          اوپک (OPEC):
          اوپک که شکل خلاصه شده*ی (Organizations of Petroleum exporting Countries) یعنی سازمان کشورهای صادرکننده*ی نفت است . این سازمان در ۱۴-۱۰ سپتامبر ۱۹۶۰ توسط ۵ کشور ایران، عربستان، ونزوئلا و کویت و عراق تشکیل شد که بعد از آن ۹ کشور دیگر الجزائر، قطر، نیجریه، امارات، اندونزی، لیبی، الجزیره، اکوادور، آنگولا به آن*ها اضافه شدند. هدف از تشکیل این سازمان کنترل سیاست*های قیمتی نفت بود.

          تولید طبیعیPrimary Recovery) )
          برداشت اولیه یا تولید طبیعی به استحصال نفت تحت مکانیسم*های رانش طبیعی موجود در مخزن و بدون استفاده از انرژی خارجی نظیر آب و گاز اطلاق می*شود. همان*گونه که بیان شد از یک مخزن تا مدت تقریباً کمی می*توان به*طورطبیعی تولیدی اقتصادی داشته باشیم . در تولید طبیعی از مخزن رانش نفت به*علت مکانیسم*های خاصی انجام می*پذیرد که درزیر به بیان آن*ها خواهیم پرداخت:

          - انبساط سنگ و سیال (Rock and Fluid expansion)
          - رانش توسط گازمحلول (Solution Gas Drive)
          - رانش کلاهک گازی (Gas Cap Drive)
          - رانش توسط آب ورودی به مخزن (Aquifer Drive)

          انبساط سنگ و سیال:
          دراین مکانیسم فشار وزنی لایه*های بالا برروی سازند مخزن و انبساط خود سیال باعث رانش نفت به درون چاه خواهد شد.

          رانش توسط گازمحلول:
          به طور طبیعی نفت درشرایط دما و فشار مخزن مقداری گاز درخود به*صورت حل شده دارد که با تولید و رساندن نفت به سطح زمین این گاز آزاد می*شود. بنابراین می*توان گفت حجم نفت درشرایط مخزن بیشترازحجم آن درسطح زمین است. البته شاید این*گونه به نظر برسد که در این جا این پدیده بدون درنظرگرفتن تفاوت دما و فشار سازند با سطح زمین توضیح داده شده است. درصورتی*که با کمی دقت متوجه می*شویم که تغییرات دما و فشار نفت از سازند به سطح زمین به ترتیب باعث کاهش حجم و افزایش حجم می*شوند، چون دما و فشار درسازند نفتی نسبت به دما و فشار درسطح زمین بالاتر است که این کاهش درمورد دما باعث کاهش حجم و درمورد فشار باعث افزایش حجم می*شود. در این صورت کاهش و افزایش حجم پدید آمده تقریباً اثر یکدیگر را خنثی می*کنند، بنابراین می*توان گفت مهم*ترین عامل تغییر حجم نفت از سازند به سطح زمین همان گازحل شده درنفت است. نسبت حجم نفت در شرایط دما و فشار مخزن به حجم نفت در شرایط دما و فشار سطح زمین را با ضریب حجمی سازند تعریف می*کنند که با توجه به توضیحات قبلی همواره بزرگتر از یک خواهد بود. به دلیل آن که با تولید از مخزن فشار آن افت می*کند، اگر این افت فشار تا رساندن فشار مخزن به فشار اشباع ادامه یابد مقداری از کل گاز محلول درشرایط مخزن آزاد شده که انبساط این گاز باعث رانش نفت به درون چاه خواهد شد.

          رانش کلاهک گازی:
          دربرخی از مخازن دربالای سازند نفتی کلاهک گازی وجود دارد که انبساط این کلاهک گازی در زمان تولید از مخزن، نفت را مانند پیستونی از بالا به سمت پائین می*راند که مسلماً هرچه کلاهک گازی بزرگتر باشد بازیابی نفت ازاین مخزن بالاتر خواهد بود.

          ورود آب به سازند نفتی:
          بر خلاف شیوه رانش گازی، به جای آن*که گاز از بالا به سیال (نفت) نیرو وارد *کند و باعث تولید طبیعی نفت *شود، می*توان لایه*ی آبی*ای را تجسم کرد که از پائین سازند نفتی همانند پیستون نفت را به درون چاه می*راند. البته باید توجه کرد که درتولید طبیعی نفت، انبساط سنگ و سیال و گازمحلول درتمامی مخازن به*عنوان نیروی رانشی نفت به درون چاه عمل می*کند اما می*توانیم مخازنی داشته باشیم که هردو یا یکی ازدوعامل کلاهک گازی و سفره آبی را داشته باشند و یا اصلاً هیچ*یک را نداشته باشد.

          تولید بهبودیافته (IOR or Improved Oil Recovery )
          پیش از توضیح تولید بهبود یافته می*توان این*گونه بیان کرد که اصولاً تولید طبیعی نفت ازهر مخزنی به فشار اولیه مخزن، نفوذپذیری سنگ مخزن و گرانروی نفت رابطه دارد. روشن است که هرچه فشاراولیه مخزن و نفوذپذیری سنگ مخزن بالاتر و گرانروی نفت پائین*تر باشد، بازیابی اولیه بالاتر خواهد بود. عدم تعادل دراین پارامترها باعث می*شود که تکنیک*های دیگری دربازیابی نفت به*کار برده شود. کلیه روش*هایی که طی آن به مخازنی که تحت شرایط طبیعی خود قادر به تولید اقتصادی نیستند و از بیرون انرژی داده شده و یا موادی درآن*ها تزریق می*شود، روش*های ازدیاد برداشت نامیده می*شوند. (Enhanced Oil Recovery : EOR)
          البته دربعضی مواقع که سیال (نفت) درته چاه وارد شده و فشار سیال درته چاه توانایی بالا آوردن آن را به سرچاه ندارد، تکنیک*های دیگری مانند فرازش گاز (بدین*گونه که گاز را ازسطح زمین به درون چاه تزریق می*کنند واین گاز با نفت درون چاه مخلوط امتزاج*پذیری را به وجود می*آورد که چگالی آن از چگالی نفت اولیه پائین*تر است و می*توان با همان فشار ته*چاه ، نفت را به سرچاه انتقال داد) و یا پمپ*های درون چاهی (که نفت را از ته چاه به سر چاه پمپاژ می*کنند) به*کار گرفته می*شود؛ اما اصولاً ازاین تکنیک*ها به*عنوان یکی ازروش*های ازدیاد برداشت یاد نمی*شود؛ آن*چه روش*های ازدیاد برداشت(EOR) اطلاق می*شود روش*هایی است که ازطریق تزریق مواد به درون مخزن به سیال انرژی داده می*شود و هدف این روش*ها، کاهش میزان نفت پس*ماند مخزن است، این روش*ها را به دودسته زیر تقسیم می*کنند:

          ۱- برداشت ثانویه (Secondary Recovery)
          2- برداشت ثالثیه (Tertiary Recovery)
          1-2) برداشت ثانویه (Secondary Recovery): این روش، افزودن انرژی*های خارجی بدون اعمال هیچ*گونه تغییر در خواص فیزیکی سیالات و سنگ مخزن است . به زبان ساده*تر، سیال تزریقی تنها نقش هل*دهنده و تعقیبی دارد. لازم به ذکر است اگر چه این تکنیک درابتدا با تزریق هوا که ارزان*ترین و دردسترس*ترین ماده بوده است، اجرا شده، اما تاکنون در موارد قلیلی، ازهوا به*عنوان ماده تزریقی استفاده شده است. تزریق هوا گرچه معمولاً تولید را برای مدت*کوتاهی افزایش می*داد اما به سرعت مشکلات عملیاتی زیادی را پدید می*آورد. بسیاری از مشکلات پدید آمده درتزریق هوا، ناشی از وجود اکسیژن در آن است. چراکه اکسیژن به شدت واکنش*دهنده است و مشکلات عدیده*ای را درتسهیلات سرچاهی و داخل مخزن پدید می*آورد. برخی ازاین مشکلات عبارتند از:

          - اشتعال خود به خودی نفت در نزدیکی چاه تزریق
          - خوردگی (که مهم*ترین عامل آن اکسیژن است)
          - تشکیل امولسیون*ها
          این مشکلات و مشکلات دیگر باعث شد که از هوا به* عنوان ماده تزریقی در روش*های ازدیاد برداشت ثانویه استفاده *نشود. امروزه از گاز و آب* به *جای هوا در این تکنیک استفاده می*شود. اولین برنامه بازیابی ثانویه درایران درسال ۱۳۵۵ درمیدان هفتکل با روش تزریق گاز به مرحله اجرا در*آمد پس ازآن درسال ۱۳۵۶ تزریق گاز درمیدان گچساران با هدف فشارزدائی و تثبیت فشار شروع شد که تزریق گاز دراین دو میدان عظیم نفتی کشورهم*چنان ادامه دارد و باعث بالابردن بازیابی از حدود ۲۰-۱۵ درصد به حدود ۲۵-۳۰ درصد شده است. هم*اکنون ایران از برنامه*ی تزریق گاز به مخازن عقب است و بر اساس گزارش مرکز پژوهش*های مجلس شورای اسلامی محاسبات انجام شده نشان می*دهند که ۲۴ مخزن از کل مخازن نفتی مناطق نفت*خیز جنوب در اولویت تزریق – گاز- قرار دارند که در۱۶ مخزن زمان تزریق سپری شده و هر چه سریعتر باید از افت فشار آنها جلوگیری به عمل آید، ۸ مخزن دیگر نیز ظرف ۲۰ سال آینده نیاز به تزریق خواهند داشت.

          ۲-۲)روش*های ازدیاد برداشت ثالثیه Tertiary Recovery)
          دراین روش انرژی خارجی به مخزن اعمال می*شود و درنتیجه*ی آن تغییرات اساسی فیزیکی و شیمیایی درخصوصیات سیال مخزن پدید می*آید. به زبان ساده*تر دراین*جا ماده*ی تزریقی با تغییردادن خصوصیات سیستم سیالی (مانند کم کردن گرانروی و یا تغییر چسبندگی میان سنگ و سیال) باعث ازدیاد برداشت خواهد شد. عملیات ثالثیه را می*توان به موارد زیر تقسیم کرد:
          - سیلاب*زنی امتزاجی با گاز
          - سیلاب*زنی شیمیایی
          - فرآیندهای حرارتی
          - فرآیندهای استفاده از کف
          - فرآیندهای تزریق میکروب (البته دربعضی تقسیم*بندی*ها تزریق میکروب را به*عنوان فرآیندهایی جدا از “EOR” و تحت عنوان (MEOR (Microbial Enhanced Oil recovery می*شناسند. در این روش میکروب*ها و مواد غذایی را به درون چاه تزریق می*کنند و این میکروب*ها تحت عواملی یا تولید اسید می*کنند که برای حل کردن سنگ*های کربناتی بکار می*رود و یا تولید گاز کرده که باعث بالابردن فشارمخزن و یا پائین آوردن گرانروی نفت می*شوند. متأسفانه در حال حاضر در بزرگ*ترین کشورهای تولید*کننده عضو اوپک (OPEC) همچون ایران، کویت، عربستان و عراق روش*های ازدیاد برداشت ازنوع سوم (ثالثیه) هنوز به مرحله*ی اجرا درنیامده است اما در برخی از مخازن ایران و کویت روش*های بازیابی حرارتی مانند تزریق بخار آب در حال بررسی است. کل روش*های ازدیاد برداشت را به تازگی به *صورت زیرتقسیم می*کنند: (برخلاف تقسیم*بندی قدیم به صورت ثانویه و ثالثیه)

          ۱- گرمایی:
          - تزریق بخارآب (Steam Flooding) - سیلاب*زنی آب گرم (HOT Water Flooding) - احتراق درجا (In situe combustion ) [خشک (Dry) یا مرطوب (Wet)] - گرم کردن حرارتی ( تزریق آب) (Water Flooding)

          2- غیرگرمایی:
          - سیلاب شیمیایی(Chemical flooding)(پلیمری یا قلیایی) -جابه*جایی امتزاج*پذیر(Miscible Flooding ): - رانش گازغنی* شده - سیلاب الکلی - سیلاب گاز Co2 - سیلاب گاز N2 - جابه*جایی غیرامتزاج*پذیر(immisible Flooding )(- گاز طبیعی یا گاز طبیعی سوخته شده)
          در مقالات بعدی به تفصیل به توضیح درباره*ی هر یک از روش*های پیش گفته خواهیم پرداخت.
          تدوین: مهندس ابوالقاسم کاظمی*نی

          نظر

           

          ده شركت برتر نفت جهان


          ده شركت برتر نفت جهان
          ...
          صبر کنید ..
          X