مخازن نفت و گاز

[پیرجو]

سنگهای متشکله پوسته زمین را دو دسته بزرگ تشکیل می دهند. دسته اول سنگهای آذرین که بصورت گداخته از اعماق زمین خارج شده و پس از سرد شدن بصورت فعلی باقیمانده است. دسته دوم سنگهای رسوبی که توسط آب باران و جریان رودخانه ها بداخل دریاها رانده شده و طی سالهای متمادی طبقه طبقه رویهم انباشته و بر اثر فشار طبقات متراکم گشته اند. امروزه اکثر دانشمندان معتقدند که نفت باقیمانده حیوانات و نباتاتی است ذره بینی با اسم "پلانگتون" که اجساد آنها در لابلای رسوبات گفته شده باقیمانده و سپس بر اثر فشار و حرارت و فعل و انفعالات شیمیایی به نفت مبدل شده و میان خلل و فرج برخی از لایه های زمین محبوس مانده اند.
مواد نفتی اصولا از دو عنصر کربن و هیدروژن ترکیب شده و بهمین دلیل مواد هیدروکربوری نامیده می شوند. این هیدروکربورها بنابر نسبت ترکیب و هیدروژن دارای خواص متفاوت هستند. بعضی خیلی سبک بوده بصورت گاز می باشند و برخی مایع و پاره ای کاملا جامد هستند مانند اسفالت و قیر. بنابر این هیدروکربورها برحسب شرایط اولیه در هر نقطه از زمین بصورت مختلفی یافت می شوند. لایه های زمین که نفت در آن ها یافت می شود بیشتر در طبقات سنگهای آهکی متخلخل و سنگهای ماسه می باشند که مانند اسفنج هیدروکربور را در خود نگه می دارند.
چگونگی تشکیل و منشا بسیاری از مواد معدنی منجمله نفت بوسیله آزمایش های شیمیایی و ذره بینی معلوم می گردد. مثلا با آزمایش ذره بینی زغال سنگ و تحقیق در چگونگی تشکیل لایه ها ی مجاور معدنی آن معلوم می شود که منشا زغال سنگ درخت هائی است که در سواحل دریاهای قدیم می روییدند و سپس در زیر لایه های متعدد زمین مدفون گشته و پس از گذشت زمان بصورت رگه های زغال سنگ درآمده اند. اما طرز تشکیل نفت را نمی توان با آزمایش های ذره بینی و یا آزمایش سنگی که نفت در آن جمع شده معلوم ساخت زیرا نفت مایعی است روان که از نقطه ای به نقطه دیگر جریان یافته و در نتیجه ممکن است در جائی غیر از محلی که بوجود امده است جمع گردد.
نفت بصورت دریاچه یا رود در انبارهای زیرزمینی قرار نگرفته بلکه در بین قسمتی از منافذ ریز و خلل و فرج لایه های مخصوص زمین یافت می شود و بقیه فضای این خلل و فرج را آب گرفته است.
در این لایه های منفذ دار آب و نفت و گاز با هم جای گرفته است. منتها بترتیب وزن مخصوص انها.
آب که از همه سنگینتر است در زیر و نفت و گاز در بالای آن.

 

[navid52000]

روش هاي ازدياد برداشت نفت از مخازن (e.o.r )

روش هاي ازدياد برداشت نفت از مخازن (e.o.r )

روش هاي ازدياد برداشت نفت از مخازن (e.o.r )
هدف از پروسس هاي E.o.r از ازدياد بازيابي ثانويه يعني مخازني كه بازيابي ثانويه از طريق تزريق گاز يا سيلاب زني آب در مورد آنها انجام گرفته ودر اين مرحله ديگر راندمان بالايي ندارد.پروسس هاي حرارتي عمدتاً براي بازيابي نفت هاي سنگين مورد استفاده قرار ميگيرند.در حالي كه پروسس هاي شيميايي و امتزاجي (حلالها) براي ازدياد برداشت نفت هاي سبك كاربرد دارند.از ميان پروسس هاي مختلف جهت بازيابي نفت، پروسس هاي حرارتي از بالاترين اطمينان برخوردار بوده و نزديك به 70درصد ازدياد توليد توسط اين نوع پروسس ها انجام ميگيرد در حال حاظر سيلاب زني مواد فعال سطحي بسيار مشكل و پيچيده ميباشند و داراي ضريب اطمينان كمتري مي باشند . پروسس هاي سيلاب زني به سه گروه مهم تقسيم ميشوند:
الف: سيلاب زني سر فكتانت
ب: سيلاب زني پليمر
ج: سيلاب زني كاستيك
ماكزيمم جابجايي نفت توسط عمل سيلاب زني سر فكتانت و كاستيك بر اساس كشش سطحي بسيار پايين استوار است.در حالي كه سيلاب زني پليمر به تنهايي يا همراه با تزريق سرفكتانت،نتيجه آن كنترل تحرك ميباشد.در اثرتزريق كاستيك به درون مخزن نفت كاستيك با اسيد هاي چرب موجود در نفت واكنش انجام داده وتوليد نمك سديم مي كند.وقتي كه نفت مخزن داراي ويسكوزيته زياد باشد.روش هاي بازيابي ثانويه براي جابجايي آن موثر نخواهد بود و از پروسس هاي حرارتي استفاده ميشود.تزريق بخار ويسكوزيته نفت را كاهش داده و تحرك را بالا مي برد.پروسس هاي حرارتي براساس نحوه ايجاد حرارت در مخرن به سه گروه تقسيم ميشوند.
الف: احتراق در محل (in_ Situcombustion )
ب: تزريق بخار (steam Injection )
ج: احتراق مرطوب (wet Combustion )
الف: احتراق در محل:
در روش احتراق در محل، گرم كن هاي برقي يا مشعل هاي گازي رادر نزديكي چاه مشتعل مي سازند وسپس هوا بطور مداوم از ناحيه مشتعل شده به طرف چاه ها تزريق ميشوند.
ب: تزريق بخار:
در روش تزريق بخار، به طور مداوم يا سيكلي بخار به درون مخزن تزريق ميشوند.تزريق مداوم بخار، هر دو چاه توليد و تزريق را درگير ميكند در حالي كه تزريق سيكلي بخار فقط چاهي را در گير ميكند كه بتواند چاه� توليد را سرويس كند.
ج: احتراق مرطوب:
در روش احتراق مر طوب آب با هوا تزريق ميشود. مهمترين مزيت اين پروسس آن است كه چون مقدار نفت باقيمانده براي سوخت توسط شعله مصرف ميشود ميتواند مقدار زيادي از نفت را در محل جابجا نموده و مقداري از هواي لازم براي مشتعل ساختن نفت را نيز حركت دهد.

 

[پیرجو]

هجرت نفت

هجرت نفت

هجرت نفت
بطور کلی می توان گفت که نفت و گاز بصورت قطرات یا حباب های بسیار کوچکی تشکیل یافته و قسمتی از خلل و فرج لایه ای که در آن جا بوجود آمده اشغال می کنند. قسمت دیگر این خلل و فرج را معمولا آب نمک دریا که در آن جا گیر افتاده است می گیرد. لایه های رسوبی را که قطرات نفت در آنجا بوجد آمده اصطلاحا ما در سنگ یا لایه نفت زا می گویند. قطرات نفت به ندرت در همان محل و لایه ای که تشکیل یافته می مانند بلکه بر اثر عواملی از آنجا حرکت کرده و در لایه های دیگری بنام مخزن جمع می شوند. این حرکت و تغییر محل را در اصطلاح هجرت نفت می گویند.
هجرت نفت شامل دو مرحله جداگانه است:
مرحله اول حرکت نفت همراه آب و گاز از لایه های اصلی یا مادر سنگ تا لایه های مخزن که آن را هجرت نخستین گویند و مرحله دوم حرکت آن درون خود سنگ مخزن که در نتیجه جدا شدن گاز و نفت و آب از یکدیگر و قرار گرفتن آن ها بترتیب وزن مخصوص صورت می گیرد. این را هجرت دوم می نامند. طی این مرحله است که نفت در سنگ های مخصوص بنام نفت گیر بدام می افتد از همین جاست که نفت استخراج می شود. البته حرکت یا هجرت نفت بکندی صورت می پذیرد و سرعت آن معادل سی تا شصت سانتی متر در سال است و اینجا معلوم می گردد که میلیون ها سال گذشته تا منابع امروزی نفت در اعماق زمین تشکیل یابد. نفتی را که امروز از ان استفاده می کنیم در حدود 10 تا 440 میلیون سال پیش تشکیل یافته و نفتی که امروز شرایط برای تشکیل آن فراهم می گردد در آینده ای بسیار دور قابل استفاده خواهد بود.

چرا و چگونه نفت در میان طبقات زمین بحرکت در می آید؟

حرکت نفت بیشتر معلول حرکات پوسته زمین و تراکم و درهم فشرده شدن لایه های رسوبی است که بر اثر آن مایعات موجود در خلل و فرج لایه ها از جائی ب هجای دیگر رانده می شود. قسمتی از این حرکت به واسطه خاصیت فیزیکی خود آب و نفت و گاز است که همواره به دنبال جائی هستند که دارای فشار کمتری باشد و بهمین سبب به سطح زمین روی می آورند.
چنانکه می دانیم رودها و سیلابها در مسیر خود مواد بسیاری را از روی خشکی شسته و با خود بدرون دریا حمل می کنند. این مواد در موقع ورود به دریا به ترتیب سنگینی خود از ساحل تا فاصله ای بعید در دریا ته نشین می شوند. نخست مواد سنگین و درشت مثل ریگ و ماسه در دهانه رود و ساحل دریا و بعد مواد سبک چون گل و لای رسوب می کنند. و بالاخره مواد سبکتر که در آب حمل می شوند مثل آهک همراه آب به نقاط دور دست و اعماق دریا حمل و ته نشین می گردند.
همان طور که گفتیم نفت تحت شرایط خاصی پدید می آید از جمله آنکه در موقع تشکیل نفت بواسطه عمق زیاد دریا اکسیژن هم چنانکه می دانیم موجب فاسد شدن سریع مواد است. بهرحال عمق دریا خود یکی از شرایط مساعد است و موجب می گردد که ذرات مواد رسوبی لایه های نفت زا تشکیل گردند. آب و نفت و گاز مثل قطرات آبی که در اسفنج جا می گیرد در فواصل ذرات مذکور به دام می افتد. اگر اسفنج حمام را فشار دهید دیواره های منافذ آن بهم فشرده شده و قطرات آب از آن بیرون می چکد.
لایه های زمین نیز خاصیتی چنین دارند و مایعات محتوی خلل و فرج آن بر اثر فشار بیرون رانده می شوند. چون میزان فشار وارد به قسمت های پایین تر لایه زیادتر از قسمت بالای آنست و تخلخل و نفوذپذیریری سقف هر لایه بیشتر از نفوذپذیری کف انست و بلنتیجه مایعات که نفوذ پذیرترین راه را برای عبور خود انتخاب می کنند در نزدیکی سقف لایه آساتنر حرکت می نمایند.

 

[پیرجو]

بررسي منشاء سولفيد هيدروژن در مخازن گاز طبيعي(گاز ترش)

بررسي منشاء سولفيد هيدروژن در مخازن گاز طبيعي(گاز ترش)

سولفيد هيدروژن(H2S) يك تركيب غير مطلوب در مخازن گازي به شمار مي رود كه نه تنها سهم اقتصادي هيدروكربنهاي با ارزش مخازن گازي را كم مي كند بلكه داراي اثرات سمي است و باعث خوردگي تجهيزات بهره‌برداري مخازن مي گردد. بنابراين توانايي پيش بيني وجود سولفيد هيدروژن درميادين حفاري نشده، ايده بسيار مناسبي در كاهش ريسك اكتشاف و توليد خواهد بود. چندين منشاء برايH2S ذکر شده است که مهمترين آنها عبارتند:

1-احياء باكتريايي سولفات(SBR) که در اين فرايند سولفات مورد نياز مي تواند از آب همراه، انيدريت انحلال يافته ،آب تزريق شده در فرایند ازدیاد برداشت و هم چنين از فرايند اکسيداسيون پيريت تحت تاثير آب تزريق شده به مخزن تامين گردد. اين فرايند در مخازن كم عمق و در دماي پايين عموميت دارد ميزان H2S توليدي در نتيجه اين فرايند از 5 درصد کمتر مي باشد.
2- تجزيه حرارتي مواد آلي سولفوردار كه در كروژن و نفت به مقدار اندكي وجود دارد در درجه حرارت بالا (بيش از oC175) در ايجاد سولفيد هيدروژن دخيل است اين فرايند نيز به علت محدوديت مواد آلي سولفور دار نمي تواند مقادير بيش از 5 درصد سولفيد هيدروژن در مخازن گازي توليد کند.
3 - احياء ترموشيميايي سولفات TSR)) مكانيزم غالب ايجاد سولفيد هيدروژن در مخازن گازی عمیق کربناته است كه تحت تأثير واكنش مستقيم انيدريت و گازهاي سبك هيدروكربني در درجه حرارت بيش از oC140-120، نقش مهمي در توليد و افزايش مقادير بيش از 10% سولفيد هيدروژن در مخازن عميق كربناته دارد. از آنجايي که انيدريت در تواليهاي کربناته ديده ميشود فرايند احياءترموشيمياي سولفات در مخازن يا سنگ مادرهاي کربناته عميق که تحت تاثير حرارت بالا قرار دارند ديده ميشود.
در مخازن گازي کربناته جنوب ايران بويژه در سنگ مخزن گازي دالان تحتاني آثاري از فرايند احياءترموشيميايي سولفات ديده ميشود که مهمترين اين شواهد شامل افزايش درصد نيتروژن ، سبکتر شدن ترکيب ايزوتوپي گاز CO2و سنگينتر شدن ترکيب ايزوتوپي ترکيبات هيدروکربوري در مقايسه با افقهای فوقانی تر بويژه در مخازن گازي تدفين شده در اعماق بيش از 4 کيلومتر که درجه حرارت بيش از 140 را تحمل نموده اند مي باشد.

سولفيد هيدروژن، احياء باكتريايي سولفات، احياء ترموشيميايي سولفات، گاز ترش

گاز طبيعي از عمده ترين منابع ت‍أمين كننده انرژي و مواد اوليه صنايع پتروشيمي جهان، در حال حاضر و دهه‌هاي آينده است. روند رو به رشد مصرف نفت و محدوديت منابع و استخراج آن باعث گرديده است، نگرشي ويژه به منابع هيدروكربوني گازي معطوف شود. اين موضوع اهميت مطالعات گسترده برروي مسائل و مشكلات اكتشاف و توليدگاز را روشن مي سازد. يكي از مهمترين مشكلاتي كه مخازن گازطبيعي با آن روبرو ست، «ترش‌شدگي» يا حضور سولفيدهيدروژن در مخازن مي باشد كه پايين آورنده ارزش تجاري اكتشاف و توليد است و اثر سوئي بر اقتصادي بودن ميادين دارد. با توجه به اينكه با رديابي علل ومنشاء سولفيد هيدروژن و زون بندي بر حسب ترش شدگي مي‌توان ريسك اكتشاف و توليد را با روند بهينه سرمايه گذاري، كاهش داد، ارزش مطالعات در اين زمينه و توانمندي در گسترش دانش بدست آمده آن، براي ساير ميادين كشف شده يا نقاط داراي پتانسيل اكتشاف گاز مشخص مي گردد.
گاز طبيعي حاوي سولفيد هيدروژن ( گاز ترش) ارزش كمتري دارد و با توجه به اينكه در اكثر برنامه هاي اكتشاف، ميزان سولفيد هيدروژن مشخص نمي باشد، بعد از اكتشاف در صورت وجود مشكلاتي به همراه دارد كه بعنوان مثال مي توان به آلودگي هاي زيست محيطي در صورت نشت و يا سوزانيدن گاز ترش ، آلودگي مخازن شيرين در اثر نشت گاز از مخازن ترش بداخل آن و در نهايت، افزايش هزينه هاي بهسازي تجهيزات توليد مثل جايگزيني خطوط لوله ها و امكانات سرچاهي و پالايش، اشاره كرد. سولفيد هيدروژن در مخازن گاز طبيعي، غلظت هاي متفاوتي دارد و از صفر تا 98% حجمي متغير است. معمولاً واژه «گاز ترش» براي بيان گازي كه محتوي بيش از 10 درصد سولفيد‌هيدروژن باشد، استفاده مي‌شود. هرچند برخي منابع، چند قسمت در ميليون (ppm) سولفيد‌هيدروژن هم عنوان شده است .
مطالعه ژئوشيميائي سولفيد هيدروژن، بطور تيپيك براي حل دو مسئله مهم متفاوت قابل استفاده است:

(الف) در طول عمليات
اكتشاف، ژئوشيمي نقش كاهش ريسك مواجهه با گاز هاي داراي مقادير بالاي سولفيد هيدروژن را بازي مي‌كند. (ب) در خلال توليد از مخزن، ژئوشيمي در ارزيابي علل افزايش حجم سولفيد هيدروژن قابل استفاده است.
ذخاير گاز قابل برداشت ايران حدود 620 تريليون فوت مكعب معادل 556/17 تريليون متر مكعب است و بعد از روسيه با ذخيره1680 تريليون فوت مكعب، مقام دوم جهان را بخود اختصاص داده است. علي‌رغم وجود ميادين مهمي در شمال شرق، غرب و مركز كشور، اکثر ميادين گازي ايران در جنوب کشور قرار دارند.

-تكنيك‌هاي آناليز
نمونه‌هاي گاز و ميعانات گازي و آب سازند بطور جداگانه آناليز شدند. تركيب شيميايي گاز توسط تكنيك‌هاي كروماتوگرافي گاز استاندارد، آزمايش گرديد‏‏. نوع دستگاه گاز كروماتوگراف مورد استفاده VARRIAN مدل CP-3800 مي‌باشد. براي آناليز گاز از ستون پر شده از يك فاز ساكن و براي نمونه‌هاي مايع از ستون‌هاي موئين استفاده مي‌شود. نمونه‌هاي گاز و ميعانات گازي مورد آناليز در حجم مشخص در محل ترزيق به دستگاه، بدرون يك گاز حامل (فاز متحرك؛ كه معمولاً هليم يا نيتروژن است)، تزريق مي‌شود و تركيبات موجود در نمونه با درجات مختلف جذب فاز ساكن مي‌شوند. هرچه ميزان جذب يك متشكله بيشتر باشد، جابجائي آن در ستون با تأخير بيشتري همراه بوده و متشكله‌هاي مختلف موجود در گاز و ميعانات گازي از يكديگر جدا مي‌شوند و بصورت يك پيك در زمان‌هاي مختلف آشكار مي‌شوند.
براي مطالعه تركيبات هيدروكربوري ميعانات گازي از دستگاه گاز كروماتوگرافي-طيف سنج جرمي استفاده شد كه براساس جداسازي مولكولهاي يونيزه در اثر انحراف در يك ميدان مغناطيسي عمل مي‌كند. ميزان اين انحراف تابعي از نسبت جرم مولكولي به بار الكتريكي است. آناليز ايزوتوپي كربن گاز و نمونه هاي سنگ مخزن كربناته با استفاده از دستگاه طيف سنج جرمي مدل Variane-Mat-230 انجام گرديد.

3-منابع توليد سولفيد هيدروژن
چندين مكانيزم در خصوص ايجاد سولفيد هيدروژن در مقياس زمان زمين شناسي ويا دركوتاه مدت (در طول عمر توليد يك مخزن)، پيشنهاد شده است كه هر كدام ارتباط تنگاتنگي با دما و مشخصات مخزن دارد:
1ـ احياء باكتريايي سولفات محلول در دماي پايين تر از 80 درجه سانتيگراد.
2ـ احياء ترموشيميايي سولفات توسط گازهاي هيدروكربني در دماي بالاي 140 درجه سانتي گراد.
3ـ تجزيه احيائي فاز كاني سولفيدي مثل منوسولفيد آهن FeS يا پيريت FeS2 .
4ـ احياء الكترو شيميائي بي سولفات (عاري كردن ازاكسيژن ).
5ـ تجزيه وتركيب مجدد تركيبات آلي سولفوري بطور ابتدائي در دماي بالاي 175 درجه سانتي گراد.
6ـ مهاجرت سولفيد هيدروژن از زون هاي ترش واقع در تشكيلات عميق تر يا مجاور.

احياء باكتريايي سولفات (SBR)
احياء باكتريائي سولفات(Sulfate Bacterial Reduction) ، توسط باكتريهاي اتوتروفيك مثل دي سولفوويبريو، در دماهاي پايين( معمولا پائين تر از 80 درجه سانتي گراد) سبب مي شود، سولفات محلول در آب سازند بصورت سولفيد‌هيدروژن آزاد شود. اين فرآيند يكي از منابع اصلي توليد سولفيد هيدروژن در رسوبات كم عمق مي‌باشد. مكانيزمSBR در مخازن داراي كلاهك گازي هم كه بدليل افت فشار تحت روش ازدياد برداشت از نوع تزريق آب قرارگرفته‌اند، مشاهده شده است . در روش تزريق آب كه مخصوصاً درميادين درياي شمال استفاده مي‌شود، آب از طريق چاههاي تزريق بداخل مخازن هيدروكربني پمپاژ مي شود تا ضمن بهينه نمودن فشار مخزن، نفت خام بسمت چاههاي توليدي رانده شود. آب مصرفي بدليل حجم زياد و قابليت دسترسي، از آب دريا تأمين مي‌شود كه حاوي انواع ميكرواُرگانيسم‌هاست و مي تواند در افزايش غير منتظره سولفيد هيدروژن پس از چند سال بهره‌برداري، در محدوده‌هاي متفاوت دخالت داشته باشد.

احياء ترموشيميائي سولفات (TSR)
احياء ترموشيميائي سولفات Termochemical Sulfate Reduction)) يكي از مهمترين منابع توليد سولفيد هيدروژن درمخازن كربناته عميق گاز طبيعي است. كانيهاي سولفاته نظير انيدريت و گاز هاي هيدروكربوري در شرايط معمول ترموديناميكي هيچگونه واكنشي با يكديگر نمي دهند. با افزايش درجه حرارت بويژه در اعماق بيش از 4 كيلومتر، موانع كنتيكي واكنش از بين مي رود و سولفات و هيدروكربن وارد واكنش با هم مي‌گردند . واكنش غالب عبارتست از:
CaCO3 + H2S +H2O + CH4 CaSO4 (1)
علاوه بر متان، همولوگ هاي سنگينتر مانند اتان نيز بصورت زير با سولفات واكنش مي دهد
2 CaSO4 + C2H6 2CaCO3 + H2S + S + 2H2O (2)
سولفورتوليد شده در اين واكنش،ممكن است در برخي نواحي مخزن باقي بماند و يا توسط واكنش زير مصرف شود:
CO2 + 4H2S 4S + CH4 + 2H2O(3)
مطالعات ايزوتوپي و ادخال هاي سيال نشان مي دهد كه انيدريت و متان تنها در دماي بالاي 140 درجه سانتي گراد با يكديگر واكنش مي‌دهند. اين دما محدوده يك سد جنبشي زير 140 درجه سانتي گراد را مشخص مي كند. فرآيندTSR شامل تغيير و تبديل انيدريت متبلور به كلسيت متبلور است. پيدايش و مقياس اين جايگزيني (انيدريت توسط كلسيت)، بطور شماتيك در شكل 2 نشان داده شده است. وردن وهمكاران(1995) نشان دادند كه غالباً مخازن گازي موجود در اعماق كمتر از 4300 متر داراي مقادير سولفيد هيدروژن كمتر از 5 درصد است در حاليكه غلظت هاي بالاي سولفيد هيدروژن را تنها مي توان در اعماق بيش از 4300 متر مشاهده نمود. آلتراسيون انيدريت و تبديل آن به كلسيت هم در همين عمق اتفاق مي افتد. پيشرفت فراگير دراعماق بيشتر ايجاد مي شود. عموماً افزايش محتواي سولفيد هيدروژن در مخازن گازي عميق همراه با كاهش محتواي هيدروكربني وافزايش دي اكسيد كربن است.

 

[پیرجو]

بررسي منشاء سولفيد هيدروژن در مخازن گاز طبيعي(گاز ترش)

بررسي منشاء سولفيد هيدروژن در مخازن گاز طبيعي(گاز ترش)

واكنش متان با ندول انيدريتي در واكنش احياء ترموشيميايي سولفات

اين فرآيند در مخازني كه داراي ليتولوژي كربناتي- دولوميتي حاوي ندول يا افق هاي انيدريتي است، ديده مي‌شود. انيدريت ممكن است بصورت ندول هاي درون رشد يافته در محيط سابخا و يا در خلال دياژنز بصورت سيمان رسوب كرده باشد. اين فرآيند در پايه گاز مخزن در محل زون تدريجي تماس هيدروكربن وآب و يا در محل تماس پوش سنگ انيدريتي كه اكثر مخازن خاورميانه بدين صورت اند، رخ مي دهد‌. بر اساس مطالعات وردن و همكاران (1996) در فرآيند TSRانيدريت مستقيماً با گازهاي هيدروكربني سبك بدون لازم داشتن كاتاليزور واكنش مي‌دهد.

تجزيه حرارتي تركيبات آلي سولفوري
تركيبات آلي سولفوري طيفي از سولفيد هاي آروماتيك بسيار پايدار تا تيوكربا مت هاي بسيار ناپايدار را شامل مي‌شود. احتمال وجود كليه تركيبات آلي سولفوري بصورت پيوسته در مخازن هيدروكربوري ممكن است. جدول 1 مهمترين تركيبات آلي سولفوردار را نشان مي دهد. اين تركيبات از نظر شيميائي به سه دسته عمده تقسيم مي شود:

دسته اول داراي خاصيت اسيدي است و شامل سولفيد كربنيل، دي سولفيد كربن ، آريل ها و تيول ها (مركاپتان ها) مي شود. دسته دوم از نظر شيميائي خنثي مي باشد ولي در برابر حرارتهاي بالا پايدار نيست. سولفور ها و پلي سولفور ها (تيوتر ها و تيوكربامت ها) جزء اين دسته است. دسته سوم علاوه بر خنثي بودن، در برابر حرارت بالا نيز پايداراست. تركيبات حلقوي گوگرد دار (تيوفن ها) جزء دسته اخير بشمار مي رود. اكثر اين تركيبات تحت شرايط مناسب احيائي، سولفيد هيدروژن توليد مي كنند كه براي مثال مي توان به واكنش هيدروليز تيوكربامت(4) واحياء تيوترها(5) اشاره كرد:
(4) RCO2H + 2H2S + ROH RCS2R + 3H2O
(5) 2RSH+ H2S RSR + [H]

تركيبات غير آلي سولفوري غالباً به شكل فلزي غير قابل انحلال ويا سولفات هاي قابل حل هستند. شكي نيست كه ديگر اشكال غير آلي سولفوردار در سازند ها مي تواند وجود داشته باشد، از جمله شكل عنصري سولفور كه در بررسي هاي سنگ مخزن و مسير مهاجرت بايستي مورد توجه قرار گيرد.


انحلال پيريت
پيريت موجود در سنگ مخزن به فرم هاي مختلف بلوري ديده مي شود كه ممكن است با آب منفذي بصورت زير واكنش دهد.
(6)Fe2+ + 2SO42- + 16H+ + 14e- FeS2 + 8H2O
(7) Fe2+ + 2H2S FeS2 + 4H+ + 2e-
اكسيداسيون پيريت (6) فرآيندي تدريجي است و نياز به اكسيد كننده هاي قوي با پتانسيل بالا دارد. بنابراين اين فرآيند در شرايط احيائي موجود در مخازن هيدروكربوري نمي تواند رخ دهد. احياء پيريت (7) در شرايط PH پايينتر از 7 اتفاق مي افتد و با توجه به اينكه PH آب دريا بين 5/6-5/7 است احتمال وقوع آن در مخازني كه تحت تزريق آب قرار گرفته اند زياد است.
پيريت بدليل منشاء اپي ژنتيك بطور گسترده اي در سازند‌هاي عميق ديده مي‌شود و مي‌توان آن را به عنوان منبع بالقوه ژئوشيميائي براي توليد سولفيد هيدروژن شناخت. در اين ميان فعاليت بيولوژيكي در احياء پيريت و ايجاد سولفيد هيدروژن بي‌تاثير نيست تغيير شرايط در مخازن بدليل اجراي برنامه هاي بازيافت ثانويه بصورت زير در اين روند مؤثراست.

1- احياء پيريت در مقياس ذره اي كه در اثر واكنش شيميائي سطحي باعث توليد سولفيد هيدروژن مي شود.
2- فعال سازي سطحي(Surface Activation) توسط واكنش هاي شيميائي افزودني‌هاي هيدروليز شده‌اي كه به داخل مخزن تزريق مي‌شود باعث افزايش ترش‌شدگي مخزن مي‌گردد.
3- فعال سازي سطحي فوق با تبعيت از فرآيند هاي احياء كه احتمالاً در برگيرنده عوامل احياء كننده طبيعي موجود در نفت است نيز باعث توليد سولفيد هيدروژن مي شود.


سوختهای فسیلی شامل نفت و گاز در عمق سه تا چهار کیلومتری اعماق زمین و در خلل و فرج لایه های آن و با فشار چند صد اتمسفر بصورت ذخیره میباشند. گازهای طبیعی زیرزمینی یا به تنهایی و یا به همراه نفت تشکیل کانسار (معدن) می‌دهند. که در هر دو صورت از نظر اقتصادی بسیار گرانبها می‌باشد. درصورت همراه بودن با نفت گازها در داخل نفت حل می‌شوند، و عمدتا نیز بهمین صورت یافت میگردد و در این رابطه مولفه های فیزیکی مواد – حرارت و فشار مخزن تاثیرات مستقیم دارند و نهایتا درصورت رسیدن به درجه اشباع تجزیه شده و بلحاظ وزن مخصوص کمتر در قسمت‌های فوقانی کانسار و بر روی نفت یا آب به شکل گنبدهای گازی (GAS DOME) قرار میگیرند.گاهآ درمخازن گازهای محلول در آب نیز مشاهده شده است
گاز متان در حرارت و فشار موجود درکانسارها متراکم نمیگردد بنابراین همیشه بصورت گاز باقی مانده ولی در مخازنی که تحت فشار بالا هستند بشکل محلول در نفت در میاید . سایر اجزای گاز طبیعی در مخازن نسبت به شرایط موجود در کانسار در فاز مایع یا فاز بخار یافت میشوند. گازهای محلول در نفت بمثابه انرژی و پتانسیل تولیدمخزن بوده و حتی المقدور سعی میگردد به روشهایی از خروج آنها جلوگیری گردد ولی در هر حال بسیاری از گاز محلول در نفت در زمان استخراج همراه با نفت خارج میگردد .در سالهای پیش از انقلاب در صد بالایی از آن از طریق مشعل سوزانده میشدو بهدر میرفت ولی در سالهای بعد تا بحال بتدریج و با اجرای طرهایی منجمله طرح آماک از آنها به عنوان تولیدات فرعی استحصالی از میادین نفت کشور بمنظور تزریق به مخازن نفتی - تولید مواد خام شیمیایی و سوختی با ارزش استفاده می‌کنند.

بر گرفته از نوشته های : دکتر احمد رضا ربانِِي

 

[پیرجو]

بررسي منشاء گازهاي مخازن پرمين-ترياس

بررسي منشاء گازهاي مخازن پرمين-ترياس

بررسي منشاء گازهاي مخازن پرمين-ترياس
سازند دالان و کنگان در بردارنده مهمترين مخازن گازي در جنوب ايران هستند. وِِيژگِِيهاِِي ژئوشِِيمِِياِِيي گاز و کندانست مخارن گازِِي پرمِِين –ترِِياس جنوب اِِيران به منظور شناساِِيي سنگ منشاء مولد گاز در جنوب اِِيران و منطقه خلِِيج فارس مورد مطالعه دقِِيق ژئوشِِيمِِيائِِي قرار گرفت.نتاِِيج حاصل از مطالعات ژئوشِِيمِِيائِِي گازها نشان مِِي دهد گاز موجود در مخازن مورد مطالعه ترموژنيک و عمدتا از متان (%87) و ميزان اندکي ترکيبات سنگينتر از متان و گازهاي غير هيدروکربوري تشکيل شده است.مطالعات ايزوتوپي انجام شده نشان مي دهد گاز موجود در سازند کنگان و بخش فوقانِِي دالان داراِِي ويژگيهاي ژئوشيميايي کاملا ِِيکسانِِي هستند، به عنوان مثال مقادِِير اِِيزوتوپِِي گار متان در در کنگان و دالان فوقانِِي 13C مِِي باشد .اِِين نتِِيبجه نشان مِِي دهد کنگان وبِِين ‰ 39.95 - تا ‰41.25 -= بخش فوقانِِي دالان بصورت ِِيک مخزن مشترک عمل کرده وگاز موجود در آنها داراِِي منشاء مشابه هستند. ولِِي گاز موجود در دالان تحتانِِي (زون G)وِِيژگِِيهاِِي کاملا متفاوتِِي را از خود نشان مِِي دهد .متان موجود در اِِين بخش از دالان از نظر 13C = -) بوده و بعلاوهاِِيزو توپِِي بسِِيار سنگِِينتر) تا‰. 26.22 وِِيژگِِيهاِِي متفاوت دِِيگرِِي نظِِير وجود CO2با اِِيزوتوپ سبک(-21.87‰) ،کاهش در صد ترکِِيبات هِِيدرو کربورِِي گازِِي و افزاِِيش مِِيزان گازهاِِي غِِير هِِيدرو کربورِِي مانند N2,H2S دِِيده مِِي شود. اِِين وِِيژگِِيها نشان از منشاء کاملا متفاوت ِِيا تاثِِير فراِِيندهاِِي ثانوِِيه مانند فراِِيند احِِياء حرارتِِي سولفاتها در اِِين بخش از دالان دارد. بر اساس ارتباط بِِين مقادِِير اِِيزوتوپِِي ترکِِيبات گازِِي و مِِيزان تحول يا بلوغ مواد آلِِي موجود در داخل سنگ ،مواد آلِِي موجود در سازند دالان منشاء گاز موجود در سازند کنگان و دالان فوقانِِي و مواد آلِِي موجود در سازند هاِِي قدِِيمتر مانند سازند سِِيلورِِين بعنوان منشاء گاز موجود در دالان تحتانِِي تعِِيين شده است.


تقرِِيبا %20منابع گازِِي دنِِيا در جنوب اِِيران در سازند هاِِي دالان (پرمِِين فوقانِِي) و کنگان (ترِِياس تحتانِِي)و در مِِيادِِين گازِِي نار،کنگان،آغار،تراکمه، پارس، پارس جنوبِِي و غِِيره ذخِِيره شده است.

رسوبات پرمين –ترياس متشكل از رسوبات آهك شلفي كم عمق بهمراه رسوبات تبخيري و تخريبي است كه در منطقه خليج فارس بنام سازند خوف(Khuff )معروف مي باشد. اين نام اولين بار توسطBramkamp در سال 1958 براي رسوبات كربناته داراي ضخامت معادل 172 متر با سن اواخر پرمين در عربستان سعودي بكار گرفته شد ،واز آن پس اين نام توسط شركتهاي نفتي در منطقه خليج فارس براي نام گذاري رسو بات كربناته با سن اواخر پرمين مورد استفاده قرار گرفت.بر اساس مطالعات پالئونتولوژي بخش فوقاني اين سازند در جنوب ايران داراي سن ترياس تشخيص داده شده وبنام سازند كنگان و بخش زيرين آن دالان ناميده ميشود. سازند كنگان حدود 200 متر ضخامت داشته و از نظر سنگ شناسي به دو قسمت فو قاني و تحتاني تقسيم ميگردد.قسمت تحتاني شامل تناوب آهك و دولوميت و قسمت فو قاني شامل شيلهاي قهوه اي قرمز تا سبز است كه بصورت متناوب با دولوميت هاي متبلور كرم تا خاكستري روشن قرار دارد.
سازند دالان( پرمين بالايي) متشكل از كربناتها و تبخيريهايي است كه تحت شرايط دريايي كم عمق و ساحلي سبخا رسوب كرده اند. اين سازند عمدتا از ميكريتهاي دولوميتي شده و گرين استونهاي با تبخيريهاي بين لايه اي تشکِِيل شده است . از نظر چينه شناسي اين سازند از پايين به بالا به سه بخش تقسيم مي شود.
-بخش كربناته تحتاني (Lower Carbonate Mb. ).داراي ضخامت حدود 250 متر بوده كه متشكل از افقهاي شيلي در بخش زيرين ،دولوميت و آهكهاي خاكستري تا تيره فسيل دار است.
-بخش نار (.(Nar Mb. اين بخش ضخامتي حدود 260 متر داشته و متشكل از انيدريت ،لايه هاي دولوميتي همراه با آهكهاي االيتي دولوميتي شده است.اين بخش متشكل از انيدريتهاي درشت بوده و نقش جدا کننده هيدروديناميکي دالان فوقاني و تحتاني را دارد.دربعضي از نمونه هاي اين افق آغشتگي بالا به مواد آلي ديده ميشود ، تصور بر اين است كه اين مواد سهم مهمي در زايش گاز در مخازن دالان و كنگان داشته اند.
-بخش كربنات فوقاني (Upper Carbonate Mb.). اين بخش داراي ضخامتي معادل 270 متر بوده و متشکل از گرينستونهاي االيتي –بيوکلستي ،ميکرايت –دولوميت و افقهاي انيدريتي است.

بطور کلِِي مِِيزان تخلخل اولِِيه و نفوذ پذِِيرِِي در سنگهاِِي دالان و کنگان کم بوده ولِِي تحت تاثِِير شکستگِِيهاِِي اِِيجاد شده در اثر نِِيرو هاِِي تکتونِِيکِِي و همچنِِين عملکرد فراِِيند دولومِِيتِِيزاسِِيون مِِيزان تخلخل در اِِين سازند ها افزاِِيش ِِيافته است . سازند کنگان بطور متوسط داراِِي% 5 و دالان بوِِيژه در نقاط چِِين خورده بطور متوسط تا% 10تخلخل در آن قابل اندازه گِِيرِِي است. نفوذ پذِِيرِِي از کمتر از 1 تا چند ده مِِيلِِي دارسِِي متغِِيير مي باشد. سازند هاي کنگان و دالان (بخش فوقاني و تحتاني )از مهمترين سنگ مخزن گازي جنوب ايران و منطقه خليج فارس مي باشند،و ديدگاهاي بسيار متفاوتي در ارتباط با منشاء گاز موجود در مخازن دالان و کنگان مطرح شده است. بمنظور مطالعه دقيق ژنز و سنگ مادر مولد گازاز مخازن گازي نار،کنگان،آغار،تراکمه،زيره و هما نمونه برداري گرديد و با توجه به اهميت مطالعات ايزو توپي در بررسي ژنز مخازن گازطبيعي، نمونه هاي مورد مطالعه دقيق ايزوتوپي قرار گرفته و از دستگاه
Finngan Mat Delta Plus Mass Spectromete
براي تعيين ترکيب ايزوتوپي متان،اتان ،پروپان و دي اکسيد کربن استفاده گرديد ،مقادير ايزوتوپي ترکيبات مورد مطالعه نسبت به استاندارد PDB و بصورت ذيل مورد سنجش قرار گرفتند .
براي بررسي ترکيب شيميايي کندانست و گاز و تعيين درصد ترکيبات هيدروکربوري متان،اتان،پروپان،بوتان وپنتان و همچنين گازهاي غير هيدروکربوري مانند دي اکسيد کربن،نيتروژن و هليوم از گازکروماتوگرام Tsvet-500 استفاده گرديد. پارامترهاِِي پِِيرولِِيزِِي مواد آلِِي سنگ مادر هاِِي احتمالِِي توسط دستگاهRock-Eval مورد سنجش قرار گرفتند.

 

[پیرجو]

بررسی منشا گازهای مخازن پرمین-تریاس

بررسی منشا گازهای مخازن پرمین-تریاس

-نتايج حاصل از مطالعات ژئوشيميايي گاز
مهمترِِين منشاء گازهاِِي هِِيدرو کربورِِي موجود در مخازن گاز طبِِيعِِي عبارتند :

1-گاز بِِيوژنِِيک که در اواِِيل مرحله دِِياژنز در نتِِيجه فعالِِيتهاِِي مِِيکروبِِي بر روِِي مواد آلِِي تولِِيد مِِيشوند.
2-گاز ترموژنِِيک حاصل تحول حرارتِِي مواد آلِِي در طول کاتاژنز
3-گاز حاصل از کراکينگ حرارتِِي نفت
3-گاز با منشاء ماگماِِيي که حاصل نفوذ گازهاِِي ماگماِِيي بدرون مخازن گازِِي مِِي باشد.

ِِيکي از مهمترِِين پارامترهاِِي مورد استفاده در جهت شناساِِيي منشاء واقعِِي گاز در مخازن استفاده از دادهاِِي اِِيزوتوپِِي است. مقادِِير اِِيزو توپِِي گازهاي با منشاء مختلف با ِِيکدِِيگر متفاوت است و حتي گازهاِِي داراي يک منشا که در مراحل مختلف بلوغ از ماده آلِِي تولِِيد مِِيشوند از نظر اِِيزو توپِِي با يکديگراختلاف دارند،و با افزايش بلوغ ماده آلي گاز توليد شده از نظر ايزو توپي سنگينتر مي گردد. ترکِِيب اِِيزوتوپِِي گاز متان در مخازن گاز طبِِيعِِي بطور متوسط از ‰25- تا‰ 95- تغِِيير مِِي کند ، ساختمان و نوع مواد آلِِي مولد گاز،مکانِِيسم تشکِِيل گاز، زمان و مِِيزان بلوغ مواد آلِِي مولد گاز ،مِِيزان تاثِِير فراِِيند هاِِي مهاجرت و تخرِِيب مِِيکروبِِي بر روي گاز از فاکتورهاِِي اساسِِي در تعِِيين مِِيزان ترکِِيب اِِيزوتوپِِي گاز مِِي باشد. بر اساس مِِيزان فراوانِِي و مقادِِير اِِيزوتوپِِي متان نسبت به دِِيگر ترکِِيبات گازِِي مِِي توان نهشته هاِِي گازِِي را در 3 گروه تقسِِيم بندِِي نمود.

1-نهشته گازِِي کم عمق که از نوع گاز خشک بوده و بِِيش از98 درصد ترکِِيبات گازِِي آن از نوع متان مي باشد،و ترکِِيب اِِيزو توپِِي متان( δ13C1) رنجِِي از‰ 50- لغاِِيت‰ 95- دارد . اِِين گونه از نهشته هاِِي گازِِي غالبا داراِِي منشاء بِِيولوژِِيکِِي بوده ودر نتِِيجه فعلِِيتهاِِي مِِيکروبِِي بر روِِي مواد آلِِي حاصل مِِيشوند وبنام گاز بِِيوژنِِيک نِِيز معروف مِِي باشد.
2-نهشته هاِِي گازِِي که همراه با نفت تولِِيد مِِيشوند. در اِِين گروه از گازها مِِيزان ترکِِيبات سنگِِين تر از متان((C2+ افزاِِيش ِِيافته و متان حاوِِي ترکِِيب اِِيزوتوپِِي از‰ 40- تا ‰60- مِِي باشد .
3-نهشته گازِِي که در اعماق بِِيشترودر مراحل نهائي کاتاژنز توليد مي گردد اين نوع از گازها غالبا از نوع گاز خشک بوده و درصد متان مشابه گروه اول بوده ولِِي ترکِِيب اِِيزوتوپِِي آن رنجِِي از‰ 25- لغاِِيت‰ 45- را در بر مِِيگِِيرد.
که البته حالتهاِِي حدواسط که مِِي تواند مخلوطِِي از گروهها مختلف باشد نِِيز وجود دارد.
مطالعات انجام شده نشان مِِيدهد که ارتباط نزدِِيکِِي بِِين مقادِِير اِِيزوتوپِِي گاز متان وهمچنِِين همولوگهاِِي سنگِِينتراز آن با مِِيزان درجه تحول مواد اليRO) (مولد گاز مربوطه وجود دارد. اِِين ارتباط ِِيراِِي مواد آلِِي 13C1-Ro درموادآلي نوع درياييتِِيپ ساپروپلِِي و هومِِيک متفاوت است،ارتباط بين 13C1=8.61ogRo -28‰ مي13C1=14.81ogRo -41‰ و در مواد آلي نوع خشکي برابر است با باشد ،که علت اصلِِي اختلاف موجود براي گازهاي با منشاء خشکي و دريايي مربوط به تفاوت مقادِِير انرژِِي اکتِِيواسِِيون تشکِِيل گاز از مواد آلِِي تِِيپ ساپروپلِِي و تِِيپ هومِِيک مِِي باشد.بر اساس روابط فوق ميتوان با داشتن مقادير ايزو توپي گازمتان ميزان بلوغ يا مقدار انعکاس ويترينايت سنگ مولد گاز را محاسبه نمود که اين امر در شناسايي سنگ مادر مولد گاز کمک بسيار موثري است. لازم بذکر است امروزه مطالعات انجام شده نشان ميدهد که سنگهاي تبخيري يکي ازمهمترين سنگهاي مولد هيدرو کربور بويژه گاز عمل مي نمايند.به اين ترتيب بر اساس نتايج بدست آمده سازند دالان نه تنها به عنوان سنگ مخزن بلکه افقهاي حاوي مواد آلي در آن به عنوان سنگ منشاء براي گاز موجود در سازند کنگان و دالان فوقاني عمل کرده است.
در درجه حرارتهاِِي بالاتراز 140 درجه موانع کنتِِيکِِي واکنش بِِين سولفات و ترکِِيبات آلِِي از جمله ترکِِيبات گازِِي کاهش ِِيافته و طبق رابطه زِِير با هم وارد واکنش مِِيشوند.
Hydrocarbons+ Anhydrite H2S+H2O+CaCO3 ±S±CO2
در نتِِيجه واکنشCO2 با ترکِِيب اِِيزوتوپِِي سبک بهمراه مقدارِِي H2S تولِِيد مِِيشود و انِِيدرِِيت توسط کلسِِيت بطور بخشي جانشِِين مِِيگردد. دلِِيل سبک بودن مقادِِير اِِيزوتوپِِي گاز CO2حاصل از واکنش اِِين است که اِِين گاز حاصل واکنش ترکِِيبات هِِيدروکربورِِي مانند متان با انيدريت است و متان که خود از نظر اِِيزوتوپِِي سبک بوده مي تواند دي اکسِِيد کربن با مقادير ايزوتوپي سبکترازدي اکسِِيد کربن تولِِيد شده از ماده آلِِي در طِِي فراِِيند دِِي کربوکسِِيلشن توليد نمايد. نکته دِِيگرِِي که در اِِين واکنش دِِيده مِِي شود اِِين است که از بِِين ترکِِيبات گازِِي مانند متان که وارد اِِين واکنش مِِيشود آن بخش از متان ابتدا وارد واکنش مِِيشود که از نظر اِِيزوتوپِِي سبکتر است .نتِِيجه اِِين واکنش در نهاِِيت سبب کاهش درصد متان از ِِيک طرف و همچنِِين سنگِِينتر شدن متان باقِِي مانده از طرف دِِيگر مِِيگردد. با توجه به سبکتر بودن مقادِِير اِِيزوتوپِِي گاز CO2 در بخش تحتانِِي دالان نسبت به CO2 افقهاِِي فوقانِِي تر و کاهش درصد متان و سنگِِينتر بودن مقادير ايزوتوپي اِِين گاز از متان افقهاِِي فوقانِِي و افزاِِيش درصد گاز H2S در دالان تحتانِِي به طور حتم مِِي توان وقوع اِِين واکنش را در دالان تحتانِِي تائِِيد نمود،و فراِِيند احِِياء حرارتِِي سولفاتها را به همراه وجود ِِيک سنگ مادر قدِِيمتر براِِي گازهاِِي موجود در بخش تحتانِِي دالان پِِيشنهاد مِِيگردد.

 

[پیرجو]

مطالعه گازهاِِي غير هيدروکربوري الف: سولفيد هيدروژن H2s

مطالعه گازهاِِي غير هيدروکربوري الف: سولفيد هيدروژن H2s

مطالعه گازهاِِي غير هيدروکربوري الف: سولفيد هيدروژن H2S :
غلظت H2S درمخازن گاز طبيعي از 0 تا 98 درصد متغير است ،و غالبا درصد اين گاز در مخازن کربناته با افزايش عمق و تحت تاثير واکنشهاي ثانويه مانند احياءحرارتي سولفاتها افزايش مي يابد . امكان موفقيت اقتصادي و عملي بودن توليدگاز از مخازن عميق بواسطه حضور H2S كه نتيجه واكنش احياي حرارتي سولفات مي باشد محدود مي گردد. سولفيد هيدروژن معمولا جز نامطلوب گاز طبيعي است وجود آن نه تنها باعث رقيق شدن سهم گازهاي هيدروكربن در مخزن مي شود بلكه بمقدار زياد سمي بوده و خورندگي زيادي براي تجهيزات فرايند توليد اِِيجاد مِِي کند. حضور H2S مي تواند بطور جدي روي ارزش اقتصادي اكتشاف هيدروكربور تاثير بگذارد. توانايي پيشگويي حضور H2S دراهداف حفاري نشده مي تواند وسيله سودمندي در اكتشاف گاز باشد، بطور كلي سه منبع H2S در مخازن گاز كربناتي عميق عبارتند از:

1 – احياي باكتريايي يا ميكروبي سولفاتها
2 – تجزيه حرارتي اجزاي سولفور آلي در كروژن يا نفت
3 – احياي حرارتي سولفات
احياي باكتريايي سولفات منبع رايج H2S در رسوبات عهد حاضر و مخازن نفت و گاز دماي پايين مي باشد ، اما سهم كمي در مقدار H2S گاز دارد (كمتر از 5درصد) اين منبع معمولا به درجه حرارت زير 80 درجه سانتيگراد محدود ميگردد. فراِِيند کراکِِينک نفت و مواد آلِِي به لحاظ محدود بودن سولفور آلِِي موجود در آنها سهمي كمتر از 5 درصد در توليد H2S دارد زيرا مقادير پيوندهاي سولفور آلي در اين مواد محدود است. احياي حرارتي سولفات TSR تنها منبعي است كه غلظتهاي بالايي از گاز H2S را بخود اختصاص مي دهد. H2S كه در غلظتهاي كم و درمخازن کم عمق وجود دارد منشا متفاوتي از H2S كه در غلظتهاي زيادو دراعماق زيادتر پيدا مي شود دارد .مقادير پاييني H2S موجود در اعماق كمتر از 4300متري احتمالا منشاء آلي دارد.
ايندريت تقريبا 20 درصد حجمي سازنددالان را در بر مِِيگِِيرد.که در طي واکنش احياءحرارتي سولفاتها انيدريت توسط کلسيت بطور بخشي جانشين ميگردد. ميزان جانشيني ايندريت بوسيله كلسيت بطور پيوسته در اعماق بيشتر از 4300 متر ، معادل با دماي تقريبا 140 درجه سانتيگراد، افزايش مي يابد. مطالعات انجام شده بر روي مخازن خوف در ابو ظبِِي توسط Worden در سال 1996نشان مِِيدهد در مخازنِِي که در اعماق بِِيش از 4300 متر که داراِِي درجه حرارت بِِيش از 140 درجه مِِي باشند تحت تاثِِير واکنش احياءحرارتي سولفاتها ميزان H2S تا 18درصد افزاِِيش ِِيافته و مقادِِير اِِيزوتوپِِي متان در مخازن خوف تحتانِِي در مقاِِيسه با گازهاِِي موجود در افقهاِِي فوقانِِي تر که در اعماق کمتر قرار گرفته اند بسِِيار سنگِِينتر شده است.
ب: دي اكسيد كربن (CO2):

مهمترين منشاء CO2 در مخازن گازي شامل : 1 – منابع آلي (شكستن كروژن و تخريب باكتريايي نفت)
2 –أحياء حرارتي كربناتها
3 – جدا يش از ماگما
4 – احياي حرارتي سولفاتها(TSR )
مي توان با مطالعه ويژگي و خصوصيات ژئوشيميايي CO2 و گازهاي همراه منشاء واقعي دي اكسيد كربن موجود در نفت و گا زرا شناسايي نمود. افزايش ميزانCO2 در ميدان گازي ريسك اكتشاف را افزايش مي دهد.غالبا در مخازن بابيش از 50 درصد CO2 اين گاز از تخريب حرارتي كربناتهاي يا جدايش از ماگما حاصل شده است.فرايند TSR نمي تواند گازهاي با مقدار CO2 بيش از 50 درصد توليد كند. CO2 حاصل از منابع آلي ، بندرت از 20% يك توده گاز تجاوز مي كند.
تخريب حرارتي كانيهايي مانند دولوميت، آنكريت و سيدريت در دماهاي كمتراز تخريب حرارتي كلسيت(بيش از 300 درجه) اتفاق مي افتد. مطالعات نشان مي هد در حضور كانيهاي آلومينو سيليكاته فرايند احياي حرارتي كربناتها در در جه حرارت كمتري اتفاق مي افتد ,نتيجتا سيمانهاي كربناته در سنگهاي سيليسي آواري نسبت به كلسيت موجود در سنگ آهك خالص بيشتر مستعد احياءشدن مي باشد . نفوذ توده هاي ماگمايي به درون سنگ كربناته در اعماق هرچند كم مي تواند ميزان قابل توجهي گاز دي اكسيد كربن ايجاد نمايد .
عمدتا در طي فرايند دي كربوكسيلشن و در طي مراحل تحول مواد آلي آزاد ميگردد.البته ميزان اين گاز در دالان تحتاني مقداري افزايش از خود نشان مي دهد وبا توجه به سبكتر شدن مقادير ايزوتوپي آن نسبت به CO2 افقهاي فوقاني ترهمانطور که قبلا بحث گرديد تصور ميشود فرايند ثانويه اي مانند احِِياء حرارتِِي سولفاتها در توليد اين گاز نقش داشته است.

 

[پیرجو]

مطالعه گازهای غیر هیدروکربوری

مطالعه گازهای غیر هیدروکربوری

ج: نيتروژن N2
نيتروژن موجود در مخازن گازِِي عمدتا از مواد آلي در شراِِيط بلوغ بالا مخصوصا در مراحل نهايي کاتاژنز مشتق مِِيشود . گرچه نيتروژن ميتواند از منابع ماگمايي،واکنشهاِِي رادِِيوژنِِيک و نِِيز اتمسفرِِي بداخل مخازن گازِِي راه پِِيدا نماِِيد، ولي نيتروژن ماگمايي و ِِيا اتمسفرِِي درصد قابل توجهي را شامل نمي شود،ومِِي توان نِِيتروژن با منشاء اتمسفرِِي را با اندازه گِِيرِِي نسبت N2/Ar که حدود 80 مِِي باشد ِِيا نِِيتروژن با منشاء ماگماِِيي را با توجه به فراوانِِي گاز هاي همراه مانند هلِِيوم وگزنون شناساِِيي نمود. تحول کانِِيهاِِي رسِِي در مرحله دِِياژنز مِِي تواند يك منبع مهم نيتروژن باشد، درطول تحول رسهاي نيمه پايدار (ايليت – اسمكتيت) به ايليت ، آمونيوم بوسيله پتاسيم جابجا مي شود. اين آمونيوم بعدا بوسيله فرايندهاي غيرآلي يا باكتريايي اكسيد شده و تشكيل نيتروژن مولكولي را مي دهد. افزاِِيش قابل توجه نِِيتروژن در بخش تحتانِِي دالان مِِي تواند دلِِيلِِي بر ِِيک سنگ منشا ء شِِيلِِي براي گازهاِِي موجود در دالان تحتانِِي باشد . غلظت نيتروژن در يك توده گاز بوسيله فرايندي كه اجزا هيدروكربن گاز را تخريب مي كند مانند فراِِيند احِِياءحرارتِِي سولفاتها قابل افزايش است . در نتِِيجه اِِين واکنش H2S و كربنات كلسيم تشکِِيل مِِيشود. H2S تشكيل شده مي تواند بداخل فاز مايع حركت كرده و يا با آهن موجود در كانيهاي مخزن واكنش داده و پيريت را بوجود آورد. اهمِِيت واکنش احِِياءحرارتِِي سولفاتها در اين است كه مي تواند غلظت گازهايي مانند N2 را كه در واكنش شركت نمي كنندافزايش دهد بنابراين فرايند TSR مي تواند بيانگر گاز غني از نيتروژن نِِيز باشد. در بخش تحتاني دالان در ميادين مختلف گازي ميزان گازN2 افزايش قابل توجهي نسبت به افقهاي فوقاني تر نشان مي دهد. در دالان تحتاني مقدار اين گاز در بعضي از ميادين به 35 % نيز مي رسد با توجه به عدم حضور گازهاي نادري نظير He, Xe كه مي تواند گوياي منشاء ماگمايي باشد تصور منشاءماگمايي براي كاز نيتروژن در بخش تحتاني دالان نمي تواند فرض درستي باشد. از آنجايي كه بخش عمده گاز نيتروژن در مراحل نهايي تحول مواد آلي در انتهاي كاتاژنز و شروع متاژنز از شبكه مولكولي مواد آلي آزاد ميگردد اين حجم گاز نيتروژن در بخش تحتاني دالان مي تواند گوياي سنگ منشاء شيلي كه در اعماق زياد قرار گرفته و تحت تاثير حرارت بالا به مرحله Over mature رسيده است باشد . اين مطلب مي تواند تائِِيدِِي بر منشاء كاملا متفاوت براي گاز موجود در دالان تحتاني در مقايسه با دالان فوقاني و كنگان باشد


-گاز موجود در مخازن دالان وکنگان از نوع گازهاي ترموژنيک بوده و در نتيجه تحول حرارتي کروژنهاي تيپ II حاصل شده است.
-گاز موجود در سازندهاي کنگان و بخش فوقاني دالان داراي ويژگيهاي ژئوشيميايي کاملا يکساني مي باشند و اين دوسازند بصورت مخزن واحد عمل کرده و داراي سنگ منشاء يکساني هستند.
-بر اساس رابطه بين مقادير ايزوتوپي ترکيبات گازي و ميزان بلوغ موادآلي مولد گاز،افقهاي غني از مواد آلي موجود در خود سازند دالان ازجمله افقهاي تبخيري مياني که تا حدود 2%مواد الي در آن ديده ميشود بعنوان سنگ منشآء گاز موجود در کنگان و دالان فو قاني عمل نموده است.
- گاز موجود در دالان تحتاني داراي ويژگيهاي ژئوشيميايي کاملا متفاوتي نسبت به گاز موجود در افقهاي فوقاني تر مي باشد، ازجمله سنگيني قابل توجه از نظر ايزوتوپي در ترکيبات گازي ،افزايش قابل توجه گازهاي غير هيدروکربوري مانند دي اکسيدکربن،نيتروژن و سولفيد هيدروژن که اين شواهد نشان از منشاء کاملا متفاوت با گاز موجود در کنگان ودالان فوقاني دارد.
-بر اساس ارتباط بين مقادير ايزوتوپي ترکيبات گازي و ميزان بلوغ مواد آلي مولد گاز در بخش تحتاني دالان، بهترين سنگ منشاءاحتمالي قابل تطبق با ويژگيهاي ژئوشيميايي گاز موجود در دالان تحتاني سازند با سن سيلورين موجود در منطقه مي باشد.
-افزايش ميزان سولفيد هيدروژن ودي اکسيد کربن در دالان تحتاني و همچنين سبکتر شدن ترکيب ايزوتوپي گاز دي اکسيدکربن موجود در اين افق نسبت به افقهاي فوقاني تر بويژه در ميادين گازي که دالان تحتاني در اعماق بيشتر از 4 کيلومتر قرار گرفته است نشان دهنده وقوع واکنش احياءحرارتي سولفاتها در اين زون بوده و تحت تاثير اين واکنش ترکيبلت گازي من جمله متان طبق رابطه
SO42- + CH4 ——CO2 + 2H2O + S2- وارد
واکنش با انيدريت شده است.

بر گرفته از نوشته های : دکتر احمد رضا ربانی

 

[mahdi.adelinasab]

چرا تزريق به مخازن نفت، اولويت اصلي در مصرف گاز طبيعي است؟

چرا تزريق به مخازن نفت، اولويت اصلي در مصرف گاز طبيعي است؟

امروزه روش‌هاي مختلفي براي افزايش بازيافت نفت در دنيا اعمال مي‌شود که بنابر ويژگي‌هاي هر مخزن نفتي، با يکديگر متفاوت هستند. از اين رو، يافتن روش بهينه براي افزايش بازيافت نفت از مخازن، نيازمند انجام مطالعات جامع و سپس اعمال روش مناسب است. در کشور ما بنابر شرايط موجود، تزريق گاز به مخازن نفتي براي بازيافت نفت، براي بيشتر مخازن کشور مناسب تشخيص داده شده است.

مقدمه
در حوزة صنعت انرژي و اقتصاد کلان جامعه، صيانت از منابع و ذخاير نفت خام به‌عنوان يکي از ضروريات مهم و استراتژيک مطرح است. زيرا در حال حاضر، وابستگي کشور به درآمدهاي نفتي به‌گونه‌اي است که حتي نوسانات قيمت نفت خام از طريق تأثير بر درآمدهاي ناشي از صدور، بر روند فعاليت‌هاي اقتصادي کشور تاثير قابل ملاحظهِ‌اي خواهد داشت.

اهميت تزريق به مخازن نفتي
تزريق گاز به ميادين نفتي همواره يکي از اولويت‌هاي مهم شرکت ملي نفت ايران در چارچوب اهداف کيفي اين شرکت به شمار رفته است. اين امر به چند دليل عمده از اهميت خاصي برخوردار است:
• لزوم حفظ حق آيندگان از منابع هيدروکربوري
• لزوم نگهداشت ثروتي ملي که بايد تأمين‌کننده سرمايه‌گذاري‌هاي بلندمدت بخش نفت و ديگر بخش‌هاي اقتصاد و استحکام‌بخش زيرساخت‌هاي اقتصادي کشور باشد.
• وابستگي اقتصاد ايران به درآمدهاي ناشي از صادرات نفت خام

سه عامل تعيين‌کننده
با توجه به ويژگي‌هاي خاص منابع نفتي کشور و نيز رفتار مخزن در قبال تزريق گاز، توجه به دونکته اساسي در تزريق گاز به مخازن، ضروري است:
1- با توجه به ويژگي‌هاي خاص فيزيکي و شيميايي هر ميدان، تزريق گاز با حجم و ترکيبي مناسب با مديران صورت پذيرد.
2- تزريق گاز در زمان مقتضي و مناسب انجام شود تا از هرزروي نفت ميدان جلوگيري گردد. عدم تزريق به موقع به يک ميدان، آسيب‌هاي جبران‌ناپذير و غيرقابل برگشتي را به ميدان وارد خواهد ساخت؛ به گونه‌اي که افزايش تزريق گاز به يک ميدان در زماني پس از زمان مقتضي در بسياري موارد، هيچگونه تأثيري در بازيافت ثانويه نفت نخواهد داشت.
بنابراين، توجه به حجم و ترکيب گاز تزريقي و نيز زمان مناسب تزريق، سه عامل مهم و تعيين‌کننده براي تأثيرپذيري هرچه بيشتر ميدان از برنامه‌هاي تزريق است.

لزوم تزريق گاز به ميادين
بررسي مقايسه‌اي استفاده از گاز در بخشهاي مختلف مصرف‌کننده، نشان مي‌دهد که شاخص نت يک گاز در بخش تزريق معادل 11 سنت / متر مکعب است که از نت يک گاز در ساير بخشهاي مصرف‌کننده بيشتر است (شاخص نت يک، نشان‌دهندة بازدهي اقتصادي هر واحد گاز طبيعي مصرف شده در هر بخش از بعد اقتصادي است) بر اين اساس مي‌توان گفت نخستين اولويت مصرف گاز، تزريق است.
بنابراين صيانت از منابع نفتي کشور و انجام به موقع برنامه‌هاي تزريق، نه تنها از بعد اقتصاد بخشي بلکه از بعد استراتژيک اقتصاد شرکتي و اقتصاد کلان جامعه از اولويت خاصي در مقايسه با ساير مصارف برخوردار است و اين امر، ضرورت توجه هرچه بيشتر به اين بخش را آشکار مي‌کند


منبع: شبكه تحليلگران تكنولوژي ايران ( ITAN)

 

[mahdi.adelinasab]

انواع مخازن نفت و گاز

انواع مخازن نفت و گاز

رفتار سیالات مخزن در مدت تولید بوسیله نمودارهای دو فازی آن و محل قرار گرفتن نقطه بحرانی آن سیال تعیین می گردد.

ابتدا لازم است توضیحاتی در مورد این نمودار های فازی و نکات مهم مربوط به آن ذکر شود.دربررسی و آنالیز سیالات درون مخزن چندین نمودار از امهیت خاصی برخوردار می باشند مانند نمودارهای P-T، P-V، V-T، P-X، T-X، V-T و همچنین نمودار سه بعدی P-V-T که با توجه به اهمیت نمودار P-T در مهندسی مخازن و همچنین سادگی این نمودار تعاریف اولیه روی این نمودار داده خواهد شد.

لازم به ذکر است که سیالات درون مخزن بیشتر حالت مخلوطی از چندین ترکیب (Muticomponent) می باشند لذا در اینجا سعی بر این است که این تعاریف برای حالت مخلوط چند جزئی داده شود. در شکل 1-1 ابتدا نقطه A را در نظر می گیریم. در فشار PA+ مخلوط ما مایع می باشد. همچنان که فشار را کاهش می دهیم (در دمای ثابت و در امتداد خط A-B) مایع تا رسیدن به نقطه 1 انبساط خواهد یافت و در این نقطه ملکول های کوچک گازی قادر به ترک مایع خواهند شد. این نقطه که در آن اولین حباب های کوچک گازی از سیال مایع جدا می شود را نقطه حباب می نامند و فشاری را که در آن فشار اولین گاز تشکیل خواهد شد را فشار نقطه حباب (Bubble point pressure) می گویند. اگر دوباره فشار را کاهش دهیم گازهای بیشتری جدا خواهند شد تا جایی که میزان بسیار کمی از مایع باقی می ماند. نقطه ای که در آن تنها یک قطره مایع باقی مانده است را نفطه شبنم (Dew Point) می نامند و فشار در این نقطه را فشار نقطه شبنم (Pd) می گویند.

کاهش بیشتر فشار به نقطه B سبب انبساط گاز خواهد شد. برای نمودار مخلوط های چند جزئی محل برخورد منحنی نقاط حباب و نقاط شبنم را نقطه بحرانی (Critical Point) می گویند. در این نقطه خواص فیزیکی گاز و مایع با هم برابر می باشند و تشخیص فاز گاز از مایع بسیار دشوار می باشد. در نمودار های P-T دو نقطه cricondenbar و cricondentherm از اهمیت بسزایی برخودار می باشند مخصوصا در تعیین نوع مخازن گازی، نقطه cricondenbar بالاترین فشاری است که دو فاز بطور همزمان می توانند وجود داشته باشند و نقطه cricondentherm بالاترین دمایی است که دو فاز بطور همزمان می توانند وجود داشته باشند. (در شکل 1-1 این دو شکل مشخص شده اند).

با توجه به این تعاریف اولیه و همچنین با در نظر گرفتن دما و فشار مخازن نوع سیال مخزن را تعیین نموده و بدین ترتیب می توان آن مخزن را نام گذاری کرد. با توجه به سیال مخزن می توان مخازن را به 5 نوع: نفت سیاه (Black oil)، نفت فرار (Volatile oil)، مخازن میعان گازی (Gas condensate)، گاز تر(Wet gas) و گاز خشک (Dry gas) تقسیم نمود. اگر دمای مخزن ما کمتر از دمای نقطه بحرانی باشد، مخزن نفتی می باشد که یا نفت سیاه و یا نفت فرار می باشد. اگر دمای مخزن بیشتر از دمای نقطه بحرانی باشد، مخزن گازی می باشد. نکته قابل توجه در مورد مخازن نفتی اینست که آن ها را با توجه به فشار مخزن نیز به دو دسته زیر اشباع (undersaturated) و یا اشباع (saturated) تقسیم بندی می نمایند. مخازن زیر شابع دارای فشار بیشتر از فشار حباب می باشد ولی مخازن اشباع دارای فشاری زیر فشار حباب می باشند و اگر گاز به اندازه کافی از نفت جدا شده باشد و همچنین تراوایی عمودی مخزن نیز بالا باشد، این گاز ها در بالای مخازن اسباع جمع شده و تشکیل کلاهک گازی (Gas cap) خواهند داد.

 

[Mahka]

اي كاش قبل از اين مطلب توضيح مي دادين كه اصلا چرا به چاه هاي نفت گاز تزريق مي كنن و چه موقع.
البته كاملا درسته كه تزريق گاز از پروژه هاي مهم شركت نفته و هزينه زيادي رو هم براش در نظر مي گيرن تا بتونن عمر چاهاي نفت رو طولاني كنن. ولي مدت اين تزريق هم محدوده وگرنه تجهيزات جداساز نفت و آب ديگه جوابگو نيست و نمي شه از چاه به صورت مطلوب بهره برداري كرد.

 

[mahdi.adelinasab]

من تا چند ساعت بعد بر خواهم گشت و براتون توضیح میدم
فعلا
یا علی

 

[پیرجو]

معمولا رفتار فازی هیدروکربن ها به دلیل انکه مخلوطی از انواع مواد می باشند متفاوت جلوه می کند و مهندسان علاقه زیادی به دانستن نوع و تغییرات این رفتار ها می باشند. این رفتارها بیشتر بر اساس سه متغییر وابسته یا مستقل قابل پیش بینی می باشد. که عبارتند از فشار و دما و حجم می باشد که با استفاده از نموگرام و گراف های که در این زمینه وجود دارد می توان مشاهده کرد و حالا این دوست خوب ما توضیحات جالبی رو در این مورد داده اند.

 

[mahdi.adelinasab]

علت پائین تر بودن ضریب بازیافت مخازن نفتی

علت پائین تر بودن ضریب بازیافت مخازن نفتی

چرا ضریب بازیافت نفت از مخازن ایران در مقایسه با نقاط دیگر جهان پایین‌تر است؟
قبل از ورود به این بحث لازم است مكانیسم‌های جابه‌جایی نفت را به دو روش زیر مورد بررسی قرار دهیم.
الف) «جابه‌جایی نفت به‌طر ف جلو » یا به عبارت بهتر «جابه‌جایی با استفاده از فشار».
ب) جابه‌جایی از طریق «ریزش ثقلی» یا به عبارت بهتر «جابه‌جایی به‌صورت طبیعی[1] كه بر اثر اختلاف وزن مخصوص بین مایع تزریقی و نفت ایجاد می‌شود. این فرآیند در یك سیستم متخلخل مرتفع به‌صورت فیزیكی اندازه ‌گیری شده[2] و به‌لحاظ نظری نیز مشخص شده است كه اختلاف فاحشی بین بازیافت نفت در دو روش فوق الذكر وجود دارد. بازیافت نفت با روش كندتر «ریزش ثقلی» از بازیافت نفت با روش سریع «جابه‌جایی رو به جلو» بیشتر است.
اما در اوایل دوره تولید، روش بازیافت نفت از طریق جابه‌جایی سریع رو به جلو از روش جریان نفت از طریق ریزش ثقلی، عملكرد بهتری دارد. براساس میزان تزریق، بازیافت نفت از طریق ریزش ثقلی می‌تواند تا دو برابر روش جابه‌جایی رو به جلو یا «استفاده از فشار» باشد.
از مجموعه بررسی‌ها چنین برمی‌آید كه بازیافت نفت در مخازن تك تخلخلی اصولاً تابعی است از نفوذپذیری سنگ مخزن، سرعت جابه‌جایی، فشار موئینگی و میزان «سیال دوستی»[3] سنگ مخزن. درصورتی كه سایر عوامل فوق ثابت فرض شوند، میزان نفت اشباع شده باقی‌مانده تابعی از سرعت جابه‌جایی نفت خواهد بود. در این صورت در حالت جابه‌جایی از طریق ریزش ثقلی، میزان نفت باقی‌مانده كمتر و در حالت جابه‌جایی با فشار یا رو به جلو، میزان نفت باقیمانده بیشتر خواهد بود.
قابل ذكر است كه در مخازن شكاف‌دار شكستگی‌ها به‌مثابله محدوده یا اضلاع بلوك‌ها عمل می‌كند و به همین دلیل فرآیند جابه‌جایی رو به جلوی نفت در چنین سیستمی به‌جز در حوزه‌های خیلی نزدیك به چاه‌های تزریقی كارآمد نیست.
فرآیند سریع جابه‌جایی نفت به‌طرف جلو، همراه با فشار موئینگی چندان قابل توجه نیست، زیرا نیروهای «گرانروی»[4] در حال حركت از نیروهای ناشی از فشار موئینگی بیشتر است. این درحالی است كه در فرآیند جابه‌جایی براساس ریزش ثقلی به‌علت آهسته بودن جابه‌جایی، فشار موئینگی نقش بارزی در نگهداری نفت در بلوك‌ها ایفا می‌كند. از طرف دیگر، سرعت بالای تزریق در سیستم تك تخلخلی موجب می‌شود كه سیال تزریقی از بخش میانی خلل و فرج‌های كوچك عبور نموده و لذا نفت قابل ملاحظه‌ای برجای می‌گذارد.
برای مقایسه عوامل كاهش بازیافت نفت از مخازن ایران با مخازنی كه دارای بازیافت بالاتری هستند لزوماً باید این مخازن را تحت شرایط یكسان مقایسه كرد. به‌عبارت دیگر، ناچاریم پرتقال را با پرتقال و سیب را با سیب مقایسه كنیم، نه این‌كه سیب را با پرتقال.
به‌عنوان مثال ما نمی‌توانیم میدان نفتی «لالی»[5] ایران را با 10 درصد بازیافت با مخزن «لیك‌ویو»[6] واقع در آمریكا 77 درصد بازیافت مقایسه كنیم. مخزن لالی مخزنی سنگ‌آهكی شكاف‌دار با میانگین نفوذپذیری 1/0 میلی دارسی با فشار موئینگی بالا و عمدتاً «نفت دوست»[7] است، درصورتی كه مخزن لیك‌ویو مخزنی تك تخلخلی از جنس سنگ ماسه‌ای با نفوذپذیری 2000 میلی دارسی و با فشار موئینگی بسیار پایین و «آب دوست»[8] است. اگر مخزن لالی در امریكا كشف و از آن بهره ‌برداری می‌شد حتی 10 درصد نفت آن را بهره‌برداری نمی‌كردند زیرا آن‌ها با استفاده از روش سریع در بهره‌برداری، این میدان را بسیار كمتر از آن‌چه كه می‌توانست تولید كند به اتمام می‌رساندند.
مثال مناسب دیگر مقایسه مخزن شكاف دار «اسپرابری»[9] در امریكا با میانگین نفوذپذیری 1/0 میلی دارسی با میدان نفتی هفتكل در ایران است. این دو میدان دارای نفوذپذیری تقریباً یكسان هستند، اما میزان نسبی تولید روزانه از میدان نفتی هفتكل به‌مراتب پایین‌تر از میدان اسپاربری در ابتدای بهره‌برداری می‌باشد.
ضریب بازیافت نفت به‌صورت طبیعی در هفتكل حدود 22 درصد است درصورتی كه ضریب بازیافت طبیعی نفت در میدان اسپرابری كمتر از 8 درصد بوده است، ولی آن‌ها بیش از 3000 حلقه چاه در این میدان حفر كردند، درحالی كه میزان نفتِ درجا در این میدان 2 میلیارد بشكه و میزان نفت درجا در میدان هفتكل حدود 7 میلیارد بشكه است و حال آن‌كه تنها حدود 40 حلقه چاه در آن حفر شده است. پس از یك دوره كوتاه برداشت نفت به‌صورت طبیعی از میدان اسپاربری، برای مدتی طولانی آب و متعاقب آن برای مدت كوتاهی CO2 تزریق شد، در نتیجه كل بازیافت نفت از مخزن فوق تاكنون حدود 12 درصد بوده است.
درصورتی كه فشار میدان نفتی هفتكل را به حد اولیه آن در تاج مخزن یعنی [PSI1420[10 رسانده شود، ضریب بازیافت نفت این مخزن به بیش از 27 درصد می‌رسد. از سوی دیگر اگر می‌توانستیم فشار مخزن هفتكل را به حد اولیه فشار مخزن اسپرابری یعنی معادل PSI2250 افزایش دهیم، ضریب بازیافت نفت مخزن فوق به حدود 35 درصد می‌توانست برسد.
تفاوت اصلی بازیافت نفت در میدان‌های هفتكل و اسپرابری نشان‌دهنده آن است كه میدان هفتكل اولاً با سرمایه‌گذاری بسیار پایین‌تر به نحو بهتر و صحیح‌تر بهره‌برداری شده است و ثانیاً تخلیه سریع از مخازن شكاف‌دار، همواره افت شدیدی در بازیافت نفت به‌دنبال دارد.
نمونه‌های بالا نشانگر آن است كه مخازن ایران با حداكثر ضریب بازدهی، تحت شرایط تخلیه طبیعی قرار داشته‌اند و نباید آن‌ها را با مخازنی كه از ویژگی‌های دیگری برخوردارند مقایسه كرد. در حقیقت ضریب بازیافت نفت در مخازن مشابه در كشور امریكا یا هرجای دیگر، فاصله بسیار زیادی با ضریب بازیافت نفت در ایران دارد، چنان‌كه به نمونه‌ای از آن درمورد هفتكل اشاره شد. بنابراین ضریب بازیافت نفت در ایران را نباید با هیچ جای دیگر جهان كه دارای خصوصیات مخزنی متفاوت و دارای طبیعت تولیدی خاص خود است و یا از ویژگی‌های دیگری برخوردارند مقایسه كرد.
با وجود این، در مطالعه تطبیقی ضرایب بازیافت نفت از مخازن شكاف‌دار ایران با مخازن مشابه در سایر نقاط جهان باید به موارد زیر توجه كرد.
الف) كشورهایی كه دارای مخازن شكاف‌دار از جنس سنگ آهك هستند (مشابه آن‌چه در ایران وجود دارد) غالباً در تملك شركت‌های دولتی است، مانند كشورهای مكزیك، عراق، عمان، لیبی و سوریه. این كشورها اطلاعات كافی درمورد ذخایر نفتی خود منتشر نمی‌كنند، به‌ویژه درمورد ضریب بازیافت نفت از آن‌ها.
ب) مخازن نفت كشورهای فوق عموماً شكاف‌دار است، اما برای مثال مخازن نفتی كشور مكزیك غالباً دارای فشار بسیار بالاتری از «فشار نقطه اشباع»[11] است و بخش عمده‌ای از بازیافت نفت ناشی از جریان انبساط سیال در سنگ مخزن است، درصورتی كه بیشتر میدان‌های نفتی ایران از ابتدا درحدود فشار نقطه اشباه هستند و از انبساط سیالِ بسیار كمی برخوردارند.
بنابراین برای مقایسه ضرایب بازیافت نفت از مخازن مكزیك با مخازن ایران در شرایط تقریباً یكسان، باید میزان بازیافت نفت را از فشار نقطه اشباع تا پایان طول عمر مخزن محاسبه و مقایسه كرد.
ج) بعضی از مخازن كشورهای فوق الذكر، حاوی غارهای بزرگ است مانند میدان نفتی كركوك در عراق و یا قوار در عربستان و بعضی دیگر حاوی «حفره‌های كوچك»[12] مانند بسیاری از ذخایر نفتی مكزیك. ضریب بازیافت نفت از این مخازن به‌دلیل وجود غارهای بزرگ نفتی یا حوزه‌ها به مراتب بیش از ذخایر مشابه آن در ایران است.
د) حدود 15 مخزن شكاف‌دار در قسمت شمال شرقی سوریه وجود دارد كه دارای نفت تقریباً سنگین و فشار كم است. این مخازن به‌وسیله متخصصین شوروی سابق و بدون تجربه كافی مورد بهره‌برداری قرار گرفته بود. میزان بازدهی این مخازن كمتر از 16 درصد گزارش شده است كه نسبت به موارد مشاقه آن در ایران پایین‌تر است.
ه) در بسیاری از نشریات نفتی به میزان «تولید – فشار» مخازن مختلف اشاره می‌شود، ولی هیچ‌گاه از بازیافت‌ نهایی در این مخازن ذكری به‌میان نمی‌آید. این‌گونه نشریات معمولا به میزان نفتی که در مدت زمانی معین استخراج می‌شود تكیه می‌كند، بنابراین مرجع مستند و كافی در زمینه مقایسه مخازن وجود ندارد.
از توضیحات بالا پیچیدگی مسئله تا حدودی روشن می‌شود. به‌هرحال براساس اطلاعات منتشر شده موجود درمورد مخازنی كه تا حدودی مشابه مخازن ایران هستند می‌توانیم از روش‌های درجه‌بندی استفاده كنیم تا تخمین بهتری از ضریب بازیافت به‌دست آورد.
[1] . Displacement, Under Gravity
[2] . Long Core
[3] . Wettability
[4] . Viscosity
5 . در دامنه كوه‌های زاگرس
[6] . Lakeview
[7] . Oil Wet
[8] . Water Wet
[9] . Spraberry
[10] . Pound Per Square Inch
[11] . Bubble Point Pressure
[12] . Vugs

دکتر علی محمد سعیدی​

 

[mahdi.adelinasab]

صیانت از مخازن به روش تزریق

صیانت از مخازن به روش تزریق

یکی از راههای صیانت از مخازن در بردداشت های ثانویه و ثالثیه از مخازن حفظ فشار مخازن و جلوگیری از افت فشار آنها می باشد. یکی از روش های جلوگیری از افت فشار تزریق ماده مناسب به درون زمین می باشد. قبل از تزریق معمولا آزمایشات مخزنی و ژئوفیزیکی در منطقه انجام می شود. با این روش حرکت ناحیه هیدروکربنی و نوع مناسب تزریق را شناسایی می کنند.
چهار نوع تزریق در مخازن نفت صورت می گیرد. تزریق غیر امتزاجی، تزریق امتزاجی، گرمایی و میکروبیولوژی.
در تزریق غیر امتزاجی میان ماده تزریق شده و هیدروکربن های موجود در زیر زمین واکنشی صورت نکرفته و دو ماده بصورت دو فاز مختلف در زیر زمین عمل می کنند. تزریق های شامل تزریق آب، گاز سنگین و مواد هیدروکربنی می باشد. مکانیزیم حرکتی نفت در این نوع تزریق فشار تولیدی توسط ماده تزریق شده می باشد.
در تزریق امتزاجی میان ماده تزریق شده و هیدروکربن های واکنش صورت می گیرد. این اوکنش باعث ایجاد هیدروکربن هایی با ساختار ملکولی میانی (نه سنگین و نه سبک) خواهد شد. مکانیزیم حرکتی این نوع تزریق شامل کم شدن جاذبه میان نفت و سنگ مخزن، افزایش فشار بوسیله ماده تزریق شده و سبک شدن هیدروکربن در مخزن می باشد.
معمولا زمانیکه با نفت سنگین سر و کار داریم برای حرکت این نوع نفت در مخزن به سمت چاه از روش گرمایی و تزریق آب یا بخار آب به درون چاه استفاده می کنیم. این سبب بالا رفتن تمایل حرکتی نسبی نفت به آب درون مخزن خواهد شد. روش جدید ایجاد انفجار درون چاه نیز برای روش گرمایی پیشنهاد داده شده است.
روش میکروبیولوژی استفاده از باکتری هایی که موجب شکسته شدن ساختارهای ملکولی هیدروکربن های درون مخزن و بالا رفتن حرکت نسبی آنها می باشد. این روش جدید بوده و هنوز در مرحله آزمایش و پایلوت می باشد.
برای تزریق می بایستی تمامی عوامل سنگ مخزن، نوع هیدروکربن درون مخزن، فشار مخزن، مرحله بردداشت از مخزن، تجهیزات و پول تعریف شده برای پروژه و عوامل زیست محیطی مورد توجه قرار گیرند. معمولا تزریق در چاه دیگری با فاصله محاسبه شده از چاه تولیدی انجام می شود. در روش گرمایی توجه به نکات ایمنی اولویت دارد زیرا این روش خطرناک می باشد. با توجه به نوع روش های انتخاب شده، نتیجه مطلوب ممکن است سال ها زمان نیاز داشته باشد. معمولا پروژه های تزریق با توجه به قیمت های بازار نفت تعریف می شوند و ممکن است پروژه ای که امروز مقرون به صرفه باشد، در چند هفته آینده متوقف شده و روش های دیگری پیاده شوند. پس برای صرفه جویی در هزینه، مطالعه وضعیت بازار و قیمت ها از اولویت های پروژه های تزریق می باشد. تعیین نوع تزریق همچنین به مواد مورد استفاده و نزدیک بودن مواد اولیه مورد نیاز بستگی دارد. ممکن است در جایی تزریق آب مناسب باشد. ولی به علت دور بودن از منبع آب، از نظر اقتصادی تزریق آب در منطقه مقرون به صرفه نبوده و از اولویت دوم تزریق مثلا تزریق گاز استفاده شود.
ولی در هر صورت به علت هزینه های بالای تزریق و زمان بردن برای بازگشت سرمایه در پروژه های تزریق، شرکت ها قبل از عملیات مطالعات گسترده زمین شناسی، مخزنی و ژئوفیزیکی را انجام می دهند.

 

[mahdi.adelinasab]

تحریک لرزه ای مخازن (Seismic Wave Stimulation)

تحریک لرزه ای مخازن (Seismic Wave Stimulation)

اولین بار در دهه 1950 میلادی در فلوریدا رابطه بین امواج لرزه ای و افزایش بردداشت مشاهده شد. برای مثال با احداث ریل راه آهن در نزدیکی چاهها مشاهده شد که با عبور قطار چاه آب با افزایش سرعت بردداشت همراه است.
در زلزله 21 ژانویه 1952 کالیفرنیا دو چاه از دو مخزن مجاور، یکی به اندازه 14 بشکه افزایش برداشت و دیگری اندازه 48 بشکه کاهش برداشت را نشان می داد که این نشان از پیچیده بودن عملکرد این امواج بر مخزن دارد.
در زلزله دیگری که در تاریخ 14 می 1970 در تاجیکستان رخ داد، تغییر مثبتی در چاههای نفتی مشاهده شد که تا مدت ها ادامه داشت. ناگفته نماند که بهره برداری از این چاهها سالها متوقف شده بود.
کار و تحقییق روی امواج در اواخر قرن 18 و اوایل قرن 19 انجام شد و مشخص شد که زمین لرزه ها قادرند امواج الاستیک را درون زمین منتشر کنند.
بطور کلی دو نوع موج بوسیله زمین لرزه تولید می شود:

1- امواج P که به امواج فشاری یا Compressional معروفند.
2- امواج S که به امواج ثانویه یا Shear معروفند.
​

با توجه به دانسته های ما از مکانیک سیالات، امواج P قادرند در سیالات (مانند نفت، گاز و آب) و جامدات منتشر شوند در حالی که امواج S فقط در جامدات منتشر می شوند.
استفاده از دو نوع موج لرزه ای برای تحریک چاه متداول می باشد:

1- موج پر قدرت فرا صوتی (High Power Ultra Sonic Wave)
2- موج صوتی با فرکانس پایین (Low Frequency Sonic Wave)
​

امواج فراصوتی بوسیله ابزاری که دارای نوسان گرهای هیدرو دینامیکی می باشد، بدرون چاه فرستاده می شود و مورد استفاده آن برای تمیز کردن کف چاه از scale ها، کاهش دادن اثر پوسته و Mud Penetration می باشد. در پروژه های نمونه موفقیت این روش در ازدیاد بردداشت 40 تا 50 درصد می باشد. تاثیر این اموج می تواند تا سالها و ماهها وجود داشته باشد. اما مشکل این روش محلی بودن آن می باشد.

​

استفاده از امواج صوتی با بسامد پایین برای تحریک تمام مخزن می باشد که توسط یک ویبراتور در سطح زمین قرار می گیرد و مانند یک عملیات ساده 3D طراحی و مدیریت می شود. عملیات با توجه به نوع مخزن، سیال و زمین شناسی زیر زمینی منطقه از چند هفته تا 2 الی سه ماه انجام می شود و نتیجه آن می تواند تا یک سال ادامه داشته باشد.

​

تاثیر امواج لرزه ای بر مخازن

1- تغییر تراوایی که به دلیل تغییر تخلخل، گسترش شکاف و درز و تغییر حجم سنگ مخزن می باشد.
2- تغییر فشار سیالات مخزن
3- جابجایی محل سنگ های مخزن و گرادیان گرمایی در سنگ مخزن
​

الف) می دانیم که در مخازن سیالات مانند آب و نفت با هم ترکیب می باشند. به عنوان مثال اگر یک فضای خالی را در نظر بگیریم، ملکول های آب و نفت کنار هم قرار گرفته اند و معمولا در مخازن ماسه سنگی معمولا فیلم آب قادر است به دیواره سنگ بچسبد و قطر مخزن را کم می کند و خروج ملکول نفت را مشکل می سازد. اموج لرزه ای باعث کاهش نیرو های کشش سطحی (Interfacial Tension) شده و فیلم آب را ویران می کند و باعث افزایش قطر منفذ شده و حرکت ملکول نفت را آسان می کند.
ب) علاوه بر ویران کردن فیلم آب، امواج فرا صوتی قادرند یک نوع آشفتگی و خلازایی (Turbulancy and Cavitation) در داخل فضای خالی ایجاد کند که باعث افزایش تحرک (Mobility) نفت در مخزن می شود.
ج) امواج لرزه ای فراصوتی هنگام انتشار انرژی خود را از دست داده و باعث افزایش دمای مخزن می شود و گرانروی سیال مخزن به خصوص پارافین و آسفالتین شده و حرکت آنرا آسانتر می کند و در واقع باعث افزایش فشار سیال مخزن می شود.
د) یکی دیگر از کارکردهای اموج لرزه ای بدین گونه است که باعث ایجاد نیرو های جاذبه میان ملکول های فاز سیالی در مخزن که از نظر اندازه حداقل می باشد شده (مثلا در مخازن نفتی با آب همراه بالای 90 درصد مورد ذکر شده برای نفت مطرح می شود) و باعث چسیبده شدن (Coalescence) ملکول های بهم شده و ایجاد یک فاز پیوسته می کند.
ر) حرکت اموج لرزه ای در مخازن ماسه ای باعث حرکت ذرات سازنده سنگ شده که این حرکات باعث تبدیل شدن دانه های درشت تر به دانه های ریز تر می شوند و با توجه به اینکه تخلخل و تراوایی دانه های ریز تر در طبیعت کمتر می باشد این مورد می تواند یک تاثیر منفی به شمار آید.
شرایط مخزنی برای استفاده از اموج فرا صوتی

1- چاه با کاهش تولید همراه باشد و Scale باید علت آن باشد و فقط ناحیه کمی باید تحت تاثیر این امواج قرار گیرد زیرا بسامد بالاست و عمق نفوذ کم می باشد.
2- مخزن نباید افت فشار شدیدی را نشان دهد.
3- تخلخل باید بالای 5 درصد باشد.
4- گرانروی کمتر از 2-10 پاسکال باشد.
5- عملیات باید در چاههای با لوله های جداری شکافدار انجام شود.
6- بهترین دما برای تحریک چاه توسط این اموج 100 تا 110 درجه سلسیوس می باشد.
​

شرایط مخزنی برای استفاده از موج صوتی با فرکانس پایین

1- عمق چاه بین 1500 تا 1700 متر
2- درصد آب نباید کمتر از 90 درصد باشد. چون این روش برای Coalescencing و چسباندن ذرات نفت مناسب می باشد.
3- گرانروی باید کم باشد.‏‏‏
​

در واقع استفاده از امواج الاستیک یک روش جدید، ارزان، بدون آلودگی محیط زیست و با کارایی بالا می باشد. دانشمندان پیشنهاد می کنند که از Wave Seismic Excitation و Gas Drive بعنوان روشی در EOR استفاده شود.
چون مطالعات جدی در این زمینه از 15 سال قبل شروع شده هنوز نتایج مدون و دسته بندی شدهبدست نیامده است و ذکر جزئیات و محاسبات کمی (Quantity) وجود ندارد.

 

[mahdi.adelinasab]

ازدیاد برداشت به طریق ایجاد لرزه

ازدیاد برداشت به طریق ایجاد لرزه

در میادینی که به منظور ازدیاد بردداشت از آبشویی استفاده می کنند، حجم بردداشت نفت از 50 درصد بیشتر نبوده بنابراین محققان همواره به دنبال راهی بودند که این مقدار را افزایش دهند. یکی از روش هایی که امروزه مطرح است و تا حدودی در روسیه جواب داده است، استفاده از یک منبع تولید موج برای افزایش بردداشت از مخازن مشابه (مخازنی که عملیات آبشویی قبلا انجام شده) می باشد.
این روش بر این اساس پایه گذاری شده است که یک منبع تولید موج با تولید و انتقال موج لرزه ای به درون زمین (البته در یک دوره زمانی خاص) باعث بوجود آمدن دو متغیر شود:

1- تغییر در نفوذ پذیری نسبی آب و نفت
2- افزایش سرعت جابجایی نفت توسط آب
​

ایده این روش زمانی شکل گرفت که مشاهده شد در مناطق زلزله خیز بعد از وقوع یک زلزله، بردداشت نفت از مخازن نفتی، افزایش یافته و این میزان برای مدت قابل ملاحظه ای باقی مانده است.
این پدیده باعث شد تا دانشمندانی چون Simkon، Surguchev و Kouznetsov در دهه اخیر آزمایشات متعددی را در رابطه با ارسال موج لرزه ای و میزان تغییرات بهره برداری از مخازن نفتی انجام دهند.
آزمایشات و نتایج تجربی نشان می دادند که حرکت سیال در محیط متخلخل به موج لرزه ای وابسته است.
Kro/Krv و سرعت جابجایی نفت توسط آب با وجود موج لرزه ای افزایش می یابد.
اثر موج لرزه ای در محیط تراوا با چند عامل غیر خطی قابل تعریف است:
1- اعمال موج لرزه ای باعث جابجایی فاز نفت و آب بصورت دوره ای می شود. این جابجایی که همواره با تغییر جهت در حفره ها نیز همراه است، باعث کاهش چسبندگی آب و نفت به دانه های سنگ می شود. مقدار شتاب حرکتی آب و نفت با توجه به فرمول زیر به هم مربوط می شود:

​

در اینجا ROo وROw بترتیب چگالی نفت و آب هستند و Xo و Xw نیز مسافت طی شده توسط نفت و آب معرفی می شوند.
فرمول بالا نشان می دهد که شتاب حرکت نفت که چگالی کمتری نسبت به آب دارد بیشتر از فاز آب است. بنابراین اثر موج در جهت سرعت بخشیدن به سیال در محیط متخلخل بیشتر متوجه نفت است و نرخ افزایش در سرعت نفت نسبت به آب خیلی بیشتر است.
2- حرکت متناوب آب و نفت و همچنین تغییرات فشار نسبت به عمق در اثر اعمال موج لرزه ای باعث از بین رفتن فیلم آب شده و این پدیده نفوذپذیری نسبی را برای آب و نفت افزایش می دهد. همانطور که می دانیم ملکول های نفت بزرگتر از ملکول های آب هستند و با از بین رفتن فیلم آب، اندازه حفره ها بیشتر شده و اثر بیشتری روی نفوذ پذیری نسبی نفت دارند.
3- با استفاده از موج لرزه ای می توانیم زاویه تماس نفت و آب را کم کنیم بنابراین کشش سطحی نفت و آب کم شده و نفوذ پذیری نسبی نفت افزایش می یابد.
نتایج حاصله در آزمایشگاه بر روی یک SnadPack مصنوعی و یک مغزه طبیعی یکبار بدون موج و یکبار با اعمال موج لرزه ای انجام شدند. در این آزمایشات فاکتور های زیر مورد نظر بود:

الف) تغییرات اشباح نفت با زمان
ب) تغییرات سرعت جابجایی نفت توسط آب
ج) تغییر نفوذ پذیری نسبی نفت
​

که در همه موارد افزایش تولید نفت زمانی حاصل شد که موج در مغزه فرستاده شده بود.
این روش می تواند یک تکنیک جدید و موثر در ازدیاد بردداشت از مخازن نفتی محسوب شود و پتانسیل این را دارد که همردیف روش هایی چون Thermal قرار گیرد ولی احتیاج به آزمایشات و نتایج عملی بیشتری دارد.

 

[mahdi.adelinasab]

ارزیابی عملیات تزریق آب با استفاده از داده های لرزه ای چهار بعدی

ارزیابی عملیات تزریق آب با استفاده از داده های لرزه ای چهار بعدی

بررسی لرزه ای را می توان در ارزیابی عملیات تزریق آب استفاده نمود. نقشه های تغییرات لرزه ای، نقاطی را نشان می دهد که نفت موجود در آن توسط تغییرات آب رانده شده است. سرعت امواج لرزه ای تابعی از 12 پارامتر متفاوت مخزن می باشد. با استفاده از سرعت امواج لرزه ای، می توان میزان اشباع آب را در یک عملیات تزریق آب تخمین زد. یک روش جدید ریاضی در این مقاله معرفی شده است و این روش بر روی یک مدل از مخزن اعمال شده است.
مقدمه :
اکثر منابع هیدرو کربن در کره زمین شناسایی شده و در حال بهره برداری می باشند و متأسفانه به سرعت در حال تخلیه شدن می باشند. از سویی دیگر، تقاضای جهانی برای نفت در حال افزایش می باشد. برای فائق آمدن بر این مشکل باید با استفاده از روش های مدیریت مخزن، میزان بهره برداری از این منابع را افزایش داد. ضریب بهره برداری از اکثر مخازن در دنیا در حال حاضر کمتر از 40% می باشد و در ایران، این ضریب از این میزان نیز کمتر می باشد. بنابراین بهبود استراتژی های مدیریت مخزن برای ما بسیار حیاتی می باشد.
تکرار یک مطالعه (برداشت) لرزه ای در یک موقعیت مشخص و در زمان های مختلف در مشاهده روند حرکت سیالات درون مخزن بسیار مفید خواهد بود. لایه های اطراف مخزن معمولاً دچار تغییر چندانی نمی شوند ولی خصوصیات مخزن در خلال تولید تغییر می کند. 2 پارامتر مهم متغیر در مخزن فشار منفذی و درجه اشباع سیالات می باشد.
محاسبه اختلاف بین دو برداشت لرزه ای سه بعدی که در زمان های مختلف و از یک موقعیت برداشت شده باشند منجر به ایجاد نقشه های تغییرات لرزه ای می شود. این تصاویر تغییرات لرزه ای نشانگر تاثیر تغییرات خواص مخزن بر روی داده های لرزه ای می باشند. اینگونه آنالیز چهار بعدی لرزه ای می تواند در جهت درک روند حرکت سیالات درون مخزن و نیز تصمیم گیری در مورد روش های ازدیاد برداشت بکار برده شود.
هدف اصلی لرزه نگاری چهار بعدی، تشخیص و مطالعه حرکت سیال در داخل مخزن می باشد. با این وجود، در عمل، مشکلات زیادی در جهت رسیدن به این هدف وجود دارد. برای مطالعه چهار بعدی قابل قبول، باید روش های مناسب و یكسان برای برداشت لرزه ای و پردازش داده ها بکار برده شود. تنها در چنین حالتی است که نقشه های تغییرات لرزه ای بیانگر تغییرات مخزن هستند.
تغییرات خصوصیات مخزن در طول تولید شامل تغییرات فشار منفذی و میزان سیالات موجود می باشد. دمای مخزن در طول تولید ثابت است ولی در بعضی از فرآیند های ازدیاد برداشت نظیر روشهای برداشت حرارتی، این پارامتر نیز تغییر می کند. خواص لرزه ای سیالات مخزن نه تنها به خواص فیزیکی سیال بستگی دارد بلکه به فشار و دمای مخزن نیز بستگی دارد. فشار منفذی در نزدیکی چاه های تولیدی به جهت تولید سیالات کاهش می یابد و در اطراف چاه های تزریقی به خاطر تزریق سیالات زیاد می شود که این تغییرات فشار منجر به تغییر سرعت امواج لرزه ای می شود.
در این مقاله تئوری های مربوط به مطالعات چهار بعدی ژئوفیزیکی به بحث گذاشته شده اند و یک روش جدید ریاضی برای محاسبه میزان اشباع آب با استفاده از داده های لرزه ای ارائه شده است. در این مقاله یک عملیات تزریق آب به داخل یک مدل مخزنی شبیه سازی شده است. مدل مذکور بر اساس داده های واقعی شرکت ملی نفت ایران طراحی شده است و پس از آن روش ابداعی بر روی آن اعمال شده است.
تئوری :
در یک برداشت لرزه ای، امواج لرزه ای توسط یک منبع در یک نقطه مشخص تولید می شود و این امواج در داخل زمین منتشر می شود. بعضی از این امواج پس از بازتاب ها، شکست ها، پراش ها و یا ترکیبی از این پدیده ها به سطح زمین و به سمت گیرنده ها باز می گردند.
انواع متفاوتی از امواج توسط منبع تولید می شود. امواج اولیه (طولی) بوسیله کرنش های طولی ماده در جهت انتشار موج منتشر می شوند و امواج ثانویه (برشی) توسط کرنش های برشی خالص و در جهت عمود بر امواج منتشر می شوند. سرعت امواج طولی و برشی در محیط متخلخل به خواص الاستیک محیط بستگی دارد. تئوری Gassmann جهت تخمین سرعت این امواج استفاده می شود. در این تئوری، سرعت امواج طولی و برشی در فرکانس های پایین از فرمول های زیر محاسبه می شوند.

(1)

(2)​

که در این روابط ksat ، satµ و ρsat به ترتیب عبارتند از ضریب جمعی ، ضریب برشی و چگالی کلی محیط اشباع شده. برای اثبات روابط Gassmann باید موارد زیر را فرض نمود :

​

• فرکانس های پایین بطوریکه فشار منفذی القاء شده بطور یکسان در فضای منفذی محیط متخلخل توزیع شود.
• هیچگونه سیالی وارد و یا خارج مدل نمی شود. این بدان معناست که تغییرات حجم منافذ و تغییرات حجم سیالات داخل منافذ با هم برابر است.
• منافذ به هم متصل هستند و ارتباط فشاری بین منافذ برقرار است.
• در این تئوری، ضریب برشی محیط اشباع و محیط عاری از سیال برابر فرض می شود.
​

چگالی کلی محیط اشباع شده بوسیله میانگین گیری از چگالی سیالات و ماتریس بدست می آید:

(3)​

که در این رابطه j بیانگر تخلخل، fρ چگالی سیالات داخل مخزن و mρ چگالی ماتریس تشکیل دهنده مخزن می باشد.
مقادیر ضریب حجمی و برشی کلی محیط اشباع توسط روابط زیر در سال 1976 توسط Toksöz و همکارانش ارائه شد.

(4)

(5)​

که در این روابط µm ضریب برشی ماتریس، km ضریب حجمی ماتریس و kf ضریب حجمی میانگین سیالات مخزن می باشد.
یکی از مهمترین نتایج این روابط این است که ضریب برشی کلی محیط اشباع شده مستقل از خواص سیالات می باشد. خواص الاستیکی ماتریس توسط خواص اجزای شیمیایی آن، پیوند اجزا و شاختمان کانی های آن کنترل می شود. همچنین خواص مذکور وابسته به فشار و دمای محیط می باشند. با این وجود، میزان تراکم پذیری کانی های تشکیل دهنده ماتریس بسیار ناچیز می باشد و در فشار های مورد بحث در مهندسی مخازن، قابل اغماض می باشد. این مسئله توسط آزمایش های انجام شده بر روی مواد معدنی تأئید شده است (Birch, 1966 ). تأثیرات دما نیز در محدوده مورد بحث در مهندسی نفت قابل چشم پوشی می باشد. وابستگی سرعت امواج لرزه ای به دما در محیط متخلخل بیشتر متاثر از حضور سیال در منافذ مخزن است (Wang and Nur, 1988 ). مهمترین دلایل تغییرات سرعت با دما عبارتند از :

• وابستگی خواص الاستیک کانی های تشکیل دهنده سنگ به دما
• وابستگی خواص الاستیک محتویات منافذ به دما و نیز تغییرات فاز این محتویات
​

برای دماهایی تا حداکثر 150 درجه سانتیگراد، تغییرات در خواص سیالات بیشترین تأثیر را دارد (Schön, 1996 ). بنابراین می توان از تغییرات خواص ماتریس صرف نظر نمود و مقدار متوسط را برای ضرایب حجمی و برشی و نیز چگالی ماتریس در نظر گرفت (Toksöz et al., 1976 ). مقادیر ضریب حجمی سیال و چگالی سیال نیز توسط میانگین گیری از خواص یکایک سیالات بدست می آید. چگالی مخلوط از طریق میانگین گیری زیر بدست می آید :

(6)​

که در این رابطه Sbr ، So و Sg به ترتیب عبارتند از درجه اشباع آب شور، نفت و گاز. این رابطه تحت شرایط مرزی زیر قرار دارد :

(7)​

بر اساس نوع توزیع سیالات مختلف در مخلوط سیال، مقدار میانگین ضریب حجمی سیال از یکی از روابط زیر محاسبه می شود. البته باید فرض کنیم که هیچگونه تبادل جرم بین فاز های مختلف سیال وجود ندارد زیرا باعث پیچیدگی زیاد آنالیز خواهد شد (Batzle and Wang, 1992) . در حالتی که سیالات به صورت مجزا و جداگانه توزیع شده باشند از روش زیر برای میانگین گیری استفاده می شود:

(8)​

و در صورتی که سیالات به صورت یکپارچه توزیع شده باشند و حباب های گاز داخل نفت و آب پراکنده باشند از روش زیر استفاده خواهد شد :

(9)​

که در هر دوی این روابط، kbr ، ko و kg به ترتیب بیانگر ضریب حجمی آب شور، نفت و گاز می باشد. ضرایب حجمی و چگالی هر سیال تابعی از فشار، دما و نیز یک پارامتر مشخصه می باشد. این پارامتر مشخصه برای آب شور، نفت و گاز به ترتیب عبارت است از میزان درجه شوری آب، درجه API نفت و وزن مخصوص گاز. این روابط توسط فرمول های بسیار پیچیده ارائه شده است (Batzle and Wang, 1992 ).
ترکیب کردن روابطی که تا کنون در مورد آنها بحث شد، منجر به تشکیل یک رابطه بسیار پیچیده برای محاسبه سرعت امواج طولی و برشی خواهد شد. این سرعت ها تابعی از ضرایب حجمی و برشی ماتریس، چگالی ماتریس متخلخل، درجه اشباع آب شور، نفت وگاز، فشار، دما، درجه شوری آب، درجه API نفت و وزن مخصوص گاز می باشد.
مطالعه چهاربعدی لرزه ای عبارت از تکرار یک برداشت لرزه ای پس از گذشت زمان مشخص جهت تخمین تغییرات خواص مخزن است. ایجاد یک نقشه تغییرات لرزه ای نشان دهنده بخش هایی از مخزن است که تغییراتی در آن صورت گرفته است. در بررسی چهاربعدی یک عملیات تزریق آب، با در نظر گرفتن بعضی از فرض ها، فقط با تغییرات فشار منفذی و اشباع آب و نفت سر و کار داریم که البته می توان اشباع آب و نفت را به یکدیگر مرتبط نمود. فرض های مورد نظر عبارتند از :

• برابر بودن دمای آب تزریق شده با دمای مخزن
• برابر بودن شوری آب تزریق شده با درجه شوری آب درون مخزن
• عدم وجود گاز در ستون نفت، جایی که آب شور تزریق می شود.
​

بنابراین تحت شرایط فوق با دو متغییر روبرو هستیم : فشار منفذی و اشباع آب. با توجه به این نکته، بدیهی است که می توان از نقشه اختلاف لرزه ای جهت مطالعه ماکروسکوپی تزریق آب استفاده نمود و میزان کارامدی ماکروسکوپی عملیات محاسبه نمود زیرا این گونه نقشه ها منعکس کننده نواحی است که در آن با تغییرت فشار و درجه اشباع آب مواجه هستیم. از این نقشه ها می توان جهت تصحیح و یا تغییر نوع عملیات افزایش برداشت استفاده نمود.
همچنین با در نظر گرفتن دو معادله سرعت امواج لرزه ای و نیز دو متغییر عنوان شده (فشار و درجه اشباع)، با یک مسئله از نوع دو معادله و دو مجهول روبرو هستیم که حل کردن این دستگاه دو معادله و دو مجهول مقادیر متغییر ها را بدست می دهد. به بیان دیگر با حل کردن این دستگاه می توان مقدار اشباع آب در مخزن را محاسبه کرد.

 

[mahdi.adelinasab]

ادامه...

ادامه...

مدلسازی :
جهت مطالعه دقیق تر این تئوری، از داده های بدست آمده از یک مدل استفاده کردیم. در این قسمت یک عملیات تزریق آب به درون مخزن شبیه سازی شده است. سپس داده های لرزه ای مصنوعی قبل و بعد از انجام تزریق مقایسه و مطالعه شده اند.
مدل مخزن : مخزن مورد نظر توسط یک لایه افقی تعریف می شود که دارای ابعاد 25 ´ 625 ´ 1250 متر می باشد و به تعداد 1 ´ 25 ´ 50 شبکه تقسیم بندی شده است. به عبارت دیگر ابعاد هر بلوک از شبکه 25 ´ 25 ´ 25 متر می باشد. نقشه تخلخل این مخزن در شکل 1 نشان داده شده است. مقادیر تراوایی مخزن در جهت X توسط رابطه زیر محاسبه گردیده است :

(10)​

و مقادیر تراوایی در جهات Y و Z ، با ضرب نمودن مقادیر تراوایی در جهت X به ترتیب در ضرایب 4/0 و 1/0 محاسبه شده است. عمق مخزن 800 متر می باشد و لایه های اطراف مخزن دارای خواص ثابت و مشخص می باشند. مخزن مورد نظر در بین لایه هایی با سرعت های ثابت m/s 4600 Vp = وm/s 2400Vs = و نیز چگالیg/cc 3/2 قرار دارد. مخزن مورد نظر از نوع آهکی بوده و خواص الاستیک ماتریس آن در جدول 1 نشان داده شده است. دمای اولیه مخزن 50 درجه سانتیگراد و نیز فشار اولیه آنMPa 85/25 می باشد.

شکل 1: نقشه تخلخل مدل مورد نظر. مقادیر واقعی یکی از مخازن ایران در مدل استفاده شده است.
جدول 1: خواص الاستیک ماتریس

پارامتر
مقدار
km ,MPa
76800
μm ,MPa
3200
ρm ,g/cc
71/2​

جدول شماره 2، خواص PVT سیال داخل مخزن را خلاصه نموده است. درجه شوری آب تزریق شده نیز مشابه آب درون مخزن و برابر با 005/0 بخش در میلیون می باشد. این فرض باعث ساده تر شدن مدل می شود و نیاز به معرفی روابط پیچیده جدید را مرتفع می نماید.

جدول 2: خواص اولیه سیالات مخزن

پارامتر
مقدار
اشباع گاز
0
اشباع آب
167/0
درجه شوری، بخش در میلیون
005/0
درجه API
8/33
چگالی مخصوص گاز
527/0​

شبیه سازی جریان : عملیات تزریق آب به درون مخزن با استفاده از نرم افزار ECLIPSE شبیه سازی گردیده است. در این شبیه سازی از واکنش های شیمیایی داخل مخزن صرف نظر شده است. در طول عملیات تزریق، دمای مخزن ثابت فرض شده است. همانگونه كه قبلا ذكر گردید، تزریق آب باعث تغییر درجه اشباع آب و نفت و نیز تغییر فشار درون مخزن می گردد. شکل 2 میزان اشباع آب در مخزن پس از تزریق را نشان می دهد.

شکل 2: نقشه درجه اشباع آب در مخزن پس از تزریق آب. تهیه شده توسط نرم افزار ECLIPSE .​

مدل لرزه ای : جهت انجام مطالعه چهار بعدی، نقشه های لرزه ای قبل و بعد از عملیات تزریق باید مقایسه شوند. بنابراین نقشه های مربوطه با استفاده از روش های مصنوعی لرزه ای تهیه گردیدند. این نقشه ها با استفاده از روش ray-Born تولید شده اند. روش ray-Born در واقع ترکیب تئوری اشعه تابشی (ray) و روش تخمین Born می باشد. تئوری اشعه های تابشی جهت بدست آوردن حل معادله موج در محیط پس زمینه می باشد و روش تخمین Born جهت بدست آوردن پاسخ امواج به آشفتگی های موضعی داخل محیط می باشد (Beydoun and Mendes, 1989) .
نقشه های تغییرات لرزه ای برای امواج طولی و برشی توسط روش ray-Born تهیه شده اند. البته تغییرات موجود شامل تغییر در دامنه امواج و نیز سرعت امواج می باشد که در این مطالعه، فقط تغییرات سرعت مورد بررسی قرار خواهند گرفت.
سرعت بازه ای امواج لرزه ای برای ناحیه مخزن بوسیله اندازه گیری زمان عبور امواج از درون لایه های مخزن محاسبه می شود. ذکر این نکته ضروری است که ضخامت مخزن مشخص و برابر 25 متر می باشد و با داشتن زمان، می توان سرعت را محاسبه نمود.
شکل های 3 و 4، نقشه این سرعت ها قبل و بعد از تزریق آب را برای امواج طولی و برشی نشان می دهد. این تصاویر وابستگی سرعت امواج به تخلخل را به خوبی نشان می دهد.

شکل 3: نقشه سرعت امواج طولی قبل و بعد از عملیات تزریق آب در مخزن.

شکل 4: نقشه سرعت امواج برشی قبل و بعد از عملیات تزریق آب در مخزن.​

 

[mahdi.adelinasab]

ادامه...

ادامه...

این نقشه ها به تنهایی، نشاندهنده حركت سیال درون مخزن نمی باشد. برای درک بهتر حرکت سیال درون مخزن، تصاویر تغییرات لرزه ای بسیار مفید می باشند. شکل های 5 و 6 نیز این نقشه ها را نشان می دهند. همان طور که قبلاً بحث شد، این نقشه ها نواحی که فشار منفذی و اشباع آب تغییر کرده را نشان می دهد. مقایسه این شکل ها با نقشه اشباع آب حاصل از شبیه سازی مخزن، نشان می دهد که نقشه های تغییرات لرزه ای قابلیت نشان دادن مناطق اشباع شده با آب را دارد. این نقشه ها، آثاری از تخلخل مدل را نیز شامل می شود. این آثار بدان علت بوجود می آید که تغییرات فشار در تمام مخزن صورت می گیرد و نقاطی که دارای تخلخل بیشتری هستند تغییرات لرزه ای بیشتری از خود نشان می دهند. با استفاده از تئوری ارائه شده در این مقاله می توان مقدار اشباع آب در هر نقطه از مخزن را با استفاده از حل دستگاه دو معادله لرزه ای و دو مجهول مخزن بدست آورد.

شکل 5: نقشه اختلاف سرعت امواج طولی قبل و بعد از عملیات تزریق آب در مخزن.

شکل 6: نقشه اختلاف سرعت امواج برشی قبل و بعد از عملیات تزریق آب در مخزن.

​

شکل 7، نقشه مقادیر حساب شده اشباع آب را نشان می دهد. این نقشه بسیار شبیه به نقشه ارائه شده در شکل 2 می باشد. این بدان معنی است که محاسبه اشباع آب از طریق داده های لرزه ای می تواند قابل قبول باشد و تطابق مناسبی با داده های واقعی دارد.
برای نشان دادن میزان شباهت این دو نقشه، از مفهوم R2 استفاده شده است. این پارامتر که به ضریب تخمین معروف است، مقداری بین صفر و یک را دارا می باشد و هرچه به واحد نزدیک تر باشد میزان شباهت دو نقشه بیشتر است. در این مورد مقدار محاسبه شده برای R2 برابر 9986/0 می باشد. این مقدار شباهت بسیار بالای دو نقشه را تائید می کند.

شکل7 : نقشه درجه اشباع آب در مخزن پس از تزریق آب كه توسط حل دستگاه 2 معادله سرعت و 2 پارامتر مجهول در مخزن بدست آمده است.
​

نتیجه گیری :

• مطالعات چهار بعدی لرزه ای روش مطلوبی جهت مشاهده حرکت سیال در درون مخزن می باشد.
• سرعت امواج لرزه ای تابعی است از 12 پارامتر مخزن که عبارتند از مدول حجمی و برشی ماتریس، چگالی ماتریس، تخلخل، اشباع سیالات داخل مخزن، درجه شوری آب، درجه API نفت، چگالی مخصوص گاز، فشار و حرارت مخزن
• در طول عملیات تزریق آب، فقط دو مورد از پارامتر های فوق متغییر هستند که عبارتند از فشار منفذی و درجه اشباع آب. از آنجائیکه دو معادله برای سرعت امواج طولی و امواج برشی در دست است، با حل این دستگاه دو معادله و دو مجهول می توان مقدار اشباع آب را محاسبه نمود.
• محاسبه اشباع آب بدین روش، تطابق مطلوبی با داده های اولیه اشباع آب نشان می دهد.
​

منابع :

• Gassmann, F., “Elastic waves through a packing of spheres,” Geophysics, Soc. of Expl. Geophys., 16 (1951), 673-685.
• Toksöz, M. N., Cheng, C. H., and Timur, A., “Velocities of seismic waves in porous rocks,” Geophysics, Soc. of Expl. Geophys., 41 (1976), 621-645.
• Birch, F., “Compressibility, elastic constants,” in Handbook of Physical Constants, S. P. Clark, ed., GSA Mem, 97 (1966), 97-173.
• Wang, Z., and Nur, A., “Effect of temperature on wave velocities in sands and sandstones with heavy hydrocarbons,” SPE Reservoir Engineering, Vol. 3, 1 (1988), 158-164.
• Schön, J. H., Physical Properties of Rocks: Fundamentals and Principles, Elsevier (1996).
• Vasheghani Farahani, F., “Vp/Vs correlation with reservoir properties: applications in cold production,” M.Eng. project progress report, University of Calgary (2004).
• Batzle, M., and Wang, Z., “Seismic properties of pore fluids,” Geophysics, Soc. of Expl. Geophys., 57 (1992), 1396-1408.
• Bentley, L., and Zhang, J., “Four-D seismic monitoring feasibility,” CREWES research report (1999).
• Faires, J. D., and Burden, R.,, Numerical Methods, 3rd edition, Thomson Learning Inc (2003).
• Beydoun, W. B., and Mendes, M., “Elastic ray-Born l2-migration/inversion,” Geophys. J., 97 (1989), 151-160.

 

[Niima]

بررسی نشتی گاز در مخازن و لوله های نفت و گاز

بررسی نشتی گاز در مخازن و لوله های نفت و گاز

خطوط لوله و مخازن مواد شيميايي كه در بسياري از موارد در آن ها مواد آلاينده ي محيط زيست، مواد آتش زا و حتي مواد سمي وجود دارد از اهميت به سزايي در صنعت برخوردارند. بهخصوص خطوط لوله كه امروز سراسر كره زمين را فراگرفتهاند.بديهي است كه وجود نشتي از اين خطوط، به ويژه در مناطقي كه از لحاظ زيست محيطي داراي حساسيت هستند مي تواند خطرات زيادي براي موجوداتي كه روي زمين زندگي مي كنند فراهم آورد.از طرفي هدر رفتن بخشي از مواد ارزشمند كه جزء محصولات و يا مواد اوليه ي ما هستند، از لحاظ اقتصادي نيز ناخوشايند است.به طور كلي نتايج وجود نشتي عبارتند از: آلودگي محيط زيست، ايجاد مسموميت در انسان و ديگر موجودات زنده، انفجار، هدر رفتن مواد ارزشمند، هزينه هاي تميز كردن محيط زيست، هزينه هاي تعمير و تعويض خط لوله، اتلاف وقت و جرايم احتمالي قانوني.بنابراين دو عامل اقتصاد و محيط زيست انگيزه ي كافي براي رفع چنين مشكلي در ما ايجاد مي كنند.

عواملي كه باعث ايجاد نشتي مي شوند عبارتند از:

فرسودگي و خوردگي لوله ها و مخازن، عوامل محيطي مثل سرما، يخبندان، گرما و...، همچنين خسارت هاي عمدي و سهوي و نيز عمليات خارج از محدوده ي طراحي كه ممكن است به لوله ها و مخازن آسيب برساند.فرسودگي لوله ها و مخازن يك عامل طبيعي است، خوردگي نيز معمولاً به خاطر وجود مواد خورنده يا سيالات ساينده به وجود مي آيد.عوامل محيطي مثل سرما، يخبندان، گرما و... نيز از عوامل طبيعي هستند كه در پديده ي نشتي موثرند.
خسارت هاي عمدي معمولاً شامل عمليات خرابكارانه است كه ممكن است به خاطر مسايل سياسي و جنگ به وجود آيد. خسارت هاي سهوي نيز ممكن است به وسيله ي برخورد اشياء يا چيزهاي ديگر و يا در اثر حفاري به وجود آيد.عمليات خارج از محدوده ي طراحي نيز يكي از عوامل آسيب به لوله هاست. زيرا هر خط لوله براي محدوده ي خاصي از دما و فشار طراحي شده و اگر عمليات، در خارج از اين محدوده انجام شود باعث ايجاد خرابي در خط لوله مي شود.بنابراين با توجه به وسعت عواملي كه مي توانند نشتي را ايجاد كنند و همچنين هزينه ها و مخاطراتي كه اين پديده دربر دارد، نشت يابي و جلوگيري از تداوم نشت، مساله ي بسيار مهمي است. با توجه به وسعت و گستردگي اين پديده تشخيص نشتي به طور دقيق و سريع كار بسيار مشكلي است.
امروزه سيستم هاي نشت يابي بسيار متنوعي ارائه شده است كه هر كدام با استفاده از تكنيكي خاص سعي در يافتن دقيق و سريع اين پديده دارند. بسياري از اين سيستم ها بسيار ساده و برخي هم سيستم هاي پيچيده اي هستند. اما هنوز هيچ كدام از اين سيستم ها نتوانسته اند به طور كامل همه ي انتظارات را برآورده كنند.اين سيستم ها عبارتند از: تشخيص نشتي توسط افراد و با استفاده از حس بويايي، شنوايي، بينايي يا مشاهده ي اثراتي كه مواد شيميايي در پيرامون خود دارند يا سيستم هايي كه با اضافه كردن مواد معطر كار نشت يابي راانجام مي دهند يا سيستم هاي موازنه ي جريان، سيستم هاي صوتي، نصب سنسورهاي پيزو الكتريك، سيستم هاي نمايش بخار، سيستم هاي نمايش كابلي، سيستم هاي لوله كشي دو جداره و ... اما هيچ كدام از روش هاي فوق نمي توانند به صورت كاملاً دقيق و سريع كار نشت يابي را انجام دهند.»بررسي نشتي گاز در مخازن و لوله هاي نفت و گاز« عنوان پايان نامه ي كارشناسي ارشد »مهرزاد ميرزانيا« دانشجوي رشته ي مهندسي شيمي (طراحي فرايند) دانشكده ي فني مهندسي دانشگاه تربيت مدرس است كه با راهنمايي دكتر محسن وفايي در مهرماه 82 ارائه شده است.

اين پايان نامه، در چهارفصل نشت يابي در مخازن مواد شيميايي، تست نشتي در خط لوله هاي آماده به كار، نشت يابي در سيستم هاي خط لوله ي در حال كار و مدل سازي سيستم هاي خط لوله، به بررسي روش هايي پرداخته است كه به صورت دقيق و سريع، كار نشت يابي را انجام مي دهند.پس از فهرست و مقدمه، مطالب ارائه شده در اين پايان نامه به تفكيك زير دسته بندي شده اند.

 

[Niima]

ادامه ---->

ادامه ---->

فصل اول: نشت يابي در مخازن مواد شيميايي

1 - روش نشت يابي و جلوگيري از نشتي در مخازن

* روش تست استحكام
* مونيتورينگ فضاي ما بين دو جداره
* روش ايجاد مانع براي جلوگيري از نشتي
* استفاده از ميله ها و كابل هاي حساس به مايعات و گازها
* روش اندازه گيري جرمي و حجمي
* روش كنترل موجودي آماري
* روش SIR
* روش مدرج سازي اتوماتيك تانك (ATG)
* روش مدرج سازي دستي تانك (MTG)
* روش صوتي
* روش مونيتورينگ بخار
* روش مونيتورينگ آب زير زميني

2 - حفاظت در برابر خوردگي

* استفاده از تانك هاي فايبر گلاس
* استفاده از تانك هاي فولادي با حفاظت آندي
* استفاده از جريان DC
* جلوگيري از سرريز كردن تانك
* انتخاب روش مناسب براي جلوگيري از نشتي در مخازن

فصل دوم: تست نشتي در خط لوله هاي آماده به كار

* روش تست نشتي در خط لوله هاي آماده به كار
* روش تست هيدرواستاتيك
* تست پنوماتيك
* تركيب تست پنوماتيك و هيدرواستاتيك
* روش تست سرويس اوليه
* تست نشتي خلاء
* روش تست هد استاتيكي
* روش تست توسط هالوژن ها و هليم
* حساسيت روش هاي تست نشتي و استانداردهاي پذيرفته شده

فصل سوم: نشت يابي در سيستم هاي خط لوله ي در حال كار

* روش هاي تست نشتي در سيستم هاي خط لوله در حال كار

فصل چهارم: مدل سازي سيستم هاي خط لوله

* مدل سازي خط لوله
* سيستم SCADA
* مدل جريان ناپايدار
* روش هاي حل معادلات جريان ناپايدار
* نمونه هايي از مدلسازي سيستم هاي واقعي
* سيستم ATMOS

محقق در سومين فصل اين پژوهش با عنوان »نشتيابي در سيستم هاي خط لوله ي در حال كار« به بررسي روش هاي تست نشتي در سيستم هاي خط لوله ي در حال كار پرداخته است.آن چه در پي مي آيد بخشي از فصل سوم اين رساله است با اندكي دخل و تصرف:

نشتي در لوله ها خصوصاً لوله هايي كه تحت فشارند يكي از مسايل بسيار مهم در مبحث نشت يابي است. حتي قسمت عمده اي از نشتي هاي مربوط به مخازن نيز به خاطر وجود نشتي در لوله هاي مربوط به مخازن است. از لحاظ آماري، خرابي و نشتي در لوله ها حدود دو برابر خرابي در تانك هاست. به علت وجود اتصال هاي زياد در سيستم هاي خط لوله، نشتي در اين سيستم ها بسيار اتفاق مي افتد. اين مساله در لوله هاي تحت فشار خيلي حادتر است. زيرا فشار باعث مي شود تا مواد به صورت پيوسته و با نيروي زيادتر از سوراخ وارد محيط شوند. براي نشت يابي در خطوط لوله روش هاي متعددي وجود دارد. بعضي از اين روش ها به طور پيوسته و بعضي به طور غير پيوسته كار نشت يابي در لوله ها را انجام مي دهند.

روش هاي تست نشتي در سيستم هاي خط لوله ي در حال كار

از ساده ترين روش هاي تشخيص نشتي در سيستمهاي خط لوله عبارتند از:

اطلاع دادن نشتي توسط افرادي كه در مجاورت خط لوله قرار دارند. اين افراد از طريق حس بويايي، شنوايي، بينايي و يا مشاهده ي اثراتي كه اين مواد شيميايي در پيرامون خود ايجاد مي كنند، مثل تاثير روي گياهان يا حيوانات يا پرندگان، مي توانند اين پديده را تشخيص دهند. حتي گاهي اوقات با استفاده ي بيرحمانه از حيوانات يا پرندگان حساس مي توان نشتي را تشخيص داد.
راه ساده تر ديگر اضافه كردن مواد معطر به سيال است. بايد در نظر داشت كه ماده معطري كه براي اين منظور انتخاب مي شود بايد به راحتي قابل جداسازي باشد. اين روش براي سيالاتي كه بدون بو و غيرقابل اشتعال هستند روش نسبتاً موثري است مثلاً براي تشخيص نشتي گاز مونو اكسيدكربن كه بي بو ولي بسيار سمي و خطرناك است.
مواد شيميايي مثل مركاپتان ها، تري متيل آمين و...مي توانند نشتي را در سيستم تشخيص دهند. اين دو روش در محيط هاي عاري از سكنه يا در جاهايي كه بادهاي شديد مي وزند، نمي توانند كاربرد عملي داشته باشند.

روش ديگر استفاده از موازنه ي جريان به صورت روزانه يا ساعتي و ترجيحاً آن لاين است. يك سيستم اندازه گيري فشار خط لوله در كنار جريان سنج ها لازم است كه نشان دهد گراديان فشار نسبت به حالت بدون نشتي تغيير كرده است يا نه. اين روش دو اشكال دارد، يكي اين كه با اين روش موقعيت نشتي تشخيص داده نمي شود. ديگر اين كه اگر شدت جريان ها تغيير كند يعني سيستم Steady state نباشد موازنه براي تشخيص نشتي بسيار مشكل مي شود.

يكي از روش هاي چك كردن وجود نشتي در خطوط لوله، موازنه ي حجمي خطوط لوله است.

اين روش به خصوص براي خطوط لوله ي مايعاتي كه تقريباً تراكم ناپذيرند، مناسب است. در اين روش تغييرات موجود در خطوط لوله از روي اختلاف بين جريان ورودي و خروجي محاسبه مي شود و از روي اين اختلاف، نشتي هاي كوچك تشخيص داده مي شود.

 

[Niima]

ادامه ---->

ادامه ---->

موازنه در خط لوله به صورت زير است.
(3-1)
dV=Vin-Vout-Vl
كه در آن :

dV: حجم نشتي
Vin: جريان سيال ورودي
Vout: جريان سيال خروجي
Vl: ميزان موجودي مايع در خط لوله است.

يكي ديگر از سيستم هاي نشت يابي، نشت يابي صوتي است. جريان سيالات مي تواند ارتعاشاتي با فركانس هايي در محدوده ي مافوق صوت توليد كند كه به وسيله ي مبدل هايي خاص قابل تشخيص هستند. اين مبدل ها قابل حمل بوده و مي توانند توسط ماموران خط حمل و به هر نقطه ي دلخواهي برده شوند.
روش ديگر نصب سنسورهاي پيزو الكتريك است. اين سنسورها وقتي تحت تاثير تنش قرار مي گيرند، يك خروجي را صادر مي كنند. بنابراين زماني كه در سيستم خط لوله يك نشتي اتفاق مي افتد، به سرعت در خط لوله افت فشار خواهيم داشت. امواج ناشي از اين افت فشار با سرعت صوت در هر دو جهت حركت مي كنند. در نتيجه سنسورهاي نصب شده، اين امواج را دريافت كرده و مكان نشتي را از روي شرايط خط و زمان اندازه گيري شده توسط ابزارها، تشخيص مي دهند.اين روش به خصوص در زماني كه مقدار نشت زياد است، بسيار موثر مي باشد.

سيستم هاي حساس بيروني

اين سيستم ها مشخص كننده ي نشتي در خارج خط لوله هستند. اين سيستم ها داراي سنسورهاي حساس به بخار و مايع هستند. زماني كه ماده از داخل خط لوله به خارج نشت مي كند اين سيستم ها به راحتي اين مساله راتشخيص مي دهند.

دو نمونه از اين سيستم ها عبارتند از:

1- سيستم نمايش بخار: در اين روش گازهاي اطراف سيستم لوله كشي، آناليز مي شوند و اگر با مقدار طبيعي اختلاف داشته باشند، اعلام نشتي مي شود.
2- سيستم كابلي: سيستم كابلي شامل كابل نوري يا الكترونيكي پيوسته اي از جنس مواد هيدروكربني است. اين كابل ها در مسير لوله كشي قرار مي گيرند و به يك كنترلر و تابلوي زنگ خطر وصل مي شوند. وقتي كه مواد نشت كرده بااين كابل تماس حاصل كنند، خواصي از كابل مثل مقاومت الكتريكي و... تغيير مي كند و در نتيجه نشتي اعلام ميشود.

اشكال اساسي اين روش اين است كه كابل ها يك بار مصرفند و قابل احيا نمي باشند.
از طرفي سيستم هاي حساس بيروني به علت تكنولوژي جديد و گراني و همچنين تجارب كم در استفاده از آن ها، داراي كاربرد كمي هستند.
لوله كشي دو جداره: اين روش اخيراً مورد استفاده قرار گرفته است. لوله كشي دو جداره شامل دو لوله ي تو درتو است. فضاي مياني دو لوله براي نمايش نشتي استفاده مي شود. جنس لوله هاي مورد استفاده در اين روش فايبر گلاس است. اين سيستم،سيستم شكننده اي است و درمواقع نصب به توجه ويژه اي نياز دارد. لوله ي داخلي معمولاً تحت فشاري معادل 5/1 برابر فشار عملياتي سيستم، تست مي شود. تست لوله ي خارجي معمولاً تحت فشار 30 كيلو پاسكال انجام مي گيرد.

نصب لوله هاي دو جداره معمولاً 2 تا 3 برابر لوله هاي معمولي هزينه دارد.
حفاظت در برابر خطرات مكانيكي توسط خط لوله ي بيروني انجام مي شود. در فشار بين دو لوله نيتروژن تحت فشار زياد تزريق مي شود. اين فشار بايد از فشار عملياتي داخل لوله بزرگ تر باشد. يك سنسور در فضاي بين دو لوله و در هر انتهاي خط لوله نصب مي شود. اين سنسور به فشاركم حساس است. اين سنسور فشاري، روي فشاري تنظيم مي شود كه از فشار عملياتي جريان بزرگ تر و از فشار فضاي بين دو لوله كم تر باشد. حال اگر خط لوله ي داخلي نشتي داشته باشد، نيتروژن از فضاي ما بين دو لوله به داخل لوله ي داخل نفوذ مي كند، لذا فشار بين دو لوله كم شده و سنسور حساس به فشار كم، فعال مي شود.
اگر يك نشتي در نتيجه ي خرابي مكانيكي در لوله ي بيروني به وجود آيد گاز بيخطر نيتروژن به محيط نفوذ ميكند.
به هر حال تحت هر شرايطي كه فشار فضاي بين دو لوله كاهش يابد شيرهاي قطع جريان واقع درسر چاه ها جريان را قطع مي كنند.
جز روش هاي فوق روش هاي ديگري نيز براي نشت يابي در خطوط لوله وجود دارند بعضي از اين روش ها براي نشت يابي در مخازن نيز استفاده ميشوند. اين روش ها عبارتند از:

-آزمايش استحكام: اين آزمايش جزء روشهاي غيرپيوسته است. و در صورتي كه بخواهيم از آن استفاده كنيم بايد اين كار حداقل به طور ساليانه انجام شود.

روش SIR : تناوب استفاده از اين روش بستگي به توانايي آن در نشت يابي دارد. اگر توانايي آن بيشتر از 2/0 گالن در ساعت نباشد، اين روش بايد به طور ماهيانه انجام شود. اما اگر توانايي اين روش به اندازه 1/0 گالن در ساعت باشد مي توان اين روش را به طور ساليانه به كار برد.

روش مونيتورينگ فضاي ما بين: استفاده از اين روش بايد به طور ماهيانه صورت پذيرد. اين روش بايد قادر باشد 1/0 گالن در ساعت نشت يابي كند. اما بعضي از سيستم ها قابليت مونيتورينگ پيوسته رانيز دارند.

روش مونيتورينگ بخار: اين روش نيز بايد به طور ماهيانه انجام شود. در ضمن بعضي از اين سيستم ها قابليت مونيتورينگ پيوسته رانيز دارند.

روش مونيتورينگ آب زيرزميني: اين روش نيز بايد به طور ماهيانه انجام شود. در ضمن بعضي از سيستمها قابليت مونيتورينگ پيوسته را نيز دارند.

منبع : سایت تازه های مهندسی شیمی

 

[mahdi.adelinasab]

روشهای معمول بازیافت نفت از مخازن

روشهای معمول بازیافت نفت از مخازن

انتخاب روش اقتصادی بازیافت نفت از مخازن هیدروکربوری، از اهمیت زیادی برخوردار است و سالانه سرمایه گذاری کلانی در این باره در کشورهای مختلف انجام می­شود. نفت خام با توجه به وضعیت مخزن می­تواند طی سه مرحله استخراج شود. در این مطلب، ابتدا روشهای مختلف بازیافت نفت از مخازن هیدروکربوری بیان شده است و در خاتمه روش بازیافت مناسب نفت در کشورمان مورد بررسی واقع شده است:
۱) مرحله اول بازیافت
پس از عملیات حفر چاه و اصابت آن به مخزن نفت، به دلیل فشار زیاد موجود در مخزن، جریان نفت به سوی دهانهٔ خروجی چاه سرازیر می‌شود. این مرحله از استخراج که عامل آن فشار داخل خود مخزن است به "بازیافت اولیه نفت"موسوم است. با افزایش تولید و کاهش فشار، سرعت تولید نیز کاهش می‌یابد تا اینکه فشار به حدی می‌رسد که دیگر نفت خارج نمی‌شود. در این مرحله ممکن است, تنها ۳۰ تا ۵۰ درصد کل نفت مخزن استخراج شود. علاوه بر فشار مخزن، عوامل دیگری مانند خواص سنگ مخزن و میزان تخلخل آنها و نیز دمای مخزن نیز در میزان تولید مؤثرند. به عنوان مثال، کل نفت مخازن آمریکا حدود ۱۰۹*۴۰۰ بشکه بوده است که تا سال ۱۹۷۰ حدود ۱۰۹*۱۰۰ بشکهٔ آن توسط روش­های اولیه استخراج شده‌اند. البته هر قدر میزان گاز آزاد در مخزن بیشتر باشد، مقدار تولید نفت توسط این روش بیشتر است. زیرا تغییرات حجم گاز در مقابل تغییر فشار بسیار زیاد است. به عنوان مثال، در ایالت پنسیلوانیای آمریکا به دلیل پایین بودن نفوذپذیری سنگ مخزن (کمتر از ۵۰ میلی‌دارسی) و انرژی کم‌مخزن که ناشی از پایین بودن مقدار گاز طبیعی آزاد است، میزان نفت استخراج شده با روشهای اولیه بین ۵ تا ۲۵ درصد کل نفت بوده است و به همین دلیل در این ایالت روش­های مرحله دوم از سال ۱۹۰۰ میلادی شروع شده است.
۲) مرحله دوم بازیافت
از روشهای مؤثر در مرحلهٔ دوم یکی "سیلاب­زنی آب"و دیگری "سیلاب­زنی گاز"یا "تزریق گاز"است. در روش سیلاب­زنی آب، آب با فشار زیاد، از طریق چاه­های اطراف چاه تولید نفت وارد مخزن شده و نیروی محرکه لازم برای استخراج نفت را به وجود می‌آورد. معمولاً در اطراف هر چاه نفت، چهار چاه برای تزریق آب وجود دارد. لازم به ذکر است, تزریق "بخار آب"، دما را افزایش و گرانروی را کاهش می‌دهد. در این روش که از بخار آب به جای آب استفاده می‌شود، با کاهش گرانروی نفت، جریان آن راحت‌تر صورت گرفته و سرعت تولید بالا می‌رود. در روش سیلاب­زنی گازی، گاز (مانند گاز طبیعی) با فشار زیاد به جای آب وارد مخزن شده و نفت را به طرف چاه خروجی به جریان می‌اندازد. در کشور ونزوئلا, حدود ۵۰ درصد گاز طبیعی تولید شده دوباره به چاه­های نفت برای استخراج در مرحلهٔ دوم برمی‌گردند. نحوهٔ تزریق گاز شبیه تزریق آب به صورت چاه­های پنجگانه است. در مواردی که گرانروی نفت خیلی بالا باشد از تزریق بخار آب برای استخراج مرحلهٔ دوم استفاده می‌شود.
۳) مرحله سوم بازیافت
پس از استخراج به کمک روش­های مرحلهٔ دوم هنوز هم ۳۰ الی ۵۰ درصد نفت می‌تواند به صورت استخراج نشده در مخزن باقی بماند. در اینجاست که استخراج نفت به کمک روش مرحلهٔ سوم صورت می‌گیرد. یکی از روشهای مرحلهٔ سوم تزریق محلول "مایسلار"(Micellar solution) است که پس از تزریق آن، محلول‌های پلیمری به عنوان محلول بافر به چاه تزریق می‌شود. در آمریکا ممکن است, روشهای استفاده از محلول‌های مایسلار تا ۵۰ درصد کل روشهای مرحلهٔ سوم را شامل شود. محلول مایسلار مخلوطی از آب، مواد فعال سطحی، مواد کمکی فعال سطحی، نفت و نمک است. در روشهای جدید تهیهٔ محلول مایسلار، نفت، نمک و مواد مکمل فعال سطحی حذف گردیده‌اند. محلول‌های مایسلار نیروی تنش سطحی بین آب و نفت را تا حدود dyne/cm 0.001 یا کمتر از آن کاهش می‌دهند. گرانروی محلول پلیمری حدود ۲ تا ۵ برابر گرانروی نفت است. غلظت پلیمر حدود ppm می‌باشد. در حال حاضر از "پلی‌آکریلیمیدها"((Polyacrylimides و زیست‌پلیمرها به عنوان پلیمر در محلول بافر استفاده می‌شود. مواد فعال سطحی معمولاً "سولفونات­های نفتی سدیم"هستند و از لحاظ خواص و ساختار شیمیایی شبیه شوینده‌ها می‌باشند. از الکل‌ها نیز برای مواد کمکی فعال سطحی استفاده می‌شود. هزینهٔ تولید محلول‌های مایسلار برای تولید هر بشکه نفت در سال ۱۹۷۵ حدود ۱.۵ دلار در آمریکا بوده است. یکی دیگر از روشهای مرحلهٔ سوم، روش "احتراق زیرزمینی"است. طی این روش اکسیژن موجود در هوا در زیرزمین با هیدروکربن‌ها می‌سوزد و مقدار گاز تولید‌شده، فشار مخزن بالا می‌رود. گرما همچین گرانروی را کاهش داده و جریان نفت راحت‌تر صورت می‌گیرد. یک روش دیگر مرحلهٔ سوم که اخیراً مورد توجه فراوان قرار گرفته است, استفاده از گاز دی‌اکسید کربن می­باشد. این گاز بسیار ارزان بوده و در نفت نیز حل می‌شود و گرانروی آن را کاهش می‌دهد. از روشهای دیگر مرحلهٔ سوم، انفجارهای هسته‌ای در زیرزمین است که این انفجارها شکاف مصنوعی در سنگها به وجود می‌آورد و جریان نفت را تسهیل می‌کند. روش­های مختلف بازیافت نفتEOR) ) به طور اختصار در شکل ۱ نشان داده شده است.
۴) روش­های مناسب بازیافت نفت از مخازن ایران
به طورکلی در ایران، از روش­های تزریق گاز و تزریق آب برای ازدیاد برداشت استفاده می­شود. اما در بحث تزریق گاز، شرایط ایران بسیار استثنایی است؛ اولاً ایران دارای مخازن عظیم گازی است و می­توان گاز را با هزینه بسیار ناچیزی تولید و سپس به مخازن نفت تزریق نمود، در حالی که در سایر نقاط دنیا به عنوان مثال دریای شمال، علاوه بر خرید گاز, هزینه­های نسبتاً بالایی نیز برای حمل و نقل باید پرداخت نمود. دوم اینکه با توجه به مسئله صیانت, در حدود ۹۰ درصد از گاز تزریق‌شده در مخازن به صورت گاز همراه یا در گاز کلاهک در مخزن ذخیره می‌شود و پس از پایان کار حدود ۹۰ درصد یا بیشتر این مقدار مجدداً قابل بازیافت و استخراج خواهد بود. در سایر کشورها, به دلیل ماهیت خصوصی صنعت نفت خود, سرمایه گذاران خصوصی حاضر به ذخیره‌کردن گاز به مدت چند سال برای تزریق نیستند، لذا تزریق گاز برای اینگونه کشورها ممکن است غیراقتصادی باشد. البته به جای تزریق گاز در مخازن نفت، از تزریق آب نیز می­توان سود جست که کشورهای دیگر بیشتر از این روش استفاده می‌کنند ولی میزان کارآیی تزریق آب نسبت به تزریق گاز بر حسب مخزن کاملا متفاوت می­باشد. به‌طورکلی در مورد مخازن نفت ایران, به دلیل نوع مخازن و ویژگی­های نیروهای کشش بین‌ سطحی، تخلیه ثقلی و غیره و همچنین سایر مسائل اقتصادی دیگری که عنوان شد، تزریق آب نسبت به تزریق گاز دارای مزیت کمتری است. از لحاظ صیانت هم نفت بیشتری تولید کرده و می­توان از گاز ذخیره شده در مخازن بعدها استفاده نمود. تزریق گاز خصوصاً در شرایطی که ما صاحب یک میدان گازی مشترک هستیم، بسیار اقتصادی‌تر است و از طرف دیگر، این گاز برای نسل آینده ذخیره می‌شود. علاوه بر این، تولید نفت نیز به مقدار قابل ملاحظه‌ای افزایش می‌یابد. لذا بهتر است، پروژه‌های تزریق گاز در ایران اجرا شود, مگر اینکه اثبات شود که تزریق گاز از لحاظ فنی و اقتصادی به صرفه نیست. به همین دلیل در حال حاضر, به‌طور عمده در مخازن نفت, تزریق گاز نیز منظور می­شود.

مآخذ:
۱- آشنایی با مهندسی مخازن نفت و گاز, دکتر محمدرضا ریاضی, موسسه علمی انتشارات دانشگاه صنعتی شریف, چاپ دوم, ۱۳۸۰.
۲- روش­های صحیح صیانت از مخازن نفت کشور, (دیدگاه مهندس آل­اقا).

 

[mahdi.adelinasab]

باكتری های نفت خوار، تهدیدی برای مخازن نفتی

باكتری های نفت خوار، تهدیدی برای مخازن نفتی

میكروارگانیسم های زنده كه بر همه باكتری ها، مخمر ها، كپك ها و قارچ های رشته ای برتری دارند، می توانند تركیبات مختلف موجود در نفت خام را دچار تغییر و تبدیل كنند. این تغییر و تحول در نفت خام سبب كاهش ارزش اقتصادی نفت می شود؛ از این رو اهمیت داردكه واكنش ها و موقعیت های مخازن نفتی را به لحاظ زمین شناسی بررسی كنیم. به این مجموعه واكنش‌ها، تجزیه بیولوژیك نفت (Oil Biodegradation) می گویند. تجزیه بیولوژیك نفت خام به وسیله فعالیت های آنزیماتیك باكتری ها كه در مخازن اصلی نفت روی می دهد، سبب می شود كه میزان زیادی از كیفیت نفت در این گونه مخازن كاسته شود. تجزیه بیولوژیك نفت در همه موقعیت ها، چه درشرایط هوازی و چه در مخازن نفتی عمیق، كه شرایط بی هوازی بر آن حاكم است، می تواند صورت گیرد. نزدیك به چهل سال پیش دانشمندان فكر می كردند كه این تجزیه و تغییر تنها در مخازن عمیق صورت می گیرد، ولی امروزه این دگرگونی نفتی را در مخازن كم عمق هم یافته‌اند. تجزیه بیولوژیك نفت سبب تغییرات كلی زیر در ویژگی های نفت خام می شود:

- ویژگی های مایع بودن نفت یعنی درجه API و گرانروی نفت خام را تغییر می دهد؛

- سبب تغییر در شیمی خاك نفت می شود؛

- سبب ارزش واقعی و رایج نفت خام را تغییر می دهد.
تجزیه بیولوژیك نفت به تدریج سبب تجزیه تركیبات مختلف موجود در نفت می شود ودرنتیجه ویژگی های مایع بودن نفت و قابلیت سوختن آن دچار اختلال می شود. این تغییرات را به صورت زیر می توان مشاهده كرد:

- بالا رفتن گرانروی نفت كه در نتیجه آن توانایی تولید كاهش می یابد؛

-كاهش درجه API نفت و سنگین تر شدن آن كه در نتیجه ارزش تولید نفت كاهش می‌یابد؛

- افزایش میزان آسفالتین كه با میزان هیدرات كربن های آروماتیك و اشباع ارتباط دارد؛

- افزایش میزان غلظت بعضی از فلزات خاص مانند نیكل و وانادیوم؛

- افزایش میزان حجم گوگرد.
باكتری های نفت خوار، ارگانیسم هایی هستند كه درهمه شرایط مانند مناطق بسیار عمیق ودرداخل رسوبات و شرایط هوازی و بی هوازی می توانند به زندگی عادی خود ادامه دهند و در مناطقی كه منابع غذایی مانند نفت در اختیار آنها باشد، سبب تجزیه نفت می شوند، اگر چه تجزیه نفت براثر همكاری و تعامل میان چند گونه از این میكروارگانیسم ها صورت می گیرد. در مخازن نفتی زیرسطحی و عمیق، نخست تجزیه بیولوژیك نفت درشرایط بی هوازی صورت می گیرد. این عمل را باكتری هایی كه گوگرد را اكسید می كنند و یا باكتری هایی كه از پذیرنده های دیگر الكترون استفاده می كنند، انجام می دهند. به طور تجربی ثابت شده است كه تجزیه انباشت های نفتی در مخازنی صورت می گیردكه دمای آنها یك كمتر از ۸۰ درجه سانتی گراد باشد. در دمای بالاتر از این حد، میكروارگانیسم های تجزیه كننده قادر به ادامه حیات نیستند و در نتیجه تجزیه بیولوژیك هم صورت نمی گیرد. بر همین اساس دانشمندان الگویی را پیشنهاد كرده اند كه اگر یك مخزن نفتی تا دمای بیش از ۸۰ درجه سانتی گراد حرارت ببیند، سبب استریلیزاسیون آن مخزن می شود و تمام میكروارگانیسم های تجزیه گر آن از بین می روند و حتی هنگامی كه دما به زیر ۸۰ درجه سانتیگراد نیز می رسد، تجزیه بیولوژیك صورت نمی گیرد، زیرا احتمال برگشت میكروارگانیسم ها به این مخازن استریل شده بسیار ضعیف است. در یك نتیجه گیری كلی می توان گفت كه ارزش زیاد محصولات نفتی، محافظت بیشتری را در میدان ها و مخازن نفتی می طلبد و محافظان این مخازن باید همواره در نظر داشته باشندكه تزریق تعداد محدودی از این گونه باكتری ها به از بین رفتن ارزش واقعی این مخازن منجر می شود.

 

[mahdi.adelinasab]

روشهای حرارتی ازدیاد برداشت از مخازن نفت

روشهای حرارتی ازدیاد برداشت از مخازن نفت

یکی از مسائلی که با توجه به کاهش فشار و نوع نادر مخازن نفت کشور (کربناته شکافدار و ساختارهای نفت سنگین) باید مورد توجه قرار گیرد، انتخاب روش صحیح ازدیاد برداشت است. یکی از این روشها، روش حرارتی است. در این تحلیل برخی از ابعاد این روش را بررسی خواهیم کرد: از مهمترین راه‌های ازدیاد برداشت از مخازن نفت، استفاده از روش‌های حرارتی است. در این روش‌ها با استفاده از انرژی حرارتی، برخی از خصوصیات سنگ و سیال را تغییر می‌دهند و خروج نفت از مخزن را تسهیل می‌کنند.

● انواع روش‌های حرارتی ازدیاد برداشت
به طور کلی، روش‌های حرارتی ازدیاد برداشت را می‌توان به دو دسته تقسیم کرد.
۱) ایجاد حرارت در مخزن با سوزاندن بخشی از نفت:
این عمل با تزریق گاز دارای اکسیژن، حفر چاه‌های تزریقی معین و ایجاد یک جبهه آتش پیش‌رونده صورت می‌گیرد. البته برای ایجاد این حرارت روش‌های متفاوتی پیشنهاد شده است؛ ولی تنها در روش‌هایی که از گاز اکسیژن‌دار استفاده می‌شود، جبههٔ آتش در یک جهت حرکت می‌کند و می‌توان به نتیجهٔ مطلوب رسید.
۲) تولید حرارت در خارج مخزن و تزریق سیال گرم به عنوان عامل جابه‌جا کننده:
این روش شامل تزریق بخار و آب به صورت مرحله‌‌ای و متناوب (تزریق چرخشی یا متناوب) و یا تزریق بخار به‌طور ممتد می‌باشد.

● مکانیزم‌های تولید نفت در بازیافت حرارتی از مخزن
افزایش درجه حرارت، بر روی خواص فیزیکی سیالات و همچنین تاثیرات متقابل سنگ و سیال، اثرمی‌گذارد. مکانیز‌م‌های اصلی ناشی از این تأثیرات که به تولید نفت منجر می‌شوند، عبارتند از:
۱) کاهش ویسکوزیته خصوصاً در مورد نفت‌های سنگین
۲) میزان ترشوندگی سنگ تغییر پیدا می‌کند؛ تمایل به ترشوندگی توسط آب در درجه حرارت بالا افزایش می‌یابد.
۳) کشش سطحی بین نفت و آب با افزایش درجه حرارت کاهش پیدا می‌کند.
۴) انبساط حرارتی باعث می‌شود که سیال موجود در خلل و فرج سنگ به بیرون تراوش پیدا کند؛ در این حالت، چون انبساط حرارتی نفت خصوصاً نفت‌های سبک کمتر از آب است، در ابتدا نفت خارج می‌شود.
۵) نفت‌های سبک تبخیر می‌شوند.

● روش تزریق بخار آب
این روش در چاه‌هایی به کار برده می‌شود که دارای نفت سنگین با ویسکوزیته بالا هستند. از این روش که در اواخر دهه پنجاه میلادی کاربرد زیادی داشته است، بیشتر در کالیفرنیا و ونزوئلا استفاده می‌شود؛ زیرا در این مناطق نفت سنگین بیشتری نسبت به سایر نقاط دنیا زیادی وجود دارد. عاملی که در روش تزریق بخار باید کنترل ‌شود، سرعت تزریق است؛ سرعت تزریق باید به صورتی باشد که فرصت کافی برای تبادل حرارتی بخار و نفت وجود داشته باشد تا شیب‌ دمائی درون نفت ایجاد گردد. علاوه بر آن، باید به فاصله بین مخزن و تاسیسات تولید بخار برای محاسبه درجه سیال تزریقی به مخزن و میزان خوردگی در مسیر بخار تزریقی توجه داشت.

● روش‌های تزریق بخار
تزریق بخار عمدتاً به دو صورت انجام می‌شود:
الف) روش چرخشی:
در این روش، ابتدا مقداری بخار و سپس، آب به‌همراه پلیمر به مخزن تزریق می‌شود. مجدداً بخار آب تزریق می‌شود و به‌همین ترتیب فرایند ادامه پیدا می‌کند. از این روش در سال ۱۹۵۹ در ونزوئلا استفاده می‌شد و در سال ۱۹۶۸ با استفاده این روش در کالیفرنیا حدود ۱۳۰۰۰۰بشکه نفت برداشت گردید.
ب) روش تزریق بخار:
در این روش، بخار آب به طور ممتد به مخزن تزریق می‌گردد و هم نیروی حرارتی و هم نیروی رانش به وسیله بخار آب ایجاد می‌گردد. تاکنون در آمریکا نزدیک به ۵۰درصد نفت مخازن به این روش استخراج گردیده است.

 

[mahdi.adelinasab]

ادامه----->

ادامه----->

● شرایط لازم برای تزریق بخار آب:
در یک بررسی آماری که در مورد مخازن نفتی در سرتاسر جهان انجام شده، شرایط لازم برای استفاده از روش حرارتی به صورت ذیل گزارش شده است. البته وجود این شرایط به معنی کفایت این شروط نیست و ازدیاد برداشت به عوامل دیگری از جمله عوامل اقتصادی، زیست‌محیطی وغیره نیز وابسته است.

● نمونه‌های موفق از کاربرد روش‌های حرارتی
مخزن کویت در ادامه لایه آسماری ایران قرار دارد. از سپتامبر ۱۹۸۶، عملیات تزریق به این مخزن به‌صورت چرخشی و با حفر چهار چاه تزریقی آغاز شد. برای این منظور، بخار با درجهٔ حرارت ۴۳۳ درجه فارنهایت و در مدت یک تا سه روز با دبی ۱۲۴۶- ۹۶۵ بشکه در روز تزریق شد تا فشار بخار به ۳۹۰psi برسد، نتایج بدست آمده از این مخزن حاکی از موفقیت‌آمیز بودن این روش در این مخزن بوده است. اطلاعات مخزن به صورت ذیل می باشد.

▪ میدان لاک در فرانسه:
میدان نفتی لاک در جنوب غربی فرانسه قرار دارد که دارای دو نوع سنگ متفاوت است: سنگ آهکی فشرده و سنگ دولومیت نامرغوب. به علت تراکم زیاد شبکه شکاف‌ها، چاه‌های این میدان دارای بهره‌وری خوبی هستند. این مخزن از نوع مخازن ترکدار است؛ بنابراین اگر چه تراوایی مخزن پایین است (md ۱۰) اما وجود ترک، تراوایی میانگین را تا حدود md ۵۰۰، بالا می‌برد. در سال های ۱۹۵۷- ۱۹۴۹ از منطقه ترکدار تولید می‌شد. سپس آشام آب مکانیزم اصلی میدان شد و تمام ترک ها مورد هجوم قرار گرفتند. در سال ۱۹۷۷ هنوز مقدار زیادی نفت در مخزن بجا مانده بود. بنابراین راه های تولید این نفت مورد بررسی قرار گرفت. مطالعات مهندسی مخازن و تحقیقات آزمایشگاهی منجر به انتخاب روش تزریق ممتد بخار گردید. پروژهٔ راهنمای تزریق بخار بین سالهای ۱۹۹۷ الی ۱۹۸۲ به کار انداخته شد که نتایج حاصل از آن موفقیت‌آمیز ارزیابی گردید. در این پروژه با تزریق ۲۵۱هزارتن بخار، ۳۵۶ هزارتن نفت به‌دست آمد.این اولین آزمایش ترزیق بخار در یک مخزن کربناته، بود. تأثیر بخار روی سنگ کربناته باعث آزاد شدن مقدار زیادی دی‌اکسید کربن در داخل مخزن شد و یک کلاهک گازی تشکیل گردید. تزریق بخار گرانروی نفت را کاهش داد و راندمان برداشت نسبت به حالت آشام آب بالاتر رفت. برداشت نفت بوسیلهٔ بخار در این میدان، بالغ به ۱۱۰هزار متر مکعب بوده است. این مقدار فقط از طریق ۵ الی ۶ چاه بدست آمده است. خصوصیات مخزن لاک عبارتند از:


● نتیجه‌گیری و تحلیل:

مطالعات انجام شده در مخازن ایران، حاکی از وجود مخازن نفت سنگین و ساختارهای شکافدار می‌باشد. درک پدیدهٔ بازیافت نفت از فضای ماتریکس از طریق ترزیق سیال با دمای بالا، از روش سیلاب‌زنی و تزریق مواد شیمیایی خیلی پیچیده‌تر است. چرا که در این روش، بازیافت بستگی به چند مکانیزم دارد. بررسی تجارب انجام شده در تزریق آب گرم به مخازن کربناته شکافدار حاکی از موفقیت آمیز بودن این روش بوده است. با توجه به خصوصیات مخازن ایران (کربناته شکافدار) و وجود ذخایر نفت سنگین، یکی از مهمترین گزینه‌های قابل مطالعه و تحقیق، روش‌های حرارتی ازدیاد برداشت هستند. یکی از مهم‌ترین گام‌هایی که باید در این راستا برداشته شود، شبیه‌سازی مخازن کشور به منظور آزمایش تزریق بخار و آب گرم، علی‌الخصوص در میادین نفت سنگین است. لازم به ذکر است که تاکنون ۱۸ ساختار نفت سنگین در کشور شناسایی شده است و هنوز ارزیابی دقیقی از میزان این ذخایر وجود ندارد. هم‌اکنون مطالعات ازدیاد برداشت و تولید از این نوع مخازن، در برخی از دانشگاه‌های داخل و خارج کشور (مانند کانزاس) در حال انجام است و ضریب بازیافت این مخازن بین ۵ تا ۱۰ درصد پیش‌بینی می‌شود. با توجه به پایین‌بودن درجه مرغوبیت، گرانروی بالا، درصد مواد سنگین، همچنین وجود گوگرد فراوان در نفت سنگین نسبت به نفت سبک و نیز فشار کم مخازن، استخراج نفت از این مخازن، احتیاج به روش‌های بازیافت مرحله سوم و در راس آن، روش‌های حرارتی دارد.

مآخذ:
1- cyclic steam injection in kuwit.spe ۳۰۲۸۸
2- recent results of steam drive development in lacq.b.sahuquet,a.sitbon.elg aquitaine

 

[Niima]

تشکیل و به تله افتادن نفت و گاز

تشکیل و به تله افتادن نفت و گاز

نفت از جلبک هایی (algae) که در طی دوران زمین شناسی رشد کرده اند تشکیل می گردد. گاز از باقی مانده گیاهان که بطور گسترده تری موجودند تشکیل می شود. در اعماق زمین مواد عالی در لایه هایی با منشا دریایی و یا رودخانه ای غرق شده و یا از روی زمین شسته می شود. در اکثر مواقع رمواد عالی یا حل شده و یا نابود می شوند و یا در موارد نادر در سنگاب های (troughs) ساکن متجمع و محافظت می شوند. نتیجه لایه هایی با مقدار زیادی مواد عالی که بوسیله رسوبات بالایی دفع شده و در معرض حرارت زمین قرار می گیرند. بعد از حد معینی که مواد عالی در معرض گرما و فشار بودند٬ به نفت و گاز بوسیله فعل و انفعالات های شیمیایی تبدیل می شوند. دلایل کم بودن شرایط تشکیل نفت به مقادر فراوان کاملا واضح است. این شرایط در اعماقی بین 2000 تا 5000 متر موجود می باشد. نفت خیلی کمی در اعماق پایین تر از این حد مشاهده می گردد.
بلافاصله که نفت تشکیل شد٬ به علت فشاری که به آن وارد می شود شروع به حرکت از سنگ منشا کرده (مهاجرت اولیه) و از راه شکاف های کوچک آنقدر حرکت می کند (مهاجرت ثانویه) تا به لایه هایی با تخلخل بالا مانند ماسه سنگ برسد. سپس از آب هایی موجود در سنگ به علت تفاوت چگالی گذر کرده و روی آن ها شناور باقی می ماند. در صورتی که این مجاری مسقیم به سطح زمین برسد در نتیجه نفت در معرض اتمسفر هوا قرار می گیرد. اما در اکثر حوضه های زمین شناسی لایه های زمین در اثر حرکت زمین دچار گسل خوردگی و همچنین چین خوردگی شده اند. در این حالات نفت در بالاترین نقطه چین و یا نقطه مخالف بالای گسل تجمع پیدا می کنند. هیدروکربن در سنگ های متخلخل متجمع می شوند ولی در صورت نبود یک پوشش غیر تراوا مانند رس و یا نمک٬ از آن خارج می شوند. بیشتر نفتی که در ابتدا تشکیل شده اند٬ فرار کرده اند. بنابراین سنگ های قدیمی تر احتمال وجود نفت کمتری را به علت بیشتر بودن در معرض تراوش نفت٬ دارا می باشند.
اکثر در شکاف ها و ترک های در بین مسیر مهاجرت ذخیره می شود و یا در معرض سطح زمین از بین می رود. بنابراین فقط یک درصد از آن مقدار تولید شده بصورت تمجمعی که برای استخراج کردن اقتصادی باشد در زیر زمین ذخیره می شود. تجمع نفت در نزدیکی سطح زمین در کناره های حوضه رسوب گذاری بوسیله باکتری ها اکسیده و مورد حمله واقع شده و به تار و نفت سنگین تبدیل می گردند. نفتی که زیاد در معرض گرما و فشار در اعماق زمین قرار می گیرد به گاز تبدیل می گردد.
گازی که هیدروکربن های مایع حل شده دارا می باشد٬ به عنوان کاندنسیت (condensate) و مایعات گاز طبیعی (Natural Gas Liquids) شناخته می شوند. نفت همچنین دارای گاز حل شده می باشد٬ که ممکن است به صورت پوشش گازی در بالای نفت در مخزن تشکیل گردد.

اکتشاف
در سال های اولیه٬ زمین شناسان جهان در جستجوی چشمه های نفتی (Seepages) در سطح زمین و ساختارهای مناسب در اطراف برای به تله انداختن این نفت بودند. بدین وسیله آنها حوضه ها و میدان های بهره ده بسیاری پیدا کردند.
بعد از آن عملیات لرزه نگاری برای اکتشافات زیر زمینی گسترش پیدا کرد. این روش شامل آزاد کردن انرژی از یک منبع انفجاری٬ و یا دیگر روش ها٬ در روی سطح زمین و بردداشت لرزه های برگشتی از سنگ های مرزی لایه ها در زیر زمین می باشد. با استفاده از محاسبه زمان بازگشت این لرزه های برگشتی٬ محاسبه عمق و شکل ساختمانی حوضه قابل طراحی می باشد.
بعد از جنگ جهانی دوم مناطق اجازه برای انجام عملیات لرزه نگاری در دریا داده شده بود. نقشه های لرزه ای مناسبی گرفته شد که طراحی مناطق کناره های ساحل (Continental Shelves) را به سرعت و دقت قابل محاسبه کرد. تکنیک های جدیدی برای افزایش قدرت تفکیک لرزه ها ارئه داده شده است. همچنین کامپیوتر های قدرتمندی برای انجام محاسبات بسیار زاید در زمان کوتاهی نیز معرفی شده اند. در زمان کنونی زمین شناسان و ژئوفیزیست ها می توانند مناطق نفتی را با جزئیات کاملی٬ که شامل مخازن کوچک و تله های ریزهستند٬ شناسایی کنند. اکتشافات چاه ها معروف به گربه وحشی (Wildcat) معروفند٬ برای آزمایش تعبیر و تفسیر های زمین شناسی حفاری می شوند. تکنولوژی حفاری پیشرفت قابل توجه ای کرده است که تا این زمان توانسته اند بیش از 5000 متر چاه را در منطقه طوفانی دریای شمال حفاری شده است. عملیات شامل حفاری چاههایی با قطر زیاد از سطح زمین٬ بوطر معمول 30 اینچ٬ و سیمان کاری کردن سازند پشت لوله جداری برای محافظت کردن از آن می باشد. اندازه چاه بتدریج کم شده که بوسیله لوله جداری محافظت می شود. لوله حفاری که مته در ته آن قرار دارد برای حفاری چاه چرخیده٬ و گل مخصوصی که وزن آن بوسیله مینرال های ویژه ای زیاد شده است مانند باریت٬ در طول لوله حفاری برای انجام عملیات روغن کاری مته و همچنین خارج کردن خورده ها از چاه به داخل چاه پمپ می شود. روش کار در حفاری اینست که وزن گل برابر فشار سازندی باشد: در صورتی که خیلی بیشتر باشد٬ گل به داخل سازند فرار خواهد کرد٬ ئر صورتی که خیلی کم باشد سازند به داخل چاه فرو خواهد کرد و باعث گیر کردن مته می شود.
زمین شناسان خورده های بالا آمده از چاه را بوسیله جریان گل برای شناسایی نوع سنگ های مورد حفاری بررسی می کنند. مغزه (Cores) در جاه های مورد نیاز گرفته می شوند. سوند ها (Sondes) برای محاسبه خواص الکتریکی و رادیواکتیویتی سنگ ها برای محاسبه خواص مخزنی مانند تخلخل٬ و شناسایی نواحی شامل نفت یا گاز به داخل چاه فرستاده می شوند.
در مناطق دریایی٬ تجهیزات نیمه شناور که دکل حفاری بر روی متصل شده است٬ زیر ناحیه پایینی موج (Wave Base) که یک حالت پایدار را که در مقابل آب و هوا مقاوم است٬ برای افزایش پایداری شناور می باشد.
یک توسعه مهم دیگر معرفی راه های حفاری چاههای انحرافی برای بدست آوردن نفت در مناطق دور از جایگاه دکل می باشد. در موارد خاص چاه ممکن است که به اندازه 90 درجه و یا بیشتر منحرف شود. این روش می تواند ناحیه بهرده کوچک دارای عمر کوتاهی را دنبال کند. همچنین یک چاه واحد ممکن است چندین شعبه در اعماق را دارا باشد. راه های مختلفی برای بالا بردن تراوایی سازند مانند اسیدکاری و یا ایجاد شکاف بوسیله تزریق سیال در فشار بسیار بالا اشاره شده است.
برای بهره برداری از یک ناحیه نفتی لازم است که ابتدا این ناحیه را از نواحی بالایی و پایینی جدا کنیم و بعد مواد محترقه ای را در داخل چاه برای ایجاد حفره هایی در لوله جداری در داخل چاه منفجر کنیم. بطور معمول فشار مناسبی برای حرکت دادن نفت به سطح زمین علارقم اینکه در بعضی از موارد می بایستی از پمپ استفاده شود٬ وجود دارد.
خلاصه٬ پیشرفت در تکنولوژی اکتشاف و بهره برداری را بطور قابل توجه ای موثر کرده است. فرایند های زمین شناسی برای تجمع نفت و گاز در حال حاضر بخوبی شناخته شده اند. از همه مهمتر معرفی ژئوشیمی در دهه 1980 که شناسایی نقشه های تشکیل نفت و گاز را ممکن کرد. ژئوشیمی نتنها موارد و روش های تولید را معرفی کرد بلکه آنهایی را که دارای هیچ گونه نفت و گاز تولیدی هستند را مشخص کرد.

تخمین زدن مخازن
قبل از حفاری چاه های Wildcat زمین شناسان و مهندسین می بایستی اقتصادی بودن مخازن را برای بهره برداری تخمین بزنند.
آنها بوسیله داده های لرزه نگاری حجم و شرایط مخزن را تقریب می زنند. اولین چاه معمولا وجود گاز و نفت را در مخازن و همچنین بعضی از شرایط مخزنی آنها را مشخص می سازد ولی معمولا برای تایید کردن محاسبات بدست آمده چندین چاه زده می شود.
مقداری شک باقی می ماند که حتمال میانگین (Median Probability) مقدار بهره دهی اصلی را تعیین می کند. در هر صورت برای دلائل برنامه ریزی در سرمایه گذاری و در بالا بردن تجارت٬ معمول است که یک تخمین رایج تر در حدود نود درصد زده شود که در این حالت عنوان مخازن با نام مخازن ثابت شده (Proved Reserves) خوانده می شود. این عدد برای دلائل تجاری بکار می رود و در آمار رسمی ثبت می شود. کلمه قدیمی تخمین ثابت شده بطور معمول اشاره به رشد ترقی در در طول عمر یک میدان نفتی می کند٬ این افزایش به عنوان رشد مخازن (Reserve Growth) خوانده می شود. در هر صورت این مسئله به عنوان یک پیشرفت در تکنولوژی که یک وابسته دینامیکی اکتشافی می باشد٬ در موردی که کمی بیشتر از یک رشد کوچک از مورد تخمین حد پایینی به تخمین حد میانی به غلط درک می شود.
مخازن یک میدان نفتی فقط در روزی که آن میدان ترک شده و تمام مخازن آن مورد بهره برداری قرار گرفته است شناسایی می شود که در آن مورد آنرا برابر مجموع تولید می کنند. تعیین مخازن روش مستقیمی در عبارات تکنیکی می باشد. گزارش مخازن به علل سیاسی بیشتر از مقدار واقعی آن گزارش می شود. در نبود یک عبارت روشن جهانی برای ممیزی و یا گزارش عملکرد٬ جنبه های مختلفی در گزارش مخزن وجود دارد. در موردی شرکت ها از مخازن به عنوان نوعی دارایی که آنها احتیاجات تجاری خود را بوسیله آن حل می کنند٬ برخورد می کنند.
آمار دولتی هیچ گاه قابل اعتماد نمی باشد٬ که بزرگتری اغرار مربوط به اواخر دهه 1980 که چندین کشور عضو OPEC برای محفوظ ماندن سهمیه تولیدی خود می باشد.

دسته بندی نفت
بطور گسترده نفت به دو دسته بزرگ معمول (Conventional) و غیر معمول (Nonconventional) تقسیم می شود. اکثر نفت هایی که تا بحال و همچنین در جندین دهه آینده تولید می شود را میتوان نفت معمول نامید. یک خاصیت دارد که نمودار بصورت کاهشی با تولید از صفر٬ و بعد به سرعت افزایش به یک یا چند قله (Peaks) و بعد از آن کاهش بصورت تابع توان (Exponentially) می باشد.
علاوه بر این مقادیر زیادی که به عنوان نفت غیر معمول شناخته می شود وجود دارد. از نفت سنگین و قیر که بسته به نوع روش های بهبود بردداشت که خاصیت سیالی در مخزن را با روش هایی نظیر تزریق بخار٬ نفتی که ضد محیط زیست باشد٬ نفتی که از نظر اقتصادی برای بهره برداری مناسب نمی باشد شامل می شود.این نوع نفت یک نمودار کاهشی متفاوتی را دارد. ابتدا به آرامی تا یک سطح مسط افزایش یافته و بعد از آن در حدی طولانی کاهش می یابد. علارقم اینکه حد این دو دسته مشکل می باشد٬ تشخیص اساسی این دو مهم می باشد.

مایعات گاز طبیعی (Natural Gas Liquid)
یک نوع منبا گیج کننده ای در آمار میباشند. آنها می بایستی از نفت جدا شده چون مربوط به فاز گازی می باشند٬ اما در عمل آنها بصورت توده متصلی موجودند٬ که در مواردی از یک لوله پمپ شده و با هم اندازه گیری می شوند.
نگرانی ما زمانی است که تولید نفت معمولی (Conventional) به حد بالایی خود می رسد به خاطر کم شدن نفت با قیمت ارزان که اقتصاد جهان بر آن استوار می باشد شروع به ظاهر شدن می کند. نفت های غیر معمول ممکن است در آینده ای دور مهم شود. مقداری از آن نیز با قیمیت کنونی نفت مورد بهره برداری واقعند. اما مقدار آن ها نیز برای همیشه پایدار نبوده و زمانی تمام می شوند. تکفر کنید که می بایستی 5 چاه در منطقه ای زده شده و 4 چاه اطراف بخار تزریق شده تا از چاه پنجمی مقدار کمی نفت سنگین بردداشت شود و بعد از تمام شدن آن می بایستی به منطقه جدیدی رفته و دوباره به همین تعداد چاه حفاری شود. این مسئله در صورت با صرفه بودن قابل انجام شدن می باشد اما وسعت کاری زیادی را می طلبد. تکفر کنید که نفتی با مقدار سولفور فراوان را می بایستی به نفت قابل استفاده تبدیل شود. بهترین راه کار استفاده از بخار برای بردداشت نفت های سنگین و در نتیجه آسیب به محیط زیست می باشد. تشخیص این نوع نفت از نفت معمول حیاتی می باشد. در اکثر مخازن تشخیص این دو دسته با مشکلات روبرو شده است.

چه مقدار نفت و چه موقع کشف شده است؟
جستجو برای نفت تقریبا از 150 سال گذشته آغاز شده است. در طی این دوران تمام مسائلی که مربوط به مسئله زمین سناسی نفت می باشد٬ شناخته شده است. دسترسی جهان به صنعت بین المللی کاملا کشف شده است. قمست های وسیعی از دنیا که از سپر های (Shield) قدیمی و یا سنگ های اقیانوسی تشکیل شده اند٬ غیر بهره ده شناخته شده اند. تقریبا تمام حوضه های بهره ده شناسایی و تقریبا با عملیات لرزه نگاری مورد بررسی قرار گرفته اند. این مسئله که یک استان نفتی (Province) جدیدی باقی مانده باشد٬ غیر قابل تصور است.

چه مقدار باقی مانده است؟
مجموع مخازن کنونی و کشف نشده مقدار نفت باقی مانده را به ما می دهد.
تخمین اینکه چه مقدار نفت باقی مانده است آسان نبوده ولی از گذشته مشکل تر نمی باشد. جهان بطور گسترده ای مورد بررسی قرار گرفته و تمام نفت آن و اگر نه منحنی آن قابل شناسایی می باشد. مخازنی کشف نشده در میدان های کوچکی که استان نفت آنها قبلا کشف شده است قرار دارند.

تولید نفت باقی مانده
منحنی تولید مانند زندگی روزمره آدمی دارای پستی و بلندی هایی می باشد. دلائل هر تغییر در تولید مربوط به مسائلی چون جنگ٬ تحریمات وارد٬ وقایع طبیعی و خرابی پالایشگاه های می باشد. در زیر منحنی تولید را تا سال 2050 مشاهده می کنید.

</SPAN>

​

 

[Niima]

صیانت از مخازن

صیانت از مخازن

یکی از راههای صیانت از مخازن در بردداشت های ثانویه و ثالثیه از مخازن حفظ فشار مخازن و جلوگیری از افت فشار آنها می باشد. یکی از روش های جلوگیری از افت فشار تزریق ماده مناسب به درون زمین می باشد. قبل از تزریق معمولا آزمایشات مخزنی و ژئوفیزیکی در منطقه انجام می شود. با این روش حرکت ناحیه هیدروکربنی و نوع مناسب تزریق را شناسایی می کنند.
چهار نوع تزریق در مخازن نفت صورت می گیرد. تزریق غیر امتزاجی، تزریق امتزاجی، گرمایی و میکروبیولوژی.
در تزریق غیر امتزاجی میان ماده تزریق شده و هیدروکربن های موجود در زیر زمین واکنشی صورت نکرفته و دو ماده بصورت دو فاز مختلف در زیر زمین عمل می کنند. تزریق های شامل تزریق آب، گاز سنگین و مواد هیدروکربنی می باشد. مکانیزیم حرکتی نفت در این نوع تزریق فشار تولیدی توسط ماده تزریق شده می باشد.
در تزریق امتزاجی میان ماده تزریق شده و هیدروکربن های واکنش صورت می گیرد. این اوکنش باعث ایجاد هیدروکربن هایی با ساختار ملکولی میانی (نه سنگین و نه سبک) خواهد شد. مکانیزیم حرکتی این نوع تزریق شامل کم شدن جاذبه میان نفت و سنگ مخزن، افزایش فشار بوسیله ماده تزریق شده و سبک شدن هیدروکربن در مخزن می باشد.
معمولا زمانیکه با نفت سنگین سر و کار داریم برای حرکت این نوع نفت در مخزن به سمت چاه از روش گرمایی و تزریق آب یا بخار آب به درون چاه استفاده می کنیم. این سبب بالا رفتن تمایل حرکتی نسبی نفت به آب درون مخزن خواهد شد. روش جدید ایجاد انفجار درون چاه نیز برای روش گرمایی پیشنهاد داده شده است.
روش میکروبیولوژی استفاده از باکتری هایی که موجب شکسته شدن ساختارهای ملکولی هیدروکربن های درون مخزن و بالا رفتن حرکت نسبی آنها می باشد. این روش جدید بوده و هنوز در مرحله آزمایش و پایلوت می باشد.
برای تزریق می بایستی تمامی عوامل سنگ مخزن، نوع هیدروکربن درون مخزن، فشار مخزن، مرحله بردداشت از مخزن، تجهیزات و پول تعریف شده برای پروژه و عوامل زیست محیطی مورد توجه قرار گیرند. معمولا تزریق در چاه دیگری با فاصله محاسبه شده از چاه تولیدی انجام می شود. در روش گرمایی توجه به نکات ایمنی اولویت دارد زیرا این روش خطرناک می باشد. با توجه به نوع روش های انتخاب شده، نتیجه مطلوب ممکن است سال ها زمان نیاز داشته باشد. معمولا پروژه های تزریق با توجه به قیمت های بازار نفت تعریف می شوند و ممکن است پروژه ای که امروز مقرون به صرفه باشد، در چند هفته آینده متوقف شده و روش های دیگری پیاده شوند. پس برای صرفه جویی در هزینه، مطالعه وضعیت بازار و قیمت ها از اولویت های پروژه های تزریق می باشد. تعیین نوع تزریق همچنین به مواد مورد استفاده و نزدیک بودن مواد اولیه مورد نیاز بستگی دارد. ممکن است در جایی تزریق آب مناسب باشد. ولی به علت دور بودن از منبع آب، از نظر اقتصادی تزریق آب در منطقه مقرون به صرفه نبوده و از اولویت دوم تزریق مثلا تزریق گاز استفاده شود.
ولی در هر صورت به علت هزینه های بالای تزریق و زمان بردن برای بازگشت سرمایه در پروژه های تزریق، شرکت ها قبل از عملیات مطالعات گسترده زمین شناسی، مخزنی و ژئوفیزیکی را انجام می دهند.