پروژه کارشناسی :
ازدیاد برداشت نفت به روش تزریق گاز CO2 و N2 (gas injection)
فرحناز صابری
9111151050
استاد راهنما:
مهندس پریشانی
تاریخ تحویل پروژه:
10/1394
این پایان نامه را ضمن تشکر و سپاس بیکران از خدمت استاد دلسوزم جناب آقای مهندس پریشانی که در راه کسب دانش راهنمایم بودند ، در کمال افتخار تقدیم مینمایم به :
آنان که مهر آسمانیشان آرام بخش آلام زمینی ام است .
به استوارترین تکیه گاهم ، دستان پر مهر پدرم …به سبز ترین نگاه زندگیم ،چشمان مادرم
که هرآن چه آموختم در مکتب عشق شما آموختم و هر چه بکوشم قطره ای از دریای بیکران مهربانیتان را سپاس نتوانم بگویم. امروز هستی ام به امید شماست و فردا کلید باغ بهشتم رضای شما …
ره آوردی گران سنگ تر از این ارزان نداشتم تا به خاک پایتان نثار کنم ، باشد که حاصل تلاشم نسیم گونه غبار خستگیتان را بزداید.
و به آقای دکتر، برادر عزیزتر از جانم که از آغاز تا به امروز همواره تکیه گاهم بوده وبه امید هم به آینده چشم دوخته ایم. قلبم لبریز از عشق به توست و خوشبختی ات منتهای آرزوهایم.
وهمچنین به خاله عزیزم بانوی آب و آیینه که نفس خیرش بدرقه ی راهم بوده است.
فهرست مطالب
چکیده…………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………..1
مقدمه……………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………….2
فصل اول : روش های ازدیاد برداشت (EOR)……………………………………………………………………………………3
1-1- روش های ازدیاد برداشت نفت خام………………………………………………………………………………………….4
1-2- برداشت اولیه……………………………………………………………………………………………………………………………4
1-3- برداشت ثانویه…………………………………………………………………………………………………………………………..6
1-4- برداشت ثالثیه…………………………………………………………………………………………………………………………….8
1-1-4-1-روش های حرارتی ازدیاد برداشت………………………………………………………………………………………………………………8
الف
1-1-4-1-1-مکانیزم های تولید نفت در بازیافت حرارتی از مخزن………………………………………………………………9
1-1-4-1-2- انواع روش های حرارتی ازدیاد برداشت………………………………………………………………………..10
1-1-4-1-2-1- تزریق دوره ای بخار………………………………………………………………………………………………11
1-1-4-1-2-2-. تزریق مداوم بخار…………………………………………………………………………………………………..12
1-1-4-1-2-3- احتراق درجا…………………………………………………………………………………………………………..13
1-1-4-2- روش های غیر حرارتی ازدیاد برداشت………………………………………………………………………………13
1-1-4-2-1-تزریق فوم و ژل های پلیمری………………………………………………………………………………………..14
1-1-4-2-2- روش های شیمیایی ازدیاد برداشت……………………………………………………………………………….15
1-1-4-2-3- استفاده از روش میکروبی(M.E.O.R)……………………………………………………………………………16
1-1-4-2-4- تزریق آب در ازدیاد برداشت از مخازن نفت…………………………………………………………………..18
1-1-4-2-5-تزریق گاز در ازدیاد برداشت نفت خام……………………………………………………………………………19
1-1-4-2-5-1-گاز های تزریقی………………………………………………………………………………………………………19
1-1-4-2-6- تزریق متناوب آب و گاز………………………………………………………………………………………………22
ب
فصل دوم: ازدیاد برداشت به روش تزریق گاز (gas injection)…………… …………………………………………24
2-1-تاریخچه روش تزریق گاز…………………………………………………………………………………………………………25
2-2-راندمان تزریق گاز…………………………………………………………………………………………………………………….27
2-3-مکانیسم های روش تزریق گاز…………………………………………………………………………………………………..30
2-3-1-. تزریق غیر امتزاجی گاز……………………………………………………………………………………………………….30
2-3-2- تزریق امتزاجی گاز………………………………………………………………………………………………………………30
2-4-عوامل موثر در افزایش بهره وری……………………………………………………………………………………………….33
2-5- فرآیند تزریق امتزاجی گاز………………………………………………………………………………………………………..33
2-5-1- تئوری امتزاج……………………………………………………………………………………………………………………..33
2-5-2- شرایط امتزاج……………………………………………………………………………………………………………………..35
2-5-3- انواع تزریق امتزاجی…………………………………………………………………………………………………………….35
2-5-3-1-تزریق در فشار بالا……………………………………………………………………………………………………………35
2-5-3-2-تزریق امتزاجی با گاز غنی شده………………………………………………………………………………………….35
پ
2-5-3-3-امتزاج لخته ای…………………………………………………………………………………………………………………36
2-5-4-شرایط لازم برای تزریق امتزاجی…………………………………………………………………………………………….36
فصل سوم: فرآیند تزریق گاز……………………………………………………………………………………………………………..38
3-1- مدل اول مورد مطالعه………………………………………………………………………………………………………………39
3-2- تعیین حداقل فشار امتزاج…………………………………………………………………………………………………………40
3-3- سناریو های کاربردی……………………………………………………………………………………………………………….42
3-3-1- تزریق گاز متان……………………………………………………………………………………………………………………42
3-3-2- تزریق گاز نیتروژن………………………………………………………………………………………………………………42
3-4- نتیجه مدل اول………………………………………………………………………………………………………………………..46
3-2- میدان دوم مورد مطالعه…………………………………………………………………………………………………………….47
3-2-1- نتیجه مدل اول……………………………………………………………………………………………………………………49
3-3- میدان سوم مورد مطالعه……………………………………………………………………………………………………………50
3-3-1- مطالعه وانتخاب حالات مختلف تولید……………………………………………………………………………………52
ت
3-3-1-1- اولین سناریو تولید…………………………………………………………………………………………………………..52
3-2-1-2-دومین سناریو تولید………………………………………………………………………………………………………….52
3-2-1-3-سناریو سوم تولید…………………………………………………………………………………………………………….54
3-3-2- نتیجه مدل سوم…………………………………………………………………………………………………………………..59
3-3-3- عملیات تزریق گاز در مخازن کشور………………………………………………………………………………………60
3-3-3-1-میدان هفتکل……………………………………………………………………………………………………………………60
3-3-3-2-میدان گچساران………………………………………………………………………………………………………………..61
3-3-3-3-میدان بی بی حکیمه………………………………………………………………………………………………………….61
3-3-3-4-میدان لب سفید………………………………………………………………………………………………………………..62
3-3-3-5-میدان مارون…………………………………………………………………………………………………………………….62
3-3-3-6-میدان کرنج……………………………………………………………………………………………………………………..63
3-3-3-7- میدان پارسی…………………………………………………………………………………………………………………..64
3-3-3-8- میدان کوپال……………………………………………………………………………………………………………………64
ث
3-3-3-9- میدان آسماری رامشیر……………………………………………………………………………………………………..65
فصل چهارم: برآورد اقتصادی…………………………………………………………………………………………………………….66
4-1-مقایسه فنی روشهای EOR ……………………………………………………………………………………………………..67
4-2-مقایسه روشهای حرارتی EOR از نقطه نظر اقتصادی………………………………………………………………….71
4-2-1-تزریق بخار آب …………………………………………………………………………………………………………………..71
4-2-2-احتراق درجا………………………………………………………………………………………………………………………..71
4-3-مقایسه روشهای غیر حرارتی EOR از نقطه نظر اقتصادی……………………………………………………………72
4-3-1-مزایا اقتصادی تزریق گاز……………………………………………………………………………………………………….73
4-3-2-مزایا اقتصادی روش میکروبی………………………………………………………………………………………………..76
فصل پنجم : نتیجه گیری……………………………………………………………………………………………………………………78
منابع……………………………………………………………………………………………………………………………………………….80
ج
چکیده
امروزه با افزایش قیمت نفت و روند رو به افزایشی تقاضای نفت خام در جهان باید به دنبال روش هایی برای برداشت بشتر از مخازن نفت سنگین بود. به نظر می رسد که دوران تولید بی درد سر و راحت نفت سبک به سر آمده است. نیاز روز افزون به نفت از یک طرف و کاهش ذخایر تولید از طرف دیگر ، لزوم استفاده از روش های ازدیاد برداشت برای افزایش ذخایر قابل تولید را امری اجتناب ناپذیر ساخته است. در این میان تزریق گاز از معمول ترین روشها بوده که شامل تزریق امتزاجی و غیر امتزاجی می شود و بیشترین سهم را به خود اختصاص داده است.
در این پایان نامه ابتدا روش های مختلف ازدیاد برداشت ذکر شده سپس به بررسی فرایند تزریق گاز به مخازن نفت پرداخته شده است و در پایان، مقایسه اعمال این روش در چند مخزن به طور میدانی و شبیه سازی شده مطالعه میگردد.
1
مقدمه
پس از اکتشاف ، بیشتر مخازن نفت تحت یک دوره تولید به نام "برداشت اولیه نفت"تولید می شوند انرژی طبیعی مخزن به درایو نفت از طریق شبکه منفذ کمک کرده که منجر به تولید میشود. با توجه به تولید نفت از مخزن، فشار مخزن کاهش خواهد یافت. در نهایت، انرژی درایو طبیعی محو میشود. هنگامی که این اتفاق می افتد، انرژی باید به مخزن اضافه شده تا مابقی نفت مخزن را تولید کند.به این فرآیند ازدیاد برداشت گویند.
یکی از مهمترین روشهای بازیافت نفت در مخازن که برای افزایش تولید و تثبیت فشار مخزن به کار گرفته میشود ، تزریق گاز است. تزریق گاز به 3 صورت تزریق غیر امتزاجی در کلاهک گازی ، تزریق امتزاجی و تزریق غیر امتزاجی در ستون نفتی انجام میشود. انتخاب هریک از این روشها به شرایط فشار و ترکیب نفت مخزن و فشار و ترکیب گاز تزریقی بستگی دارد.
در این مکانیسم ها ترکیبات سبک گاز تزریقی وارد ترکیب نفت میشود و ترکیبات متوسط نفت با گاز تزریقی مخلوط شده در نتیجه باعث کاهش ویسکوزیته نفت و سبک شدن آن میشود. این ترکیب دارای قدرت تحرک بالایی بوده و به راحتی تولید میگردد.
2
فصل اول :
روش های ازدیاد برداشت
Enhance oil recovery methods (EOR)
3
1-1-روش های ازدیاد برداشت نفت خام
کلیه روش هایی که طی آن به مخازنی که تحت شرایط طبیعی خود قادر به تولید اقتصادی نیستند و از بیرون انرژی داده شده و یا موادی درآن ها تزریق می شود، روش های ازدیاد برداشت نامیده می شوند. فرایند ازدیاد برداشت نفت به فرایندهایی اطلاق می گردد که طی آن سعی می شود با استفاده از انرژی یا مواد خارج از مخزن، نفت هایی را که استخراج آن ها با روش های معمولی مقرون به صرفه نیست استخراج و مورد بهره برداری قرار دهند.
1-2-برداشت اولیه primary oil recovery)) :
در مرحله برداشت اولیه، نیروی محرک مخزن از تعدادی مکانیسم طبیعی ایجاد می شود. این مکانیزم ها عبارت اند از:
-جایگزینی طبیعی آب موجود در اطراف چاه با نفت
-انبساط گاز طبیعی که در ابتدا در نفت خام حل شده بود
-تخلیه گرانشی ناشی از حرکت نفت در داخل مخزن از بالا به قسمت های پایین تری که چاه در آن قرار دارد.
فاکتور برداشت در مرحله برداشت اولیه به صورت معمول بین 5 تا 15 % است. زمانی که فشار زیر زمینی در مخزن نفت برای فرستادن نفت به سطح کافی است، تنها قرار دادن یک آرایش پیچیده از شیرها به نام درخت کریسمس در سر چاه برای اتصال چاه به شبکه خط لوله برای زخیره سازی و انجام فرآیند مورد نیاز است .
4
گاهی از پمپهایی مانند ،پمپ های میله ای و پمپ های الکتریکی ESP برای آوردن نفت به سطح استفاده
میشود که به آنها مکانیزم لیفت مصنوعی Artificial lift گفته میشود .
شکل 1-1- درخت کریسمس
5
البته در مواقعی که سیال (نفت) درته چاه وارد شده و فشار سیال درته چاه توانایی بالا آوردن آن را به سرچاه ندارد، تکنیک های دیگری مانند فرازش گاز (بدین گونه که گاز را ازسطح زمین به درون چاه تزریق می کنند و این گاز با نفت درون چاه مخلوط امتزاج پذیری را به وجود می آورد که چگالی آن از چگالی نفت اولیه پائین تر است و می توان با همان فشار ته چاه ، نفت را به سرچاه انتقال داد) و یا پمپ های درون چاهی(که نفت را از ته چاه به سر چاه پمپاژ می کنند) به کار گرفته می شود؛ اما اصولاً از این تکنیک ها به عنوان یکی ازروش های ازدیاد برداشت یاد نمی شود؛ آن چه روش های ازدیاد برداشت اطلاق می شود روش هایی است که از طریق تزریق مواد به درون مخزن به سیال انرژی داده می شود و هدف این روش ها، کاهش میزان نفت پس ماند مخزن است، این روش ها را به دو دسته زیر تقسیم می کنند:
– برداشت ثانویه
– برداشت ثالثیه
1-3-ازدیاد برداشت ثانویه Secondary oil recovery ) ):
این روش، افزودن انرژی های خارجی بدون اعمال هیچ گونه تغییر در خواص فیزیکی سیالات و سنگ مخزن است . به زبان ساده تر، سیال تزریقی تنها نقش هل دهنده و تعقیبی دارد. لازم به ذکر است اگر چه این تکنیک در ابتدا با تزریق هوا که ارزان ترین و در دسترس ترین ماده بوده است، اجرا شده، اما تاکنون در موارد کمی، از هوا به عنوان ماده تزریقی استفاده شده است. تزریق هوا گرچه معمولاً تولید را برای مدت کوتاهی افزایش می داد اما به سرعت مشکلات عملیاتی زیادی را پدید می آورد. بسیاری از مشکلات پدید آمده درتزریق هوا، ناشی
6
از وجود اکسیژن در آن است. چرا که اکسیژن به شدت واکنش دهنده است و مشکلات عدیده ای را در تسهیلات سرچاهی و داخل مخزن پدید می آورد. برخی ازاین مشکلات عبارتند از:
-اشتعال خود به خودی نفت در نزدیکی چاه تزریق
-خوردگی (که مهم ترین عامل آن اکسیژن است)
-تشکیل امولسیون ها
این مشکلات و مشکلات دیگر باعث شد که از هوا به عنوان ماده تزریقی در روش های ازدیاد برداشت ثانویه استفاده نشود. امروزه از گاز و آب به جای هوا در این تکنیک استفاده می شود. اولین برنامه بازیابی ثانویه درایران درسال 1355 درمیدان هفتکل با روش تزریق گاز به مرحله اجرا در آمد پس از آن در سال 1356تزریق گاز درمیدان گچساران با هدف فشارزدائی و تثبیت فشار شروع شد که تزریق گاز در این دو میدان عظیم نفتی کشور هم چنان ادامه دارد و باعث بالابردن بازیابی از حدود 20-15 درصد به حدود 30-25 درصد شده است.
هم اکنون ایران از برنامه ی تزریق گاز به مخازن عقب است و بر اساس گزارش مرکز پژوهش های مجلس شورای اسلامی محاسبات انجام شده نشان می دهند که 24 مخزن از کل مخازن نفتی مناطق نفت خیز جنوب در اولویت تزریق- گاز – قرار دارند که در 16 مخزن زمان تزریق سپری شده و هر چه سریع تر باید از افت فشار آنها جلوگیری به عمل آید، ۸ مخزن دیگر نیز ظرف 20 سال آینده نیاز به تزریق خواهند داشت.
7
1-4- ازدیاد برداشت ثالثیه Tertiary oil recovery ) ) :
در این روش انرژی خارجی به مخزن اعمال می شود و در نتیجه ی آن تغییرات اساسی فیزیکی و شیمیایی درخصوصیات سیال مخزن پدید می آید. به زبان ساده تر در این جا ماده ی تزریقی با تغییردادن خصوصیات سیستم سیالی (مانند کم کردن گرانروی و یا تغییر چسبندگی میان سنگ و سیال) باعث ازدیاد برداشت خواهد شد.
به طور کلی روش های تولید از مخازن نفت سنگین(روش های ثالثیه) را می توان به دو گروه تقسیم کرد:
-روش های حرارتی
-روش های غیر حرارتی
1-1-4-1-روش های حرارتی ازدیاد برداشت:
روش های حرارتی، که هدف از آنها کاهش گرانروی نفت خام با افزایش دمای آن است. در این روش ها با استفاده از انرژی حرارتی، برخی از خصوصیات سنگ و سیال را تغییر می دهند و خروج نفت از مخزن را تسهیل می کنند.
مخازن نفت سنگین به دلیل تحریک پذیری کم، تولید اولیه چندانی نداشته و عمدتا با استفاده از روش های برداشت حرارتی تولید می شوند. در کلیه روش های حرارتی با کاهش گرانروی نفت خام مقاومت در برابر
8
جریان کاهش یافته و یا به عبارت دیگر تحرک پذیری نفت افزایش می یابد، در نتیجه نفت بیشتری از مخزن تولید می شود.
روش های حرارتی معمولاً در بهره برداری از مخازنی که نفت آنها نسبتا سنگین است، به کار برده می شود و برای نفت خام با شاخص API بین ۱۰ تا ۲۰ کاربرد دارد. حرارت دادن به منظور کاستن گرانروی شامل تزریق آب داغ یا بخار به درون مخزن و یا ایجاد حرارت به کمک انرژی الکتریکی می باشد. روش های حرارتی بزرگترین سهم را از تولید به روش های EOR به خود اختصاص داده هست. بزرگترین عملیات EORدر بیشتر کشورها از جمله : کانادا، کلمبیا، امریکا، آلمان، اندونزی و تایلند فرایند تزریق بخار است. روش های بازیافت حرارتی به دو دسته تقسیم می شوند, آنهایی که گرما در سطح تولید می کنند(تزریق سیالات داغ) و آنهایی که گرما در سازند تولید می کنند (احتراق درجا). در حالت اول مقداری گرما هدر می رود اما در حالت دوم گرما دقیقا در جایی که لازم است آزاد می شود. پروژه های بازیافت حرارتی برای بیش از 30 سال موفقیت آمیز بوده است که برای شروع این فرایند ها ماسه ها (سنگ مخزن) باید دارای تراوایی بالا و همچنین اشباع شدگی نفت مخزن نیز زیاد باشد.
1-1-4-1-1- مکانیزم های تولید نفت در بازیافت حرارتی از مخزن :
افزایش درجه حرارت، بر روی خواص فیزیکی سیالات و همچنین تاثیرات متقابل سنگ و سیال، اثر می گذارد.
مکانیزم های اصلی ناشی از این تاثیرات که به تولید نفت منجر می شوند، عبارتند از:
9
1-کاهش ویسکوزیته خصوصاً در مورد نفت های سنگین
2-میزان ترشوندگی سنگ تغییر پیدا می کند؛ تمایل به ترشوندگی توسط آب در درجه حرارت بالا افزایش می یابد.
3-کشش سطحی بین نفت و آب با افزایش درجه حرارت کاهش پیدا می کند.
4- انبساط حرارتی باعث می شود که سیال موجود در خلل و فرج سنگ به بیرون تراوش پیدا کند؛ در این حالت، چون انبساط حرارتی نفت خصوصاً نفت های سبک کمتر از آب است، در ابتدا نفت خارج می شود.
5-نفت های سبک تبخیر می شوند.
1-1-4-1-2- انواع روش های حرارتی ازدیاد برداشت :
روش های حرارتی را می توان به دو گروه عمده تقسیم کرد:
فرآیندهایی که شامل تزریق سیال داغ به مخزن می شوند و فرآیندهای تولید گرما در داخل مخزن.
گروه دوم فرآیندهای درجا هستند که شناخته شده ترین آنها فرآیند احتراق درجا است. در این فرآیند هوا و یا هر گاز حاوی اکسیژن به داخل مخزن تزریق شده و هنگامی که نفوذپذیری هوا در اطراف چاه تزریقی به میزان مناسبی رسید، اکسیژن موجود در هوا به همراه قسمتی از نفت مخزن در اثر احتراق می سوزد. گرمای حاصله از این احتراق موجب کاهش گرانروی نفت و در نتیجه افزایش تولید نفت خام می گردد. در حین این عملیات سه 10
فرآیند هم زمان اتفاق می افتد: جابجایی سیال درون مخزن، انتقال حرارت و واکنش شیمیایی.
1-1-4-1-2-1-تزریق دوره ای بخار:
تزریق دوره ای بخار(CSS)، گاه Huff and Puff نامیده می شود، در مخازن حاوی نفت سنگین به طور گسترده به کار برده می شود.یک نمونه این فرایند تقریبا 1000 بشکه در روز آب به صورت بخار به درون چاه پمپاژ می شود، تزریق دو یا سه هفته ادامه می یابد و پس از آن چاه برای چند روز مسدود می شود، پس از آن چاه برای مدت چند ماه تا نزدیک یک سال تولید نفت می کند و این روند چندین بار تکرار می شود.
شکل1-2-شماتیک فرآیند تزریق دوره ای بخار
11
1-1-4-1-2-2- تزریق مداوم بخار:
بخار بصورت مداوم از طریق چاه های تزریقی به مخزن وارد و نفت از راه چاه های تولیدی وارد سطح می شود. قدیمی ترین روش تجاری EOR است ، به احتمال زیاد تنها روشی است که بیشترین مزیت را از چاه های افقی به ما می دهد تزریق بخار است. در مقایسه با تزریق آب نفت بیشتری تولید می کند اما به لحاظ اقتصادی تزریق آب به صرفه تر است. دو فرایند اصلی بر آن حاکم است که شامل ریزش ثقلی با بخار و هیدروکربن است بدین صورت که بخار آب یا هیدروکربن از طریق یک چاه افقی تزریق و نفت از راه چاه افقی دیگری تولید می شود.
شکل1-3- شماتیک فرآیند تزریق مداوم بخار
12
1-1-4-1-2-3- احتراق درجا:
تاکنون بیشترین روش مورد استفاده برای تولید نفت سنگین روش حرارتی تزریق بخار (به هر دو صورت مداوم و چرخه ای) بوده است. در عین حال این روش برای بسیاری از مخازن مناسب نیست. در روش احتراق درجا با تزریق هوا به داخل مخزن و اشتعال نفت، جبهه احتراق پدید می آید و با حرکتی آرام به سمت چاه های تولیدی، نفت را جاروب می کند. این روش در مقایسه با تزریق بخار دارای محدودیت عمق نیست. زیرا گرما در داخل مخزن تولید می شود.. یکی از مهمترین مزایای این روش سبک تر بودن نفت تولیدی نسبت به نفت اولیه مخزن است که دلیل آن تقطیر و شکست هیدروکربن های سنگین در حین احتراق می باشد. امروزه روش احتراق درجا به عنوان کم اتلاف ترین روش ازدیاد برداشت از مخازن نفت سنگین به شمار می آید.
1-1-4-2- روش های غیر حرارتی ازدیاد برداشت :
روش های غیر حرارتی، که در مخازن نفت سنگین معمولا با مشکل تفاوت زیاد تحرک پذیری بین نفت و سیال تزریقی همراه است. این امر باعث کاهش راندمان جاروب کردن نفت به سمت چاه تولیدی می گردد. روش های غیر حرارتی شامل تزریق گاز (نیتروژن، دی اکسید کربن و یا هیدرو کربن) بصورت امتزاجی و یا آب به همراه مواد شیمیایی می باشند.
روش های غیر حرارتی شامل موارد زیر می باشد:
13
1- تزریق فوم و ژل های پلیمری
2- روشهای شیمیایی ازدیاد برداشت
3-روش میکروبی (MEOR )
4- تزریق آب
5- تزریق گاز
6- تزریق متناوب آب و گاز
1-1-4-2-1-تزریق فوم و ژل های پلیمری
امروزه با کاهش ذخایر میادین نفت معمولی و همچنین با توجه به نیاز روز افزون به انرژی توجه خاصی به میادین نفت سنگین معطوف شده است. در ایران در حدود 55 میلیارد بشکه نفت سنگین موجود می باشد. این درحالی است که ضریب بازیافت از این مخازن معمولا کمتر از 15درصد می باشد. روش های گرمایی به عنوان مهمترین روش برای تولید از این مخازن همواره مطرح بوده اند. اما در بعضی مخازن به دلیل عمق زیاد مخزن و یا نازک بودن ضخامت لایه ی تولیدی، استفاده از روش های گرمایی امکان پذیر نیست. براساس مطالعات قبلی تزریق پلیمر در مخازنی با گرانروی نفت بالای 155 سانتی پوآز توصیه نمی شود. اما در سال های اخیر با توجه به افزایش چشمگیر قیمت نفت، بالا رفتن هزینه روش های گرمایی، پایین آمدن قیمت پلیمرها و همچنین پیشرفت های انجام شده در زمینه ی استفاده از چاه های افقی زمینه ی مناسبی برای تزریق پلیمر در مخازن با
14
نفت های گرانروتر فراهم شده است. این روش به منظور کاهش نیروی کشش سطحی بین سنگ و سیال، با تنظیم نسبت تراوایی به گرانروی نفت مخزن, مورد استفاده قرار می گیرد. استفاده از روش تزریق فوم و مواد شیمیایی، به طور مثال در برخی از میادین نروژ به صورت آزمایشی با موفقیت انجام پذیرفته است.
1-1-4-2-2-روش های شیمیایی ازدیاد برداشت:
در ازدیاد برداشت به روش شیمیایی یا همان سیلابزنی شیمیایی، هدف اصلی برداشت بیشتر نفت با استفاده از یکی یا هر دو فرآیند زیر است:
1-کنترل تحرک پذیری با اضافه کردن پلیمرها به منظور کاهش تحرک پذیری آب تزریقی
2-کاهش کشش سطحی( IFT ) با استفاده از فعال کننده های سطحی و یا آلکالین ها
شکل1-4-روند عملیات EOR شیمیایی
15
با کاهش کشش سطحی تماس بین آب و نفت به وسیله تقطیر کردن بخار آب در مخزن باعث کاهش درجه اشباعیت نفت باقیمانده بعد از فرایند آبروبی می گردد (Sorw ) که شامل:
١ - پلیمر روبی:
افزودن پلیمر در روش آبروبی می باشدکه عبارت است از افزودن پلیمرهای انحلال پذیر به آب قبل از تزربق در مخزن که باعث کنترل جابه جایی (بهبود ضریب رانش حجمی) می گردد.
2-سورفکتانت روبی(تزریق مواد فعال سطحی) :
عبارت است از تزریق توده ای محتوی آب، سورفکتانت، الکترولیت(نمک)، الکل و گاهی اوقات هیدروکربن(نفت) که توسط محلول غلیظی از پلیمر و آب به جلو رانده می شود که موجب کاهش کشش سطحی و بهبود ضریب رانش حجمی می گردد.
1-1-4-2-3-استفاده از روش میکروبی(M.E.O.R):
یکی از کاربردهای بیوتکنولوژی استفاده از میکروارگانیسم ها در صنایع نفت می باشد که شامل تحریک میکروب های بومی یا تزریق باکتری های طبیعی انتخاب شده در مخزن برای تولید مواد متابولیک که باعث افزایش برداشت می گردد می باشد. در حال حاضر این تکنولوژی از معدود راه های افزایش برداشت از مخازن قدیمی است که سایر روش ها مانند تزریق آب و گاز دیگر بازده مناسبی در آنها ندارند مضافا بر این که
16
هزینه این روش در مقایسه با سایر روش ها چندان زیاد نیست و برای همین در نقاط مختلف جهان مورد توجه قرار گرفته است.
شکل 1-5- عملیات میکروبی
شیوه های اجرایی MEOR را می توان به دو دسته اصلی تقسیم نمود:
1 – روش درونی
الف) تحریک جمعیت میکروبی به وسیله تزریق مواد مغذی برای افزایش فعالیت میکروبی
17
ب) تزریق میکروب هایی خاص همراه با مواد مغذی به داخل مخزن
2-روش برونی
در روش های برونی روش میکروبی در شرایط بهینه خارج از مخزن و درون فرمانتورهای صنعتی کشت می شود. پس از تکمیل مراحل رشد مورد نظر، محیط کشت حاوی محصولات بیولوژیکی از قبیل پلیمرهای زیستی و عوامل فعال زیستی تولید شده به مخزن اضافه می شود.
1-1-4-2-4-تزریق آب در ازدیاد برداشت از مخازن نفت:
استفاده از آب برای افزایش تولید نفت، تکنیکی با حداقل هزینه است که به آن سیلابزنی با آب گفته می شود. سیلابزنی (تزریق آب)یکی از متداول ترین روش بازیافت ثالثیه به حساب می آید . در اثرتزریق آب به مخازن نفتی ، نفت به سمت چاه های تولیدی حرکت می کند. تزریق آب بیشتر برای مخازن شنی کاربرد دارد و برای مخازن نفتی کشور که عمدتا شکاف دار هستند نباید مورد استفاده قرار گیرد.
ﺑﻌﺪ ﺍﺯ ﺳﺎﻝ1950 ﺑﻮﺩ ﻛﻪ ﺑﺼﻮﺭﺕ ﻋﻤﻮﻣﻲ ﺭﺍﻫﻜﺎﺭﻫﺎﻱ Waterflooding ﺩﺭﻙ ﺷﺪﻧﺪ، ﺍﻣﺮﻭﺯﻩ ﻧﻴﺰ ﺩﺭ ﺑﺴﻴﺎﺭﻱ ﺍﺯ ﻣﺨﺎﺯﻥ ﺟﻬﺎﻥ ﺍﺯ ﺍﻳﻦ ﺭﻭﺵ ﺑﺮﺍﻱ ﺍﻓﺰﺍﻳﺶ ﺑﺮﺩﺍﺷﺖ ﺍﺯ ﻣﺨﺰﻥ ﺍﺳﺘﻔﺎﺩﻩ ﻣﻲ ﺷﻮﺩ ﻭ ﺩﺭ ﺍﻳﺮﺍﻥ ﻧﻴﺰ ﺍﺯ ﺍﻳﻦ ﺭﻭﺵ ﺍﺳﺘﻔﺎﺩﻩ می ﺷﻮﺩ. عوامل موثر بر تزریق آب:
-شکل هندسی مخزن -خواص سیالات مخزن -عمق مخزن -سنگ شناسی و خواص سنگ مخزن
18
مهمترین معیار برای موفقیت آمیز شدن یک عملیات تزریق آب این است که مقدار نفت باقیمانده در مخزن پس از پایان دوره بازیافت ثانویه به اندازه ای باشد که انجام بازیافت ثالثیه از نظر اقتصادی به صرفه باشد. البته بالا بودن اشباع نفت باقیمانده فقط به این معنا نیست که حجم نفت باقیمانده زیاد باشد بلکه شرایط نفوذ پذیری نسبی سیالات را نیز شامل می شود.
1-1-4-2-5- تزریق گاز در ازدیاد برداشت نفت خام :
تزریق گاز به میدان نفتی عملی است که جهت جلوگیری از کاهش فشار نفت مخزن و در نتیجه تثبیت میزان استخراج نفت از یک مخزن نفتی در طول زمان انجام می شود. این روش از دهه ۱۹۵۰ میلادی در سطح بین المللی استفاده شده است. این روش به دلیل کم هزینه بودن در مقایسه با حفر چاه های جدید مورد استقبال قرار گرفت. در این روش از گازهای هیدروکربن، گازکربنیک و ازت استفاده می شود. هدف نهایی از تزریق گاز تامین ضریب بازیافتی بیشتر برای مخازن نفت نسبت به روشهای معمول می باشد. در این فرایند به دلیل وجود خاصیت امتزاج، در اثر تزریق گاز، مویینگی به حداقل کاهش می یابد و در نتیجه نفت موجود در خلل و فرج دیواره مخزن جای خود را به گاز خشک می دهد.
1-1-4-2-5-1- گازهای تزریقی در روش تزریق گاز :
پس از تزریق بخار, این روش بیشترین تولید نفت را موجب می شود، جابجایی توسط تزریق دی اکسید کربن معمولا موثرتر از تزریق نیتروژن و هیدروژن است. درجه ی API و گرادیان فشار برای این سه گاز مختلف است. انتخاب نهایی این روش (تزریق گاز), به میزان در دسترس بودن و قیمت گاز تزریقی وابسته است. در این روش با تزریق گازهای، دی اکسید کربن و نیتروژن باعث افزایش فشار درون مخزن که باعث بالا بردن
19
میزان جابه جایی نفت در مخزن می گردد و شامل:
تزریق CO2
دی اکسید کربن می تواند ترکیبات سبک و متوسط را از نفت استخراج کند و چنانچه فشار زیاد باشد با استخراج بیشتر باعث استخراج نفت از مخزن می گردد. تزریق دی اکسید کربن از بیش از 45 سال قبل شروع شده است. CO2 اغلب با نفت خام مخلوط نمی شود, ولی وقتی با هیدروکربن های مخزن مخلوط شود ویسکوزیته نفت کاهش و بازیافت بهبود می یابد. ایراد این روش مشکل خوردگی ابزار ها و عبور کانالی آن است.
تزریق دی اکسید کربن
تزریقN2 عبارت از تزریق مقدار زیادی گاز نیتروژن که می تواند با توجه به فشار و ترکیبات موجود به صورت امتزاج
20
پذیر یا غیر امتزاجی انجام گردد. در این روش از گاز ارزان قیمت که می تواند قسمت زیادی از حجم مخزن را اشغال نماید، استفاده می گردد.
نیتروژن و هوای فشرده یا سوخت ارزان ترین گازهایی هستند که می توان به مخزن تزریق کرد. نیتروژن و سایر سوخت ها به MMP (حداقل فشار امتزاجی) یکسانی نیاز دارند.یکی دیگر از دلایل انتخاب N2 ، در دسترس بودن , بی خطر بودن و قیمت پایین آن است. اما مشکل اصلی آن نسبت به سایر گازها نیاز به بالاترین حداقل فشار امتزاجی است.
تزریق گاز ازت
برای ازدیاد برداشت از مخازن نفت در سالهای اخیر مورد توجه قرار گرفته است . اولین پروژه تزریق گاز نیتروژن در مخزن Fordoche Field ایالت لوئیزیانای آمریکا در سال 1977 میلادی شروع گردید . در این مخزن قبل از تزریق نیتروژن گاز متان تزریق می شده است و به علت عدم دسترسی به مقدار قابل نیاز متان و گران بودن آن ازت جایگزین متان گردیده است . تزریق گاز ازت برای تثبیت فشار ، برای برداشت ثانویه و ثالثیه (برداشت نفت بعد از تزریق آب) ، در حالت امتزاجی و غیر امتزاجی ، در مخازن آهکی و شنی ، شکافدار و بدون شکاف و نیز برای بازگردانی مخازن گاز قطران به کار میرود .
در تزریق عمودی و پایدار ثقلی گاز کربنیک برای کاهش چگالی CO2 و موثر نمودن نیروی ثقلی ، گاز ازت و CO2 مخلوط می شوند . امروزه در مخازن متعددی در آمریکا و کانادا تزریق گاز ازت به طور خالص و یا همراه با گاز CO2 حاصل از سوخت به صورت امتزاجی و غیر امتزاجی انجام می گیرد و برنامه تزریق گاز ازت در چندین مخزن دیگر نیز در حال مطالعه و بررسی است . تمام پروژه های تزریق این گاز تا کنون از لحاظ فنی و اقتصادی موفق بوده اند .
تزریق گاز N2 به خصوص برای مخازن عمیق و نفت های سبک که دارای درصد بالایی هیدروکربن های میانی 21
(C2-C6) و متان هستند مناسب است . مخازن حاوی نفت های سبکتر از 35 درجه API نامزدهای خوبی برای تزریق امتزاجی این گاز هستند . گاز نیتروژن با نفت های سبک به حالت امتزاج در می آید ولی معمولاً حداقل فشار امتزاج(MMP) آن بالاست. برای یک نمونه نفت سبک دریای شمال حداقل فشار امتزاج با گاز ازت معادل 4730 پام اندازه گیری شده است. در حالت تزریق امتزاجی گاز N2 درصد برداشت نفت بالاست (در آزمایشگاه بالای 90 درصد) و در حالت امتزاج جزیی گاز در نفت نیز درصد برداشت نفت قابل ملاحظه است .
تزریق هیدروکربن
یکی از قدیمی ترین روش های EOR تا قبل از بدیهی شدن مفهوم MMP است.در این روش معمولا مقدار کمی وزن اضافی در بعضی میادین بخاطر تزریق HC به وجود می آید. فشار لازم جهت امتزاج پذیری به ترتیب بین N2 و CO2 قرار می گیرد. این روش در مخازن با عمق کم البته با تزریق هیدروکربن های فشرده(C2-C6) به کار می رود.
1-1-4-2-6-تزریق متناوب آب و گاز:
در روش تزریق WAG، آب و گاز در سیکل های زمانی مشخص شده به طور متناوب به مخزن تزریق می
شوند. در این روش، گاز تزریق شده حفره های دارای میزان اشباع بالای نفت را اشغال و به این ترتیب باعث
به حرکت درآوردن نفت بخش های جاروب نشده مخزن می شوند. در ادامه با تزریق آب نیز نفت باقی مانده و محصور شده در اطراف سنگ های مخزن حرکت کرده و موجب کاهش بیشتر میزان اشباع نفت و افزایش بازدهی تولید می شود. به علاوه تزریق آب بعد از گاز موجب جلوگیری از افزایش درصد اشباع و تحرک نسبی 22
گاز، کنترل و کاهش نسبت تحرک و ایجاد جبهه حرکت پایدار در مخزن می شود. این جبهه سبب جلوگیری از ایجاد پدیده انگشتی شدن زودرس گاز در چاه تولیدی می گردد. به طورکلی درصد اشباع نفت باقی مانده در تزریق WAG کمتر از روش های معمول تزریق آب و گاز می باشد. از تزریق متناوب آب و گاز برای افزایش فشار در مخزن نیز می توان سود جست.
شکل 1-10- تزریق متناوب آب وگاز
23
فصل دوم :
ازدیاد برداشت به روش تزریق گاز ( gas injection )
24
2-1- تاریخچه ازدیاد برداشت نفت به روش تزریق گاز:
سناریوی تزریق گاز در مخزن آسماری بر اساس اولین مطالعه میدان که در سال 1975 میلادی انجام شد، تعیین گردید و بر اساس این مطالعه قرار شد که تزریق گاز با نسبت اولیه 2000 فوت مکعب بر بشکه در مخزن انجام گیرد.
تزریق گاز در خردادماه 1356 و از طریق11 حلقه چاه تزریقی با هدف تثبیت فشار و با دبی حدود 900 میلیون فوت مکعب در روز به صورت تزریق مستقیم در کلاهک گازی مخزن آسماری میدان آغاز گردید. گاز تزریقی، از گاز گنبدی یکی از میادین همجوار و گاز همراه تولیدی میدان تامین گردید. در بحبوحه جریانات انقلاب اسلامی و هرچند در یک بازه زمانی کوتاه مقدار تولید به بیش از یک میلیون بشکه در روز رسید، اما مقدار تزریق برنامه شده محقق نشد و تا سال 1365 با نوسانات زیادی همراه گردید. اما از آن سال به بعد، روند تزریق به شکل منظم تری افزایش یافت و به بیش از یک میلیارد فوت مکعب در روز نیز رسید(نمودار2-1). (نمودار 2-2) تعداد کل چاه های تزریقی و میزان گاز تزریق شده از طریق هر چاه را در مخزن نشان می دهد.
در فاصله سال های 1377 تاکنون میزان تزریق بین 800 تا 1000 میلیون فوت مکعب در روز و نسبت تزریق به تولید بین 1900-1800 فوت مکعب بر بشکه بوده است(نمودار 2-3).
25
نمودار 2-1- میانگین تزریق روزانه گاز در میدان در سال های مختلف
نمودار 2-2- تعداد چاه های تزریقی و میزان گاز تزریق شده از طریق هر چاه
نمودار 2-3- نسبت گاز تزریقی به نفت تولیدی در سال های مختلف
26
در حال حاضر مجموع گاز تزریق شده به حدود 10 تریلیون فوت مکعب رسیده درحالیکه مجموع نفت تولیدی از میدان حدود 10میلیارد بشکه است(نمودار 2-4)
نمودار 2-4 میزان تولید انباشتی نفت و تزریق انباشتی گاز در میدان
2-2-راندمان تزریق گاز :
عوامل زیادی در راندمان تزریق گاز به میدان نفتی دخیل هستند. از جمله آنها می توان به موارد زیر اشاره کرد:
1: اندازه و شکل هندسی مخزن
یکی از عوامل موثر در موفقیت عملیات تزریق گاز میزان سطح تماس بین سیال تزریق شده و نفت درون مخزن است. از آنجا که تزریق سیال ثانویه انحصاراً توسط چاه ها انجام می شود، توزیع یکنواخت سطح تماس کار آسانی نمی باشد.
27
برای پایش سطح تماس سیال با نفت درون مخزن، طبیعت و ساختمان هندسی مخزن و نیز انتخاب محل چاه های تزریقی اهمیت ویژه ای دارد. شکل هندسی ساختمان مخزن را به طور طبیعی نمی توان تغییر داد. ولی با انتخاب الگوی صحیح چاه های تزریقی، دبی تزریق و هماهنگی زمان تزریق و زمان تولید می توان تا حدودی موفقیت را تضمین کرد. الگوهای هندسی مختلفی برای تزریق گاز استفاده می شوند که معروفترین آنها الگوی خطی و پنج نقطه ای می باشد. انتخاب نوع الگو مورد استفاده در تخصص مهندسین حفاری می باشد.
2: درجه تخلل و قدرت نفوذپذیری سنگ مخزن
ناهمگن بودن میزان تخلخل و قابلیت نفوذپذیری سنگ مخزن نیز از دیگر عوامل موثر می باشد. سنگ مخزن در هر نقطه، به دو علت رسوب گذاری و بزرگی مخازن ممکن است تغییر کند.(ناهمگن شود) همچنین نحوه تشکیل و نوع فشار طبقات فوقانی بر لایه های مختلف سنگ مخزن در تغییر خواص نامبرده شده موثر خواهد بود.انتخاب محل مناسب چاه های مورد استفاده در تزریق، به دلیل لایه لایه و ناهمگن بودن سنگ مخزن، از مشکلات تزریق امتزاجی گاز می باشد.
3 : شیب طبقات مخزن
به علت آنکه انرژی پتانسیل گاز، منشا اصلی محرک در جابجایی نفت است، تفکیک ثقلی گاز به بازده عمل کمک شایانی می کند. شیب زیاد طبقات زمین کمک می کند که نفت بر اثر سنگینی خود همواره از گاز جدا بماند و به طرف پایین که چاه های تولیدی قرار دارند حرکت کند. ضخامت و ناهمگنی سنگ مخزن و درجه لایه لایه بودن آن از عوامل موثر در عمل تفکیک ثقلی و در نتیجه راندمان کل عملیات است .
28
4 : طبیعت نفت مخزن
نوع و درصد مواد هیدروکربنی در نفت مخزن، در انتخاب نوع گاز تزریقی اهمیت دارد. هرچه هیدروکربن های سبک و متوسط در نفت مخزن بیشتر باشد، علاوه بر آنکه ارزش نفت بیشتر است، برای عملیات تزریق امتزاجی گاز نیز مناسبتر است. نفت سنگین احتیاج به میزان بیشتری از مواد حلال گونه دارد که منجر به هزینه بیشتری جهت فراهم آوردن مواد مورد نیاز می شود. با توجه به اینکه مخازن نفت سنگین در ایران معدود است، احتیاج به صرف هزینه های سنگین در این روش مورد نیاز نمی باشد.
5 : شرایط فشار و دمای مخزن
برای برقراری شرایط امتزاجی در دمای مخزن، نیاز به وجود فشار خاصی بر نفت و حلال آن می باشد. این فشار مورد نظر را می توان با نمودار فازی پیش بینی کرد.
6 : ترکیب درصد گاز تزریقی
یکی از پارامترهای مهم درصد هیدروکربن های دارای وزن متوسط گاز است. میزان این مواد باید به گونه ای باشد که عمل امتزاج به طور پیوسته انجام گیرد. برای جابجا کردن نفت با گاز در فشارهای پایین تر معمولاً به گازی نیاز است که درصد ترکیبات با وزن متوسط آن زیاد باشد و در فشار جابجایی بالاتر درصد این ترکیبات معمولاً کمتر است.
7 : درجه اشباع سیالات موجود در مخزن
29
معمولاً به دلیل استخراج مقداری از سیالات مخزن(آب، نفت و گاز)، درجه اشباع باقی مانده این سیالات در مخزن تغییر می کند. این وضعیت باعث بر هم خوردن وضعیت تعادلی و فشار موئینگی در مخزن می شود. به دنبال این اثرات و نیروهای محرکه طبیعی تولید، درصد نفت باقی مانده در جداره مخزن زیاد می شود. به دلیل آنکه درجه ناهمگنی سنگمخزن عملاً بیشتر از نمونه های آزمایشگاهی است، میزان تلفات نفت در هنگام برداشت از مخزن همواره بیشتر از پیش بینی ها می باشد .
2-3- مکانیسم های روش تزریق گاز :
2-3-1- تزریق غیر امتزاجی گاز :
در تزریق غیر امتزاجی میان ماده تزریق شده و هیدروکربن های موجود در زیر زمین واکنشی صورت نگرفته 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. با تزریق گاز در مخازن نفتی ایران به ازای هر یک میلیون فوت مکعب گاز طبیعی تزریق شده به مخازن نفت ، میتوان به طور متوسط حدود 150 بشکه نفت اضافی تولید نمود .
2-3-2- تزریق امتزاجی گاز :
پروسس های جابجایی امتزاجی :
30
در این پروسس از طریق یک حلال مانند الکل ، هیدروکربن های تصفیه شده گازهای هیدروکربنی مایع شده و
دی اکسید کربن که بتواند در نفت مخزن حل شود ، استفاده می شود.
تزریق حلال سبب کاهش نیروهای موئینه که باعث اقامت نفت در منافذ سنگ های مخزن هستند می شود. برای شکستن مخلوط نفت ـ حلال پس از تزریق حلال ، تزریق مایع یا گاز انجام می شود ، پروسس جابجایی امتزاجی به چهار گروه تقسیم می شود:
الف : پروسس توده امتزاج پذیر Miscible Slug process
ب : پروسس غنی از گاز The Enriched.gas process
ج : پروسس گاز رقیق فشار بالا The high pressure lean gas
د : پروسس دی اکسید کربن و حلال Co2 proccess and the mutual solvent
الف ) پروسس توده امتزاج پذیر :
تزریق توده ای از هیدرو کربن های مایع که حجم آن برابر نصف حجم منافذ مخزن است ، انجام می گیرد . پس از تزریق این توده ، گاز یا مایع به مخزن تزریق می شود .
ب) پروسس غنی از گاز :
در این پروسس تزریق توده غنی از گاز طبیعی ( به اندازه 20ـ10 درصد حجم منافذ مخزن ) انجام می گیرد و به دنبال تزریق توده ، تزریق کمی گاز و آب به مخزن انجام می پذیرد . این پروسس در محدوده فشار1700-3000 psi کاربرد دارد .
ج) پروسس گاز رقیق :
31
در این پروسس تزریق گاز رقیق نسبت به 6c ـ c2 با فشار بالا انجام می گیرد ، که معمولاً سبب کاهش تبخیر نفت خام و تشکیل یک فاز امتزاجی بین مخزن نفت و گاز می شود. این گاز شامل ترکیبات 6c ـ c2 از نفت به گاز منتقل می شود .
د ( پروسس دی اکسید کربن و حلال :
این پروسس شامل تزریق حلالها از جمله الکل می شود. این حلال باید قابلیت امتزاج در نفت مخزن و آب را داشته باشد . این حلالها در مخزن نفت تشکیل یک فاز می دهند و برای ابقاء این فاز غلظت حلال باید زیاد باشد .در پروسس دی اکسید کربن ، مکانیزم دی اکسید کربن قابل امتزاج در نفت ، مانند مکانیزم پروسس گاز رقیق با فشار بالا می باشد . تحت شرایطی از فشار، دما و ترکیب نفت مخزن ، دی اکسید کربن یک جبهه امتزاج پذیر بوجود آورد که مایع امتزاج پذیر را به حرکت در آورده و برای جابجایی نفت و رانش آن به طرف چاه های تولید موثر باشند. دی اکسید کربن می تواند در دمای نرمال مخزن و در فشار کمتر از 1500 psi امتزاج پذیر باشد . وجود ناخالصی در دی اکسید کربن ، مانند نیتروژن و متان ، فشار امتزاج پذیری را افزایش می دهد در حالی که وجود ناخالصی ها مانند پروپان و سولفات هیدروژن این فشار را برای رسیدن به امتزاج پذیری کاهش می دهد. استفاده از میکرو ارگانیزم های انتخاب شده و مواد حاصل از متابولیسم نیز برای تحرک
و تولید نفت ، مسئله بسیار جالبی است که اخیراً در جهان مطرح شده است . در این روش از طریق میکرو ارگانیزم به درون مخزن و جابجایی نفت توسط مواد حاصل از متابولیسم این موجودات استفاده می گردد. این عمل بعد از جابجایی ثانویه انجام می گیرد و برای این است که نفت باقیمانده را کاهش دهند. این روش ازدیاد برداشت تحت عنوانMicrobial Enhance recovery (M.E.O.R) نامگذاری شده و به روش های معمول E.O.R شباهتی ندارد. متاسفانه پروسسهای E.O.R برای کاربرد ، نیاز به سرمایه گذاری اولیه و مدیریتی با دقت دارند ، در حالی که سرعت افزایش بازیابی نفت کم و از نظر زمانی طولانی است . یک مخزن ابتدا به وسیله ارزیابی از نفت اشباع ، وضع و ساختمان طبقات زمین ( Stratigraphy ) و هیدرولژی (آب شناسی ) شناخته و مشخص می شود و بر اساس نحوه سهولت ، انجام پروژه های E.O.R بر روی مخزن بررسی می گردد .
32
2-4- عوامل موثر در افزایش بهره وری :
طی زمان تولید از مخزن نباید اجازه داد که انرژی مخزن به هدر رود و نفت به تله بیفتد و در مخزن باقی بماند. این کوششی است که در روش های بهره وری ثانویه به وسیله تزریق آب و یا گاز صورت می گیرد و نتیجه آن تثبیت فشار و فشار افزایی مخزن خواهد بود، لیکن علیرغم همین عملیات ، اگر نفت در خلل و فرج مخزن باقی بماند ، باید به طریقی آن را به حرکت درآورد.
شیوه های مختلف بهره وری یا بهره افزایی Rnhanced Recovery بر اساس از بین بردن یکی از عوامل فیزیکی که عمدتاً باعث نگهداری نفت در خلل و فرج می شوند ، ابداع گردیده است . در این میان کشش سطحی مهمترین عواملی است که باعث باقیماندن نفت در خلل و فرج مخزن می شود .کاهش کشش سطحی با افزایش فشار یا تثبیت صورت می گیرد و همچنین اضافه نمودن مواد شیمیایی قابل امتزاج با نفت برای تغییر کشش سطحی و یا چسبندگی آنها و (Wettability ) و کم نمودن ویسکوزیته سیالات انجام می گیرد.ضمن اینکه راندمان جارو کردن( Sweepping ) و یا گرانروتر نمودن سیال جابجا کننده نسبت به جابجا شونده با اضافه نمودن پلیمرها امکان دارد.
2-5- فرآیند تزریق گاز امتزاجی Miscible gas injection :
2-5-1-تئوری امتزاج:
اختلاط یکدست دو سیال با هر نسبت دلخواه بطوری که هیچ گونه سطح جدایی بین دو سیال مشاهده نشود را امتزاج دو سیال می گویند. چنانچه دو سیال در تمام نسبت ها قابل اختلاط نباشد ، آنها را غیر قابل امتزاج می گویند . این امر به فشار و دما و همچنین به درصد مواد مختلف مورد اختلاط بستگی دارد. متان ،پروپان و….خاصیت اختلاط با نفت را دارا می باشند و اساس تزریق امتراجی را تشکیل می دهند. طرز عمل چنین است که با استفاده از حداقل مقدار حلال بعنوان پیشرو در صف مقدم،تماس حلال با نفت صورت گرفته و
33
متعاقب آن گازبا فشار بالا برای حرکت دادن نفت به طرف چاه های تولید استفاده می شود. حلال پیشرو که در صف مقدم تماس است باید دارای چنان خواصی باشد که از یک طرف قابلیت امتزاج با نفت را داشته باشد تا بتواند آنرا در خود حل نماید و به طرف جلو براند و از طرف دیگر قابلیت امتزاج در گاز خشک عقب جبهه را داشته باشد که بتواند آنرا بدنبال خود بکشاند. این جبهه گاز قابل امتزاج( Miscible Bank ) قادر به جابجا نمودن قسمت اعظم نفت مقابل خود می باشد و این حالت بر خلاف رانش عادی گاز غیر قابل امتزاج است نفت و گاز همزمان حرکت می نمایند و درصدی از نفت پشت جبهه گازی باقی می ماند .در تزریق امتزاجی فقط یک فاز در یک نقطه معین جریان می یابد بطوری که فقط نفت جلوی جبهه و تنها گاز در پشت جبهه جریان دارد .
خاصیت چسبندگی و اندازه خلل و فرج ، در جابجایی نفت بوسیله گاز نقش موثری خواهد داشت . در عمل جابجایی نفت توسط گاز به علت آنکه گاز اصولاً تمایل چندانی به چسبیدن به جدار سنگ را ندارد ، بیشتر سعی می کند از مرکز فضای پر شده از نفت عبور کند، نتیجه آنست که گاز که قابلیت تحرک بیشتری از نفت را دارد از وسط نفت عبور کرده و عمل جابجایی را بطور کامل انجام نمی دهد و نفت را پشت سر خود باقی می گذارد . از طرف دیگر آب برعکس گاز به علت آنکه تمایل زیادتری به چسبیدن به جدارهای سنگ را دارد ، در عمل قدرت جابجایی بیشتری دارد .
عمل تزریق امتزاجی ، فشار موئین ( Capillary Pressure ) را به طورکلی از بین می برد و در نتیجه با ازبین رفتن کشش سطحی بین نفت وسیال جابجا کننده ، تمامی یا حداکثر نفت محبوس شده در منافذ سنگ مخزن استخراج خواهد شد . لازم به توضیح است که در تزریق امتزاجی بر عکس عمل جابجایی بوسیله آب ، امکان دستیابی به منافذ کوچک و بن بست ، محدود بوده و در بعضی موارد غیر ممکن است . به همین دلیل معمولاً در اوایل عمر یک مخزن که درجه اشباع نفت زیاد است با بهره گیری از عمل جابجایی آب ، حداکثر نفت قابل دستیابی را استخراج می کنند و پس از آن با عمل تزریق امتزاجی باقیمانده آن را بیرون می آورند. در مواردی هم که عمل جابجایی با گاز انجام می شود، در خاتمه عمل می توان نفت باقیمانده را به کمک حلالها استخراج نمود .( معمولاً پروپان یا مخلوطی از پروپان و اتان یا بوتان )
34
2-5-2-شرایط امتزاج :
همانطور که گفته شد ، اختلاط یکدست سیال وقتی صورت می گیرد که کشش سطحی صفر شود. این اختلاط بستگی به دما ، فشار و ترکیب سیال دارد. برای روشن شدن این مطلب از نمودار سه جزیی که تقریبی از ترکیب هیدروکربورهای سبک و متوسط و سنگین می باشد ، می توان استفاده نمود.
2-5-3- انواع تزریق امتزاجی :
با توجه به شرایط مخزن و ترکیب درجه حرارت و فشار آن و ترکیب گاز تزریقی ، تعاریف مختلف برای انواع تزریق گاز وجود دارد .
2-5-3-1-تزریق در فشار بالا :
در این حالت امتزاج به وسیله گاز رقیق ( Lean ) با افزایش فشار مخزن حاصل می گردد. مکانیزم تزریق گاز طبیعی در فشار بالا در مخازنی که نفت فرار دارند می تواند منجر به جابجایی امتزاجی نفت مخزن گردد . هیدروکربورهای میانی ( اتان تا هگزان )از نفت اطراف چاه های تزریقی تبخیر شده و به سوی فاز گاز تزریق می رود تا زمانی که گاز به اندازه ای غنی شود که بتواند با نفت دست نخورده منزوج گردد. به عنوان جزیی از فاز قابل امتزاج جدید ، تمام نفت از سنگها جدا گشته و عملاً به وسیله گاز جارو می شود . فشار لازم برای امتزاج نفت مخزن و گاز طبیعی بستگی به مقدار هیدروکربورها در نفت و ترکیب گاز دارد . این شیوه ، رانش گاز تبخیر شونده نیز خوانده می شود .
2-5-3-2-تزریق امتزاجی با گاز غنی شده :
بطور کلی ، فشارهایی که برای امتزاج متان و گازهای رقیق با نفت خام مخزن لازم است بالاتر از فشار عادی عملکرد مخزن می باشد .برای اینکه بتوان به امتزاج در فشارهای پائین تررسید ، گاز جابجا کننده باید با پروتان و یا بوتان غنی گردد تا قابلیت امتزاج فراهم شود. امتزاج با نفت در این روش به وسیله گاز غنی شده حاصل می گردد . نفت جابجا شده مرتباً با حلال جدید ، یعنی اجزای میانی با فرآیندی به نام تماس چند جانبه تماس حاصل می کند تا به امتزاج پویا یا شرطی برسد . این انتقال هیدروکربورهای میانی عمدتاً از طریق چگالش
35
گاز صورت می گیرد. این نوع مکانیزم ، رانش گاز چگالنده ( Codensing Cas Drive ) نیز خوانده می شود .
2-5-3-3- امتزاج لخته ای :
وقتی که غنای کافی در گاز وجود داشته باشد گاز جابجا کننده با نسبتها ممزوج خواهد شد. این فرآیند معمولاً درصد بالایی مایع لازم دارد و کاربرد آن به طور کلی محدود به مواردی است که لخته ای باریک می تواند بین نفت و گاز باشد. این فرآیند در واقع عمل امتزاجی مایع با مایع است که در آن حجمی از پروپان مایع یا LPG و یا حلال دیگر تزریق می شود و متعاقب آن برای جلو راندن نفت به اطراف چاه های تولیدی ، گاز متراکم تزریق می کنند. مایع تزریق شده اول که قابلیت امتزاج با نفت را دارد آن را به طور کامل جابجا نموده و به جلو می راند . برای مخازنی که فشار آنها کمتر از 2000 پوند باشد جبهه ای از LPG مایع به طور کامل لازم است تا بتوان به جابجایی امتزاجی دست یافت . این جبهه LPG را نیز می توان به طریقی ممزوج با گاز جابجا نمود . فشاری که برای متان لازم است تا با LPG ممزوج شود بستگی به ترکیب LPG و درجه حرارت مخزن دارد . برای پروتان و بوتان به ترتیب فشار امتزاج بالاتر لازم است تا بتواند پروتان و بوتان را به طریقی ممزوج جابجا نماید . فشار لازم برای جابجایی ممزوج جبهه معینی از پروپان و بوتان در آزمایشگاه تعیین می شود.
2-5-4- شرایط لازم برای تزریق امتزاجی :
مهمترین شرایط برای رانش امتزاجی موفق ، رسیدن به تعادل ثقلی یا جابجایی پایدار می باشد. این ضابطه در یک مخزن با سازنده های شدیداً شیب دار با شیب های با نفوذ پذیری کلی بالا تحقق می یابد . اگر چه نفوذ پذیری شکاف ها به نفوذ پذیری مخزن می افزاید ، اما شکافدار بودن مخزن از راندمان رانش امتزاجی می کاهد . حرکت تدریجی جابجا کننده ( گاز ) در امتداد شکاف ها بدون آنکه به طور کامل با نفت زمین تماس حاصل نماید ، دلیل عمده این مسئله است .
جابجایی امتزاجی پایدار در لایه های عمودی نمی توانند بوجود آید مگر با لایه های بسیار باریک . هم تجربه های آزمایشگاهی وهم اطلاعات روزمره نشان می دهد شاخه شاخه شدن ( Fingering) باعث راندمان پایین بهره وری خواهد شد. ناهمگونی مخزن این مسئله را خراب تر خواهد کرد.
36
سایر شرایط مناسب برای تزریق امتزاجی عبارتند از :
1. سازنده همگن .
2. نفوذ پذیری بالای زمین ، اگر سازنده شکافدار باشد .
3. ستون نفت ضخیم .
4. عدم وجود کلاهک گازی .
5. فشار اولیه بالا در مخزن ، ترجیحاً بیش از فشار قابل امتزاج .
6. خواص مناسب سیال مخزن ( نفت سبک ، گاز غنی ) .
بدیهی است در این زمینه تحقیقات زیادی لازم است تا روش های گوناگون تجربه گردد. شیوه های تزریق امتزاجی برای مخازن بزرگ و تخلیه شده ایران مناسب نیستند . تنها در مخازن کوچک و در فشار های بالا می توان این شیوه ها را بکار برد. مناسب ترین شیوه ها به خاطر وجود گاز ، تزریق در فشار بالا است .
37
فصل سوم :
بررسی فرآیند تزریق گاز در میادین مختلف ایران و جهان از طریق شبیه سازی و روش میدانی
38
حال در این فصل به بررسی و مقایسه سه میدان که عملیات تزریق گاز در آنها به صورت میدانی و شبیه سازی انجام گرفته میپردازیم :
3- 1- مدل اول مورد مطالعه :
Psi شبیه سازی شده است .فشار و دمای اولیه این مخزن به ترتیب5500 Eclipse 100 این مدل با نرم افزار
است . این مدل یا ایعاد 5/28 در 5/4 کیلومتر در سازند آسماری واقع است . در طی عملیات شبیهF و 210
، تقسیم گردید . مدل در شکل 1 نشان داده شده است : X ، Y ،Z : سازی این مدل به شبکاتی در جهت
شکل3- 1 : شماتیک مدل شبیه سازی شده
این مدل باید با داده های اصلی گذشته برای اطمینان بیشتر تطابق داشته باشد . مدل فوق با حساسیت بر روی و دیگر خواص پترو فیزیکی مثل تراوایی و تخلخل ساخته شده است .Aquifer پارامتر های آبخوان
سازگاری و تطابق این مدل با داده های اصلی و قبلی مخزن در نمودار زیر آمده است :
39
نمودار3- 2 : تطابق فشار محاسبه شده و فشار مشاهده شده
🙁 MMP ) 3-2- تعیین حداقل فشار امتزاج
کمترین فشاری است که در آن مخزن نفت و گاز تزریق شده در تمامی قسمت ها باهم مخلوط هستند MMP برای مخازن هیدروکربوری ، امتزاج به صورت شرایط فیزیکی بین 2 یا چند سیال که قادر به مخلوط شدن در تمام ابعاد میباشند ، تعریف میگردد . اگر 2 فاز مایع پس از اضافه کردن مقداری مایع دیگر قابلیت مخلوط شدن را دارا شوند ، آن مایعات غیر قابل را غیر قابل امتزاج میخوانند .
راندمان جابه جایی به حداقل فشار امتزاج بستگی دارد .در این مطالعات با شبیه سازی تست لوله باریک در نرم MMP تعیین میگردد و همانطور که در نمودار 3 و 4 مشاهده میشود ، MMP ارزش Eclipse 300 افزار برابر 6/4877 است . پس متان انتخاب بهتری برای تزریق N2 گاز MMP و Psi گاز متان برابر 5/4592
امتزاجی است .
40
گاز متانMMP نمودار3- 3 : دیاگرام
گاز نیتروژنMMP 4 : دیاگرام 3- نمودار
41
3-3- سناریو های کاربردی :
در این مطالعه از 3 سناریو برای پی بردن به بهترین وضعیت بهینه سازی تولید ، استفاده شده است . در سناریو اول تخلیه طبیعی در نظر گرفته شد و بعد گاز متان و نیتروژن تزریق گردید و نتایج زیر بدست آمد :
تخلیه طبیعی :
در این حالت وضعیت مخزن در یک دوره زمانی 15 ساله مدلسازی شده است ، نتایج این مدل در نمودار 6 و FOPT و FPR 7 نشان داده شده است خط سبز بیانگر این حالت میباشد ،همانطور که مشاهده میشود فشار
روند مشابهی به مقادیر پیش بینی شده دارند .
:CH4 3-3-1 تزریق متان
قبل از انجام این سناریو همانطور که در نمودار 5 دیده میشود ، 2 حلقه چاه تزریقی مدلسازی شد. ساختار حلقه چاه ها چهار نقطه ای میباشد .
گاز متان در هر دو چاه تزریقی به طریق MMCSF/Dayدر این سناریو تزریق مقدار 35
امتزاجی صورت گرفت . میتوان از نمودار 6 و 7 دریافت که تزریق گاز متان باعث افزایش فشار میدان
نسبت به سناریو تخلیه طبیعی میشود . (خط آبی مربوط به سناریو تزریق ،FOPT و کل تولید نفت FPR
متان است .)
:N2 3-3-2- تزریق نیتروژن
در این تحقیق ، گاز نیتروژن به مدل تزریق شد . نتایج نشان میدهند که این روش شرایط بهتری را برای فشار میدان و کل تولید نفت در مقایسه با تخلیه طبیعی و تزریق متان محیا میکند که در نمودار های 6 و 7 ارایه شده
42
است. (خطوط مشکی بیانگر تزریق نیتروژن میباشد .)
نتایج شبیه سازی سناریو های تخلیه طبیعی ، تزریق متان و نیتروژن ، در جدول 1 و نمودار 8 مشاهده میشود . )OOIP( روشن است که ضریب بازیافت این سناریو ها به ترتیب 19 % ، 27 % و 29 % نفت درجای اولیه
و مقادیر فشار ضریب بازیافت در هر سناریو در جدول شماره 1 قابل مشاهده است. FPR و FOPT میباشد .
نمودار3- 5 : ساختار چاه های تزریقی
43
در سه سناریو FPR نمودار3- 6: مقایسه مقدار
در سه سناریوFOP نمودار3- 7 : مقایسه مقدار
44
سناریو ها
FOPT (STB)
FPR ( PSI )
ضریب بازیافت (%)
تخلیه طبیعی
415000000
4462
19
تزریق متان
522000000
4623
27
تزریق نیتروژن
565000000
4658
29
جدول 1 : نتایج شبیه سازی سناریو ها
نمودار3- 8 : مقایسه ضریب بازیافت نفت در هر سه سناریو
45
: نتایج میدان اول مورد مطالعه : 4-3
در این مطالعات، سه سناریو در یکی از مخازن اشباع نشده ایران در نظر گرفته شد . در این سناریو ها تزریق گازهای متان و نیتروژن به منظور ازدیاد برداشت نفت صورت گرفت و با حالت تخلیه طبیعی مقایسه گردید و نتایج به صورت زیر بدست آمد :
) متان و نیتروژن به ترتیب برابر 5/312 و 371 اتمسفر است .MMP( – حداقل فشار امتزاج
و حداقل فشار امتزاج متان دارای مقدار کمتری نسبت به نیتروژن است PSI – چون فشار مخزن برابر 5500
در این رابطه نیتروژن بهترین انتخاب برای تزریق امتزاجی است .
– در سناریو تخلیه طبیعی ، تزریق متان و تزریق نیتروژن ، کل تولید نفت میدان به ترتیب زیر میباشد :
پس تزریق نیتروژن بهینه تر است .STB 415000000 ، 522000000 ، 565000000
– در تخلیه طبیعی ، تزریق متان و نیتروژن ، فشار میدان به ترتیب برابر :
است ، از این رو نیتروژن بهترین انتخاب برای تزریق است .PSI 4462 ، 4623 و 4658
– در سه سناریو مورد مطالعه ضریب بازیافت نفت به ترتیب زیر میباشد :
19% ، 27 % و 29 % نفت درجای اولیه ، در نتیجه تزریق نیتروژن اقتصادی تر نیز میباشد .
46
3-2- میدان دوم مورد مطالعه
واقع در حوزه رسوبی برکین الجزایر :RKF در میدان TAGI تزریق امتراجی گاز در مخرن
RKF نقشه ساختمانی و موقعیت چاه ها در
این میدان در سال 1992 با حفر 5081 متر چاه اکتشافی کشف شد . تولید این میدان با دبی ثابت 5000 بشکه در روز از دو مخزن تاگی و کربونی فروس در اعماق 3000 و 3400 متری آغاز شد . مشخصات مخزن در (جدول 1 ) مشاهده میشود . بعد از 9 سال تزریق امتزاجی گاز و تزریق 90 میلیارد متر مکعب گاز از طریق 4 حلقه چاه تزریقی (که ترکیبات گاز تزریقی در شکل 3 نشان داده شده است ) ، بیش از 50 میلیون بشکه نفت بازیافت شد .
47
این میدان در حال حاضر 20000 بشکه تولید در روز دارد .پس از گذشت این 9 سال تعداد چاه های تزریقی به 5 حلقه رسید در سال 2001 نسبت گاز به نفت میدان 1450 فوت مکعب به 2200 فوت مکعب در سال 2004 رسید . ( شکل 2 )
RKF مشخصات میدان
ضخامت
492 فوت
میزان تخلخل
18-12 %
نفوذ پذیری
1000-10 Md
جدول 1
شکل 2
48
RKF ترکیبات گاز تزریقی به میدان شکل 3 :
: : نتیجه میدان دوم مورد مطالعه 3-2-3
بالایی صورت گرفت و از سال 2001 نسبت گاز به نفت از 1450 TAGI 86 % از تولید انباشتی نفت از
در سال 2004 رسید . scf/bbl 2200 به Scf/bbl
49
3-3- میدان سوم مورد مطالعه :
یک طاقدیس نامتقارن به طول 25 و عرض 5 کیلومتر بر روی گروه بنگستان است . بر اساس X میدان نفتی
اطلاعات پتروفیزیکی این مخزن از سه سازند ایلام ، سورگاه ، سروک تشکیل شده است . و در جدول 1 خصوصیات مخزن شرح داده شده است :
موقعیت میدان مورد مطالعه
مدل سه بعدی مخزن
50
مشخصات مخزن
98/43
LB/FT^3 دانسیته نفت
13/1
ضریب حجمی گاز سازند Rbbl/Mscf
134
F دمای مخزن
38/1
ضریب حجمی نفت سازند Rbbl/STB
171/0
Cp ویسکوزیته نفت
668
Scf/STB نسبت گاز به نفت
016/0
Cp ویسکوزیته گاز
2001
Ftss عمق مبنا
86/22
درصد اشباع نفت %
2180
Psi فشار متوسط مخزن در عمق
0000429/0
تراکم پذیری سنگ مخزن
1214
Ftss عمق تماس گاز و نفت
0000318/0
تراکم پذیری آب سازند
2998
Ftss عمق تماس نفت و آب
4/1236
حجم نفت فضای خالی MMRbbl
45
API
2/5495
حجم فضای خالی مخزن
6
تخلخل ماتریس %
جدول 1
51
3-3-1 مطالعه و انتخاب حالات مختلف تولید :
چندین سناریو برای شبیه سازی ارائه شده است. برای اجرای این سناریو، ما باید پارامترهایی را که بر روی تولید و تزریق تاثیر دارند را ارزیابی کنیم. مانند :
نفوذ پذیری ، فشار مویینگی ، اشباع آب ، ویسکوزیته ، اندازه منافذ و … )H) ضخامت مخزن ، ( k(
3-3-1-1 اولین سناریوی تولید :
بوده و نرخ فشار ثابت 4500 psi تزریقی و سه چاه تولیدی است. فشار اولیه مخزن این سناریو شامل یک چاه
باشد. فشار تزریق به ترتیب 4800 ، 5300 ، 5800 ،6200 ، 15000 Mscf/DAY در نظر گرفته شده تا برابر
است. Psi ، 6700
، نرخ FWPR، نرخ تولید آب FOPR، نرخ تولید نفت FOPT اثر افزایش فشار تزریق در کل تولید نفت
، در نمودار 1 تا 6 نشان داده شده FOE بازده بازیافت نفت ،FPR، فشار مخزن FGOR تولید گاز و نفت
است.
3-3-1-2 سناریوی دوم تولید :
دبی تزریق به ترتیب 14000 ، . psi در این سناریو، ما فرض کردیم که فشار تزریق ثابت و برابر است با 4600
در نظر گرفته شد و تعداد چاه ها برابر سناریوMscf/DAY20000 ،26000 ،30000 ،36000 ،44000،50000
FPR ،FOPR ، FOPT ، FOE اول است. اثر نرخ تزریق در نمودار 7 تا 12 دیده می شود. ارزش مقادیر ،بعد از 8766 روز در جدول شماره 1 آمده است.FGOR
52
FGOR (Mscf/day)
FPR (psi)
FOPR (STB/day)
FOPT (STB)
FOE
تولید طبیعی
2/2628138
911/80695
2056/1155
2/3059925E+8
0/17208943
تزریق گاز
Mscf
140000
4/3894987
932/39435
3353/1692
2/3867555E+8
0/17811668
20000
7/1940069
934/01233
3699/8838
2/4124278E+8
0/18003261
26000
7/7163353
940/4895
4209/8589
2/4386994E+8
0/18199302
32000
7/5564842
951/75085
5842/6436
2/4864234E+8
0/1855547
38000
8/2225494
963/771
6920/6338
2/5289552E+8
0/18872848
44000
8/5384855
969/28473
7374/4233
2/5488589E+8
0/19021371
50000
8/7905731
975/29626
7873/5
2/5691717E+8
0/19173084
در سناریو دوم FGOR, FPR, FOPR, FOPT ,FOE ارزش :1 جدول
53
FGOR (Mscf/STB)
FPR (Psi)
FOPR (STB/day)
FOPT ( STB)
FOE
تولید طبیعی
2/2628138
911/80695
2056/1155
2/3059925E+8
0/17208943
2 چاه تزریقی
9/9870443
970/2077
6064/7266
2/2889358E+8
0/17081614
چاه تزریقی 3
12/203601
990/01788
7490/2261
2/418791E+8
0/18050641
در سناریو سوم : FGOR, FPR, FOPR, FOPT ,FOE ارزش :2 جدول
3-3-1-3 سناریوی سوم تولید :
برای این سناریو ، چاه تولیدی به سه حلقه و تعداد حلقه چاه های تزریقی به دو و سه چاه افزایش یافت.
در نظر گرفته شد. به علاوه میزان 46000 psi و 15000 Mscf/DAy نرخ تزریق و فشار تزریق به ترتیب
54
است. نتایج این سناریو بعد از 8766 روز در نمودار 13 تا 18 وهمچنین STB/DAY تولید هر چاه 8250
جدول شماره 2 آمده است.
برای سناریو اول FOPT منحنی تغییرات برای سناریو اول نمودار 2 : FOPR منحنی تغییرات نمودار 1 :
برای سناریو اول FPR: برای سناریو اول نمودار 4 منحنی تغییرات FOE منحنی تغییرات نمودار 3 :
55
برای سناریو اولFWP: منحنی تغییرات نمودار 6 برای سناریو اول FGOR: منحنی تغییرات نمودار 5
برای سناریو دوم FOPT نمودار 8 : منحنی تغییرات: برای سناریو دوم FOPR: منحنی تغییرات نمودار 7
56
FPR برای سناریو دوم نمودار 10 : منحنی تغییرات برای سناریو دومFOE نمودار 9 : منحنی تغییرات
برای سناریو دوم FWPR برای سناریو دوم نمودار 12: منحنی تغییرات FGOR نمودار 11: منحنی تغییرات
57
برای سناریو سومFOPT برای سناریو سوم نمودار 14: منحنی تغییرات FOPR نمودار 13: منحنی تغییرات
برای سناریو سومFPR نمودار 15: منحنی تغییرات برای سناریو سوم FOE نمودار 15: منحنی تغییرات
58
برای سناریو سوم FWPR برای سناریو سوم نمودار 18: منحنی تغییرات FGOR نمودار 17: منحنی تغییرات
3-3-2 : نتایج میدان سوم مورد مطالعه :
پبا استفاده از سناریو های قبل عملکرد تزریق گاز در یکی از مخازن ایران مطالعه شد. با توجه به شکل 1 تا شکل 18، نتایج زیر به دست آمده است :
، FOE ، FPR ،FOPR ،FOPT 1) همانطور که از ارقام مشهود است ، افزایش فشار تزریق بر روی
به عبارت دیگر، این سناریو اثری در افزایش بازیافت ندارد. FGOR و FWPR
با افزایش نرخ تزریق ، افزایش می یابد. اگرFOPR ، FOPT ،FGOR ، FPR ،FOE2)در سناریو دوم
باشد ، ضریب بازیافت 2% افزایش می یابد .Mscf/Day نرخ تزریق برابر 50000
FOE،FOPR، FOPT، FGOR، FPR 3) هنگامی که تعداد چاههای تزریقی را افزایش می دهیم ارزش
افزایش خواهد یافت . 59
3-3-3- عملیات تزیق گاز انجام شده در مخارن نفتی کشور ( میدانی ) :
تزریق گاز در این مخازن 28 سال پیش شروع و با تکمیل تاسیسات مورد نیاز ، بتدریج میزان تزریق در مجموعه این مخازن افزایش یافته است.
متوسط تزریق گاز در سال 1383 دراین مخازن معادل2 میلیـــــــارد و 483 میلیون فوت مکعب(70 میلیون و 315 هزار متر مکعب) در روز بوده است.
مجموع نفت در جای این 9 مخزن ، حدود 42 درصد حجم کل نفت در جای موجود در مناطق نفتخیز جنوب است ، به عبارتی برای 42 درصد حجم نفت در جای موجود در مناطق نفتخیز جنوب ، تاسیسات مورد نیاز تزریق ایجاد شده و عملیات تزریق گاز در حال انجام است.
بررسی ها بیانگر این است که تزریق گاز در این 9 مخزن، سبب افزایش نفت قابل بازیافت به میزان 5/28 درصد حجم نفت در جا می شود که در نتیجه میزان ذخایر ثانویه نهایی حاصل از تزریق گاز در این
مخازن 29 درصد ذخایر اولیه قابل برداشت آنها خواهد بود. لازم به ذکر است در مخزن پازنان ، بازگردانی گاز سبک به این مخزن ، به منظور استحصال حداکثر میعانات گازی از گنبد گازی و جلوگیری از هرزروی بیشتر نفت ، از اسفندماه 1382 از طریق ایستگاه بازگردانی آغاز و تاکنون در حال انجام می باشد.
3-3-3-1 میدان هفتکل :
میدان هفتکل که در 75 کیلومتری شمال شرقی اهواز بین میدان های ماماتین و نفت سفید قرار گرفته در سال 1360 کشف و درسال 1307 شمسی تولیدی شد. تزریق گاز در مخزن آسماری با هدف فشار افزایی ستون نفت در تیرماه 1355 آغاز شد و مجموع تولید نفت از آن مخزن در زمان شروع پروژه تزریق گاز، 96 درصد بازیافت اولیه بوده است.
ادامه تزریق گاز سبب افزایش فشار، ضخامت ستون نفت و دبی نفت تولیدی گردیده است. ظرفیت کنونی تولید نفت از این میدان حدود 26 هزار بشکه در روز است که تداوم تزریق گاز درآن ،افزایش ذخایر ثانویه به میزان 9 درصد ذخایر اولیه را در پی خواهد داشت.
60
تا پایان سال 1383 میـــــــزان گاز تزریق شـــــــــده به این مخزن حدود808 میلیارد فوت مکعب( 22 میلیارد و 880 میلیون متر مکعب) گزارش شده است.
گاز تزریقی این مخزن به میزان روزانه 85/0 میلیون متر مکعب( حدود 30 میلیون فوت مکعب ) از گنبد مخزن نفت سفید تامین و بطور مسقیم بدون استفاده از تاسیسات تقویت فشار گاز به مخزن تزریق می گردد.
3-3-3-2 میدان گچساران :
میدان گچساران که در 220 کیلومتری جنوب شرقی اهواز، در شمال میدان بی بی حکیمه واقع شده است. در سال 1316 شناسایی و در همان سال به مرحله تولید رسید.
تزریق گاز در مخزن آسماری این میدان با هدف تثبیت فشار ستون نفت در اوایل سال 1356 شروع شد، مجموع تولید نفت آن در زمان شروع پروژه تزریق گاز ، 41 درصد بازیافت اولیه بوده و ادامه تزریق گاز سبب افزایش فشار و دبی تولیدی شده است.
ظرفیت کنونی نفت این میدان حدود 485 هزار بشکه در روز است و ادامه تزریق گاز در آن ، ذخایر ثانویه را به میزان 30 درصد ذخایر اولیه افزایش خواهد داد.
تا پایان سال 1383 میزان کل گاز تزریق شده در مخزن ، معادل 8814 میلیارد فوت مکعـــــــب ( 229 میلیارد و 790 میلیون متر مکعب) گزارش شده است.
3-3-3-3 میدان بی بی حکیمه :
میدان بی بی حکیمه در 210 کیلومتری شمال شرقی اهواز و در جنوب میدان نفتی گچساران قرار گرفته است. این میدان در سال 1341 کشف و در همان سال به مرحله تولید رسید. تزریق گاز در این مخزن با انگیزه تثبیت فشار ستون نفت از سال 1374 شروع شده و مجموع تولید نفت از آن ، در زمان شروع پروژه تزریق گاز ، 79 درصد بازیافت اولیه بوده است.
61
استمرار تزریق گاز، موجب تثبیت فشار نفت و بالارفتن دبی نفت تولیدی شده است. ظرفیت تولید نفت از این میدان هم اکنون حدود 116 هزار بشکه در روز است و ادامه تزریق گاز، باعث افزایش ذخایر ثانویه مخزن به میزان 27 درصد ذخایر اولیه آن می شود.
تا پایان سال 1383 حجم گاز تزریقی به این مخزن 1/370 میلیارد فوت مکعب ( 10 میلیارد و 480 میلیون متر مکعب ) گزارش شده است.
در زمان حاضر گاز خروجی کارخانه گاز و گاز مایع 900( گنبد پازنان) به صورت مستقیم و گاز خروجی کارخانه گاز و گاز مایع 1300 ( گازهای همراه نفت بی بی حکیمه و رگ سفید) پس از فشار افزایی در تاسیسات تزریق گاز سیاه مکان، به میزان 23/6 میلیون متر مکعب / روز در مخزن بی بی حکیمه تزریق می گردد.
3-3-3-4 میدان لب سفید :
میدان لب سفید در 40 کیلومتری شمال شرقی دزفول ،در مجاورت میدان های لالی و قلعه نار قرار دارد.
این میدان در سال 1347 کشف و تولید نفت از آن در سال 1352 شروع شد و تزریق گاز در آن با هدف تثبیت فشار ستون نفت در خردادماه1363 صورت گرفت. تداوم تزریق گاز، تثبیت فشار و ضخامت ستون نفت را در پی داشته است. ظرفیت فعلی تولید نفت از این میدان روزانه حدود 28 هزار بشکه و تداوم تزریق گاز در آن موجب افزایش ذخایر ثانویه به میزان 33 درصد ذخایر اولیه آن می شود.
تا پایان سال 1383 جمعاً 3/283 میلیارد فوت مکعب( 8 میلیارد و 22 میلیون متر مکعب) گاز به این مخزن تزریق شده است.
گاز مورد نیاز برای تزریق در مخزن آسماری لب سفید در زمان حاضر از گاز لایه بنگستان این مخزن به میزان 71/0 میلیون متر مکعب/ روز تامین و به صورت مستقیم در لایه آسماری تزریق می گردد.
3-3-3-5 میدان مارون :
میدان مارون در شمال غربی امیدیه و جنوب شرقی اهواز قرار دارد. این میدان در سال 1342 کشف و تولید نفت از آن دو سال بعد آغاز شد.
62
تزریق گاز در مخزن آسماری این میدان با هدف تثبیت فشار ستون نفت در فروردین 1368 شروع شد و مجموع تولید نفت از مخزن آسماری در زمان راه اندازی پروژه تزریق گاز ،52 درصد بازیافت اولیه نفت بوده است.
تداوم تزریق گاز در این مخزن سبب افزایش فشار و دبی نفت تولیدی شده است. ظرفیت کنونی تولید نفت از مخزن مارون حدود 555 هزار بشکه در روز می باشد و ادامه تزریق سبب افزایش ذخایر ثانویه در این مخزن به میزان 23 درصد ذخایر اولیه خواهد شد. تا پایان سال 1383 حجم گاز تزریق شده در این مخزن 4 هزار و 209 میلیارد فوت مکعب( 119 میلیاردو 190 میلیون متر مکعب) بوده است.
در زمان حاضر گاز موردنیاز برای تزریق در مخزن مارون به میزان 7/25 میلیون متر مکعب/ روز از منابع آغار و دالان تامین و پس از فشار افزایی در تاسیسات تزریق گاز، در مخزن تزریق می گردد.
پیش بینی می شود که باتکمیل فاز اول طرح توسعه مارون خامی در نیمه دوم سال 83 روزانه 58/4 میلیون متر مکعب گاز مورد نیاز برای تزریق در مخزن مارون ،از این محل تامین گردد.
3-3-3-6 میدان کرنج :
میدان کرنج در شمال شرقی میدان آغاجاری و در160 کیلومتری جنوب شرقی اهواز قرار دارد. این میدان در سال 1342 کشف و یک سال بعد به مرحله تولید رسید.
تزریق گاز در مخزن آسماری این میدان با هدف فشار افزایی ستون نفت در سال 1371 آغاز گردیده است ، مجموع تولید نفت مخزن در زمان راه اندازی پروژه تزریق گاز ، 36 درصد بازیافت اولیه بوده است.
ظرفیت تولید نفت آن در زمان حاضر حدود 237 هزار بشکه در روز است . ادامه تزریق گاز، موجب افزایش فشار و دبی نفت تولیدی شده و افزایش ذخایر ثانویه مخزن به میزان 24 درصد ذخایر اولیه را در پی خواهد داشت.
تا پایان سال 1383 یک هزار و 178 میلیارد فوت مکعب (33 میلیارد و 357 میلیون متر مکعب) گاز در این مخزن تزریق شده است.
63
3-3-3-7 میدان پارسی :
میدان پارسی در 165 کیلومتری شمال شرقی اهواز و در مجاورت میدان کرنج قرار گرفته است. این میدان در سال 1343 شناسایی و در سال 1345 تولیدی شد.
تزریق گاز در مخزن آسماری این میدان با هدف تثبیت ستون نفت در سال 1387 آغاز گردیده است. مجموع تولید نفت از مخزن ، در زمان راه اندازی پروژه گاز ،64 درصدبازیافت اولیه نفت بوده و استمرار عملیات تزریق، منجز به تثبیت فشار افزایش دبی نفت تولیدی درآن شده است. ظرفیت کنونی، تولید نفت
این مخزن روزانه حدود 110 هزار بشکه می باشد. استمرار تزریق گاز باعث افزایش ذخایر ثانویه در این مخزن به میزان 37 درصد ذخایر اولیه می شود. تا پایان سال 1383 به میزان 471 میلیارد فوت مکعب (13 میلیارد و 336 میلیون متر مکعب) گاز در این مخزن تزریق شده است.
گاز مورد نیاز برای تزریق در مخزن پارسی از طریق خطوط لوله شرکت ملی گاز و گاز ارسالی از آغار و دالان به میزان 33/11 میلیون متر مکعب/ روز تامیین می گردد که پس از فشار افزایی در ایستگاه تزریق گاز پارسی(CS700) در مخزن تزریق می شود.
3-3-3-8 میدان کوپال :
میدان کوپال که در بخش مرکزی مناطق نفتخیز جنوب و در65 کیلومتری اهواز واقع شده ، در سال 1325 کشف و در سال 1349 مورد بهره برداری قرار گرفته است. مجموع تولید نفت از مخزن آسماری این میدان در زمان آغاز پروژه تزریق گاز ، 54 درصد بازیافت اولیه بوده و ادامه تزریق باعث تثبیت فشار و افزایش دبی نفت تولیدی شده است.ظرفیت تولید نفت این مخزن در زمان حاضر حدود60 هزار بشکه در روز می باشد که ادامه تزریق گاز در آن ، ذخایر ثانویه مخزن را به میزان 26 درصد ذخایر اولیه افزایش می دهد تا پایان سال 1383به میزان 5/68 میلیارد فوت مکعب ( یک میلیارد و 941 میلیون متر مکعب ) گاز در این مخزن تزریق شده است. گاز مورد نیاز برای تزریق در مخزن آسماری میدان کوپال به میزان 25/4 میلیون متر مکعب در روز از طریق خطوط شرکت ملی گاز تامین و پس از فشار افزایی در ایستگاه تزریق گاز کوپال ، به این مخزن تزریق می شود .
64
3-3-2-9 میدان آسماری رامشیر :
میدان رامــــــشیر در فاصله 120 کیلومتری جنوب شرقی اهواز ودر مجاورت میدان های شادگان، رگ سفید و آغاجاری قرار دارد. وجود نفت در مخزن آسماری این میدان در سال 1341 شمسی، پس از حفر اولین چاه به اثبات رسید و تولید نفت آن از سال 1345 آغاز شد.
مطالعات انجام شده برروی این مخزن ، نشان می دهدتزریق گاز ، میزان بازیافت نفت را به 1/33 درصد حجم نفت در جا افزایش و میزان ذخایر ثانویه نهایی حاصل از تزریق گاز 23 درصد ذخایر اولیه خواهد بود. ظرفیت تولید این مخزن در زمان حاضر حدود 31 هزار بشکه نفت در روز است.
تزریق گاز در این مخزن در تاریخ شهریور 1383 با تزریق متوسط 8 میلیون فوت مکعب در روز گاز و 8000 بشکه مایعات گازی در روز راه اندازی گردید. گاز تزریقی مورد نیاز رامشیر، همراه با مایعات گازی تزریق می شود.
تا پایان سال 1383 بمیزان 469 میلیون فوت مکعب (3/13 میلیون متر مکعب ) گاز و 201 هزار بشکه (32 هزار متر مکعب) مایعات گازی در مخزن تزریق شده است. طرح رامشیر اولین طرح تزریق امتزاجی گاز، در کشور می باشد.
65
فصل چهارم:
برآورد اقتصادی
66
4-1-مقایسه فنی روش های ازدیاد برداشت نفت :
این نوع مقایسه انتخاب روشی مناسب از میان روش های فوق الذکر می باشد، یعنی با توجه به امکانات موجود و ویژگی های پروژه ای که قصد انجام آن را داریم و همچنین با در نظر گرفتن محدودیت های اقتصادی روشی مناسب را انتخاب می کنیم. نمودار 4-1 میزان تولید با روش های EOR را در سال های مختلف در کشور امریکا نشان می دهد.
نمودار 4-1- مقایسه میزان کاربرد روش های ازدیاد برداشت در امریکا
مقایسه فنی طبق مقایسه پارامتر هایی از قبیل : گرانروی، گراویته، اجزاء نفت، اشباع شدگی، ضخامت لایه نفتی، تراوایی، تخلخل، نوع مخزن، دما و فشار مخزن و همچنین عمق انجام می گیرد. بدین صورت که با داشتن اطلاعات و ویژگی های مخزن یا پروژه ای که قصد بررسی آن را داریم و همچنین اندازه و مقدار پارامتر های ذکر شده برای هرکدام از روش های EOR ، مناسب ترین روش را انتخاب می کنیم. یعنی میزان لازم ودقیق هرکدام از پارامترها را برای مخزن مورد نظر جهت انتخاب بهترین روش مشخص می کنیم. جدول 4-1 محدوده ی لازم برای انجام هر کدام از روش ها را بیان می کند .
67
جدول 4-1-محدوده پارامتر ها جهت اعمال انواع روش های EOR
68
با توجه به شکل 4-1 مشخص می شود که روش های حرارتی بیشترین کاربرد را در نفت های دارای گرانروی بالا دارد و هرچه نفت به سمت کاهش گرانروی پیش می رود روش های تزریق گاز پر کاربرد می شوند، در این بین روش های شیمیایی در حد واسط از لحاظ گرانروی قرار دارند. به همین ترتیب هر چقدر عمق و درجه ی API کمتر باشد روش های حرارتی بیشتر مورد استفاده قرار می گیرند(نمودار4-2) .
شکل 4-1-محدوده گرانروی لازم جهت انجام پروژه های EOR
69
نمودار 4-2- محدوده گراویته و عمق و پروژه های انجام شده در این محدوده
70
در این فصل می خواهیم به بررسی اقتصادی روش های غیر حرارتی ازدیاد برداشت، روش های حرارتی ازدیاد برداشت و به خصوص احتراق درجا بپردازیم:
4-2- مقایسه روش های حرارتی ازدیاد برداشت نفت از نقطه نظر اقتصادی :
اگر چه روش های حرارتی برای بازیافت نفت سنگین و بسیار سنگین موثر هستند اما نیاز به انرژی حرارتی زیاد در این فرآیندها می تواند باعث غیراقتصادی شدن این روش ها، به خصوص در شرایط نازک بودن لایه تولیدی، تخلخل کم، با لابودن درصد اشباع آب، وجود شکاف های عمودی در مخزن، پایین بودن ضریب هدایت سنگ مخزن و نیز وجود آبده در مخزن، می شود. بنابراین در این شرایط استفاده از روش های غیر حرارتی از جمله تزریق امتزاجی جهت بهبود راندمان برداشت توصیه می شود .
4-2-1- تزریق بخار آب :
همان گونه که قبلا ذکر کردیم؛ روش تزریق بخار یکی از قدیمی ترین و اقتصادی ترین راه های ازدیاد برداشت است. تزریق بخار آب به مخازن نفت سنگین امروزه متداول ترین روش حرارتی ازدیاد برداشت از مخازن نفت سنگین می باشد که تقریباً 90 درصد نفت تولیدی از پروژه های ازدیاد برداشت از طریق این روش ممکن می شود. بررسی ها نشان می دهد که در سطح جهانی حدود 400.000 بشکه نفت روزانه از طریق تزریق بخار آب تولید می گردد که از این رقم حدود 60 درصد در آمریکا، 30 درصد در ونزوئلا و 3 درصد در کانادا تولید می شود. تعداد زیادی پروژه های بزرگ تزریق بخار آب در ماسه قیرهای آلبرتای کانادا و کمربند نفتی ارینوکو ونزوئلا در دست انجام است .
4-2-2-بررسی اقتصادی فرآیند احتراق درجا :
همان گونه که ذکر شد؛ روش احتراق درجا یکی از روش های ازدیاد برداشت نفت است که در مخازن نفت سنگین مورد استفاده قرار می گیرد. این روش بخصوص در قیمت های بالای نفت صرفه اقتصادی داشته و می
71
تواند به عنوان یک روش مطلوب مطرح گردد.
روش احتراق درجا درحال حاضر که قیمت جهانی نفت افزایش یافته است، مورد توجه واقع شده است؛ در فاصله سال های 1980-1971 ، حدود ۵۵ چاه نفتی در ایالات متحده آمریکا با روش احتراق درجا مورد آزمایش قرار گرفته است. نتایج حاصل بسیار بهتر از نتایج حاصل از سیلابزنی بخار بود. امروزه به دلیل هزینه بالای کاربرد این روش رغبت چندانی نشان داده نمی شود. اما می توان به علت کاهش قابل توجه ذخایر نفت سبک و نیاز روزافزون به برداشت از مخازن نفت سنگین ، روش احتراق درجا نقشی اساسی را می تواند در فرآیند ازدیاد برداشت نفت ایفا نماید .
هم چنین شرکت نفت فلات قاره دارای 30 میدان نفتی مشتمل بر 86 مخزن نفتی است. میزان نفت درجای این مخازن نزدیک به 96 میلیارد بشکه و میزان ذخیره نفت قابل برداشت از آنها، 8/ 15 میلیارد بشکه می باشد که تاکنون حدود 7 میلیارد بشکه آن تولید شده است. چنان چه با انجام پروژه های ازدیاد برداشت، ضریب برداشت از میادین نفتی دریایی حدود 1 درصد افزایش یابد، معادل 96 / 0 میلیارد بشکه نفت به ذخیره قابل برداشت میادین شرکت نفت فلات قاره ایران افزوده خواهد شد که با در نظرگرفتن قیمت 40 دلار به ازای هر بشکه نفت، پتانسیل ارزش افزوده ای در حدود 40 میلیارد دلار به همراه خواهد داشت .
4-3- مقایسه روش های غیر حرارتی ازدیاد برداشت نفت از نقطه نظر اقتصادی :
با توجه به حساسیت بالای انجام این روش ها از نقطه نظر فنی و همچنین هزینه ی بسیار بالای آنها جهت اعمال در مخازنی که یا به نیمه دوم عمر خود رسیده اند یا دارای نفت سنگین و بسیار سنگین اند ، نیازمند انجام چنین بررسی و تحقیقی جهت انتخاب بهترین روش بازیافت نفت با توجه به امکانات موجود هستیم . پروژه های مهم و نو EOR فقط در گرو سوددهی آنها است, که خود آن به درک قیمت نفت در آینده بستگی دارد. ارتباط بین قیمت آینده نفت و روش های EOR از چالش های پیش روی سازمان های نفتی است.
72
مطالعات وسیعی در مورد پیش بینی تولید نفت با روش های EOR در مقایسه با آینده نفت صورت گرفته است، نمودار 4-2 این مسئله را بیان می کند که مثلا در سال 1986 تعداد پروژه های EOR انجام گرفته، به علت کاهش قیمت نفت تا حدی پایین آمده است.
نمودار 4-2- ارتباط بین قیمت نفت و تعداد پروژه های EOR[8]
با افزایش قیمت های نفت روش های EOR نیز پرکاربرد تر شده اند و برعکس، مثلا در سال 1992 تعداد پروژه های EOR به علت کاهش قیمت نفت کمتر شده است.
استفاده از روش های شیمیایی به گرانی قیمت مواد و تجهیزات به کار رفته در آن و همچنین عدم صرفه اقتصادی رو به افول و در حال کاهش است .
4-3-1- مزایای اقتصادی تزریق گاز :
تزریق گاز به مخازن نفتی یکی از ضروری ترین عوامل در صیانت از ذخایر نفتی و یکی از راهبردهای تولید
73
پایدار است؛ تزریق گاز کافی و به موقع، افزون بر بازیافت میلیاردها بشکه نفت مدفون شده ، موجب حفظ جایگاه تولید ایران در اوپک، ظرفیت ذخیره سازی مقادیر چشمگیری گاز برای نسل آینده را نیز فراهم خواهد کرد. تزریق گاز به مخزن نه تنها نتایج سودمندی را به همراه داشته و باعث افزایش بازیافت نهایی نفت مخزن شده است، بلکه حدود 10 تریلیون فوت مکعب گاز نیز در مخزن ذخیره شده که در پایان، حجم قابل توجهی از آن قابل برداشت خواهد بود.
در مجموع هدف از تزریق گاز به مخازن نفتی، افزایش ضریب بازیافت نفت از مخازن و ایجاد ظرفیت برای تبدیل نفت خام درجا به نفت قابل استحصال از مخازن است. بر اساس اعلام کارشناسان هم اکنون بیشتر مخازن نفتی بزرگ و اصلی کشور نیمه دوم عمر خود را سپری می کنند و به تزریق گاز نیاز دارند. در سال های دهه 1350 و پیش از پیروزی انقلاب اسلامی، ظرفیت تولید نفت کشور به حدود 6 میلیون بشکه در روز افزایش یافت؛ در واقع به دنبال وقوع جنگ شش روزه اعراب و رژیم صهیونیستی، عرضه نفت در بازار از سوی کشورهای عرب صادر کننده نفت تحریم شد؛ بر همین اساس کمبود نفت بازار را ایران با فشار آمریکایی ها جبران کرد که موجب شد بیشترین میزان تولید نفت در سال های پیش از انقلاب اسلامی رقم بخورد.
این در حالی بود که این مقدار تولید به صورت 100 درصد غیر صیانتی انجام می شد و از بعضی میدان های نفتی کشور بدون تزریق آب و گاز تا بیش از یک میلیون بشکه نفت برداشت می شد؛ در حقیقت لازم بود از میدان های یاد شده به طور صیانتی و با تزریق گاز یا آب، نفت برداشت شود که این مهم انجام نشد و تقریبا می توان گفت تا سال های پیش از انقلاب اسلامی هیچ پروژه تزریق گاز یا آب به میادین نفتی به طور عمده در دستور کار صنعت نفت قرار نداشت.
بر اساس آمارهای شرکت ملی نفت ایران تولید گاز کشور در سال 1356 روزانه 144 میلیون مترمکعب بوده که 41 درصد از این میزان در داخل، مصرف و بخشی از آن به وسیله دو خط لوله به شوروی پیشین صادر شده و 59 درصد باقیمانده سوزانده می شد و بحث تزریق گاز به میدان های نفتی در میان نبود، اما هم اکنون به گفته مدیرعامل شرکت ملی نفت ایران، به یمن افزایش تولید گاز در کشور، صنعت نفت توانسته است در سی امین
74
سال پس از پیروزی شکوهمند انقلاب اسلامی نزدیک به 10 پروژه تزریق گاز و آب به میدان های نفتی با هدف صیانت از مخازن، طراحی، راه اندازی و اجرا کند.
هم اکنون بیش از 95 درصد تولید نفت کشور بر اساس برداشت صیانتی از مخازن و مطابق با آخرین استانداردهای علمی روز دنیا انجام می شود، طرح تزریق گاز به میدان نفتی آغاجاری از جمله طرح های تزریق گاز صنعت نفت کشور است که در مراحل پایانی اجرا قرار دارد و تا پیش از پایان سال جاری به بهره برداری می رسد. بر این اساس از چند هفته گذشته ارسال 10 میلیون مترمکعب گاز به میدان نفتی آغاجاری انجام شده است.
تزریق روزانه 71/3 میلیون مترمکعب گاز به میدان های نفتی :
بر اساس آمارهای ارائه شده در ترازنامه هیدروکربوری ایران در سال 1385، متوسط تزریق گاز به میدان های نفتی کشور در فاصله سال های 1375 تا 1385 به طور متوسط روزانه 3.71 میلیون مترمکعب بوده است. میدان گازی پارس جنوبی گزینه مناسبی برای تامین گاز مورد نیاز برای تزریق به میدان های نفتی کشور است. با تزریق گاز این میدان به مخازن نفتی مستقل، ضمن جلوگیری از خروج حجم چشمگیر گاز به قطر، گاز تزریقی این میدان گازی عظیم در میدان های نفتی کشور برای نسل های آینده ذخیره می شود و با توجه به این که در قرن جاری رویکرد مصرف انرژی جهان از مایع به گاز تغییر یافته و دهه آینده مصرف و تقاضای گاز روز افزون است، می توان این گاز ذخیره شده را در دهه های آینده برای صادرات و با قیمتی چند برابر به فروش رساند.
با توجه به این که منابع گازی مانند منابع نفتی پراکندگی ندارند و تنها در اختیار چند کشور و از جمله ایران است، به دنبال تزریق گاز به مخازن نفتی مستقل و ذخیره سازی آن، ایران می تواند در دهه های آینده به یکی از بازیگران اصلی در زمینه مدیریت انرژی در عرصه گاز تبدیل شود، از این رو زمانی که کشورهای صنعتی غرب مصرانه متقاضی خرید گاز هستند،موقعیت بسیار منحصر به فرد و ممتازی پیش روی ایران قرار گرفته است. 75
افزایش تولید روزانه 450 هزار بشکه ای نفت با تزریق گاز به مخازن نفتی :
تزریق هر یک میلیون فوت مکعب گاز طبیعی به مخازن نفت، موجب افزایش ضریب بازیافت و برداشت به طور متوسط حدود 150 بشکه نفت اضافی می شود. مقدار ذخایر میدان گازی پارس جنوبی بیش از 500 تریلیون فوت مکعب برآورد شده است که عمر این ذخایر با توجه به روند تولید کنونی حدود 200 سال خواهد بود. چنانچه گاز تولید شده در سه فاز پارس جنوبی (معادل روزانه 3 میلیارد فوت مکعب) برای تزریق به مخازن نفتی اختصاص داده شود، روزانه 450 هزار بشکه بر ظرفیت تولید نفت افزوده خواهد شد، افزون بر آن سالانه بیش از یک تریلیون فوت مکعب گاز در مخازن نفتی ذخیره سازی خواهد شد.
باید در نظر داشت که تنها تزریق مقدار کافی از گاز به مخازن موجب افزایش ضریب بازیافت نمی شود و لازم است تزریق گاز در زمان مناسبی انجام شود. تاخیر در تزریق گاز به مخازن هیدروکربوری کشور نتایج مطلوبی به دنبال نخواهد داشت و افزون بر این که ظرفیت کنونی تولید نفت حفظ نمی شود، موجب کاهش تولید نیز خواهد شد؛ از این رو تدوام و رشد تولید نفت در سال های آینده وابسته به پایداری فشار مخازن است که این مهم از طریق تزریق به موقع و حجم کافی گاز امکان پذیر خواهد بود.
4-3-2- مزایای اقتصادی روش میکروبی :
از بعد اقتصادی هزینه کاربرد روش MEOR با توجه به نوع میکروب، نفت و شرایط مخزن نسبت به دیگر روش های ازدیاد برداشت نفت دارای هزینه پایین تری می باشد. از نظر هزینه، MEOR شیوه مناسبی برای افزایش تولید است. مقالات متعدد اشاره دارند که از بعد اقتصادی، هزینه کاربرد روش میکروبی با توجه به نوع میکروب، نفت خام و شرایط مخزن از 1 تا 8 دلار به ازای هر بشکه نفت در نوسان است. روش میکروبی از نظر اقتصادی برای میادین تولید فرعی مناسب است.
هزینه مواد تزریقی به قیمت نفت وابسته نیست. اجرای فرایند فقط نیاز به اصلاحات اندکی بر روی تسهیلات
76
میدانی موجود دارد و در نتیجه هزینه زیادی نخواهد داشت.
فن آوری میکروبی یک روش بالقوه اقتصادی برای ازدیاد برداشت نفت به خصوص در شرایط اقتصادی امروزه است. ازدیاد برداشت با روش میکروبی،بر روی یک چاه می تواند سریع ،و با سرمایه گذاری که امکان پذیر است، انجام بگیرد یا از طریق ازدیاد میکروبی آبروبی، که در نهایت باعث ازدیاد برداشت بیشتری می شود، صورت گیرد. میکروارگانیسم ها و مواد مغذی تزریقی موادی نسبتا ارزان قیمت بوده، بسادگی به دست آمده و حمل و نقل آنها در میدان عملیاتی بسادگی انجام می پذیرد. کاربرد موفقیت آمیز میکروارگانیسم ها در فرآیند آبروبی مستلزم شناخت دقیق شرایط مخزن و انجام مطالعات دقیق امکان سنجی قبل و بعد از اعمال فن آوری میکروبی است. گسترش بیش از پیش این تکنولوژی مستلزم همکاری گروهی متخصصان میکروبیولوژیکی و مهندسان نفت و مخازن است. همچنین حضور زمین شناسان در این گروه لازم است. تحقیقات بیشتر برای آگاهی بیشتر از مکانیزم های ازدیاد برداشت فعالیت های میکروبی و تداخل فعالیت های میکروبی با سیالات تزریقی، سنگ های مخزنی و آب موجود در مخزن ضروری است. همچنین فهم دقیق تر فرآیند انتقال و حرکت میکروارگانیسم ها در داخل مخزن برای شبیه سازی هر چه دقیق تر مخزن لازم است. در نهایت می توان چنین گفت که مطالعات و انجام تحقیقات بیشتر می تواند باعث کمک به گسترش این هنر، تکنولوژی جدید و کاربردی شدن آن گردد .
77
فصل پنجم :
نتیجه گیری
78
1: با مقایسه نتایج به دست آمده از اجرای سناریو های تزریق گاز مشخص شد که تزریق توسط 1 چاه و تولید از 4 چاه بهترین سناریو بوده است.
2: به طور کلی co2 حلال خوبی برای نفت سبک به شمار میرود وبه طور کلی امتزاج پذیری خوبی با نفت در فشارهای متوسط مخرنی دارد . تعداد پروژه های تزریق گاز برای ازدیاد برداشت در حال افزایش است و پیش بینی میشود که در آینده نیز بیشتر گردد . به هر صورتی که به موضوع نگاه کنیم استفاده از co2 یک برد دو طرفه است که در آن هم تولید نفت افزایش می یابد هم از محیط زیست جمع آوری میشود .
3: بازیافت نفت از طریق گاز خشک در یک مخزن شکافدار تقریبا به همان اندازه ای است که با تزریق گاز متعادل حاصل میشود.این پدیده در مخازنی که کلاهک گازی دارند بیشتر مصداق دارد.
4: در مخازن اشباع نشده عمل تزریق باید تا جایی که امکان پذیر است در فشار بالا انجام پذیرد . این مخازن برای تولید هر بشکه نفت اضافی حجم کمتری گاز احتیاج داشته و نفت با سرعت بیشتر تولید میشود .
5 : در مخازن شکافدار با صرفه ترین فرآیند برای بازیافت نفت استفاده از تزریق گاز غیر امتزاجی است .
6 : بهترین روش برای تزریق گاز تزریق امتزاجی گاز است.
7 :بهترین سیال برای تزریق به میادین نفتی ایران گاز هیدروکربوری یا گاز هیدروکربور ناخالص است که این گاز ها در مخازن استان ایلام و عسلویه موجود است .
8 : ایران به عنوان یکی از بزرگترین کشور های دارنده نفت درجا توانایی آن را دارد که حجم نفت تولیدی از مخازن خود را به 5/4 میلیارد بشکه افزایش دهد.
79
منابع :
:1JPT .january 2006 p45,46,47,SPE 94138
2: Hoier,L,cheng,H.and whilson,C.H.miscible gas injection in under saturate. Gas – oil systems.paper SPE 90379
3: Liv,j .parker E.D. and camilleri .D: A new particle algorithm for tracer flow simulation , paper SPE 51905
4: سراجی، سهیل، " امکان سنجی روش احتراق درجا در مخازن نفت سنگین کربناته"، دانشگاه صنعتی شریف، 1385
5: http://www.mechanism.ir/index.php/energy/oil-production/7-oil-extraction
6: http://kimiagar85.blogfa.com/post-4.aspx
7: محمودی، مهرک،" ﺑﺮرﺳﻲ ﻣﺪل ها و روش ﻫﺎی ازدﻳﺎد ﺑﺮداﺷﺖ از ﻣﺨﺎزن"، بهمن ماه 1385
8: خانی، مجتبی؛ فرزانه، سیدامیر، " مدیریت آب در ازدیاد برداشت از مخازن نفت به روش سیلابزنی"، همایش ملی مدیریت بحران آب، دانشگاه آزاد اسلامی واحد مرودشت، اسفندماه 1388
9: http://goo.gl/UL0GUw
ماهنامه علمى- ترویجى اکتشاف و تولید نفت و گاز ، شماره 89 ، اردیبهشت ماه 139110 :
80
کمری، آرش؛ جعفری، محمد حسین ؛ کردونی، علی، "غربال گری روش های ازدیاد برداشت نفت به لحاظ11: فنی و اقتصادی"، نخستین همایش ملی مهندسی مخازن هیدروکربوری، علوم و صنایع وابسته، تهران، هم اندیشان انرژی کیمیا،1391
12: J.E Hansen , Rogaland Research Inst "Nitrogen as a Low-Cost Replacement for Natural Gas Reinjection Offshore" SPE 17709 , Copyright 1988.
ماهنامه علمى- ترویجى اکتشاف و تولید نفت و گاز ، شماره 69، تیرماه 138913:
عشوریان، صفت الله؛ مالمیر، پوریا؛ موسی پور، محمدصادق؛ مسیحی، محسن،" استفاده از پلیمرهای جدید 14 : در افزایش برداشت از مخازن نفت سنگین؛ بهینه سازی میزان غلظت و تعیین بهترین پلیمر با استفاده از تست های آزمایشگاهی"، اولین همایش ملی نفت و گاز، کرمان، دانشگاه شهید باهنر کرمان،1392
بی ریا، داوود،" بررسی ازدیاد برداشت از مخازن نفتی به روش میکروبی" دانشگاه صنعتی شریف،138415:
16: Improved Oil Recovery, interstate oil compact commissionoklahoma city. Oklahoma, 1983
17: – Kok M.V., "Influence oF Reservoir Rock Composition on the Combustion Kinetics Of Crude Oil", SPRINGER, 2009
18: "World wide practical petroleum Reservoir Engineering Methods", (H.C.Slider) Tulsa, Oklahoma 1983
19: Part, M. Termal recovery. McGraw-Hill pub. Co., New York,U.S.A,1982
ماهنامه علمى- ترویجى اکتشاف و تولید نفت و گاز ، شماره 91 ، تیر ماه 1391: 20
21: http://goo.gl/7Inxyh
81
ماهنامه علمى- ترویجى اکتشاف و تولید نفت و گاز ، شماره 98 ، بهمن ماه 139122:
ماهنامه علمى- ترویجى اکتشاف و تولید نفت و گاز ، شماره 54، بهمن ماه 138723:
24: http://goo.gl/l30kx6
82