روش های ازدیاد برداشت نفت از طریق تزریق گاز و سایر روش های نوین



مهندسی شیمی – گرایش صنایع گاز

مقطع کارشناسی

پایان نامه :
روش های ازدیاد برداشت نفت از طریق تزریق گاز و سایر روش های نوین

استاد راهنما :

نگارنده :

سال تحصیلی :

سپاسگزاری
ابتدا از پدر و مادر دلسوز و صبورم که در تمامی مراحل تحصیلات، پشتیبان محکمی برای من بودند تقدیر و تشکر می کنم.
و در نهایت از استاد بسیار عزیز و دوست داشتنی ام ………………… که به مدت 4 سال افتخار شاگردی ایشان را داشتم تشکر می کنم و بدون شک جزو بزرگترین افتخارات زندگی ام همین شاگردی خانم مهندس بوده و خواهد بود.

تقدیم به:
این پروژه را با کمال افتخار به استاد و دوست عزیز و گرامی ام …………………تقدیم می کنم.

فهرست مطالب
عنوان شماره صفحه

چکیده 1
فصل اول: دستهبندی کلی و تشریح روشهای ازدیاد برداشت نفت
1.1. مقدمه 3
2.1. تولید اولیه نفت 3
1.2.1. ازدیاد برداشت نفت 4
2.2.1. بهبود برداشت نفت 4
3.1. مراحل برداشت 5
1.3.1. برداشت اولیه 5
2.3.1. برداشت ثانویه 6
3.3.1. برداشت ثالثیه 6
4.1. منابع نفتی هدف برای روشهای ازدیاد برداشت نفت 10
1.4.1. عوامل موثر در کاربرد روشهای ازدیاد برداشت نفت 11
5.1. میادین و ذخایر نفت خام ایران 12
6.1. دسته بندی و تشریح روشهای ازدیاد برداشت نفت 14
1.6.1. روشهای شیمیایی 15
1.1.6.1. روش کنترل پویایی 15
2.1.6.1. روش مواد فعال در سطح 18
2.6.1. روش تزریق گازهای امتزاجی و غیرامتزاجی 20
3.6.1. روشهای حرارتی 24
1.3.6.1. روش احتراق درجا 25
2.3.6.1. روش تزریق بخار 26
4.6.1. روشهای نوین 28
1.4.6.1. روش تزریق بخار همراه با ریزش ثقلی 28
2.4.6.1. ازدیاد برداشت نفت با استفاده از روش انرژی الکتریکی 33
3.4.6.1. ازدیاد برداشت نفت با استفاده از روش تزریق میکروبی 40
4.4.6.1. روش امواج زلزله و ازدیاد برداشت 47
7.1. معیارهای سنجش برای کاربرد روشهای ازدیاد برداشت نفت 50
فصل دوم: تزریق گاز
1.2. مقدمه 54
2.2. روشهای تزریق گاز 54
3.2. رفتار فازی 55
1.3.2. نمودار سهگانه 56
2.3.2. نمودار فشار- دما 61
3.3.2. نمودار فشار- ترکیب 64
4.3.2. مفاهیم جابهجایی امتزاجی و غیرامتزاجی 67
1.4.3.2. توصیف امتزاجپذیری تک تماسی و چند تماسی با نمودار سهگانه 69
2.4.3.2. توصیف آزمایشگاهی نقش رفتار فازی بر جابهجایی امتزاجی 72
4.2. فشار امتزاجپذیری 75
1.4.2. محاسبه حداقل فشار امتزاجپذیری با روشهای آزمایشگاهی 76
1.1.4.2. دستگاه لوله قلمی 76
2.1.4.2. دستگاه حباب بالارونده 79
2.4.2. محاسبه حداقل فشار امتزاجپذیری با روابط تجربی 79
1.2.4.2. فرآیند رانش گاز میعانی 79
2.2.4.2. فرآیند رانش گاز تبخیری 83
3.2.4.2. فرآیند تزریق دیاکسیدکربن 83
3.4.2. محاسبه حداقل فشار امتزاجپذیری با معادلات حالت 85
5.2. تزریق گاز غیرامتزاجی 86
1.5.2. تزریق گاز به کلاهک گازی 86
2.5.2. تزریق گاز به ناحیه نفتی 87
1.2.5.2. تزریق تناوبی آب و گاز 88
2.2.5.2. تزریق کف 92
6.2. تزریق گاز امتزاجی 93
1.6.2. جابهجایی امتزاجی تکتماسی 94
2.6.2. امتزاجپذیری چندتماسی 95
3.6.2. روشهای اصلی جابهجایی امتزاجی 96
1.3.6.2. تزریق گاز فشار بالا 96
2.3.6.2. تزریق گاز غنی شده 100
3.3.6.2. تزریق توده گاز مایع شده نفت 101
4.3.6.2. تزریق توده الکل 103
4.6.2. بهبود روشهای جابهجایی امتزاجی 104
7.2. تزریق دیاکسیدکربن (CO2) 104
1.7.2. مهمترین خواص دیاکسیدکربن 105
2.7.2. اثر شیمیایی دیاکسیدکربن روی سیالات مخزن 106
3.7.2. اثر دیاکسیدکربن روی سنگ مخزن 108
4.7.2. جابهجایی غیرامتزاجی با دیاکسیدکربن 109
5.7.2. جابهجایی امتزاجی با دیاکسیدکربن 112
1.5.7.2. تشکیل توده امتزاجی 113
2.5.7.2. توصیف روی نمودار سهگانه 114
6.7.2. کاربرد تزریق دیاکسیدکربن 115
7.7.2. بررسی تاثیر پارامترهای مخزن بر امتزاجناپذیری دیاکسیدکربن 116
1.7.7.2. تخلخل ثانویه یا شکستگی 116
2.7.7.2. تحرکپذیری 116
3.7.7.2. عمق 116
4.7.7.2. دبی تزریقی 117
5.7.7.2. گذردهی 117
6.7.7.2. تعداد چاهها 117
8.2. تزریق نیتروژن (N2) 119
9.2. تامین گاز مورد نیاز و اهمیت آن جهت تزریق و منافع اقتصادی کشور 124
1.9.2. اهمیت بحث ازدیاد برداشت نفت در ایران 127
2.9.2. مزایای عملیاتی اجرای پروژههای تزریق گاز در میادین نفتی کشور 128
3.9.2. ضرورت تزریق گازهای جایگزین ازت، هوا و دیاکسیدکربن 129
4.9.2. مزایا و معایب استفاده از گازهای جایگزین در طرحهای ازدیاد برداشت 130
1.4.9.2. تزریق ازت 130
2.4.9.2. تزریق هوا 131
3.4.9.2. تزریق دیاکسیدکربن 132
منابع و مآخذ 136

فهرست اشکال
عنوان شماره صفحه
شکل 1-1 – Flow sheet diagram showing the process steps in EOR 8
شکل 1- 2 – مراحل تولید نفت از مخزن 9
شکل 1-3 – کل منابع نفتی دنیا تا پایان سال 2004 10
شکل 1-4 – سیلابزنی پلیمری 16
شکل 1-5- سیلابزنی 16
شکل 1-6 – بهبود راندمان جابهجایی ماکروسکوپیک با سیلابزنی پلیمری 17
شکل 1-7 – فرآیند تزریق مواد فعال در سطح و پلیمری 19
شکل 1-8 – فرآیند امتزاجپذیری تک تماسی با گاز مایع شده نفت و گاز خشک 21
شکل 1-9 – روش تناوبی آب – گاز 23
شکل 1-10 – شماتیک فرآیند تزریق تناوبی بخار (CSS) 27
شکل 1-11 – شماتیک فرآیند تزریق مداوم بخار (STEAM FLOODING) 27
شکل 1-12 – مکانیسم روش SAGD 29
شکل 1-13 – شماتیک فرایند SAGD 30
شکل 1-14 – چاههای تزریقی و تولیدی در SAGD 31
شکل 1-15 – گسترش عمودی محفظه بخار در بالای چاههای افقی موازی مجاور به هم 32
شکل 1-16 – شماتیک گرمایش دیالکتریک 34
شکل 1-17 – شماتیک گرمایش مقاومتی 35
شکل 1-18 – تغییرات دمایی نفت سنگین و آبنمک 30000ppm در ولتاژ 200 38
شکل 1-19 – تغییرات دمایی نفت سنگین و آبنمک 30000ppm در ولتاژ 200 38
شکل 1-20 – تغییرات دمایی نزدیک الکترود مثبت در ولتاژ 200 39
شکل 21-1- Cell number in oil reservoir microcosms after 2 weeks incubation with addition of different nutrient types. A : no nutrient added ; B: molasses ; C: e. coli biomass ; and D : reservoir microbe biomass. 41
شکل 1-22Microbial consortia and their metabolites with applications in MEOR- 42
شکل 1-23 – In situ MEOR processes 43
شکل 1-24 – Before & After MEOR process 45
شکل 1-25 – قاعده سر انگشتی برای انتخاب فرآیند مناسب بر حسب گرانروی نفت و عمق مخزن 51
شکل 2-1 – نمودار فازی سهگانه برای سیستمی شامل اجزاء A، Bو C که با هر نسبتی
امتزاجپذیرند 57
شکل 2-2 – نمودار فازی سهگانه برای سیستمی شامل اجزای A، B و C با انحلال محدود 59
شکل 2-3 – نمایش گروههای هیدروکربنی روی نمودار سهگانه 61
شکل 2-4 – نمودار فشار – دما برای یک سیستم چند جزئی با ترکیب ثابت 61
شکل 2-5 – نمودار فازی فشار – دما برای ترکیبات اتان و نرمال هپتان 63
شکل 2-6 – مکان هندسی نقاط بحرانی انواع سیستمهای دو جزئی نرمال پارافینها 63
شکل 2-7 – نمودار فشار – ترکیب تحت فرآیند تراکم همدما 64
شکل 2-8 – نمودار فشار – ترکیب در دماهای متفاوت برای سیستم متان/ نرمال بوتان 65
شکل 2-9 – نمودار فشار – ترکیب برای سیستم ایزوبوتان / دیاکسیدکربن 65
شکل 2-10 – نمودار فشار – ترکیب برای مخلوط C1 با سیستم مایع C1/n-C4/C10 در دمای
66
شکل 2-11- اثر ترکیب گاز (C1/n-C4) بر فشار فوق بحرانی برای سیستم C1/n-C4/C10 در دمای …………………………………………………………………. 67
شکل 2-12 – فرآیند غیرامتزاجی گاز (متان) و مایع (نفت) در فشار و دمای مخزن 67
شکل 2-13 – فرآیند امتزاجی گاز (متان) و مایع (پروپان) در فشار و دمای مخزن 68
شکل 2-14 – فرآیند امتزاجی مایع (پروپان) و مایع (نفت) در فشار و دمای مخزن 68
شکل 2-15 – امتزاجپذیری تک تماسی: ترکیبات ناحیه M، بین دو ناحیه V و M و دو ناحیه L و M 70
شکل 2-16 – فرآیندهای غیرامتزاجی و امتزاجپذیری تکتماسی و چندتماسی 71
شکل 2-17 – نمایش فرآیند امتزاجناپذیر تزریق گاز فشار بالا روی نمودار سهگانه 71
شکل 2-18 – تغییرات دو فازی بر حسب فشار در دمای ثابت 72
شکل 2-19 – تغییر ناحیه دو فازی بر حسب دما در فشار ثابت 72
شکل 2-20 – جابهجایی امتزاجی تکتماسی مخلوط C4/C10 با دیاکسیدکربن 73
شکل 2-21 – جابهجایی امتزاجی دینامیک مخلوط C4/C10 با دیاکسیدکربن 73
شکل 2-22 – جابهجایی غیرامتزاجی مخلوط C4/C10 با دیاکسیدکربن 74
شکل 2-23 – نمودار سهگانه نشاندهنده فشار امتزاجپذیری در دمای مخزن 75
شکل 2-24 – فرآیند رانش گاز تبخیری در حداقل فشار امتزاجپذیری 75
شکل 2-25 – فرآیند رانش گاز میعانی در حداقل فشار امتزاجپذیری 76
شکل 2-26 – دستگاه لوله قلمی 77
شکل 2-27 – نتایج آزمایش دستگاه لوله قلمی 78
شکل 2-28 – نتایج آزمایش حداقل فشار امتزاجپذیری برای دستگاه لوله قلمی 78
شکل 2-29 – دستگاه حباب بالارونده 79
شکل 2-30 – روابط تجربی برای تعیین حداقل فشار امتزاجپذیری در فرآیند رانش گاز میعانی در دمای 80
شکل 2-31 – روابط تجربی برای تعیین حداقل فشار امتزاجپذیری در فرآیند رانش گاز میعانی در دمای 80
شکل 2-32 – روابط تجربی برای تعیین حداقل فشار امتزاجپذیری در فرآیند رانش گاز میعانی در دمای 81
شکل 2-33 – فشار امتزاجپذیری در جابهجایی امتزاجی دیاکسیدکربن 84
شکل 2-34 – مدل ترمودینامیکی برای محاسبهی حداقل فشار امتزاجپذیری در فرآیند رانش گاز تبخیری 85
شکل 2-35 – مدل ترمودینامیکی برای محاسبهی حداقل فشار امتزاجپذیری در فرآیند رانش گاز
میعانی 86
شکل 2-36 – مقایسه میزان تولید نفت با استفاده از روشهای مختلف 90
شکل 2-37 – مقایسه روش تزریق متناوب آب گرم و گاز گرم و روش تزریق متناوب آب و گاز سرد در مخزن بدون شکاف(معمولی) 91
شکل 2-38 – مقایسه روش تزریق متناوب آب گرم و گاز گرم و روش تزریق متناوب آب و گاز سرد در مخزن شکافدار 91
شکل 2-39 – نحوهی تزریق حلال S و سیال پیشبرنده C در جابهجایی تک تماسی در مخزن 95
شکل 2-40 – مراحل فازی تزریق گاز فشار بالا 97
شکل 2-41 – مراحل مختلف تشکیل پیشانی جبهه امتزاجی در مخزن 98
شکل 2-42 – تغییرات فشار امتزاجپذیری در سیستم نفت – متان هنگام نشستن نیتروژن به جای
متان 99
شکل 2-43 – مراحل تزریق گاز غنی شده (جابهجایی گاز میعانی) 100
شکل 2-44 – مراحل مختلف تزریق گاز غنی شده در مخزن 100
شکل 2-45 – تزریق توده گاز مایع شده نفت 102
شکل 2-46 – نمودار فازی ترکیب متان و گاز مایع شده نفت 102
شکل 2-47 – نمودار فازی دیاکسیدکربن 105
شکل 2-48 – ضریب افزایش حجم نفت خام بر مبنای محتوای دیاکسیدکربن (درصد مولی) و وزن مولکولی نفت 106
شکل 2-49 – حلالیت دیاکسیدکربن در آب خالص و آب شور 107
شکل 2-50 – افزایش گرانروی آب برمبنای دیاکسیدکربن محلول 107
شکل 2-51 – حلالیت کربنات کلسیم در اسیدکربنیک 108
شکل 2-52 – حلالیت کربنات منیزیم در اسیدکربنیک 109
شکل 2-53 – افزایش تراوایی یک نمونه سنگ کربناته با تزریق آب کربناته 109
شکل 2-54 – منحنیهای تراوایی نسبی سیستم گاز و نفت 110
شکل 2-55 – منحنیهای تراوایی نسبی آب و نفت، نشاندهنده اثر دیاکسیدکربن محلول 111
شکل 2-56 – حلالیت دیاکسیدکربن در نفتهای خام متفاوت در دمای 112
شکل 2-57 – حلالیت دیاکسیدکربن در نفتها و دماهای مختلف 113
شکل 2-58 – انتقال جرم نفت و دیاکسیدکربن 113
شکل 2-59 – رفتار متان و دیاکسیدکربن در تزریق گاز فشار بالا 114
شکل 2-60 – رفتار ترکیبات میانی و دیاکسیدکربن 115
شکل 2-61 – رفتار سیستم چهر جزئی شامل دیاکسیدکربن 115
شکل 2-62 – شماتیک فرآیند تزریق نیتروژن 123
شکل 2-63 – شماتیک فرآیند بازیافت نیتروژن 123
شکل 2-64 – کاهش میزان تولید در صورت استفاده نکردن از روشهای ازدیاد برداشت 128
شکل 2-65 – درصد تولید ناشی از اجرای پروژههای مختلف ازدیاد برداشت در نقاط مختلف
جهان 132
شکل 2-66 – افزایش تولید ناشی از اجرای پروژههای ازدیاد برداشت CO2 در ایالت متحده
آمریکا 132

چکیده :
محققان مختلف تعریفهای متفاوتی از ازدیاد برداشت نفت ارائه دادهاند، اما به طور کلی هر روشی که به برداشت بیشتر از برداشت اولیه نفت منجر شود، ازدیاد برداشت نفت نامیده میشود. البته باید دقت کرد که گاهی عبارت ازدیاد برداشت نفت تنها معادل برداشت سوم در نظر گرفته میشود. به عبارت دیگر هنوز بر سر در نظر گرفتن برداشت ثانویه به عنوان بخشی از ازدیاد برداشت نفت توافقی وجود ندارد.
از آنجا که بیشتر مخازن کشور در نیمه دوم عمر خود به سر میبرند و هر چه از عمر مخزن میگذرد برداشت از آن دشوارتر میشود باید با روشهای خاصی با توجه به شرایط مخزن، برداشت از آن را بهتر و بیشتر کرد، البته نباید فراموش کرد که در روشهای ازدیاد برداشت باید از میان روشهای مختلف بهترین آن را از لحاظ عملی و اقتصادی انتخاب کرد.

دستهبندی کلی و تشریح روش های ازدیاد برداشت نفت

1.1. مقدمه:
استفادهی صحیح از منابع نفتی کشور، به منظور افزایش طول عمر آنها و برخورداری نسلهای آینده از این ذخایر خدادادی، ایجاب می کند تا با مدیریت صحیح این منابع آشنا شویم. از نکات قابل توجه در مدیریت مخازن، اتخاذ روشهایی برای حفظ و صیانت مخزن، بالابردن راندمان تولید و سعی بر نگه داشتن آن در حد مطلوب در طول زمان میباشد. بدین منظور، در این پروژه سعی شده است تا ضمن آشنایی اجمالی با روشهای ازدیاد برداشت از مخازن نفتی، بستری برای انعکاس نظرات کارشناسان کشور به منظور ارائه راه حلهای مناسب در بهبود عملکرد مخازن نفتی ایجاد شود.
همچنین از آنجا که بیشتر مخازن کشور در نیمه دوم عمر خود به سر میبرند و هر چه از عمر مخزن میگذرد برداشت از آن دشوارتر میشود باید با روشهای خاصی با توجه به شرایط مخزن، برداشت از آن را بهتر و بیشتر کرد، البته نباید فراموش کرد که در روشهای ازدیاد برداشت باید از میان روشهای مختلف بهترین آن را از لحاظ عملی و اقتصادی انتخاب کرد. [25]

2.1. تولید اولیهی (طبیعی) نفت:
مهمترین نیروهای موجود در مخازن که نفت به کمک آن بطور طبیعی جریان مییابد، عبارتند از:
1) نیروی حاصل از فشار گاز حل شده در نفت.
2) نیروی حاصل از فشار گاز جمع شده در قسمت بالای کلاهک.
3) فشار هیدرواستاتیک سفرهی آب مخزن که در زیر ستون نفت قرار گرفته است.
4) نیروی دیگری که برخی مخازن دارای ستون نفت بسیار مرتفع برای تولیئ طبیعی از آن بهره میبرند، نیروی ریزش ثقلی است.
سهم مشارکت هر یک از این نیروها در رانش نفت متفاوت است و به وضعیت ساختمانی و زمین شناسی سنگ مخزن و خواص فیزیکی و ترمودینامیکی سیالهای موجود در مخزن بستگی دارد. در مقابل این نیروها، نیروهای مخالفی سبب محبوس نگه داشتن یا ایجاد تنگنا در بازیابی نفت میشوند که مهمترین این نیروها، نیروی فشار موئینگی سنگ مخزن و نیروی اصطکاک حاصل از حرکت سیال در درون خلل و فرج سنگ مخزن تا ته چاه است. برای استحصال و بازیافت کامل نفت، باید چنان نیرویی در اعماق مخزن وجود داشته باشد که بتواند علاوه بر غلبه بر نیروهای مخالف، موجب رانش نفت به سمت بالا گردد.
کاهش و افت نیروهای موافق باعث میشود تا بازیافت نهایی کم شود. به همین دلیل از روشهایی تحت عنوان "روشهای ازدیاد برداشت" برای بالابردن تولید از مخزن نفتی استفاده میشود. معمولا 30 درصد از نفت به طور طبیعی از مخزن برداشت میگردد و 70 درصد آن نیاز مند بهکارگیری برخی روشهای ازدیاد برداشت می باشد[1]
روشهای بکار رفته جهت افزایش بازده عبارتند از :
1) تزریق گاز
2) تزریق آب
3) تزریق متناوب آب و گاز
4) روشهای حرارتی
5) تزریق فوم و ژلهای پلیمری
6) استفاده از مواد شیمیایی کاهشدهنده نیروی کشش سطحی
7) استفاده از روش میکروبی (MEOR) [25]

1.2.1. ازدیاد برداشت نفت1:
محققان مختلف تعریفهای متفاوتی از ازدیاد برداشت نفت ارائه دادهاند، اما به طور کلی هر روشی که به برداشت بیشتر از برداشت اولیه نفت منجر شود، ازدیاد برداشت نفت نامیده میشود. البته باید دقت کرد که گاهی عبارت ازدیاد برداشت نفت تنها معادل برداشت سوم در نظر گرفته میشود. به عبارت دیگر هنوز بر سر در نظر گرفتن برداشت ثانویه به عنوان بخشی از ازدیاد برداشت نفت توافقی وجود ندارد.

2.2.1. بهبود برداشت نفت2:
عبارت دیگری که اغلب در کنار ازدیاد برداشت نفت استفاده میشود "بهبود برداشت نفت" است که تعریفی جامع دارد و علاوه بر تمام مراحل قبلی شامل فعالیتهای وسیعتری مانند توصیف مخزن، مدیریت و صیانت از مخزن و حفاری جایگزینی3 است. یک تقسیمبندی کلی در پایهریزی یک بستر مناسب برای ارتباط کارشناسان مفید است امّا مشکلات خاص خود را نیز به همراه دارد؛ مثلاً عملیات تولید بسیاری از مخازن به ترتیب زمانی گفته شده انجام نمیشوند. یک مثال پرکاربرد تولید نفت سنگین در بیشتر نقاط دنیاست: اگرگرانروی نفت خام زیاد باشد، ممکن است تولید تحت رانش انرژی طبیعی مقرون به صرفه نباشد و بنابراین میتوان از تولید اولیه صرفنظر کرد. برای اینگونه مخازن سیلابزنی نیز عملی نخواهد بود و شاید استفاده از انرژیهای حرارتی تنها راه تولید اقتصادی نفت باشد. در اینجا یک روش که در شرایط عادی به مرحلهی سوم تعلّق دارد به عنوان روش اول و شاید آخرین روش برداشت استفاده شود.
در سایر حالات نیز روشهایی که سوم نامیده میشوند ممکن است به جای سیلابزنی به عنوان عملیات ثانویه به کار روند. پارامترهایی نظیر ماهیت روش و در دسترس بودن مواد تزریق شونده و جنبه اقتصادی عملیات در انتخاب روشهای تولید تعیین کنندهاند؛ مثلاً اگر استفاده از سیلابزنی قبل از روش سوم، باعث کاهش راندمان کلی شود، از مرحله سیلابزنی صرفهنظر میشود.
با توجه به مشکلات ذکر شده در دستهبندی زمانی تولید نفت، دستهبندی براساس تعریف روش مفیدتر و در حال حاضر قابل قبولتر است؛ اگرچه نامگذاری روشها هنوز بر مبنای تقدم زمانی است.

3.1. مراحل برداشت:
کلاً عملیات برداشت نفت از مخازن، با در نظر گرفتن ترتیب زمانی، به سه مرحله اولیه، ثانویه و سوم تقسیم میشود.
1.3.1. برداشت اولیه4:
پس از عملیات حفر چاه و اصابت آن به مخزن نفت، به دلیل فشار زیاد موجود در مخزن، جریان نفت به سوی دهانه خروجی چاه سرازیر می شود. 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 می یابد تا اینکه فشار به حدی می رسد که دیگر نفت خارج نمی شود. در این مرحله ممکن است، تنها 30 تا 50 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 موثرند. به عنوان مثال، کل نفت مخازن آمریکا حدود 109/400 بشکه بوده است که تا سال 1970 حدود 109/100 بشکه آن توسط روشهای اولیه استخراج شده اند. 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 50 میلی دارسی) و انرژی کم مخزن که ناشی از پایین بودن مقدار گاز طبیعی آزاد است، میزان نفت استخراج شده با روشهای اولیه بین 5 تا 25 درصد کل نفت بوده است و به همین دلیل در این ایالت روشهای مرحله دوم از سال 1900 میلادی شروع شده است.
2.3.1. برداشت ثانویه5:
مرحله دوم عملیات اغلب بعد از کاهش تولید اولیه استفاده میشود. از روشهای موثر در مرحله دوم یکی "سیلابزنی آب" و دیگری "سیلابزنی گاز" یا "تزریق گاز" است. در این فرآیند گاز یا آب را میتوان برای تثبیت فشار یا انبساط کلاهک گازی و آبده و یا با رویکرد جابهجایی غیرامتزاجی نفت بر مبنای تراوایی نسبی6 و روبش حجمی7، داخل ستون نفتی تزریق کرد. 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 می آورد. 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 می دهد. در این روش که از بخار آب به جای آب استفاده می شود، با کاهش گرانروی نفت، جریان آن راحت تر صورت گرفته و سرعت تولید بالا می رود. 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 می اندازد. در کشور ونزوئلا، حدود 50 درصد گاز طبیعی تولید شده دوباره به چاههای نفت برای استخراج در مرحله دوم برمی گردند. نحوه تزریق گاز شبیه تزریق آب به صورت چاههای پنجگانه است. در مواردی که گرانروی نفت خیلی بالا باشد از تزریق بخار آب برای استخراج مرحله دوم استفاده می شود.

3.3.1. برداشت سوم8 :
پس از استخراج به کمک روشهای مرحله دوم هنوز هم 30 الی 50 درصد نفت می تواند به صورت استخراج نشده در مخزن باقی بماند. در اینجاست که استخراج نفت به کمک روش مرحله سوم صورت می گیرد. یکی از روشهای مرحله سوم تزریق "محلول مایسلار9"است که پس از تزریق آن، محلول های پلیمری به عنوان محلول بافر به چاه تزریق می شود. در آمریکا ممکن است روشهای استفاده از محلول های مایسلار تا 50 درصد کل روشهای مرحله سوم را شامل شود. محلول مایسلار مخلوطی از آب، مواد فعال سطحی، مواد کمکی فعال سطحی، نفت و نمک است. در روشهای جدید تهیه محلول مایسلار، نفت، نمک و مواد مکمل فعال سطحی حذف گردیده اند. محلول های مایسلار نیروی تنش سطحی بین آب و نفت را تا حدود 001/0 یا کمتر از آن کاهش می دهند. گرانروی محلول پلیمری حدود 2 تا 5 برابر گرانروی نفت است. غلظت پلیمر حدود ppm می باشد. در حال حاضر از "پلی آکریلیمیدها10" و زیست پلیمرها به عنوان پلیمر در محلول بافر استفاده می شود. مواد فعال سطحی معمولاً "سولفوناتهای نفتی سدیم" هستند و از لحاظ خواص و ساختار شیمیایی شبیه شوینده ها می باشند. از الکل ها نیز بـرای مواد کمکـی فعال سطحی اسـتفاده می شود. هزیـنه تولیـد محلول های مایـسلار برای تولید هر بشکه نفت در سال 1975 حدود 1/5 دلار در آمریـکا بوده است. یکی دیـگر از روشهای مرحله سوم، روش"احتراق زیرزمینی" است. طی این روش اکسیژن موجود در هوا در زیرزمین با هیدروکربن ها می سوزد و مقدار گاز تولید شده، فشار مخزن بالا می رود. گرما همچنین گرانروی را کاهش داده و جریان نفت راحت تر صورت می گیرد. یک روش دیگر مرحله سوم که اخیراً مورد توجه فراوان قرار گرفته است، استفاده از گاز دی اکسید کربن میباشد. این گاز بسیار ارزان بوده و در نفت نیز حل می شود و گرانروی آن را کاهش می دهد. از روشهای دیگر مرحله سوم، انفجارهای هسته ای در زیرزمین است که این انفجارها شکاف مصنوعی در سنگها به وجود می آورد و جریان نفت را تسهیل می کند. روشهای برداشت سوم نفت اغلب شامل تزریق بیش از یک سیال است. مثلاً حجم نسبتاً کمی از یک ماده شیمیایی گران (توده اولیه) تزریق میشود تا نفت را متحرک کند. این توده اولیه با حجم بزرگتری از یک ماده شیمیایی نسبتاً ارزان (توده ثانویه) جابهجا میشود. از توده ثانویه به خاطر جابهجایی موثر توده اولیه با کمترین اتلاف آن استفاده میشود. گاهی برای کاهش هزینهها سیالات ارزانتر دیگری بعد از توده ثانویه تزریق میشوند. [2]
به طور کلی گازهای هیدروکربنی، دیاکسیدکربن، نیتروژن، گازهای حاصل از سوخت11، پلیمرها، مواد فعال در سطح12 و حلالهای هیدروکربنی از جمله موادیاند که اغلب در این مرحله استفاده میشوند. روشهای مختلف بازیافت نفت (EOR) به طور اختصار در شکل 1 – 1 نشان داده شده است. همچنین در شکل 1-2 مراحل تولید نفت از مخزن را نشان میدهد.

Diagram 1-1: Flow sheet diagram showing the process steps in enhanced oil recovery (EOR) [25]

شکل 1- 2: مراحل تولید نفت از مخزن[17]

4.1. منابع نفتی هدف برای روشهای ازدیاد برداشت نفت :
پتانسیل برداشت نفت با استفاده از روشهای مختلف ازدیاد برداشت؛ مسائل اقتصادی و چگونگی برنامهریزی این پروژهها به دفعات بررسی شده است. شکل1- 3 کل منابع نفتی دنیا را درپایان سال 2004 نشان میدهد. تا این تاریخ حدود 5570 میلیارد بشکه نفت معمولی13 کشف شده است و مجموع نفت تولید شده نیز حدود 910 میلیارد بشکه و ذخایر اثبات شده بالغ بر 1050 میلیارد بشکه بوده است. ذخایر اثبات شده مقدار نفتی است که در مخازن اکتشاف شده باقی مانده است و با فنآوری روز به طور اقتصادی قابل برداشت است. بنابراین ذخایر اثبات شده برداشتهای اولیه و ثانویه را در برمیگیرند و تنها کمی نفت حاصل از روشهای متداول ازدیاد برداشت نیز در این ذخایر در نظر گرفته میشوند. در پایان سال 2005 حدود 3610 میلیارد بشکه نفت با فنآوری روز غیرقابل برداشت است و باید از روشهای جدید ازدیاد برداشت نفت بهره گرفت. همچنین در پایان سال 2005 حدود 4700 میلیارد بشکه نفت سنگین14 و بیتومن15 کشف شده است که از این مقدار بین 50-100 میلیارد بشکه تولید شده و حدود 950 میلیارد بشکه قابل تولید است. حدود 3700 میلیارد بشکه نفت سنگین و بیتومن نیز با فنآوری روز غیرقابل برداشت است و باید از روشهای ازدیاد برداشت نفت استفاده کرد. مجموع کل نفت تولید شده و قابل برداشت حدود نفت درجای اولیه تخمین زده میشود. بنابراین مجموع نفت هدف برای روشهای ازدیاد برداشت بسیار زیاد و بالغ بر 7310 میلیارد بشکه است. [26]
Original Oil In Place: 1/335 Billion Barrels

شکل1- 3: کل منابع نفتی دنیا تا پایان سال 2004 [17]

1.4.1. عوامل موثر در کاربرد روشهای ازدیاد برداشت نفت :
خصوصیّات فیزیکی و شیمیایی نفت هدف متفاوتند و بازهی آنها از نفت با درجهی API (نفت خام سبک16 با گرانروی کم) تا درجهی API پایین (نفت خام سنگین با گرانروی زیاد) متغیر است. نفت قابل توجهی در این بازهی فیزیکی و شیمیایی وجود دارد بنابراین تکنولوژی ازدیاد برداشت نفت نمیتواند بر نوع خاصی نفت تمرکز یابد مگر آنکه حجم بزرگی از منابع هدف را حذف کند. واضح است که یک فرآیند ازدیاد برداشت را نمیتوان برای انواع نفت خام بکار برد و مجموعهای از روشهای مختلف را باید استفاده کرد. مشکل دیگر گستردگی خصوصیات مخازن نفت است؛ انواع مختلفی مخازن نفتی شامل سازندههای بسیار ضخیم کربناته دریایی در اعماق زیاد تا بخشهای ماسهای نسبتاً کم عمق وجود دارند. سرانجام نحوه اشباع17، توزیع و حالت فیزیکی نفت در یک مخزن، که نتیجهی عملیات قبلی تولید از مخزن است، پارامترهای مهمی در انتخاب یک روش ازدیاد برداشتند؛ مثلاً تولید از یک مخزن که با رانش طبیعی آغاز شده است اغلب با فرآیند سیلابزنی ادامه مییابد. بازده روشهای اولیه و ثانویه در برخی مخازن منحصر به فرد ممکن است حدود 35 تا 50 درصد نفت درجای اولیه18 باشد. اغلب نفت باقیمانده در بخشی از مخزن که با سیلابزنی جاروب شده است، با توجه به ترشوندگی سنگ، به صورت ذرات ایزوله و محصور در داخل منافذ یا نوارهایی اطراف ذرات سنگ است (مثلاً اشباع باقیمانده19 در نواحی جاروب شده بین 20 تا 35 درصد است). یک روش ازدیاد برداشت باید بتواند قطرات کوچک نفت را پویا کند و یک توده نفتی20 را که به طور موثر به سمت چاههای تولیدی حرکت میکند به وجود آورد. برخی مواقع ممکن است از یک روش ازدیاد برداشت بعد از تولید اولیه (مثلاً به عنوان تولید ثانویه برحسب ترتیب زمانی استفاده شود). در این حالت نفت ممکن است در یک اشباع بالا، احتمالاً حدود 50 تا 60 درصد، و شاید هنوز به حالت پیوسته باشد و تراوایی نسبی نفت بزرگتر از صفر باشد. همچنین با توجه به مکانیزم برداشت اولیه احتمال دارد اشباعی از گاز نیز وجود داشته باشد. شاید انتظار رود که در این حالت با استفاده از روش ازدیاد برداشت یک توده نفتی بزرگتر از روش سیلابزنی تشکیل شود. به هر حال با توجه به اینکه تنها مقدار کمی از نفت به دام افتاده در پشت توده تزریقی باقی میماند، راندمان جابه جایی باید بهتر از فرآیند سیلابزنی باشد. به بیان دیگر اشباع نفت باقیمانده پس از روش ازدیاد برداشت باید از سیلابزنی پایینتر باشد زیرا یک فرآیند ازدیاد برداشت نفت که به عنوان عملیات ثانویه به کار میرود از نظر بازده و هزینه اغلب با راه جایگزین دیگر (یک فرآیند سیلابزنی) مقایسه میشود. برخی اوقات یک فرآیند ازدیاد برداشت نفت به عنوان یک مرحله تولید اولیه یا ابتدایی استفاده میشود. حالت متداول وجود نفت سنگین است که آن را نتوان با مکانیزمهای اولیه و یا سیلابزنی در مقادیر اقتصادی تولید کرد. پیشتر گفته شد که در این مواقع اغلب از انرژی حرارتی که باعث کاهش گرانروی نفت میشود استفاده میشود. در این حالت نیز روش ازدیاد برداشت باید نفت را بسیار پویا کند و به سمت چاههای تولیدی حرکت دهد.
خلاصه باید گفت منابع نفتی هدف بسیار عظیماند و در شرایط مختلف وجود دارند. برای طراحی یک روش ازدیاد برداشت نفت برای یک مخزن باید نوع نفت و سنگ مخزن؛ نوع سازند و نحوه توزیع اشباع و خصوصیات فیزیکی نفت را در نتیجهی تولیدات گذشته درنظر گرفت. این تنوع باعث توسعه روشهای مختلف ازدیاد برداشت نفت شده است. [2]

5.1. میادین و ذخایر نفت خام ایران:
مجموع ذخایر قابل استحصال نفت خام و میعانات گازی کشور در پایان سال 1385 با احتساب کشف منابع جدید، 138/22 میلیارد بشکه بوده است که نسبت به سال قبل از آن، به میزان 2/1 میلیارد بشکه و معادل 1/5 درصد افزایش نشان میدهد. تاریخ اتمام این ذخایر، در صورت کشف نشدن ذخایر جدید و برداشت سالانه معادل سال 1385 برای نفت خام و میعانات گازی حدود 85 سال است.
جدول 1-2: ذخایر هیدروکربوری مایع قابل استحصال ایران در ابتدای سالهای 1383 – 86 * – [26]
شرح
1383
1384
1385
1386
نفت خام، مایعات و میعانات گازی(میلیارد بشکه)
132/74
137/66
136/16
138/22
عمر ذخایر21(سال)
86
87
85
85
*: ارقام مقدماتی میباشند.
در سال 1385 طرحهایی به منظور توسعه میادین نفتی در دست اجرا بوده است. از عمدهترین این طرحها می توان به طرح توسعه میدانهای نفتی بهرگانسر و هندیجان، سرکان و ماله کوه، آسماری منصوری، دورود، ابوذر، چشمه خوش، پایدار، خشت، سلمان، دارخوین، آزادگان جنوبی، کبود، دهلران، سروستان، مسجد سلیمان، خارگ و بهرگان، رگ سفید، رشادت، گچساران و پارس جنوبی اشاره کرد. در جدول 2-2 شرح کامل و پیشرفت فیزیکی آنها بیان شده است. [26]

جدول 2-2: مشخصات پروژههای خاتمه یافته و در دست اجرا توسعه میادین نفتی در سال 1385- [26]
نام پروژه
تاریخ تکمیل
پیشرفت فیزیکی%
توضیحات
توسعه میدان نفتی سیری "آ" و "ئی"
–
100
تولید 24هزار بشکه در روز نفت خام از میدان سیری "آ" و تولید 100هزار بشکه در روز نفت خام از میدان سیری "ئی"
توسعه میدان نفتی نصرت
1381
100
تولید 16/5 هزار بشکه در روز نفت خام
توسعه میدان نفتی بلال
1383
100
تولید 40 هزار بشکه در روز نفت خام
توسعه میادین نفتی سروش و نوروز
1384
100
تولید 100هزار بشکه در روز نفت خام از میدان سروش و تولید 90 هزار بشکه در روز نفت خام از میدان نوروز
توسعه میدان نفتی دورود
توسعه میدان نفتی بهرگانسر و هندیجان

توسعه میدان نفتی سرکان و مالهکوه
توسعه مخزن نفتی آسماری منصوری (فاز 1)

توسعه اولیه میدان نفتی آزادگان
1386
1386

1386
1386

1386
99/8
85/6

55

46

–
تولید 220هزار بشکه در روز نفت خام
افزایش تولید نفت خام از 18 به 60 هزار بشکه در روز (مجموع دومیدان)
تولید نفت به میزان 7 هزار بشکه در روز
تولید 255 میلیون بشکه نفت خام طی 20 سال (فاز 1 با حدود 40 هزار بشکه در روز افزایش تا سقف تولید صدهزار بشکه در روز و فاز 2 تا سقف 150 هزار بشکه در روز)
تولید 20 هزار بشکه نفت در روز
توسعه لایههای نفتی میدان سلمان
توسعه میدان نفتی ابوذر و یال غربی ابوذر

توسعه میدان نفتی دارخوین

توسعه میدان نفتی پایدار و پایدار غربی
توسعه میدان نفتی چشمهخوش

توسعه میدان نفتی خشت
توسعه میدان نفتی آزادگان جنوبی فاز 1
1387
1387

1387

1387
1387

1387
1387
92/7
91/7

85/6

71
36

18
6/8
تولید نفت خام به میزان 130 هزار بشکه در روز
بازسازی و نوسازی تاسیسات آسیبدیده در جنگ تحمیلی برای تولید 180 هزار بشکه در روز نفت و توسعه یال غربی میدان
تولید 50 هزار بشکه در روز نفت خام در فاز 1 و 160 هزار بشکه نفت خام در فاز 2
افزایش تولید نفت به میزان 20 هزار بشکه در روز
افزایش تولید نفت به میزان 30 هزار بشکه در روز در فاز 1 و افزایش تولید نفت به میزان 20 هزار بشکه در روز در فاز 2
تولید نفت به میزان 30 هزار بشکه در روز
تولید 150 هزار بشکه در روز نفت خام در فاز 1 و تولید 260 هزار بشکه در روز نفت خام در فاز 2
توسعه میدان نفتی مشترک خارک و بهرگان – فروزان و اسفندیار
توسعه میدان نفتی دهلران
توسعه میدان نفتی سروستان و سعادتآباد
توسعه میدان نفتی مسجدسلیمان
توسعه میدان نفتی کبود
توسعه میدان نفتی رگ سفید فاز 1
1388
1388
1388
1388
1388
1388
56/3
29
11
7
4/4
–
تولید در مجموع به میزان 186/4 هزار بشکه در روز نفت خام
افزایش تولید نفت به میزان 18 هزار بشکه در روز
تولید نفت به میزان 15 هزار بشکه در روز
تولید نفت خام به میزان 29/8 هزار بشکه در روز
تولید 8 هزار بشکه نفت در روز
تولید 220 هزار بشکه در روز نفت خام
بازسازی و نوسازی توسعه میدان نفتی رشادت
1389
15
افزایش تولید میدان از 8 به 75 هزار بشکه در روز نفت
توسعه لایههای نفتی میدان پارس جنوبی فاز 1

توسعه میدان نفتی منصورآباد در گچساران
1390

1390
51/1

–
تولید 35 هزار بشکه در روز نفت خام در فاز1 و تولید 54 هزار بشکه در روز نفت خام در فاز 2
تولید 7 هزار بشکه نفت در روز

6.1. دستهبندی و تشریح روشهای ازدیاد برداشت نفت:
فرآیندهای ازدیاد برداشت نفت را میتوان به چهار عنوان تقسیم کرد :
1) روشهای شیمیایی
2) روشهای تزریق گاز امتزاجی و غیرامتزاجی
3) روشهای حرارتی
4) سایر روشهای نوین
روشهای شیمیایی خود به دو گروه کنترل پویایی (پلیمرها) و مواد فعال در سطح تقسیم میشوند. فرآیندهای کنترل پویایی بر برقراری یک نسبت پویایی مطلوب برای بهبود اندازه روبش حجمی استوارند (مثل گرانرو کردن آب با کمک پلیمرها و کاهش پویایی گاز با استفاده از کف). در برخی دیگر از فرآیندهای شیمیایی موادی از قبیل مواد فعال در سطح یا عوامل قلیایی تزریق میشوند تا ترکیبی از رفتار فازی و کاهش چسبندگی سطحی برای جابهجایی نفت و بهبود راندمان جابهجایی میکروسکوپیک استفاده شود. ترکیب فرآیندهایی کنترل پویایی و مواد فعال در سطح پتانسیل بهبود راندمان جابهجایی ماکروسکوپیک و راندمان جابهجایی میکروسکوپیک را همزمان فراهم میآورد.
در فرآیند تزریق گازهای امتزاجی هدف تزریق سیالاتی است که مستقیما در نفت مخزن امتزاج مییابند یا با توجه به تغییر ترکیب داخل مخزن امتزاج را پدید میآورند (مثل تزریق حلالهای هیدروکربنی یا
دی اکسیدکربن). رفتار فازی عامل اصلی استفاده از این نوع فرآیندها است. گازهای غیرامتزاجی نیز برای روبش غیرامتزاجی نفت مانند سیلابزنی تزریق میشوند.
روشهای گرمایی با تکیه بر انتقال انرژی حرارتی یا تولید در جای حرارت به بهبود برداشت نفت میانجامند (مثل تزریق بخار یا احتراق درجا با کمک تزریق هوا یا اکسیژن). غیر گرانروی، رفتار مناسب فازی و برخی مواقع واکنش شیمیایی مکانیزمهای اصلی برای بهبود برداشت نفت در این فرآیند هستند.
عبارت "روشهای نوین" خود در برگیرندهی سایر روشهایی مانند؛ ازدیاد برداشت میکروبی22؛ تزریق بخار همراه با ریزش ثقلی23؛ استخراج بخاری24؛ تزریق گاز همراه با ریزش ثقلی25؛ روش الکتریکی26 و معدنکاری منابع در اعماق کم. [5]

1.6.1. روشهای شیمیایی:
1.1.6.1. روش کنترل پویایی
یک روش بسیار متداول کنترل پویایی سیلابزنی پلیمری است (شکل 1-4). در یک مثال کاربردی، محلول پلیمری هیدرولیز شده جزیی پلی اکریل آمید در آب نمک، با غلظت چند صد جزء پلیمر در یک میلیون جزء محلول، برای جابهجا کردن نفت به سمت چاههای تولیدی تزریق میشود. اندازه تودهی پلیمری ممکن است بین 50 تا 100 درصد حجم فضاهای خالی، PV، و دارای ترکیب متغیر باشد. غلیظترین محلول پلیمر برای مدت زمانی کوتاه تزریق میشود و به دنبال آن تودههای محلول پلیمری با غلظتهای پایینتر پی در پی تزریق میشوند. آخرین سیال تزریق شده آب یا آب نمک است. محلولهای پلیمری برای ایجاد یک نسبت پویایی مناسب بین محلول پلیمری تزریقی و توده آب و نفت جلوی آن طراحی میشوند. همانطور که در شکل 1-5 هدف گسترش یکنواختتر روبش حجمی در مخزن در هر دو راستای عمودی و سطحی است. در یک سیلابزنی متداول اگر نسبت پویایی مناسب نباشد، آب تمایل دارد به حالت انگشتی درآید و از کوتاهترین مسیر به چاه تولیدی برسد که ناهمگونیهای زمینشناسی مخزن این اثر را تشدید میکنند.
یک محلول پلیمری یکنواخت حرکت میکند (شکل1-5). نسبت پویایی پایین باعث میشود تمایل جریان برای حرکت در لایههای با تراوایی بالا و کوتاهترین مسیر بین چاههای تزریقی و تولیدی کاهش یابد؛ بنابراین بازده روبش حجمی برای یک محلول پلیمری بیشتر از سیلابزنی معمولی است. اثبات شده که محلولهای پلیمری برای اشباع نفت باقیمانده نهایی چندان تاثیر نمیگذارند. اما بسته به نوع نمودار جریان جزئی و حجم آب تزریقی، ممکن است در یک نفت سنگین، اشباع نفت باقیمانده موثر از نظر اقتصادی برای سیلزنی پلیمری کمتر از سیلابزنی معمولی باشد (اگر چه مکانیزم اولیه در سیلزنی پلیمری افزایش بازدهی روبش ماکروسکوپیک است).

در شکل 1-7 مقایسه تزریق آب با پلیمر + آب صورت گرفته است.

شکل 1- 4: سیلابزنی پلیمری- [15]

شکل 1- 5: سیلابزنی- [15]

شکل 1- 6: بهبود راندمان جابهجایی ماکروسکوپیک با سیلابزنی پلیمری- [15]

پلیمرهای هیدرولیز شده جزیی پلی اکریل آمید به دو طریق بر پویایی تاثیر میگذارند:
1) محلولهای پلیمری گرانروی ظاهری بیشتری از آب دارند. محلولهای پلیمری غیرنیوتنی هستند ولی میتوانند حساسیت قابل توجهی در مقابل نیروهای برشی نشان دهند؛ یعنی گرانروی ظاهری آنها میتواند تابعی از شدت نیروهای برشی باشد که محلول در معرض آنها قرار گرفته است. محلولها همچنین به نوع و غلظت آب نمک که میتواند بر گرانروی ظاهری تاثیر بگذارد حساساند.
2) پلیمرهای پلی اکریل آمید در محیط متخلخل جذب میشوند و به علت اندازه بزرگشان به صورت مکانیکی به دام میافتند. این جذب پلیمری میزان پلیمر را در محلول کاهش میدهد اما در عین حال باعث کاهش تراوایی موثر محیط متخلخل میشود. بنابراین پویایی محلول پلیمری پلی اکریل آمید، با ترکیبی از دو مکانیزم کاهش گرانروی و کاهش تراوایی موثر، کمتر از پویایی توده نفت و آب در حال جابهجایی میشود.
علاوه بر پلی اکریل آمیدهای هیدرولیز شده جزیی از انواع دیگر پلیمرها استفاده میشود که متداولترین آنها بیوپلیمرها هستند که به روش تخمیر صنعتی تولید میشوند. این پلیمرها بر گرانروی ظاهری محلول تاثیر میگذارند ام اثر کمی بر تراوایی موثر سنگ دارند زیرا جذب مکانیکیشان بسیار کمتر است.
مهمترین محدودیت سیلابزنی پلیمری کمتر بودن برداشت نهایی دراین روش در مقایسه با سایر روشهای ازدیاد برداشت است. روش پلیمری اصولاً بیش از افزایش بازدهی میکروسکوپیک برای افزایش بازدهی ماکروسکوپیک به کار میرود. همچنین چگونگی عملیات تولید پیش از سیلزنی پلیمری بر این روش تاثیر میگذارد؛ مثلاً یک سیلابزنی موفق قبلی میتواند به یک جابهجایی پلیمری بسیار ضعیف منتهی شود. روشهای دیگری نیز بر مبنای کاربرد کفها؛ تغییر تراوایی نسبی و یا بستن تراوایی در لایههایی با تراوایی بالا برای افزایش برداشت نفت وجود دارند. از روشهای کنترل پویایی، همراه دیگر روشهای ازدیاد برداشت، برای بهبود بازده کلی روشها بسیار استفاده میشود. [5]

2.1.6.1. روش مواد فعال در سطح:
روش شیمیایی شامل تزریق مایعات شیمیایی مخصوص است که به علت رفتارهای فازی خاص، که به کاهش چسبندگی سطحی بین مایع جابهجاکننده و نفت منجر میشوند، به صورت موثر نفت را جابهجا میکنند. روش مواد فعال در سطح و پلیمرها بیشترین پتانسیل بازیافت نهایی نفت را در این سه دسته از روشهای ازدیاد برداشت دارند (شکل1- 8). در این روش، توده اولیه (مایع جابهجا کننده) یک سیستم شیمیایی مرکب به نام محلول میسلار27 است. این محلول حاوی یک ماده فعال در سطح (معمولاً یک سولفور نفتی)؛ یک مکمل ماده فعال در سطح28 (یک الکل)؛ نفت، الکترولیتها و آب است. توده ماده فعال در سطح نسبتاً کوچک است (مثلاً 10 درصد حجم کل فضاهای خالی). این توده با یک حائل پویایی، که محلولی حاوی پلیمر با غلظت چند صد جزء در میلیون(PPM) است، به پیش رانده میشود. این محلول پلیمری غالباً از نظر غلظت درجهبندی و با افزایش حجم محلول تزریقی رقیقتر میشود. حجم کل محلول پلیمر در حدود واحد حجم فضاهای خالی است.

شکل 1- 7: فرآیند تزریق مواد فعال در سطح و پلیمری-[15]

محلول میسلار حلالیت کمی در نفت دارد و برای ایجاد کشش سطحی بسیار کم با فاز نفت طراحی میشود. هنگامی که این محلول با قطرات نفت باقیمانده تماس مییابد، قطرات تحت گرادیان فشار و در نتیجه کشش سطحی کم تغییر شکل میدهند و میان گلوگاه منافذ جابهجا میشوند. به هم پیوستن قطرات نفت منجر به تشکیل یک توده نفتی همراه با آب میشود که در جلوی توده شیمیایی جابهجاکننده حرکت میکند. توده میسلار همچنین برای ایجاد یک نسبت پویایی دلخواه با توده نفت و آبی که در جلوی آن در جریان است طراحی میشود تا از بروز حالت انگشتی در توده نفت جلوگیری کند و بازدهی ماکروسکوپیک جابهجایی افزایش یابد.
محلول پلیمری حائل پویایی برای جابهجایی موثرتر محلول میسلار تزریق میشود. کشش سطحی بین محلولهای پلیمری و میسلار بسیار کم است و فقط اشباع کمی از محلول میسلار در محیط متخلخل باقی میماند. وجود یک نسبت پویایی دلخواه بین محلولهای پلیمر و میسلار به جابهجایی موثرتر کمک میکند. در این روش جابهجاییها امتزاج ناپذیراند؛ یعنی انحلال کامل بین محلول میسلار و نفت و یا بین محلولهای پلیمری و میسلار وجود ندارد. کشش سطحی کم بین سیالهای جابهجا کننده در هر دو طرف توده بسیار مطلوب است. کشش سطحی کم بین محلول میسلار و نفت برای به حرکت درآوردن قطرات و لایههای ناپیوسته نفت لازم است. در قسمت انتهایی توده میسلار، کشش سطحی کم به کمترین بهدام افتادگی و تسهیل عبور مناسب محلول میسلار منجر میشود. واضح است اگر محلول پلیمری به طور موثر تودهی میسلار را جابهجا نکند، این توده به سرعت از بین میرود.
روش مواد فعال در سطح برای افزایش بازده جابهجایی ماکروسکوپیک و میکروسکوپیک پتانسیل قابل توجهی دارد. مشکلات عمدهای نیز وجود دارند. تکنولوژی این روش پیچیده است و فقط زمانی تایید میشود که قیمت نفت بالا و میزان نفت باقیمانده پس از سیلابزنی قابل توجه باشد. همچنین محلولهای شیمیایی، شامل مواد فعال در سطح، مکمل ماده فعال در سطح و گاهی اوقات نفت، گراناند. اتلافهای شیمیایی ممکن است زیاد باشند و در نتیجه جذب سطحی، تفکیک فازها و به دام افتادن و کنار گذاشت در اثر حالت انگشتی (اگر کنترل پویایی انجام نشود) اتفاق بیفتد. این اتلافها باید با افزایش حجم محلول میسلار تزریقی جبران شوند. به طور کلی پایداری سیستمهای مواد فعال در سطح به دمای بالا و شوری زیاد حساس است؛ مثلاً کاربرد این روش در مخازن کربناته به علت شوری بالا و یونهای دوظرفیتی همراه این سازندها امکانپذیر نیست. روشهای دیگر شیمیایی از جمله سیلابزنی قلیایی نیز وجود دارند. در این روش مواد شیمیایی قلیایی تزریقی با اجزای معینی از نفت واکنش میدهند تا مواد فعال در سطح را در محل خود به وجود آورند. این روش پتانسیل مناسبی دارد امّا ظاهراً در کاربرد نهایی محدودیت دارد. روشهای مختلف الکلی نیز در شرایط آزمایشگاه آزموده شدهاند امّا در میدان نفتی به کار نرفتهاند. [5]

2.6.1. روش تزریق گازهای امتزاجی و غیرامتزاجی:
هدف اولیه یک روش امتزاجپذیر جابهجایی نفت با یک سیال امتزاجپذیر با نفت است (سیالی که با هر نسبتی با نفت مخلوط شود و یک فاز تشکیل دهد). در روش تزریق گاز امتزاجی دو حالت اصلی وجود دارد:
1) در روش امتزاجپذیری تک تماسی29 سیال تزریقی مستقیماً با نفت مخزن در شرایط فشار و دمای مخزن امتزاجپذیر است (شکل 1-9). در این روش یک توده نسبتاً کوچک از یک سیال هیدروکربنی، مانند گاز مایع شده نفت30، برای جابهجایی نفت تزریق میشود. اندازهی تودهی اولیه در حدود 10 تا 15 درصد حجم فضاهای خالی است. توده گاز مایع شده نفت با حجمی بیشتر از گاز ارزانتر که غلظت متان آن بالاست (گاز خشک) جابهجا میشود. این روش اصولاً به علت امتزاجپذیری توده اولیه با فاز نفت موثر است. سطح بین توده اولیه و نفت حذف میشود؛ سپس قطرات نفت پویا میشوند و در جلوی تودهی اولیه حرکت میکنند. امتزاجپذیری بین تودهی اولیه و سیال جابهجاکننده ثانویه (گاز خشک در شکل 1-9) نیز باید مناسب باشد وگرنه با پیشرفت این فرآیند توده اولیه به صورت باقیمانده به دام خواهد افتاد. [2,5]

شکل 1- 8: فرآیند امتزاجپذیری تک تماسی با گاز مایع شده نفت و گاز خشک- [15]

2) در روش امتزاجپذیری چند تماسی31 سیال تزریقی با نفت مخزن در تماس اول امتزاج نمییابد و این حالت به تغییر ترکیب فاز تزریقی یا فاز نفت بر اثر تماسهای چندگانه بین فازها در مخزن و انتقالجرم بین اجزای آنها بستگی دارد. تحت شرایط مناسب فشار، دما و ترکیب این تغییر ترکیب به امتزاجپذیری بین فازهای جابهجا شونده و جابهجا کننده در مخزن منجر میشود.
فرآیند تزریق امتزاجی دیاکسیدکربن یکی از این فرآیندهاست. یک حجم نسبتاً خالص دیاکسیدکربن برای پویایی و جابهجایی نفت باقیمانده تزریق میشود. به دلیل چندین تماس بین دیاکسیدکربن و فاز نفت، فاز غنی دیاکسیدکربن هیدروکربنهایی با وزن مولکولی بالا و متوسط را بیرون میکشد. در شرایط مناسب، این فاز غنی دیاکسیدکربن به ترکیبی که با نفت مخزن امتزاجپذیر است میرسد. از این نقطه، شرایط امتزاجپذیری یا نزدیک امتزاجپذیری در سطح جبهه جابهجا کننده وجود دارند. در شرایط ایدهال، این شرایط امتزاجپذیری در مخزن بسیار زود مهیا میشوند و فاصلهی لازم برای برقراری امتزاجپذیری چندتماسی از فاصلهی بین چاهها کمتر است. مثلاً حجم دیاکسیدکربن تزریقی در این فرآیند در حدود 25 درصد حجم فضاهای خالی است. دمای بحرانی دیاکسیدکربن 87/8 درجهی فارنهایت است بنابراین بیشتر وقتها به عنوان سیال تزریقی در بالاتر از دمای بحرانی تزریق میشود. گرانروی دیاکسیدکربن در شرایط تزریق کم (در حدود 0/6 – 1 cp) و به دما و فشار مخزن وابسته است؛ بنابراین بیشتر وقتها دیاکسیدکربن در شرایطی با نسبت پویایی نامطلوب آب و نفت را جابهجا میکند. این حالت به حالت انگشتی دیاکسیدکربن در نفت و همچنین بازده ضعیف ماکروسکوپیک منجر میشود.
یک شیوه برای غلبه بر این مشکل تزریق متناوب تودههای دیاکسیدکربن و آب است (1-10). این شیوه روش تناوبی آب – گاز32 نامیده میشود. هدف از تزریق آب، کاهش تراوایی دیاکسیدکربن و بنابراین کاهش پویایی آن است. مزیت دیگر روش تناوبی آب – گاز این است که فاصلهی زمانی تقاضا برای دیاکسیدکربن را زیاد میکند. روشهای دیگر کنترل پویایی، شامل استفاده از کفها و پلیمرها همراه با تزریق دیاکسیدکربن، در حال آزمایشاند. مشکل دیگر در روش دیاکسیدکربن اختلاف دانسیته (چگالی) آب و دیاکسیدکربن و گاهی اوقات نفت و دیاکسیدکربن است. در شرایط تزریق، چگالی نسبی33 دیاکسیدکربن در حدود 0/4 (با توجه به شرایط مخزن) است. بسته به چگالی نفت، دیاکسیدکربن میتواند به حرکت به سوی نفت بالای سازند و روراندگی سیال جابهجا شونده گرایش داشته باشد. گاهی این اثر گرانش برای جابهجا کردن سیالات از بالای مخزن به پایین آن، فقط در جایی که شیب ساختار مخزن مناسب باشد، به کار میرود.
به این دلایل، غالباً گازهای تزریقی از جمله دیاکسیدکربن، در یک مخزن کانال ایجاد و زودتر از حد معمول در چاههای تولیدی نفوذ میکنند. با توجه به اینکه ارزش سوختی دیاکسیدکربن صفر است معمولاً از گازهای تولیدی جدا، دوباره متراکم و مجدداً تزریق میشود. بازگردانی دیاکسیدکربن به هزینهی پروژه میافزاید اما هزینهی کمتری از سفارش دیاکسیدکربن جدید دارد. گاز طبیعی جدا شده ارزش سوختی معمولی خود را دارد و قابل فروش است. [2,5]

شکل 1-9: روش تناوبی آب – گاز-[17]

دیگر گازها، شامل گازهای هیدروکربنی خشک (با متان زیاد و یا تودهای محتوی C2 و C3 زیاد)، نیتروژن و یا گازهای حاصل از سوخت، برای استفاده در روش امتزاجپذیری چندتماسی، به روشی مشابه دیاکسیدکربن، مناسباند؛ با این تفاوت که این گازها برای رسیدن به امتزاجپذیری معمولاً به فشارهایی بیش از دیاکسیدکربن نیاز دارند. این گازها بیشتر برای مخازن عمیق مناسباند که در آنها فشارهای بالا بدون ایجاد ترک34 در مخزن میتواند بدست آید. یک حساب سرانگشتی برای فشار ترکخوردگی 0/6 psi/ft در عمق است که اگر فشار تزریق در این روش از فشار ترک بیشتر شود، سنگ مخزن دوام نخواهد آورد و سیالات تزریقی در میان ترکها نفوذ خواهند کرد و بیشتر نفت را باقی خواهند گذاشت. بنابراین طراحی روش و انتخاب سیال جابهجاکننده به فشار عملیات، که در اصل به عمق مخزن وابسته است، بستگی دارد.
در یک روش امتزاجپذیری چندتماسی دیگر یک سیال هیدروکربنی غنی در اجزایی مانند اتان و پروپان به کار میرود. این اجزا به فاز نفت میعان میشوند و نفت را غنی از اجزای سبکتر میکنند. دوباره در شرایط مناسب، ترکیب فاز نفت میتواند بهبود یابد به طوری که با سیال تزریقی امتزاجپذیر شود و امتزاجپذیری در مخزن اتفاق بیافتد. این نوع امتزاج به فرآیند میعان در فشار بالا35 معروف است. کلاً سیالات امتزاجپذیر گرانروی کمی دارند بنابراین حالت انگشتی به وجود میآید و بازده حجمی ضعیف است. ناهمگونیهای مخزن این مشکلات را تشدید میکنند. اختلاف دانسیتهها نیز به دلیل ایجاد حالت روراندگی نیز به تماس ضعیف حجمی منجر میشوند مگر اینکه بتوان از این اختلاف به عنوان مزیت در مخازن شیبدار استفاده کرد. در نهایت، سیالات قابل استفاده در فشارهای متوسط مخزن گران هستند و گاهی هم منابعی محدود دارند. در برخی شرایط گازها به صورت غیرامتزاجی تزریق میشوند که در این صورت روبشی مانند سیلابزنی رخ میدهد. [5]

3.6.1. روشهای حرارتی:
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. مکانیزم های تولید نفت در بازیافت حرارتی از مخزن افزایش درجه حرارت، بر روی خواص فیزیکی سیالات و همچنین تاثیرات متقابل سنگ و سیال، اثرمی گذارد. مکانیز م های اصلی ناشی از این تاثیرات که به تولید نفت منجر می شوند، عبارتند از:
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.
از مهمترین راه های ازدیاد برداشت از مخازن نفت، استفاده از روش های حرارتی 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. [3]
انواع روش های حرارتی ازدیاد برداشت به طور کلی، روش های حرارتی ازدیاد برداشت را می توان به دو دسته تقسیم کرد:

1.3.6.1. ایجاد حرارت در مخزن با سوزاندن بخشی از نفت (روش احتراق درجا)
روش احتراق درجا یکی از روشهای ازدیاد برداشت نفت است که در مخازن نفت سنگین مورد استفاده قرار میگیرد. این روش بخصوص در قیمتهای بالای نفت صرفه اقتصادی داشته و میتواند به عنوان یک روش مطلوب مطرح گردد. در زیر به کاربرد این روش اشاره شده است:
یکی از روش های مهم در فرآیند EOR، احتراق درجا36 یا سیلابزنی آتش37 می باشد. در این روش، هوا از طریق یک چاه تزریقی به مخزن تزریق شده که با سوزاندن بخشی از نفت مخزن، موجب تولید حرارت می شود. در اثر ایجاد حرارت و گازهای گرم تولیدشده ناشی از سوختن مواد هیدروکربنی، 100 درصد نفت ناحیه ای از مخزن که تحت تاثیر این فرآیند قرار گرفته است، از حفره های سنگ مخزن حرکت میکند. به عبارت دیگر، درصد اشباع نفت در این ناحیه از مخزن به صفر می رسد.
فرآیند احتراق درجا به روش های مختلفی انجام می گیرد که رایج ترین این روش ها، احتراق رو به جلو38 می باشد. در این روش همانطور که اشاره شد، هوا از طریق چاه تزریقی به مخزن تزریق شده و باعث احتراق در مخزن می گردد. این احتراق، حرارت لازم را جهت پایین آوردن گرانروی نفت فراهم آورده و باعث خروج سیال از داخل حفره های سنگ مخزن و هدایت آن به سمت چاه های تولیدی می شود. علی رغم راندمان رانش بالایی که این روش دارد، حرارت زیادی بدون استفاده در ناحیه احتراق هدر می رود. برای رفع این مساله، روش احتراق درجای معکوس39 توصیه می شود. در این روش، حرارت همانند روش احتراق رو به جلو ایجاد می شود و پس از ایجاد حرارت، نقش چاه تزریقی با چاه بهره برداری عوض می شود. به عبارت دیگر، تزریق هوا به صورت معکوس انجام می گیرد. با این روش، نفت در اثر جریان هوای تزریقی از یک سو و نیز گازهای حاصل از احتراق از سوی دیگر، تا حدود 500 تا 700 درجه فارنهایت گرم میشود. در نتیجه، نفت در اثر کاهش گرانروی و افزایش تحرک به سمت چاه بهر ه برداری هدایت می شود. این روش ازدیاد برداشت برای مخازنی مناسب است که حاوی نفت سنگین باشند. یعنی نفت آنها دارای API پائین و (API پایینتر از20) گرانروی بسیار بالا باشد. روش مزبور در زمانی که قیمت جهانی نفت به شدت افزایش یافته بود، مورد توجه واقع شد؛ به طوری که در فاصله سال های 80 ـ 1971، حدود 55 چاه نفتی در ایالات متحده آمریکا با روش احتراق درجا مورد آزمایش قرار گرفت. نتایجی که حاصل شد بسیار بهتر از نتایج حاصل از سیلابزنی بخار40 بود.
امروزه به دلیل هزینه بالای کاربرد این روش رغبت چندانی به این روش نشان داده نمی شود. اما می توان روزی را پیش بینی نمود که به علّت کاهش قابل توجه ذخایر نفت سبک و نیاز روزافزون به برداشت از مخازن نفت سنگین و نیز افزایش شدید قیمت نفت، روش احتراق درجا نقشی اساسی در فرآیند ازدیاد برداشت نفت ایفا نماید. [3]

2.3.6.1. تولید حرارت در خارج مخزن و تزریق سیال گرم به عنوان عامل جابه جا کننده (تزریق بخار)
این روش شامل تزریق بخار و آب به صورت مرحله ای و متناوب (تزریق چرخشی یا متناوب) و یا تزریق بخار به طور ممتد می باشد. روش تزریق بخار آب در چاه هایی به کار برده می شود 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 می شود؛ 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[3].
روش های تزریق بخار عمدتاً به دو صورت انجام می شود:
> روش چرخشی(تزریق تناوبی بخار): در این روش، ابتدا مقداری بخار و سپس، آب به همراه پلیمر به مخزن تزریق می شود. مجدداً بخار آب تزریق می شود و به همین ترتیب فرایند ادامه پیدا می کند. از این روش در سال 1959 در ونزوئلا استفاده می شد و در سال 1968 با استفاده این روش در کالیفرنیا حدود 130000بشکه نفت برداشت گردید (شکل 1-11). [3,5]

شکل 1- 10: شماتیک فرآیند تزریق تناوبی بخار (CSS)- [15]

> روش تزریق پیوسته بخار: در این روش، بخار آب به طور ممتد به مخزن تزریق می گردد و هم نیروی حرارتی و هم نیروی رانش به وسیله بخار آب ایجاد می گردد. تاکنون در آمریکا نزدیک به 50درصد نفت مخازن به این روش استخراج گردیده است (شکل 1-12).

شکل 1- 11: شماتیک فرآیند تزریق مداوم بخار (STEAM FLOODING) – [15]

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، زیست محیطی وغیره نیز وابسته است.

عمق
ضخامت
جنس سنگ
وزن مخصوص
ویسکوزیته
تراوایی
150-1500ft
50-150ft
شن – ماسه سنگ – کربناته
1-100
50-10000cp
d1

4.6.1. روشهای نوین:
1.4.6.1. روش تزریق بخار همراه با ریزش ثقلی:
ریزش ثقلی به کمک بخار (SAGD) در سال 1980 توسط Butler ابداع شد. در این روش، به جهت این که گرانش قادر به ایجاد نیروی کافی برای جابجا کردن نفت سنگین به سمت یک چاه عمودی معمولی و یا انحرافی به میزان مقرون به صرفه نیست، از یک جفت چاه افقی استفاده میشود. هر دو چاه، یک چاه تزریقی در بالای یک چاه تولیدی، در قسمت پایینی از سازند حفر میشوند. این دو چاه به همراه قسمتی از مخزن که بین آنها واقع میشود، در ابتدا توسط چرخش بخار بین چاهها حرارت داده میشوند. هنگامی که ارتباط بین دو چاه برقرار شد، تزریق بخار در چاه بالایی ادامه یافته و یک محفظه بخار را بوجود می آورد که به سمت بالای چاه تزریقی به درون مخزن حرکت میکند. به طور همزمان، نفت سنگین و قیر به همراه بخار آب چگالش یافته توسط نیروی جاذبه از طرفین محفظه بخار به چاه افقی پایینی ریزش میکنند.
یکی از مزایای این روش این است که بر خلاف این که چاههای تزریقی و تولیدی میتوانند بسیار به هم نزدیک باشند، گسترش محفظه بخار ایجاد شده باعث ایجاد ریزش از منطقه بزرگی از مخزن میشود و لازم نیست چاههای تزریقی و تولیدی تمامی منطقه ریزش را پوشش دهند. مزیت دیگر این روش این است که در روش SAGD نفت حرارت داده شده ضمن جاری شدن بطرف چاه تولیدی حرارت خود را حفظ نموده و گرم باقی میماند؛ در حالیکه در تزریق بخار معمولی نفتی که از محفظه بخار جاروب میشود، خنک شده و به سختی به سمت چاه تولیدی حرکت میکند. همچنین با افزایش سطح تماس با مخزن بدلیل استفاده از چاههای افقی، میزان تولید آن افزایش مییابد و امکان تولید به میزان مطلوب بدون مخروطی شدن بخار وجود دارد.
از این روش میتوان برای تولید نفت سنگین و قیر استفاده نمود. استفاده از SAGD به عنوان یک روش قابل اطمینان جهت تولید از مخازن نفت سنگینی که به روشهای معمولی تولید از آنها امکان پذیر نیست، شناخته شده است. به صرفه بودن این روش از لحاظ اقتصادی در کانادا اثبات شده و در نقاط دیگری مثل ونزوئلا و عربستان سعودی نیز این روش در دست اجراست.
هدف اصلی از ابداع SAGD، ایجاد روشی است که توسط آن بتوان بطور مداوم بخار را تزریق نموده و بخار آب چگالش یافته ایجاد شده را همراه با نفت گرم شده جابهجا نمود. مفهوم این روش در شکل 1-13 نشان داده شده است. [2]

شکل 1-12: مکانیسم روش SAGD- [17]

بخار در پایین مخزن تزریق شده و تمایل به حرکت به سمت بالا دارد. از طرف دیگر بخار آب چگالش یافته همراه با نفت گرم شده تمایل به حرکت به سمت پایین مخزن را دارند. با جابجا شدن این مایعات، فضای خالی ایجاد شده توسط بخار پر میشود. به شکل 1-14 نگاه کنید.

شکل 1- 13: شماتیک فرایند SAGD-[26]

یک چاه افقی در پایین مخزن حفر میشود. محفظه بخار در بالای این چاه شکل گرفته و بخار توسط چاه افقی دیگری که معمولاً نزدیک (به فاصله تقریباً 5 متری) و بالای این چاه تولیدی قرار میگیرد، بطور مداوم به محفظه بخار تزریق میشود. در برخی موارد بجای چاه افقی از چاه عمودی به عنوان چاه تزریقی استفاده میشود. (برای چاههای افقی تولیدی طولانی از چندین چاه عمودی استفاده میگردد.) در مخازن دارای نفت قابل حرکت، برای بهتر شدن عملیات، چاه افقی تزریقی را در منطقه بالاتری از مخزن حفر میکنند. (شکل 1-15)

شکل 1-14: چاههای تزریقی و تولیدی در SAGD-[17]

معمولاً فشار بخار تزریقی در طول عملیات ثابت نگه داشته میشود. محفظه بخار توسط سنگ آغشته به نفت سنگین سرد احاطه شده است. گرمای ایجاد شده به این نفت رسیده و اطراف سطح تماس را گرم نموده و باعث جریان نفت آن به چاه تولیدی میشود. بخار آب چگالش یافته نیز همراه با این نفت ریزش میکند. با جابجا شدن نفت، محفظه بخار به جلو و اطراف گسترش مییابد و فشار محفظه بخار ضرورتاً ثابت میماند. عامل جریان سیالات در این روش نیروی گرانش بوده که باعث پایین آمدن نفت و بخار آب چگالش یافته شده و بخار را بالا میراند. [4]
در بررسی و تحلیل ابتدایی این روش، به نظر میرسید گسترش محفظه بخار در جهت بالا نسبت به اطراف بیشتر باشد، اما در نهایت، گسترش عمودی به بالای مخزن محدود میشود و گسترش به اطراف اهمیت مییابد. شکل 1-16 چگونگی گسترش محفظه های بخار را در تعدادی چاه تولیدی افقی در یک مخزن نشان میدهد.

شکل 1-15: گسترش عمودی محفظه بخار در بالای چاههای افقی موازی مجاور بهم- [4]

چاه افقی نشان داده شده در مرکز شکل توسط چاههای مشابهی در هر دو طرف احاطه شده است. محل سطوح چگالش در بازه های زمانی پیاپی در شکل نشان داده شده است. محفظه های بخار تا بالاترین نقطه مخزن منبسط شده، سپس به اطراف گسترش مییابند و پس از مدتی به یکدیگر پیوسته و لایه ای از بخار را در بالای نفت تشکیل میدهند. گرمادهی ادامه یافته و نفت به درون چاه افقی ریزش میکند. این روش تقریباً تمامی حجم مخزن را پوشش میدهد. بررسیهای اولیه بر روی سرعت گسترش محفظه های بخار به اطراف متمرکز شده که در قسمتهای بعدی بررسی خواهد شد.
ریزش ثقلی نفت خام معمولی که در زیر کلاهک گازی قرار گرفته است، به افزایش شدید برداشت نفت میانجامد. افزایش ریزش ثقلی از طریق کم کردن فشار در چاه تولیدی باعث بر جای ماندن مایعات در منطقه اشباع از گاز میشود. بر جای ماندن نفت در محفظه بخار اشباع از گاز، بدلیل پایین بودن گرانروی نفت در این منطقه در مقایسه با گرانروی میانگین نفت در زیر و اطراف آن، کوچک است. [4]
اگر بخار در نزدیکی بالای چاه تولیدی که در کف مخزن تکمیل شده است تزریق شود، این بخار تمایل به بالا آمدن، و بخار آب چگالش یافته همراه با نفت گرم شده تمایل به پایین رفتن داشته و از طریق چاه تولیدی بطور مداوم برداشت میشوند. تصور میشد اگر این مایعات خیلی سریع تولید نشوند، تمایل بخار برای جریان بسمت چاه تولیدی به صورت مستقیم و دور زدن مخزن کاهش یافته و یا بطور کامل از بین برود.
یکی از مزایای این روش این است که بر خلاف این که چاههای تزریقی و تولیدی میتوانند بسیار بهم نزدیک باشند، گسترش محفظه بخار ایجاد شده باعث ایجاد ریزش از منطقه بزرگی از مخزن میشود و لازم نیست چاههای تزریقی و تولیدی تمامی منطقه ریزش را پوشش دهند. مزیت دیگر این روش این است که در روش SAGD نفت حرارت داده شده ضمن جاری شدن بطرف چاه تولیدی حرارت خود را حفظ نموده و گرم باقی میماند؛ در حالیکه در تزریق بخار معمولی نفتی که از محفظه بخار جاروب میشود، خنک شده و بسختی بسمت چاه تولیدی حرکت میکند.
یکی از مشکلات اساسی روش تزریق بخار معمولی تمایل بخار برای عبور از بالای منطقه نفتی و میانشکنی در چاه تولیدی است. این مشکل با تکمیل چاه تولیدی در نزدیکی بخش پایینی مخزن و تولید نفت با سرعت کنترل شده برای پایین رانده شدن بخار توسط نیروی گرانش قابل کاهش است. میزان برداشت در صورتیکه مخزن شیبدار بوده و بخار طوری تزریق شود که به سمت پایین حرکت کند، افزایش قابل توجهی خواهد یافت. یکی از مزایای اصلی روش SAGD همین فایق آمدن بر مشکلات ناشی از تمایل بخار برای عبور از بالای مخزن است.
اگر چه در چاههای معمولی گرادیانهای فشار مربوط به جریان شعاعی بسمت چاه تولیدی، حداکثر جریان ممکن را بدون ایجاد پدیده مخروطی شدن بخار ایجاد میکند، در روش SAGD با بکار گیری چاههای افقی، میزان تولیدی در حدود 0/3 B/d در هر فوت از آنها بدون مخروطی شدن بخار امکانپذیر است. [4]

2.4.6.1. ازدیاد برداشت نفت با استفاده از انرژی الکتریکی :
تولید نفت از مخازن نفتى طى سه مرحله صورت میگیرد: در مرحله اول نفت با استفاده از فشار مخزن تولید میشود. با گذشت زمان، فشار مخزن کم میشود و تولید نیز روند کاهشى را در پیش میگیرد. به این ترتیب مخزن وارد مرحله دوم تولید میگردد. در این مرحله آب و گاز به مخزن تزریق میشود تا فشارآن را در مقدار ایدهآل حفظ نماید. در پایان مرحله دوم، اصولاً هنوز حجم زیادى از نفت در مخزن باقى مانده است و مخزن وارد مرحله سوم تولید میشود. در این مرحله، از تزریق گازهایى مانند نیتروژن، دیاکسیدکربن، روشهاى حرارتى، روش هاى میکروبى و غیره براى ازدیاد تولید نفت استفاده میگردد. تکنولوژی گرمایش الکتریکی41 با استفاده از امواج مایکروویو و فرکانسهاى رادیویى گرما را به مخزن منتقل کرده و باعث کاهش گرانروى نفت مخزن میگردد. [32]
از جمله روش هاى موجود در ازدیاد برداشت مخازن داراى نفت سنگین و نیمه سنگین گرمایش الکتریکی است که در آن از امواج الکتریکی و الکترومغناطیسى براى گرم کردن نفت مخزن استفاده میشود. در روش گرمایش الکتریکى، با ایجاد یک میدان مغناطیسى متغیر، انرژى مولکول ها را افزایش داده و مخزن گرم میشود. در نهایت از گرماى ایجاد شده براى ازدیاد برداشت استفاده میگردد. استفاده از انرژى الکتریکى در افزایش تولید نفت به دو دسته تقسیم میشود:
1) گرمایش دیالکتریک42
2) گرمایش مقاومتی43

گرمایش دیالکتریک:
در فرکانسهاى بالا (رادیویى و مایکروویو) گرمایش دىالکتریک حاکم است. شکل 1-17 شماتیک گرمایش دىالکتریک را نشان میدهد. در این روش، امواج با فرکانس بالا به درون مخزن انتشار مییابد. توان انتشار امواج با استفاده از فرکانس هاى بالا را مى توان با معادلات ماکسول بیان کرد.
(1-1)
در این معادله P توان انتشار امواج، σ میزان هدایت الکتریکی، E میدان الکتریکی است.

شکل 1- 16: شماتیک گرمایش دیالکتریک- [32]
محیط متخلخل، انرژى الکترومغناطیس را جذب کرده و در نتیجه آن دما افزایش مییابد. میزان افزایش دما را مى توان از معادله 1-2 به دست آورد:
(1-2)
که ρ چگالی وزنی، ظرفیت گرمایی ویژه در فشار ثابت است.
(1-3)
برای یک میدان الکتریکی مشخص، میزان افزایش دما به بستگی دارد.
گرمایش مقاومتی :
در فرکانسهای پایین (فرکانسهای کمتر از 300 KHz)، گرمایش مقاومتی حاکم است.
()
شکل 1-18 شماتیک گرمایش مقاومتى را نشان میدهد. دو الکترود در دو چاه تولیدى (در تماس مستقیم با نفت سازند) قرار میگیرند. زمانى که جریان بین این دو الکترود برقرار میشود، با توجه به افت اهمى درون سازند گرما به وجود میآید. در فرکانس پایین، جریان الکتریکى توسط یونهاى موجود در سیالات و آب مخزن هدایت میشود. شورى آب مخزن عامل مهمى در هدایت الکتریکى است. میزان انتقال جریان از الکترودها به خواص ژئومترى سازند بستگى دارد. [32]

شکل 1- 17: شماتیک گرمایش مقاومتی- [32]

> رابطهی بین دما و گرانروی:
در روابط بین دما و گرانروی عموما از چهار معادله استفاده میشود: معادله پیوستگى، معادله بقاء انرژى، معادلات انرژى الکتریکى و معادله ممنتوم. فرض میگردد که فقط دو فاز در مخزن وجود دارد (آب و نفت) و هیچ گازى وجود ندارد. با ترکیبى از معادلات پیوستگى و ممنتوم براى هر فاز داریم:
(41-)
موازنه الکتریکی سیستم به صورت زیر است:
(51-)
اگر سیالات و مخزن در توازن ترمودینامیکی باشند موازنه انرژی را میتوان به صورت زیر نوشت:
(61-)
دو قسمت آخر تاثیر گرانروی و انبساط گرمایی هستند که ناچیز میباشند. رابطهی بین توان گرمایی و جریان الکتریکی به صورت زیر است:
(71-)
معادلهی 1-4 را میتوان به صورت زیر نیز نوشت:
(81-)
دو معادله کمکی برای حل معادلات لازم است:
(91-)
(101-)
مقاومت الکتریکی محیط اشباع از سیال توسط رابطهی آرچی – هامبل محاسبه میکنیم:
(111-)
رابطه بین دما و مقاومت آب به صورت زیر تعریف میشود:
(121-)
واحد اهممتر و واحد T کلوین است. رابطهی بین دما و گرانروی نفت به صورت زیر بدست میآید:
(131-)
رابطهی بین دما و گرانروی آب به صورت زیر بدست میآید:
(141-)

> مقاومت سازند:
با استفاده از معادلهی آرچی میتوان مقاومت سنگ را بدست آورد:
(151-)
در معادلهی (1-15)، ø تخلخل، m ضریب سیمانشدگی، مقاومت سنگ، n توان اشباع، مقاومت آب و a ضریب پیچاپیچی است. میزان مقاومت آب سازند تاثیر مهمی در مقاومت کلی سازند دارد. هر چه شوری آب و میزان اشباع آب بیشتر باشد، مقاومت الکتریکی آن کمتر میشود، در نتیجه آن مقاومت کل سنگ نیز کاهش مییابد.
> دبی جریانی:
با استفاده از قانون دارسی میتوان معادلهی 1-16 را به این شکل نوشت:
(161-)
در این معادله q(r) میزان جریان در شعاع r، r شعاع، h ضخامت، k تراوایی، μ(r) گراویته در شعاع r و گرادیان فشاری است.
اگر شعاع مرز خارجی و q میزان جریان در چاه در نظر گرفته شود و فرض شود رابطهی سیالات تراکمپذیر حاکم باشد:
(171-)
در این صورت با انتگرالگیری از معادلهی 1-16 معادلهی 1-18 بدست خواهد آمد:
(181-)
شعاع چاه، فشار چاه، فشار در مرز خارجی است. اگر گرمایش صورت نگیرد ؛ در این صورت با فرض آنکه میتوان نوشت:
(191-)
اگر به این سیستم گرما داده شود با انتگرالگیری از معادله 1-18 نتایج زیر بدست میآید:
(201-)
که:
(211-)
(221-)

شکل 1- 18: تغییرات دمایی نفت سنگین و آبنمک 30000ppm در ولتاژ 200 – [32]

شکل1- 19: تغییرات دمایی نزدیک الکترود مثبت در ولتاژ 200- [32]

میزان گرما بعد از گرمایش
اگر فرض کنیم افت فشار ثابت است با تقسیم معادله1- 18 بر1- 19 نسبت جریان میشود:
(231-)

> مزایای گرمایش الکتریکی:
اغلب روشهای گرمایی ازدیاد برداشت بهوسیله تزریق بخار انجام میگیرد. برنامه تزریق بخار در بازیافت نفت، کارایی موثری دارد. ولى کاربرد آن دارای محدودیتهایی نیز است. تزریق در مواردی کارایی لازم را ندارد و بازدهی نفت را به میزان قابل توجهی افزایش نمیدهد. در این موارد گرمایش الکتریکی بسیارموثر خواهد بود. برخی از این موارد عبارتند از:
1) سازندهای بسیار عمیق که افت گرمایی بسیار زیاد است و کیفیت بخار تا رسیدن به سازند بسیار کم میشود.
2) مناطق بسیار نازک که به دلیل ضخامت کم افت حرارتی در سازند بسیار زیاد است.
3) سازندهای کم تراوا که عمق نفوذ سیال تزریقی به مخزن در آنها بسیار کم بوده و با مشکل همراه است.
4) در مخازن کمعمق که استفاده از بخار به دلیل محدودیت در فشار تزریق دارای محدودیتهایی است.
5) مخازنی که دارای رس هستند در تماس با آب متورم میشوند.

شکل1- 20: تغییرات دمایی در فاصلهی میانی الکترودها در ولتاژ 200 – [32]

استفاده از بخار در این مخازن باعث تورم رسها، کاهش تراوایی و کاهش تزریقپذیری میگردند. [32]

3.4.6.1. ازدیاد برداشت نفت به روش میکروبی:
یکی از کاربردهای بیوتکنولوژی، استفاده از ریزسازوارهها (میکروارگانیزم ها) در صنایع نفتی می باشد. این کاربرد، با توجه به گستردگی صنعت نفت در کشور ما بایستی مورد توجه خاص قرار گیرد. استفاده از میکروب ها در ازدیاد برداشت نفت بحث جدیدی نیست. اولین مورد مکتوب، در سال ۱۹۱۳ مربوط به ج.ب.دیویس44 است. در سال ۱۹۴۶، سی.ای.زوبل45 فرآیندی برای بازیافت ثانویه نفت با استفاده از میکروب های بی هوازی و مکانیزم انحلال مواد معدنی سولفاتی ثبت کرد. اولین آزمایش میدانی ازدیاد برداشت نفت به روش میکروبی (MEOR)، در سال ۱۹۵۴ در یکی از میادین نفتی آرکانزاس انجام گرفت. اما با وجود موفق بودن، به دلیل در دسترس بودن منابع نفتی ارزان قیمت، این شیوه ها کنار گذاشته شدند. در دههی ۱۹۷۰ مجدداً به دلیل ناپایداری قیمت نفت و گرایش به بیوتکنولوژی، این شیوه ها مورد توجه قرار گرفتند. از ۱۹۸۰ به بعد به دلیل افزایش قیمت نفت در کشورهای گوناگون، این روش ها کم و بیش متداول شدند و به نظر می رسد که در آینده تنها شیوهی افزایش برداشت عملی باشند. [5]
تاثیر توده ی زنده ی میکروبی بر خصوصیات فیزیکی مخازن :
مقادیر مختلف از توده ی زنده ی میکروبی تاثیر قابل توجهی بر دانسیته و ویسکوزیته ی ترکیب سازنده ی آب ندارد. مگر اینکه توده ی زنده ی میکروبی از نوع میکروب های درونی یا e-coli باشد.[22]

جدول 3-1 : Effects of varying amounts of biomass on synthetic formation water density and viscosity at different tempreature- [22]

توده ی زنده ی میکروبی به عنوان یک ماده ی مغذی برای مخازن نفتی :
با مقایسه ی مجموعه هایی که قادر به استفاده از توده ی زنده ی میکروبی به عنوان ماده ی مغذی بوده اند، افزایش تعداد سلول ها پس از اضافه شدن توده ی میکروبی در فرم اتوکلا و e-coli درآن مشاهده می شود.
و همچنین سلول های میکروبی مخازن شروع به افزایش یافتن می کند. که این امر پس از به تعادل رسیدن کربن در فرم ملاس ( شیره) مشاهده شده است. [22]

شکل1- 21:
Cell number in oil reservoir microcosms after 2 weeks incubation with addition of different nutrient types. A : no nutrient added ; B: molasses ; C: e. coli biomass ; and D : reservoir microbe biomass.- [22]

> مخازن مناسب برای MEOR باید واجد شرایط زیر باشند:
دما کمتر از ℃۷۵، تراوایی بیش از mD ۷۵، سنگینی نفت بر اساس API بیش از ۱۸، فشار تا atm۱۲۰۰۰ و عمق کمتر از 3500 m باید باشد. در این میان بیشترین تاثیر مربوط به دما و تراوایی است.
میکروب ها با سازوکارهای مختلفی به شرح زیر به افزایش برداشت نفت کمک می کنند:
1) تولید اسید آلی که منجر به انحلال سنگ های کربناتی و توسعه کانال ها می شود.
2) احیاء گوگرد در ترکیبات گچی و انیدریدی و مواد معدنی سولفاتی که نفت به دام افتاده درآنها را آزاد می کند.
3) تولید گازهایی از قبیل متان، دی اکسیدکربن، هیدروژن و نیتروژن که نفت را از فضاهای مرده به خارج می رانند.
4) تولید حلال های مختلف از قبیل اتانول، استون و الکل که با انحلال یا تورم رسوبات آلی به تحرک فاز نفت کمک می کنند.
5) تولید مواد فعال سطحی و دترجنت که کشش سطحی وکشش فصل مشترک نفت و آب را کم می کنند و نفت را از سنگ جدا می کنند.
6) تولید بیوپلیمر که به طور انتخابی، مناطقی با تراوایی بالاتر را مسدود نموده، در نتیجه جریان سیال به طرف نقاطی با تراوایی کمتر هدایت می شود.
7) تجزیه مولکول های هیدروکربنی بزرگ و کاهش گرانروی نفت.
> باکتری مناسب برای MEOR باید:
1- کوچک باشد.
2- رشد سریعی داشته و از تحرک لازم برای انتقال در داخل چاه برخوردار باشد.
3- ترکیبات متابولیکی مناسب از قبیل گاز و اسید و حلال تولیدکند.
4- قادر به تحمل شرایط محیطی خشن از قبیل دما و فشار و شوری بالا باشد.
5- برای رشد و متابولیسم به مواد مغذی46 پیچیده نیاز نداشته باشد.
6- بتواند مواد ضدخوردگی و میکروب کش را به خوبی تحمل کند.
7- در حضور فلور میکروبی چاه جمعیت غالب باشد.
8- بتواند شرایط بدون اکسیژن یا غلظت اندک آن را تحمل کند. [5]

شکل 1-22
Microbial consortia and their metabolites with applications in MEOR- [5]
شیوه های متداول استفاده از میکروب ها در ازدیاد برداشت به شرح زیر است :
1) روش برون محل (Ex-Situ):
در این روش محصولات میکروبی از قبیل پلی ساکاریدها و سورفاکتانت ها (فعال کننده های سطحی) در فرمانتورهایی تولید شده و پس از جداسازی و خالص سازی به مخزن اضافه میشود.
2) روش در محل (In-Situ) :
الف) تحریک جمعیت میکروبی مخزن به وسیله تزریق مواد مغذی برای افزایش فعالیت میکروبی
ب) تزریق میکروب هایی خاص همراه با مواد مغذی به داخل مخزن. این میکروب ها می توانند فعالیت مناسبی در مخزن داشته و محصولاتی را تولید نمایند که باعث تحرک نفت می شوند. (این میکروب ها را می توان از مخزن جدا کرد و پس از تغییرات ژنتیکی به مخزن تزریق نمود). [5]

شکل 1-23
In situ MEOR processes (a) the thief zones are the targets for plugging by biomass or biopolymers, injected with water-flood; (b) flooded nutrients stimulate indigenous and injected microbes to produce biosurfactants for emulsification- [5]

از بین روش های فوق بهترین شیوه، "2- ب" است چرا که در شیوه ۱ به دلیل قابل تجزیه بودن محصولات، مواد ورودی به سرعت توسط میکروب های موجود در مخزن تجزیه می شوند.
روش ۲- الف هم به دلیل اینکه تعداد، نوع و نحوه فعالیت میکروب های مخزن مشخص نیست، روش چندان جالبی به شمار نمی رود. به دلیل تنوع مکانیزم های MEOR، از آن می توان در مواردی که به سازند، در اثر اعمال شیوه های دیگر MEOR آسیب رسیده باشد یا کاهش تراوایی نفت اتفاق افتاده باشد یا به دلیل نیروهای موئینگی نفت به دام افتاده باشد یا در شرایطی که در مخزن رسوب پارافینی یا نمک های حاصل از رسوب در حین تزریق آب باشد، استفاده نمود. علی رغم محدودیت هایی که ممکن است فعالیت میکروبی مخزن را تحت تاثیر قراردهد، گزارش های متعددی از حضور میکروب ها ارائه شده اند و به همین علت انواع گوناگونی از باسیلوس، پسودوموناس، میکروکوکوس، مایکوباکتریوم، کلاستریدیوم، اشرشیاکلی و برخی دیگر از انواع انتروباکتریاسه در MEOR بکار می روند. با وجود حضور میکروب ها در مخازن، فعالیت آن ها به دلایل زیر اندک است:
۱- شرایط بی هوازی مخزن که در این شرایط امکان تجزیه ترکیبات نفتی وجود ندارد و در نتیجه فقدان منبع کربن داریم.
۲- در اکثر مخازن نفتی غلظت فسفر پایین است.
۳- غلظت اندک نیتروژن می تواند دلیل کم بودن تعداد میکروب ها باشد. [5]
از آنجایی که فعالیت میکروب های بومی در مخزن بسیار اندک است، تغییر قابل ملاحظه ای در ترکیب نفت مشاهده نمی شود. اما در صورتی که منبع غذایی و فاکتورهای مکمل مناسب فراهم شوند ترکیب نفت تغییر خواهد کرد. نفت فقط شامل مواد هیدروکربوری نیست و هرگونه تغییر در محتوای آن می تواند منجر به تغییر قابل ملاحظه ای در مشخصه های نفت خام گردد که از آن جمله تولید گاز است که منجر به سبک شدن نفت می شود. یک سیستم عملی MEOR شامل میکروب و مواد غذایی است. مشکلات و راه حل های متداول در این سیستم ها به شرح زیر هستند:
۱- آیا کاهش یا قطع تزریق به دلیل انسداد حفره چاه ناشی از تجمع میکروبی صورت می گیرد؟ قبل از تزریق می توان از مواد پرکننده که فضاهای خالی سنگ ها را پر می کنند یا ترکیباتی که مانع از جذب میکروب به سطح می شوند استفاده کرد تا میکروب در یک نقطه تجمع نیابد. همچنین می توان از اسپورها یا اولترامیکروباکتری ها استفاده کرد.
۲- آیا انتشار موفق و انتقال تمام ترکیبات ضروری به نقاط هدف صورت می گیرد؟ عوامل مختلفی از قبیل خواص فیزیکی و شیمیایی سنگ، خواص سلول میکروبی و نحوه تزریق از قبیل نرخ تزریق، محتوای نمک و چگالی سوسپانسیون سلولی مهم هستند. استفاده از تزریق ضربانی از به دام افتادن سلول ها جلوگیری می کند.
۳- افزایش فعالیت متابولیکی درمحل چگونه صورت می گیرد؟ با مطالعه دقیق شرایط میکروب و مخزن و سازگارکردن میکروب با شرایط مخزن این مشکل برطرف خواهد شد.
۴- از رقابت یا فعالیت نامطلوب میکروب های بومی چگونه می توان پیشگیری نمود؟ آزمایشات میدانی نشان می دهد که در MEOR که با تزریق مواد مغذی از قبیل ملاس همراه باشد رقابت با میکروب های بومی عامل مهمی نیست. [5]

شکل 1-24
Before MEOR process: oil is trapped in porous sandstone. Water flows without dislodging oil droplets from tiny pore spaces in the rock. After MEOR process:
microbes surround the oil droplets, causing them to dislodge from the microscopic pore spaces between the tiny sandstone and carbonate rock particles in the reservoir for enhanced recovery- [5]

> مزایای اقتصادی این روش:
مقالات متعدد اشاره دارند که MEOR از نظر هزینه شیوه مناسبی برای افزایش تولید است. مزایای دیگری که میتوان بیان کرد عبارتند از:
میکروب ها و مواد مغذی تزریق شده ارزان هستند، به راحتی در دسترس بوده و به سهولت به میادین نفتی حمل می شوند. MEOR از نظر اقتصادی برای میادین تولید فرعی مناسب است. هزینه سیال تزریقی به قیمت نفت وابسته نیست. اجرای فرآیند فقط نیاز به اصلاحات اندکی بر روی تسهیلات میدانی موجود دارد و در نتیجه هزینهی زیادی نخواهد داشت (به دلیل انرژی کم مورد نیاز در مقایسه با روشهای حرارتی برتر هستند). این شیوه به سادگی با تجهیزات موجود برای آب روبی قابل اجراست. اجرای MEOR نسبت به فرایندهای دیگر ساده تر و ارزانتر است. محصولات MEOR همگی قابلیت تخریب زیستی دارند و در محیط زیست تجمع نمی یابند. جمعیت میکروبی را می توان با مقدار ماده مغذی موجود تنظیم نمود. به عبارت دیگر اگر مواد مغذی تزریق نشود میکروب ها از بین نمی روند و در نتیجه حضور جمعیت میکروبی قابل کنترل است. [5]

> برخی از کاربردهای میدانی MEOR :
1) میدان نفتی کانادا Loyid minister:
به میزان ۶%، میکروب لکونوستوک (هوازی) با غلظت 102-103-104ml میکروب بی هوازی و ۱۱/۶ مترمکعب ملاس در ۱۲۰ مترمکعب آب تزریق شده است. پاسخ مخزن تولید اسید و الکل و کاهش pH و کشش سطحی بودهاست. [9]

2) میدان های نفتی رومانی با شوری:
میکروب های باسیلوس – کلاستریدیوم، اشرشیاکلی و…. با مخلوط میکروبی 109 × 9 ml – ۱۰۸ × ۴ تزریق شد. پاسخ، تولید گاز و اسید، افزایش تولید نفت، افزایش گرانروی و چگالی نفت و افزایش کسر سبک نفت بوده است. [9]

3) میدان نفتی لیسبون آرکانزاس با شوری:
42000ppm: میکروب کلاستریدیوم و ملاس (4000 gal محلول ۲% وزنی) تزریق شد. پاسخ به صورت تولید گاز (عمدتاً H2 و CO2) و اسید بوده حداکثر نرخ افزایش تولید ۲۵۰% بوده است. [9]
4) یکی از میادین نفتی هلند:
میکروب کلاستریدیوم و ملاس تزریق شد. پاسخ بصورت افزایش CO2 و افزایش بازیافت حدود ۲۰۰ – ۲۰% بود. [9]

> اهمیت MEOR برای کشور:
با توجه به قدمت چاه های نفتی ایران (نخستین چاه نفتی در ایران در سال ۱۲۸۷ در منطقه نفتون حفر شده است) و از آنجایی که MEOR معمولاً پس از اجرای روش های دیگر بکار می رود، به نظر می رسد اهداف متعددی در ایران برای این شیوه وجود داشته باشد. به ویژه اینکه MEOR برای چاه هایی که به دلیل تزریق آب، دیگر قادر به تولید نفت نیستند و در اصطلاح غرقاب شده اند و همچنین چاه هایی که به دلیل رسوب ترکیبات آلی و معدنی مسدود شده اند روش مناسبی است. از آنجایی که حتی پس از تزریق آب و گاز حداکثر ۴۰ – ۳۸ درصد از مخزن برداشت می شود، اگر با بکاربردن MEOR بتوان ۱% هم نفت آزاد نمود مقدار قابل ملاحظه ای خواهد بود. [17]

4.4.6.1 امواج زلزله و ازدیاد برداشت :
اولین بار در دهه 1950 میلادی در فلوریدا رابطه بین امواج لرزهای و افزایش برداشت مشاهده شد. برای مثال با احداث ریل راه آهن در نزدیکی چاهها مشاهده شد که با عبور قطار چاه آب با افزایش سرعت برداشت 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 میداد 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 مدتها ادامه داشت. ناگفته نماند که بهرهبرداری از این چاهها سالها متوقف شده بود. کار و تحقیق 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. [36]

> بطور کلی دو نوع موج بوسیله زمین لرزه تولید می شود:
1) امواج P که به امواج فشاری47 معروفند.
2) امواج S که به امواج ثانویه48 معروفند.
با توجه به دانستههای 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 میباشد:
1) موج پر قدرت فرا صوتی 49
2) موج صوتی با فرکانس پایین 50
امواج فراصوتی بوسیله ابزاری که دارای نوسان گرهای هیدرو دینامیکی میباشد، به درون چاه فرستاده میشود و مورد استفاده آن برای تمیز کردن کف چاه از scale ها، کاهش دادن اثر پوسته و Mud Penetration میباشد. در پروژه های نمونه موفقیت این روش در ازدیاد بردداشت 40 تا 50 درصد می باشد. تاثیر این امواج
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 میباشد که توسط یک ویبراتور در سطح زمین قرار میگیرد و مانند یک عملیات ساده طراحی و مدیریت میشود. عملیات با توجه به نوع مخزن، سیال و زمین شناسی زیر زمینی منطقه از چند هفته تا 2 الی سه ماه انجام میشود 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 میباشد.
2) تغییر فشار سیالات مخزن
3) جابجایی محل سنگ های مخزن و گرادیان گرمایی در سنگ مخزن
الف) میدانیم که در مخازن سیالات مانند آب و نفت با هم ترکیب میباشند. به عنوان مثال اگر یک فضای خالی را در نظر بگیریم، مولکولهای آب و نفت کنار هم قرار گرفتهاند و معمولاً در مخازن ماسه سنگی معمولاً فیلم آب قادر است به دیواره سنگ بچسبد و قطر مخزن را کم میکند و خروج مولکول نفت را مشکل میسازد. امواج لرزهای باعث کاهش نیروهای کشش سطحی51 شده و فیلم آب را ویران میکند و باعث افزایش قطر منفذ شده و حرکت مولکول نفت را آسان می کند.
ب)علاوه بر ویران کردن فیلم آب، امواج فرا صوتی قادرند یک نوع آشفتگی و خلازایی52 در داخل فضای خالی ایجاد کند که باعث افزایش تحرک53 نفت در مخزن می شود.
ج)امواج لرزه ای فراصوتی هنگام انتشار انرژی خود را از دست داده و باعث افزایش دمای مخزن میشود و گرانروی سیال مخزن به خصوص پارافین و آسفالتین شده و حرکت آنرا آسانتر میکند و در واقع باعث افزایش فشار سیال مخزن میشود.
د)یکی دیگر از کارکردهای امواج لرزهای بدین گونه است که باعث ایجاد نیروهای جاذبه میان مولکولهای فاز سیالی در مخزن که از نظر اندازه حداقل میباشد شده (مثلاً در مخازن نفتی با آب همراه بالای 90 درصد مورد ذکر شده برای نفت مطرح میشود) و باعث چسیبده شدن54 مولکولهای بهم شده و ایجاد یک فاز پیوسته می کند.
ر)حرکت امواج لرزهای در مخازن ماسهای باعث حرکت ذرات سازنده سنگ شده که این حرکات باعث تبدیل شدن دانههای درشتتر به دانه های ریزتر میشوند و با توجه به اینکه تخلخل و تراوایی دانههای ریزتر در طبیعت کمتر میباشد این مورد میتواند یک تاثیر منفی به شمار آید. [36]

> شرایط مخزنی برای استفاده از امواج 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 میباشد.
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 امواج 100 تا 110 درجه سلسیوس میباشد.
> 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 میباشد.
3) گرانروی باید کم باشد.‏‏‏
در واقع استفاده از امواج الاستیک یک روش جدید، ارزان، بدون آلودگی محیط زیست و با کارایی بالا میباشد. دانشمندان پیشنهاد میکنند 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 شده بدست نیامده است و ذکر جزئیات و محاسبات کمی55 وجود ندارد. [36]

7. 1 معیارهای سنجش برای کاربرد روشهای ازدیاد برداشت نفت:
در مطالعات و پژوهشهای مختلف معیارهای تخصصی کلی یا به اصطلاح قواعد سرانگشتی متفاوتی بررسی و ارائه شدهاند. این معیارها تخمینهای رایج حوزه نفت و خواص مخزن را که در آنها روشهای متفاوت قابل استفادهاند نشان میدهند.جدول زیر مجموعهای جدید از این معیارها را نشان میدهد. کاربرد روشها محدودیتهایی دارد؛ مثلاً روش تزریق امتزاجی دیاکسیدکربن را میتوان در مخازنی با عمق کافی، برای حصول فشار امتزاج، و برای نفتهای با درجه API نسبتاً بالا، برای دستیابی به فشار امتزاجپذیری و مسائل کنترل پویایی، به کار برد. روش رانش بخار به علت اتلاف گرما و دمای بخار قابل حصول محدودیتهایی برای عمق مخزن دارد. روشهای پلیمری و مواد فعال در سطح به دلیل شوری، دما و دشواری طراحی سیستم پایدار محدودیت کلی دارند. معیارهای سنجش و انتخاب در جدول زیر تقریبیاند. در حالات خاص، طراحیهای موفق ممکن است از محدودهها و معیارهای منتشر شده فراتر روند بنابراین پتانسیل مخزن در هر موقعیت باید مستقل بررسی شود. شکل زیر نیز یکی از قواعد سرانگشتی را برای انتخاب فرآیند مناسب ازدیاد برداشت نفت در شرایط مختلف نشان میدهد. با توجه به سرعت پیشرفتهای تکنولوژی، محدودیت به کارگیری دانشهای جدید برای روشهای شناخته شده و ایجاد تغییرات در آنها و یا حتی ابداع روشهای جدیدتر کاهش می یابد.[29]

روش
سیلابزنی
تزریق گاز
سیل زنی با مواد شیمیایی
حرارتی
جزئیات روش
–
هیدروکربن
نیتروژن و گازهای حاصل از سوخت
دیاکسید کربن
پلیمر و مواد فعال در سطح
پلیمر
آلکالاین
احتراق درجا
سیل زنی با بخار

خصوصیات نفت
ͦAPI
>25
>35
>24 (برای نیتروژن >35)
>26
>25
>25
13-35
<40 بطور معمول 10 تا 40
<25

گرانروی (cp)
<30
<10
<10
<15
<30
<150
<200
<1000
>20

ترکیب
غیر بحرانی
درصد بالای
درصد بالای
درصد بالای
ترجیحاً ترکیبات میانی سبک
غیر بحرانی
برخی اسیدها آلی
برخی ترکیبات آسفالتینی
غیر بحرانی

اشباع نفت
>10% نفت متحرک
>30%PV
>30%PV
>30%PV
>30%PV
>10%PV
بیش از باقیمانده سیلابزنی
>40-50%PV
>40-50%PV

خصوصیات مخزن
نوع سازند
ماسه سنگ یا کربناته
ماسه سنگ یا کربناته
ماسه سنگ یا کربناته
ماسه سنگ یا کربناته
ترجیحاً ماسه سنگ
ترجیحاً ماسه سنگ (کربناته ممکن)
ترجیحاً ماسه سنگ
ماسه یا ماسه سنگ با تخلخل بالا
ماسه یا ماسه سنگ با تخلخل بالا

ضخامت خالص (ft)
غیر بحرانی
باریک مگر آنکه شیبدار باشد
باریک مگر آنکه شیبدار باشد
باریک مگر آنکه شیبدار باشد
>10
غیر بحرانی
غیر بحرانی
>10
>20

تراوایی متوسط (md)
غیر بحرانی
غیر بحرانی
غیر بحرانی
غیر بحرانی
>20
اغلب >10
>20
>10
>200

عمق (ft)
غیر بحرانی
برای >2000LPG برای گازهای هیدروکربنی >5000
>4500
>2000
<8000
>9000
>9000
>500
300-5000

دما (°F)
غیر بحرانی
غیر بحرانی
غیر بحرانی
غیر بحرانی
<175
<200
<200
ترجیحاً >150
غیر بحرانی

فصل دوم

تزریق گاز

1.2. مقدمه:
در این پروژه سعی شده است که با یادآوری مزایای اصلی و منحصر به فرد تزریق گاز در مقایسه با سایر روشهای ازدیاد برداشت، اهمیت و جایگاه تزریق گاز در افزایش ضریب بازیافت از میادین نفتی کربناته کشورمان، که عموماً با میزان نفت درجای اولیه بالا و ذخایر قابل استحصال پایینی همراه میباشند، آشکارتر شود. سپس در ادامه با نیمنگاهی به عملکرد برنامههای تزریق گاز در خلال سالهای گذشته و برنامه بلندمدت بیست ساله کشور، پیشبینی شده است که با توجه به روند افزایشی مصرف گاز در کشور و عدم اتخاذ سیاستهای مناسب در خصوص آمادهسازی زیرساختها و سرمایهگذاری لازم جهت مدیریت عرضه و تقاضای انرژی کشور، برنامههای تزریق گاز در میادین نفتی کشور با مشکلات و چالشهای جدی ناشی از کمبود گاز تزریقی روبرو شود.
لذا در شرایط کنونی ضروریست که به منظور جبران کمبود گاز طبیعی و با توجه به مزایای گوناگون فنی و اقتصادی گازهای جایگزین ازت، هوا و دیاکسیدکربن، نگاه و توجه جدی به سناریوهای تزریق گازهای جایگزین در پروژههای ازدیاد برداشت از میادین نفتی کشور صورت گیرد. در این راستا ایجاد کمیتهی راهبردی در سطوح عالی مدیریتی شرکت ملی نفت ایران به منظور رفع موانع مدیریتی و اجرایی طرحهای مذکور که نخستین تجربه در میادین نفتی کشور خواهد بود، ضروری خواهد بود. [33]

2.2. روشهای تزریق گاز:
در یک مخزن نفتی میتوان گاز را به دو روش تزریق کرد:
1. غیر امتزاجی56؛
2. امتزاجی57؛
در روش امتزاجی، پس از حصول شرایط امتزاجپذیری، تزریق گاز باعث تورم نفت و بهبود نیروهای کشش بین سیالات و در نهایت منجر به افزیش برداشت نفت از مخزن میشود. امّا در روش غیرامتزاجی گاز معمولاً برای حفظ فشار مخزن و جابجایی نفت از چاههای تزریقی به سمت چاههای تولیدی تزریق میشود که مکانیزم اصلی در این روش کنترل فشار و نسبت پویایی است. [10]
با توجه به گاز مورد نظر و امکانات مالی، تزریق گاز به مخازن مختلف نفتی از اولویت های عمومی زیر پیروی می کند :
الف- در مخازن اشباع نشده، عمل تزریق باید تا جایی که ممکن است در فشار بالاتر انجام شود؛ زیرا انبساط نفت58 در این مخازن در مقایسه با مخازن دارای کلاهک های گازی به نحو موثرتری در امر ازدیاد برداشت اثر خواهد گذاشت. ضمن آن که در این حالت به حجم گاز تزریقی کمتری برای همان میزان بازیافت نفت نیاز است. گاز مورد نیاز جهت استحصال یک بشکه نفت در این مخازن در فشار ثابت به طور متوسط حدود 2500 فوت مکعب است.
ب- در مخازنی که در حال تخلیه ی طبیعی 59هستند لازم است گاز مورد نیاز جهت رسیدن به فشار اولیه در مخزن تزریق شود. این نوع مخازن جهت استخراج یک بشکه نفت نسبت به سایر مخازن نیاز به حجم گاز بیشتری دارند.
ج- در مخازنی که در حال تخلیه طبیعی هستند و از کلاهک گازی بزرگی نیز برخوردارند، در صورتی که قرار شود فشار این مخازن به فشار اولیه برسد به حجم بیشتری از گاز نسبت به حالت "ب" جهت استخراج یک بشکه نفت نیاز است.
د- در مخازنی که سطح اب در لایه های آنها به میزان قابل ملاحظه ای بالا آمده است باید فرآیند جابجایی دوگانه 60 نیز انجام شود. [39]

3.2. رفتار فازی:
نفت میتواند با استفاده از رفتار فازی مناسب بین نفت و سیال جابهجاکننده جابهجا شود؛ برای مثال روابط فازی به حل شدن سیال تزریقی در نفت و در نتیجه متورم شدن نفت میانجامند که در این صورت بهبود نفوذپذیری نسبی به ازدیاد برداشت نفت منجر میشود. از سوی دیگر خارج شدن اجزاء از فاز نفتی و منتقل شدن آنها به داخل فاز جابهجاکننده میتواند به جابهجایی فاز نفت در داخل یک سنگ منتهی شود. همچنین تغییر ترکیب به دنبال تماسهای مکرر سیالات تزریقی و نفت مخزن امتزاج فازهای جداکننده و جابهجاشونده را به همراه راندمان بالای جابهجایی در پی دارد. روشهای مختلفی برای نشان دادن روابط فازی بخار- مایع در یک سیستم حاوی چند ترکیب متفاوت وجود دارند؛ از جمله نمودارهای سهگانه61، فشار- دما62 و فشار- ترکیب63. این نمودارها شیوهی مناسبی برای نمایش مرز بین ناحیه تک فاز و دو فاز در بررسیهای آزمایشگاهی و مطالعات مخزناند. در اینجا از مخلوطی ساده از دو یا چند ترکیب متفاوت برای تشریح مفاهیم رفتار فازی و فهم بهتر جابهجایی امتزاجی و غیرامتزاجی استفاده شده است. [11]

1.3.2. نمودار سهگانه:
استفاده از نمودار فازی سهگانه برای توصیف فرآیندهای جابهجایی مفید است؛ به عبارت دیگر با استفاده از این نمودارها توصیف رفتار فازی و ماهیت فرآیند جابهجایی شامل تعادل مایع – مایع یا مایع – بخار آسان میشود. نمودارهای فازی سهگانه یا مثلثی برای بررسی رفتار فازی سیستمهای سهجزئی به کار میروند. برای سیستمهایی که بیش از سه جزء دارند، باید برخی از اجزاء خاص گروهبندی شوند تا یک جزء معادل64 را تشکیل دهند. یک مثال معروف تجزیه نفت خام به و است. رفتار فازی در یک نمودار سهگانه دما و فشار رسم میشود.
یک نمودار سهگانه برای اجزای فرضی A، B و C در شکل 2-1 نشان داده شده است. ترکیب در مقیاس درصد وزنی بیان شده است. اگر این سه جزء امتزاجپذیر باشند، هیچ بخش دوفازی را در نمودار نمیتوان دید. رئوس مثلث اجزای خالص و معادل و اضلاع آن ترکیبات دوتایی65 از سه جفت ممکن را نشان میدهند. نقاط داخلی مثلث سیستمهایی را که از هر سه جزء تشکیل شدهاند مشخص میکنند. هر کدام از پارامترهای درصد وزنی مولی یا حجمی قابل استفاده است، اما باید دقت کرد که درصد حجمی فقط زمانی قابل استفاده است که هنگام ترکیب هیچ تغییر قابلملاحظه حجمی وجود نداشته باشد. همانگونه که بن و همکاران نشان دادهاند از یک مثلث قائم نیز میتوان استفاده کرد. [10,11]

شکل 2-1 : نمودار فازی سهگانه برای سیستمی شامل اجزاء A، Bو C که با هر نسبتی امتزاجپذیرند-[11]

به عنوان مثال نقطه M در ضلع AC در شکل 2-1 ترکیبی را با 67/5 درصد از جزء A و 32/5 درصد از جزء C نشان میدهد که ترکیب آن با اندازهگیری در راستای ضلع AC مشخص میشود. نقطه M در فاصله 67/5 درصدی از نقطهC تا نقطه A است؛ از طرف دیگر فاصله را میتوان در راستای خط مستقیمی که از راس A عمود به قاعده رسم میشود اندازهگیری کرد. ارتفاع مثلث 100% از یک جزء تنها را نشان میدهد؛ بنابراین نقطه M در فاصلهی 67/5 درصدی از قاعده تا راس A قرار دارد. نقطه P در داخل مثلث از 40 درصد جزء A؛ 40درصد جزء B و 20 درصد جزء C تشکیل شده است. نقطه P در موقعیتی است که اندازهی جزء A به جزء B و C مانند نسبت فاصلههای عمودی به و است. نسبت به ارتفاع مثلث نسبت وزنی جزء C را بدست میدهد. جمع خطوط ، و برابر با ارتفاع مثلث است. در کاغذ گراف مختصات مثلثی66 خطوطی رسم شدهاند تا درصدها مستقیماً از روی کاغذ خوانده شوند.
یک خصوصیّت مهم نمودارهای سهگانه این است که ترکیب پارامترهای مختلف به سادگی قابل نمایش است. برای مثال، تمام ترکیبات اجزاء A و C روی خط قرار میگیرند. نقطه M از 67/5 درصد جزء A و 32/5 درصد جزء C تشکیل شده است. همچنین تمام ترکیبات M با جزء B روی خط قرار میگیرند. نقطه P از 60 درصد ترکیب M و 40 درصد جزء B تشکیل شده و موقعیت آن را قانونی معروف به بازوی اهرمی معکوس67 محاسبه میکند. فاصلهی MP به MB مانند مقدار جزء B به وزن کل ترکیب است. برعکس طول به طول مقدار ترکیب M را در کل ترکیب نشان میدهد.
بر مبنای قانون بازوی اهرمی معکوس :
(1-2)
این قانون را برای هر ترکیب دلخواه در نمودار سهگانه میتوان به کار برد. تمام ترکیبات جزء P با یک ترکیب دیگر، که با نقطه u در نمودار مشخص میشود، روی خط قرار خواهند گرفت. قانون بازوی اهرمی معکوس در راستای خط مربوطه باید اجزای نقطهای را که ترکیب نهایی را نشان میدهند تعیین کند. روابط فازی ممکن است در یک نمودار فازی سهگانه نمایش داده شوند (شکل2-2). این نمودار حالت فازی را در شرایط تعادل (فشار و دمای ثابت) برای سیستمی شامل اجزای A، B و C نشان میدهد که ترکیب براساس درصد مولی است.
این نمودار نمونهای از یک سیستم هیدروکربنی است که در آن مایع – بخار در بخشی از بازه غلظت در تعادل است. تمام ترکیبات داخل منحنی دوفازی68 به دوفاز تقسیم میشوند در حالی که سیستمهایی با ترکیب خارج از منحنی دو فازی تنها تکفازند. منحنی خاصی که مرز این بخش دو فازی را مشخص میکند، منحنی باینودال69 نامیده میشود. سیستمی را با ترکیب P در ناحیه دو فازی در نظر بگیرید. این سیستم را میتوان به یک فاز بخار مشخص شده با Y و یک فاز مایع مشخص شده با X تقسیم کرد. ترکیب این دو فاز با اندازهگیری مشخص می شود و یا در صورت مدرج بودن نمودار مستقیماً از روی آن قابل خواندن است. مقدار نسبی دوفاز را نیز می توان با قانون بازوی اهرمی معکوس محاسبه کرد؛ یعنی نسبت فاصلهی به فاصلهی برابر با نسبت مایع به کل ماده است. همین طور به برابر مقدار بخار به کل است.

شکل2-2: نمودار فازی سهگانه برای سیستمی شامل اجزای A، B و C با انحلال محدود-[11]

خطوطی که غلظتهای تعادلی مانند X و Y متصل میکنند خطوط برابری70 نامیده میشوند. این خطوط
بی شمارند اما برای کاربرد آسانتر معمولاً تعدادی از آنها روی نمودار نشان داده میشوند و برای غلظتهایی که بین این خطوط قرار میگیرند از میانیابی استفاده میشود. انتهای خطوط برابری به یک نقطه روی منحنی دوفازی همگرا میشوند که نقطهی بحرانی71 یا پیچش72 نامیده میشود. در این نقطهی همگرایی خصوصیات فازی مایع و بخار از یکدیگر غیرقابل تشخیص میشوند بنابراین غلظت بحرانی دراین دما و فشار خاص است. نیروی چسبندگی سطحی بین فازها در نزدیکی نقطهی بحرانی به صفر میل میکند. خطوط برابری رسم شده بین فازهای مایع و بخار ترکیب فاز مایع و بخار را به تعادل مرتبط میکنند. در راستای هر خط برابری ترکیب فازهای گاز و مایع در تعادل بدون تغییر است اما نسبت گاز به مایع متفاوت است؛ مثلاً فازهای مایع و بخار در نقطه K ترکیبی یکسان با نقطهی J دارند، در حالی که نسبت مولی مایع در نقطهی J 90 درصد و در نقطهی K 10 درصد است. در یک سیستم مشخص خطوط برابری به ندرت موازیاند و ممکن است به دلیل افزایش و یا کاهش مقدار یک جزء در ترکیب به طور قابل ملاحظهای به سمت بالا یا پایین تغییر شیب دهند. الزاماً نقطه همگرایی (نقطه بحرانی یا پیچش) بر قله یا نقطه میانی منحنی باینودال منطبق نمیشود و اغلب در یکی از طرفین نمودار قرار میگیرد؛ درنتیجه موقعیت آن و خطوط برابری، ممکن است تغییرات کوچک در درصد یک فاز به تغییرات بزرگ در فاز دیگر بیانجامد. برای سیستمهای هیدروکربنی مایع/ بخار در نقطه پیچش منحنیهای نقطه حباب و نقطه شبنم یکی میشوند. نقطهی پیچش نقطهای با ترکیب ثابت به نسبت معین از دو جزء است. در فشار ثابت موقعیت نقطهی پیچش با دما تغییرمیکند.
سیالات مخزن ترکیبات پیچیدهای از هیدروکربنها با اجزایی شامل C1 تا هستند. در روشهای جابهجایی امتزاجی، سیالی که امتزاجی است یا سرانجام با سیال مخزن امتزاج مییابد تزریق میشود. تزریق این سیال ترکیب شیمیایی کل سیستم را تغییر میدهد و در پی آن خصوصیات ترمودینامیکی نیز تغییر میکنند. بررسی دقیق ترمودینامیکی چنین فرآیندی تنها زمانی ممکن است که تمام اجزی شیمیایی شناخته و ترکیبات مشخص شوند و خصوصیات ترمودینامیکی در دسترس باشند که در عمل تحقق این شرایط هیچگاه میسر نخواهد بود. تمام سیستمهای پیچیده را میتوان با گروههای هیدروکربنی که بسیاری از خصوصیات اصلی مهم یک سیستم را حفظ میکنند نمایش داد. نمونهای از این فرآیندها نمودار سهگانهی معادل است که مطابق شکل 2-3 C1، C2 – C6 و اجزای معادل آن هستند. با توجه به ثابت بودن دما و فشار، دانستن غلظت دو جزء کافی است تا هر نقطهای روی نمودار تعریف شود. مرز VO منحنی بخار اشباع و مرز LO نیز منحنی مایع اشباع است. یک فرض مهم در هنگام استفاده از نمودارهای سهگانهی معادل یا اجزای معادل، آن است که ترکیب اجزای معادل در فازهای مختلف تعژغییر نمیکند. برای مثال ترکیب نسبی اجزایی که جزء معادل را تشکیل میدهد باید در فازهای مایع و بخار تعادلی تقریباً برابر باشد وگرنه استفاده از نمودار سهگانه معادل به بروز خطای جدی در محاسبات ترکیب فاز و مقدار آن میانجامد. نفتی که با نقطه E در شکل 2-3 نشان داده شده است، نمونهای است که بیشتر اجزای سنگین را در بر میگیرد و باید نفتی با درجهی API نسبتاً پایین باشد. برعکس نفتی با ترکیب نقطه B درجهی API بالایی دارد و نسبتاً سبک است.

شکل 2-3: نمایش گروههای هیدروکربنی روی نمودار سهگانه-[11]

2.3.2. نمودار فشار – دما:
نمودار فشار – دما (P-T) به فهم رفتار فازی یک مخلوط هیدروکربنی مانند نفت بسیار کمک میکند (شکل
2-4). این نمودار برای یک ترکیب ثابتاند. [12]

شکل 2-4: نمودار فشار – دما برای یک سیستم چند جزئی با ترکیب ثابت-[12]
در این نوع منحنیها، نقطه حباب و نقطه شبنم در نقطه بحرانی (نقطه C) با یکدیگر تقاطع دارند؛ به عبارت دیگر در این نقطه خواص مایع و گاز یکسان میشود. تمام نقاط درون منحنی ABC دو فازند که این حالت میتواند در فشار بیشتر از دمای بحرانی نیز وجود داشته باشد که در یک سیستم تک جزئی ممکن نیست. در یک سیستم چند جزئی حداکثر فشاری که در آن دو فاز در تعادلاند فشار فوق بحرانی73 و حداکثر دما در این حالت تعدلی دمای فوق بحرانی74 نامیده میشود.
اگر در شکل 2-4 سیستم ابتدا در نقطه M قرار داشته باشد، در یک فرآیند همدما و با کاهش فشار، تغییرات فازی زیر را خواهیم داشت:
1) ابتدا در نقطه M سیستم در حالت تک فاز و با خواص مایع است؛
2) در نقطه L سیال سیستم به صورت مایع اشباع شده است که در آن اولین حباب مایع در حال
شکل گیری است (نقطه حباب)؛
3) با کاهش فشار، بخار بیشتری در سیستم به وجود میآید به طوری که در نقطه K حجم مایع و بخار سیستم برابر میشود؛
4) ادامه روند کاهش فشار باعث میشود که تمام حجم مایع موجود در سیستم بخار شود تا این که در نقطه J تنها یک قطره ناچیز از حجم مایع باقی بماند (نقطه شبنم)؛
5) در نهایت کاهش فشار باعث میشود در نقطهی I سیستم به حالت تک فاز بخار تبدیل شود. [12]
اگر ترکیب سیستم تغییر کند، موقعیت منحنی دو فازی روی نمودار فشار – دما تغییر میکند (شکل2-5). این نمودار برای هر سیستم دو جزئی دیگر وجود دارد و خطچین مکان هندسی نقاط بحرانی را نشان میدهد.

شکل 2- 5: نمودار فازی فشار – دما برای ترکیبات اتان و نرمال هپتان-[12]

شکل 2-6 نیز مکان هندسی نقاط بحرانی را برای انواع سیستمهای دو جزئی نرمال پارافینها نشان میدهد. شکلهای 2-5 و 2-6 شرایط امتزاجپذیری سیستمهای دو جزئی را نیز نشن میدهند؛ مثلاً در دمای بیشتر از برای امتزاجپذیری تمام ترکیبات اتان و نرمل هپتان به فشار بیش از 1250 psia نیاز است. به همین صورت تعیین فشار امتزاجپذیری برای ترکیبات شکل 2-6 نیز ممکن است.

شکل 2-6 : مکان هندسی نقاط بحرانی انواع سیستمهای دو جزئی نرمال پارافینها-[12]

3.3.2. نمودار فشار – ترکیب:
نمایش رفتار فازی ترکیبات روی نمودار فشار – ترکیب (P-X) نیز ممکن است(شکل 2-7). برای درک بهتر این نمودارها رفتار سیستم در فاز گازی تحت تغییرات تراکم همدما را شرح میدهیم. [14]

شکل 2-7: نمودار فشار – ترکیب تحت فرآیند تراکم همدما-[14]

در شکل 2-7 در صورتی که فشار سیستمی در نقطه A افزایش یابد، تا زمانی که فشار کمتر از P1 در نقطه B باشد، هیچ تغییر فازی اتفاق نمیافتد. در نقطه B (نقطه شبنم) اولین قطرهی مایع با ترکیب x1 تشکیل میشود اما ترکیب بخار همام ترکیب اولیه z است. با افزایش فشار، مایع بیشتری تشکیل میشود و ترکیب فازهای مایع و بخار با دو انتهای خط صاف و افقی در هر فشار معین از ناحیه دوفازی تعیین میشود. مثلاً در فشار P2 هر دو فاز مایع و بخار وجود دارند و ترکیب آنها به ترتیب x2 و y2 است. سیستم در فشار P3 به نقطه حباب (نقطه C) رسیده است که در آن فاز مایع دارای ترکیب z است و هنوز مقدار ناچیزی از فاز بخار در سیستم با ترکیب y1 وجود دارد. سرانجام با افزایش بیشتر فشار و در اثر تراکم، تنها فاز مایع را در سیستم خواهیم داشت؛ بنابراین تمام ترکیبات دو جزئی شکل 2-7 در فشارهای بیشتر از P4 و یا کمتر از Po امتزاجپذیر خواهند بود. شکل 2-8 نمونهای از یک سیستم دو جزئی متان و نرمال بوتان را در دماهای متفاوت نشان میدهد. قوانین مربوط به شکل 2-7 در اینجا نیز صادقاند. در این سیستم در دمای برای ترکیباتی با محتوای متان بیشتر از 87 درصد مولی حالت دو فازی به وجود نمیآید و درصد متان لازم برای تک فازی ماندن سیستم با افزایش دما کاهش مییابد. برای یک سیستم دو جزئی در دمای بالاتر از دمای بحرانی جزء سبکتر، حالت دو فازی برای هیچ ترکیبی از این دو جزء تشکیل نمیشود.

شکل 2- 8: نمودار فشار – ترکیب در دماهای متفاوت برای سیستم متان/ نرمال بوتان-[14]

شکل 2-9 نیز نمونهای از یک سیستم دو جزئی را شامل ایزوبوتان و دیاکسیدکربن در دمای بین 100 تا 250 درجهی فارنهایت نشان میدهد. به عنوان مثال در دمای سیستم برای هر ترکیب دلخواه این دو جزء در فشارهای بیشتر از 1090 psi تک فاز است.

شکل 2- 9: نمودار فشار – ترکیب برای سیستم ایزوبوتان / دیاکسیدکربن-[14]
نمودار فشار – ترکیب برای سیستم سه جزئی متشکل از متان، نرمال بوتان و دکان در دمای ثابت در شکل 2-10 نشان داده شده است. محور افقی درصد مولی متان را نشان میدهد که به سیال مخزنی با ترکیب 30/8 درصد C1، 55/4 درصد n-C4 و 13/8 درصد C10 اضافه میشود. موقعیت هندسی فشارهای نقطه حباب و نقطه شبنم به همراه فشار فوق بحرانی و نقطه پیچش نشان داده شدهاند. در نقطه پیچش یا نقطه بحرانی منحنیهای نقطه حباب و نقطه شبنم با یکدیگر برخورد دارند و در این نقطه خواص فازهای بخار و مایع یکسان میشود.

شکل 2- 10: نمودار فشار – ترکیب برای مخلوط C1 با سیستم مایع C1/n-C4/C10 در دمای – [14]

شرایط امتزاجپذیری C1 و سیال مخزن را میتوان به کمک نمودار تعیین کرد؛ مثلاً اگر در دمای و فشار 2000 psia مقادیر کم متان تدریجاً به سیال مخزن اضافه شوند، تا زمانی که غلظت مولی متان کمتر از 25 درصد باشد، ترکیب حاصل تک فاز است. با اضافه کردن مقادیر بیشتر متان ترکیب حاصل، با افزایش حجم بخار، وارد محدود دو فازی و با ادامه آن با رسیدن غلظت مولی متان به 97 درصد حجم کل ترکیب به حالت تک فاز گازی تبدیل میشود. بنابراین در غلظتهای پایین گاز، گاز به درون فاز مایع میرود و در آن حل میشود در حالی که، در غلظتهای بالای گاز، مایع به بخار تبدیل و در فاز گاز حل میشود.
شکل 2-11 نیز نمونهای از این سیستم را برای مقادیر متفاوت C4 با سیال مخزن نشان میدهد. با افزایش غلظت جزء سنگینتر مانند C4 منحنیهای نقطه حباب و نقطه شبنم به سمت پایین جابهجا میشوند و فشار امتزاجپذیری کاهش مییابد. نمودارهای فشار – ترکیب را برای سیستمهای پیچیدهتر با اجزای بیشتر نیز میتوان رسم کرد. [14]

شکل 2- 11: اثر ترکیب گاز (C1/n-C4) بر فشار فوق بحرانی برای سیستم C1/n-C4/C10 در دمای – [14]

4.3.2. مفاهیم جابهجایی امتزاجی و غیرامتزاجی:
برای درک فرآیند جابهجایی امتزاجی و غیرامتزاجی ابتدا باید با تعریفی آن را از حلالیت جدا کرد. امتزاجپذیری به حالت فیزیکی بین چند سیال اطلاق میشود که با هر نسبتی با هم ترکیب میشوند و در نهایت هیچ مرزی بین آنها وجود نداشته باشد. اما حلالیت توانایی مخلوط شدن مقداری معین از یک ماده در مادهای دیگر برای تشکیل یک فاز همگن است. در یک مخزن نفتی هنگامی که فاز تزریقی با نفت مخزن امتزاجپذیر نباشد، نیروهای مویینگی از جابهجایی کامل نفت با فاز تزریقی جلوگیری میکنند و باعث میشوند مقدار عمده اشباع نفت در محیط متخلخل باقی بماند. فرآیندهای امتزاجی و غیر امتزاجی در شکلهای 2-12 تا 2-14 نشان داده شده است. [13]

شکل 2- 12: فرآیند غیرامتزاجی گاز (متان) و مایع (نفت) در فشار و دمای مخزن- [13]

در شکل 2-12 سیالات گاز و مایع در شرایط مخزن نیز، همانند شرایط سطح، در همان حالت فازی باقی میمانند. پس از امتزاج این دو سیال در دما و فشار و مخزن، مخلوط در حالت دو فاز است که نمونهی بارزی از ترکیب غیرامتزاجی گاز و مایع است.

شکل 2- 13: فرآیند امتزاجی گاز (متان) و مایع (پروپان) در فشار و دمای مخزن-[13]

در فرآیند شکل 2-13، هر دو سیال در شرایط سطح در فاز گازیاند اما گاز پروپان پس از تغییرات فشار و دما در شرایط مخزن به حالت مایع تغییر فاز میدهد. با ترکیب این سیالات، مخلوطی به صورت تک فاز گازی تشکیل میشود که فرآیند امتزاجی گاز و مایع را نشان میدهد.

شکل 2- 14: فرآیند امتزاجی مایع (پروپان) و مایع (نفت) در فشار و دمای مخزن-[13]

شکل 2-14 نیز فرآیند امتزاجی بین مایع و مایع را در فشار و دمای مخزن نشان میدهد. در این حالت گاز تزریقی در شرایط مخزن به حالت مایع است که پس از امتزاج با نفت ترکیب امتزاجی حاصل در فاز مایع تشکیل میشود. [13]
تزریق امتزاجی شامل جابهجاییهایی است که در طی آنها سیال جابهجاکننده و سیال جابهجاشونده، حداقل به صورت موضعی، با هر نسبتی امتزاجپذیرند. انواع این جابهجاییها عبارتاند از:
1) امتزاجپذیری نوع اول یا امتزاجپذیری مطلق75 یا امتزاجپذیری تک تماسی76؛
2) امتزاجپذیری نوع دوم یا امتزاجپذیری ترمودینامیکی77 یا امتزاجپذیری چند تماسی78؛
جابهجایی امتزاجی تک تماسی زمانی اتفاق میافتد که سیال تزریقی و نفت مخزن با هر نسبتی در اولین تماس با هم امتزاجپذیر باشند. اما برخی از سیالات در اولین تماس امتزاجپذیر نیستند ولی در تماسهای مکرر با نفت مخزن امتزاج مییابند که به آن امتزاجپذیری چند تماسی میگویند. این فرآیند دو مکانیزم متفاوت دارد:
1) تزریق گاز فشار بالا79 یا رانش گاز تبخیری80
2) تزریق گاز غنی شده81 یا رانش گاز میعانی82 [13]

1.4.3.2. توصیف امتزاجپذیری تک تماسی و چند تماسی با نمودار سهگانه:
اگر ترکیب پیچیده هیدروکربنها با ترکیبی از سه جزء دلخواه متشکل از هیدروکربنهای ترکیب نشان داده شود، امتزاجپذیری دینامیکی را میتوان به روشی بسیار ساده با اجزای زیر، توصیف کرد:
1) ترکیبات سبک که عمده آنها C1، CO2 و N2 هستند؛
2) ترکیبات میانی که به عنوان مثال C2 – C6 (هیدروکربنهایی شامل اتان تا هگزان)، H2S و … هستند. هیدروکربنهای میانی نقش اصلی را در فرآیند امتزاجپذیری ایفا میکنند و همه ترکیبات هیدروکربنی براساس آنها سبک و یا سنگین شمرده میشوند؛
3) ترکیبات سنگین که معمولاً (از C7 به بالا) هستند.
این تقسیمبندی کاملاً دلخواه است؛ مثلاً میتوان آن را به صورت C2 – C4 و به جای C2 – C6 و در نظر گرفت که ممکن است اثر کمی بر توصیف رفتار فازی داشته باشد.
منحنی مشخصکننده محدود دوفازی، ناحیه D (شکل 2-15) را در هر دما و فشاری میتوان با منحنیهای نقطه شبنم و نقطه حباب ترسیم کرد. در شکل 2-15 ترکیب مربوط به نقطه C مخلوطی از سه جزء در دما و فشار معین است.برای هر مایع اشباع شده A یک بخار اشباع شده B وجوددارد که با هم در تعادلاند. [10-11]

شکل 2- 15: امتزاجپذیری تک تماسی: ترکیبات ناحیه M، بین دو ناحیه V و M و دو ناحیه L و M- . [10-11]

بدیهی است که هر نقطه روی خط برابری AB مخلوطی دوفازی از ترکیبات مایع A و بخار B را نشان میدهد. اگر این خط برابری به سمت نقطه بحرانی برود، در آنجا به یک مماس تبدیل خواهد شد. در سمت چپ این مماس ناحیه V قرار دارد که در آن مخلوطها بخاراند. در سمت راست نیز ناحیه L قرار دارد که در آن مخلوطها مایعاند. مخلوطهای هیدروکربنی V و L با هر نسبتی امتزاجپذیر نیستند. در ناحیه M ترکیبات فوقبحرانی محسوب میشوند و مخلوطهای این ناحیه همگی امتزاجپذیرند. اگر خط متصل کننده از یک نقطه در ناحیه M به نقطهای در ناحیه L یا V با منحنیهای شبنم و یا حباب تقاطع نداشته باشد، با مخلوطهای نواحی V و L نیز امتزاجپذیراست که به این نوع امتزاجپذیری تکتماسی میگویند. شکل 2-16 مفاهیم گفته شده دربارهی امتزاجپذیری را برای نفت با ترکیب C1، C4 و C12 با گاز C1/C4 نشان میدهد که در آن نواحی مربوط به فرآیندهای غیرامتزاجی،امتزاجی چندتماسی و امتزاجی تکتماسی روی ضلع راست مشخص شدند. [10-11]

شکل 2- 16: فرآیندهای غیرامتزاجی و امتزاجپذیری تکتماسی و چندتماسی-. [10-11]

گفته شده که امتزاجپذیری با هر ترکیب نفت و گاز ممکن نیست، مثلاً در شکل 2-17 نمونه نفت و گازی آمده که در شرایط فشار و دمای داده شده امتزاجپذیر نیست. در این حالت هر دو ترکیب نفت و گاز در سمت چپ خط برابری قرار دارند.

شکل 2- 17: نمایش فرآیند امتزاجناپذیر تزریق گاز فشار بالا روی نمودار سهگانه-. [10-11]

شکل 2-18 چگونگی تغییر ناحیه دو فازی را بر حسب فشار در دمای ثابت و شکل 2-19 چگونگی تغییرناحیه دوفازی را بر حسب دما در فشار ثابت نشان میدهد. از این دو میتوان نتیجه گرفت که دمای پایین و فشار بالا برای ایجاد حالت امتزاجپذیری بسیار مناسباند زیرا اندازه ناحیه دوفازی را بسیار کاهش میدهند.

شکل 2- 19: تغییر ناحیه دو فازی بر حسب دما در فشار ثابت شکل 2- 18: تغییرات دو فازی بر حسب فشار در دمای ثابت. [10-11]

2.4.3.2. توصیف آزمایشگاهی نقش رفتار فازی بر جابهجایی امتزاجی:
متکاف و یاربورف در آزمایشگاه رابطهی رفتار فازی و میزان برداشت نفت را برای سیستم خطی بررسی کردهاند. در این مطالعه از یک ترکیب دو جزئی شامل 40 درصد مولی بوتان و 60 درصد مولی دکان به عنوان نفت و از دیاکسیدکربن به عنوان سیال جابهجاکننده استفاده شده است؛ بنابراین میتوان سیستم را روی نمودار سهگانهای با راس دیاکسیدکربن، بوتان و دکان نشان داد (شکلهای 2-20 تا 2-22). در آزمایش از مغزهای ماسه سنگی بدون اشباع آب با قطر 5 سانتیمتر و طول 2/5 متر استفاده شده است. در شکل 2-20، که آزمایش در فشار 1900 psia و دمای انجام شده است، هر سه جزء با هر نسبتی امتزاجپذیرند و امتزاجپذیری از نوع تکتماسی است. غلظت مایع حاصل در طول خط ایدهآل امتزاجپذیری از ترکیب نفت به راس مربوط به دیاکسیدکربن تغییر میکند(شکل 2-20). راندمان برداشت نفت در این آزمایش 99 دزصد اندازهگیری شده است. [14-15]

شکل 2- 20: جابهجایی امتزاجی تکتماسی مخلوط C4/C10 با دیاکسیدکربن- [14-15]

در آزمایش دوم تنها پارامتر فشار تغییر میکند و به 1700 psia کاهش مییابد (شکل 2-21). در این فشار یک ناحیه کوچک دوفازی وجود دارد اما ترکیب نفت در سمت راست خط برابری مماس بر نقطهی بحرانی قرار دارد؛ بنابراین دو سیال امتزاجپذیراند. در این آزمایش ترکیب سیال تولیدی به تدریج به ترکیب نقطهی بحرانی نزدیک میشود و حول ترکیب این نقطه تغییر میکند تا اینکه در نهایت فقط نفت تولید میشود. بنابراین با توجه به نحوهی تغییر ترکیب سیال تولیدی این فرآیند امتزاجپذیری چند تماسی است. میزان برداشت نفت در این آزمایش در حدود 90 درصد اندازهگیری شده است.

شکل 2- 21: جابهجایی امتزاجی دینامیک مخلوط C4/C10 با دیاکسیدکربن- [14-15]

آزمایش سوم در فشار 1500 psia انجام شده است (شکل 2-22). در این فشار هر دو ترکیب نفت و گاز تزریقی در سمت چپ خط برابری مماس بر نقطه بحرانی قرار گرفتهاند؛ بنابراین جابهجایی غیرامتزاجی است. ترکیب سیال تولیدی تدریجاً از ترکیب نفت اولیه به صورت خطی به ترکیبی در ناحیه دوفازی تغییر میکند و در نهایت سیال خروجی به حالت دوفاز تبدیل میشود که جابهجایی غیرامتزاجی را نشان میدهد. میزان برداشت نفت در این حالت 81 درصد اندازهگیری شده است. [14-15]
نتایج آزمایشها اثر جابهجایی امتزاجی را بر میزان برداشت نفت نشان میدهند که در امتزاجپذیری تک تماسی برابر با 100 درصد و در جابهجایی امتزاجی چند تماسی نیز قابل توجه است. راندمان برداشت ممکن است به دلایل زیر کاهش یابد:
1) امتزاجپذیری به صورت درجا اتفاق نیافتد؛
2) امتزاجپذیری کامل در تمام ناحیه امتزاجپذیری اتفاق نیافتد؛
3) در برخی قسمتها پدیدهی پراکندگی باعث از بین رفتن موقت و یا دائمی امتزاجپذیری شود.
بنابراین معمولاً راندمان روش امتزاجپذیری تک تماسی بیش از امتزاجپذیری چند تماسی و امتزاجپذیری چند تماسی بیش از جابهجایی غیرامتزاجی است.

شکل 2- 22: جابهجایی غیرامتزاجی مخلوط C4/C10 با دیاکسیدکربن- [14-15]

4.2. فشار امتزاجپذیری:
فشار امتزاجپذیری83 حداقل فشاری است که در آن دو فاز با یکدیگر امتزاجپذیرند. روی مثلث سهگانه رسم شده در دمای مخزن، امتزاجپذیری بین گاز G و نفت O تنها زمانی اتفاق میافتد که خط ogt به منحنی نقطهی شبنم مماس شود. این تنها حالتی است که در فشار برابر و یا بیشتر از فشار امتزاجپذیری (Pm) مماس بر نقطهی بحرانی از نقطهی O عبور میکند (شکل 2-23). بنابراین فشار امتزاجپذیری برای هر ترکیبی از نفت و گاز از مشخصات سازند و شرایط جابهجایی مستقل است. [13-14]

شکل 2- 23: نمودار سهگانه نشاندهنده فشار امتزاجپذیری در دمای مخزن-[13-14]

در فرآیند رانش گاز تبخیری حداقل فشار امتزاجپذیری فشاری است که در آن امتداد خط برابری در نقطه بحرانی از ترکیب نفت عبور میکند (شکل 2-24). در این فشار گاز تزریقی طی تماسهای مکرر با نفت مخزن به تدریج غنیتر و در نهایت با نفت مخزن امتزاج مییابد.

شکل 2- 24: فرآیند رانش گاز تبخیری در حداقل فشار امتزاجپذیری-[13-14]

در فرآیند رانش گاز میعانی نیز حداقل فشار امتزاجپذیری فشاری است که در آن امتداد خط برابری در نقطه بحرانی از ترکیب گاز عبور کند (شکل 2-25). در این فشار نفت مخزن در اثر تماسهای مکرر با گاز تزریقی به تدریج اجزای خود را از دست میدهد تا در نهایت امتزاجپذیری کامل حاصل شود.

شکل 2- 25: فرآیند رانش گاز میعانی در حداقل فشار امتزاجپذیری- [13-14]

با توجه به مطالب گفته شده یکی از مهمترین عوامل در طراحی فرآیندهای جابهجایی امتزاجی حداقل فشار امتزاجپذیری است. با ثابت بودن دمای مخزن تنها عوامل قابل کنترل فشار مخزن و ترکیب گاز تزریقیاند. به دلیل اهمیت حداقل فشار امتزاجپذیری روشهای آزمایشگاهی برای اندازهگیری آن بررسی میشوند. استفاده از روابط تجربی و معادلات حالت نیز ممکن است که در ادامه بررسی میشود. [13-14]

1.4.2. محاسبه حداقل فشار امتزاجپذیری با روشهای آزمایشگاهی:
دو روش آزمایشگاهی برای تعیین حداقل فشار امتزاجپذیری عبارتند از:
1) دستگاه لوله قلمی84
2) دستگاه حباب بالارونده85 [13-15]

1.1.4.2. دستگاه لوله قلمی:
این دستگاه از یک لولهی باریک از جنس استیل با قطر داخلی در حدود 8 میلیمتر و طول تقریباً 12 متر تشکیل و داخل آن با دانههای ماسهای یا شیشهای پر شده است. طراحی طول لوله، قطر آن و دانههای درون آن میتواند با توجه به نوع استفاده در صنعت متفاوت باشد. نکته قابل توجه اینکه اندازه دانهها نسبت به قطر لوله باید به صورتی باشد که اثر دیوارهها ناچیز شود. همچنین لوله طوری مارپیچی شود که بتوان از اثر جاذبه صرفنظر کرد. (شکل 2-26)

شکل 2- 26: دستگاه لوله قلمی- [24,25]

در این روش یک پمپ سیال را با فشار به داخل لوله تزریق میکند و فشار سیستم با یک رگلاتور تنظیم میشود. لوله مارپیچی در یک محیط همدما نگه داشته میشود و دستگاههای اندازهگیری و جمعآوری سیالات در خروجی سیستم نصب میشوند. ابتدا لوله قلمی با نفت اشباع و سپس گاز با دبی ثابت، برای جابهجایی نفت، با پمپ تزریق میشود. در خروجی سیستم راندمان برداشت نفت پس از تزریق میزان معینی گاز بر حسب واحد حجم فضاهای خالی اندازهگیری میشود. این آزمایش در فشارهای مختلف تکرار و در نهایت نمودار راندمان برداشت بر حسب فشار رسم میشود. فشاری که در آن منحنی تغییر شیب میدهد حداقل فشار امتزاجپذیری در نظر گرفته میشود. نمودار مربوطه در شکل 2-27 و یک نمونه واقعی آن در شکل 2-28 نشان داده شده است.[13-15]

شکل 2- 27: نتایج آزمایش دستگاه لوله قلمی- [24,25]

شکل 2-28 راندمان برداشت در روش امتزاجپذیری تکتماسی و امتزاجپذیری چندتماسی را نیز مقایسه میکند.

شکل 2- 28: نتایج آزمایش حداقل فشار امتزاجپذیری برای دستگاه لوله قلمی- [24,25]

2.1.4.2. دستگاه حباب بالارونده:
این دستگاه از یک لولهی شیشهای مسطح به صورت عمودی در محیطی همدما تشکیل شده است. این دستگاه نیز به پمپ، رگلاتور و وسایل اندازهگیری در خروجی سیستم مجهز است. (شکل 2-29)

شکل 2- 29: دستگاه حباب بالارونده- [24,25]

در این روش ابتدا محفظهی شیشهای از آب مقطر پر و سپس نفت به گونهای جایگزین آن میشود که مقدار کمی آب در قسمت پایین لولهی شیشهای باقی بماند. پس از تنظیم فشار، سوزن ورودی یک یا چند حباب را به سیستم وارد میکند و تغییر شکل آنها را در حین بالا رفتن در محفظهی شیشهای بررسی میشود. حبابها در حال بالا رفتن تغییر شکل میدهند و درون نفت نفوذ میکنند. رفتار حباب در فشارهای بالا و پایین فشار امتزاجپذیری کاملاً قابل تشخیص است. در فشارهای پایینتر از فشار امتزاجپذیری، حباب تقریباً شکل کروی خود را حفظ میکند اما اندازه آن به دلیل تبادل جرم نفت و گاز کوچکتر میشود. در فشارهای بالاتر از فشار امتزاجپذیری حباب ناگهان در نفت پراکنده و ناپدید میشود که در فشارهای بسیار بالاتر از فشار امتزاجپذیری این پدیده سریع اتفاق میافتد. این آزمایش در فشارهای متفاوت انجام میشود و در هر مرحله محفظه تخلیه و مجدداً با نفت مخزن پر میشود. [13-15]

2.4.2. محاسبهی حداقل فشار امتزاجپذیری با روابط تجربی:
تخمین حداقل فشار امتزاجپذیری با روابط تجربی نیز ممکن است. این روابط معمولاً با انجام آزمایشهای مکرر در فشارهای مختلف برای نمونههای متفاوت نفت بدست میآیند. [18,19]

1.2.4.2. فرآیند رانش گاز میعانی:
در سال 1960 بنهم و همکارانش اولین نمودارها را برای تخمین حداقل فشار امتزاجپذیری در فشارهای بین 1500 تا 3000 psig و دماهای مختلف ارائه کردند (شکلهای 2-30 تا 2-32). مبنای مطالعه آنها بررسی رفتار فازی مخلوطهای مختلف در پنج نمونه سیال مخزن روی نمودار سهگانه و دستهبندی آنها براساس فشار، دما، میزان ترکیبات میانی () و متان است.

شکل 2- 30: روابط تجربی برای تعیین حداقل فشار امتزاجپذیری در فرآیند رانش گاز میعانی در دمای – [18,19]

شکل 2- 31: روابط تجربی برای تعیین حداقل فشار امتزاجپذیری در فرآیند رانش گاز میعانی در دمای – [18,19]

شکل 2- 32: روابط تجربی برای تعیین حداقل فشار امتزاجپذیری در فرآیند رانش گاز میعانی در دمای – [18,19]

در سال 1985 گلاسو با بررسی نمودارهای بنهم و همکارانش روابطی را برای محاسبهی حداقل فشار
امتزاجپذیری بهدست آورد که انحراف مطلق آنها از نمودارها کمتر از 1 درصد است:
برای :

(2-2)
برای :

(3-2)
برای :

(4-2)
که در آنها:
MPa بر حسب (MMP) حداقل فشار امتزاجی
T = دما بر حسب درجهی کلوین
جزء مولی متان در گاز تزریقی
M = در نفت وزن مولکولی تصحیح شده =
کوو نیز در همان سال با استفاده از معادله حالت P.R معادله زیر را به دست آورد:
(5-2)
که در آن:
MPa بر حسب (MMP) حداقل فشار امتزاجی
T = دما بر حسب درجهی کلوین
جزء مولی متان در گاز تزریقی
در نفت وزن مولکولی
وزن مولکولی ترکیبات میانی (اتان تا بوتان) در نفت
A = 0/7807248
B = – 0/0017204
C = 1/7138599
D = -1/0695591
E = – 0/9909715
F = – 0/0010102
در سال 1995 پدرود نیز با شبیهسازی یک مدل ترکیبی یکبعدی فرآیند جابهجایی نفت با گاز به رابطهی زیر دست یافت:
(6-2)
θ وψ به ترتیب خواص گاز تزریقی و نفتاند که از روابط زیر به دست میآیند:

که در آنها:
MPa بر حسب (MMP) حداقل فشار امتزاجی
T = دما بر حسب درجهی کلوین
جزء مولی متان در گاز تزریقی
پدرود نتایج آزمایشگاهی را با نتایج رابطهی خود مقایسه و در نهایت خطای مطلق رابطه خود را تا 5 درصد ارزیابی کرد.

2.2.4.2. فرآیند رانش گاز تبخیری:
در فرآیند رانش گاز تبخیری روابط متعددی برای محاسبهی حداقل فشار امتزاجپذیری ارائه شده است که در اینجا به مهمترین آنها اشاره میشود. استفاده از رابطهی فیروزآبادی و عزیز در فرآیند تزریق گاز متان نتایج دقیقتری از تزریق گاز نیتروژن را نشان داده است. [18,19]
(7-2)
که در آن:
MPa بر حسب (MMP) حداقل فشار امتزاجی
جزء مولی ترکیبات میانی (اتان تا پنتان) در نفت
T = دما بر حسب درجهی کلوین
همچنین هادجینگز و همکارانش نیز در سال 1990 از مطالعاتشان نتیجه گرفتند که مقدار متان در نفت عامل مهمی برای بدست آمدن امتزاجپذیری است و رابطهی زیر را در فرآیند امتزاجی گاز نیتروژن ارائه کردند:
(8-2)
که در آن:

MPa بر حسب (MMP) حداقل فشار امتزاجی
جزء مولی ترکیبات میانی (اتان تا پنتان) در نفت
جزء مولی متان در نفت
در نفت وزن مولکولی و T = دما بر حسب درجهی کلوین

3.2.4.2. فرآیند تزریق دیاکسیدکربن:
روابط تجربی برای محاسبهی فشار امتزاجپذیری در تزریق دیاکسیدکربن نیز ارائه شدهاند. هلم و جوزندال رابطهای را برای محاسبهی حداقل فشار امتزاجپذیری در فرآیند تزریق دیاکسیدکربن ارائه کردهاند. در این رابطه حداقل فشار امتزاجپذیری برحسب تابعی از دما و وزن مولکولی جزء محاسبه میشود. مانگن رابطهی تجربی هلم و جوزندال را برای سایر وزنهای مولکولی توسعه داده است.(خطچین شکل 2-33) [31]

شکل 2- 33: فشار امتزاجپذیری در جابهجایی امتزاجی دیاکسیدکربن- [31]

در سال 1985 آلستون نیز با بررسیها و آزمایشهای متعدد رابطهی زیر را بهدست آورد:
(9-2)
که در آن:
در نفت جزء مولی ترکیبات فرار
در نفت جزء مولی ترکیبات میانی
MPa بر حسب (MMP) حداقل فشار امتزاج
در نفت وزن مولکولی
T = دما بر حسب درجهی کلوین
معادلهی بالا به تزریق دیاکسیدکربن خالص مربوط است و در صورت وجود ناخالصی باید از ضریب تصحیح استفاده شود. این ضریب از رابطهی زیر بدست میآید که باید در بدست آمده از معادله بالا ضرب شود:
(10-2)
که در آن :
PTC = بر حسب درجهی کلوین دمای شبه بحرانی گاز ناخالص =
i جزء وزنی جزء
برحسب درجهی کلوین i دمای بحرانی جزء
ضریب تصحیح
3.4.2. محاسبهی حداقل فشار امتزاجپذیری با معادلات حالت:
محاسبهی حداقل فشار امتزاجپذیری با معادلات حالت نیز ممکن است. شکلهای 2-34 و 2-35 مدل ترمودینامیکی را برای محاسبهی این فشار به ترتیب در فرآیندهای رانش گاز تبخیری و میعانی نشان میدهند.

شکل 2- 34: مدل ترمودینامیکی برای محاسبهی حداقل فشار امتزاجپذیری در فرآیند رانش گاز تبخیری-[31]

روش محاسبهی فشار امتزاجپذیری در فرآیند رانش گاز تبخیری به صورت زیر است:
1) گاز کم و پیوسته به نفت مخزن اضافه میشود تا مخلوط داخل محفظه به حالت دوفاز برسد؛
2) پس از تعادل، گاز از مرحلهی قبل به محفظهی بعدی منتقل میشود و دوباره با نفت تازه مخزن تماس مییابد. این عمل در محفظههای متوالی نیز تکرار میشود؛
3) ترکیب نفت و گاز در حال تعادل در هر مرحله با معادله حالت مناسب محاسبه میشود؛
4) اگر بعد از چند تماس، حالت تعادل تکفاز برقرار شود، میتوان نتیجه گرفت که فشار امتزاجپذیری برابر و یا کمتر از فشار آزمایش شده است؛ در این صورت فشار کاهش مییابد و آزمایش تکرار میشود.
روش آزمایش فرآیند رانش گاز میعانی نیز مشابه است با این تفاوت که، در محفظههای متوالی، مایع حاصل از تعادل با گاز تازه مخلوط میشود. حداقل فشار امتزاجپذیری را با مدل ترکیبی و به کمک نرمافزارهای شبیهسازی نیز میتوان محاسبه کرد. [31]

شکل 2- 35: مدل ترمودینامیکی برای محاسبهی حداقل فشار امتزاجپذیری در فرآیند رانش گاز میعانی- [31]

5.2. تزریق گاز غیرامتزاجی :
در این روش انواع مختلفی از گازها مورد استفاده قرار می گیرند نظیر : گاز غنی شده 86، گاز متعادل 87، گاز خشک 88، گاز ازت خالص و ناخالص، هوا دی اکسید کربن و … اما بیشتر آزمایشها بر روی گاز متعادل، گاز خشک، گاز ازت خالص و ناخالص، دی اکسید کربن و هوا انجام شده است. [39]
گاز غیرامتزاجی را در یک مخزن نفتی میتوان در ناحیه نفتی و یا در صورت وجود در ناحیه کلاهک گازی تزریق کرد. گاز تزریقی همیشه ترکیب پایه هیدروکربنی دارد. برای تزریق هوا نیز تلاشهایی شده است امّا به دلیل معایب زیاد (خوردگی چاه، اکسیداسیون نفت، خطر انفجار و …) این روش متداول نیست. [31,34]

1.5.2. تزریق گاز به کلاهک گازی :
هنگامی که کلاهک گازی به طور طبیعی در مخزن وجود داشته باشد و یا در اثر نیروی جدایش ثقلی ایجاد شده باشد، تزریق گاز به حفظ فشار مخزن به کمک نیروی فشاری گاز در ناحیه نفتی و حرکت نفت به سمت چاه های تولیدی کمک میکند (شبیه بالا آمدن سطح آب و نفت هنگام تزریق آب به آبده مخزن). [31,34]

2.5.2. تزریق گاز به ناحیه نفتی :
هنگامی که تزریق گاز در مخزنی بدون کلاهک گازی انجام میشود، گاز تزریقی به صورت شعاعی نفت را از چاههای تزریقی به سمت چاههای تولیدی حرکت میدهد. عامل اصلی اجرای طرح تزریق گاز دسترسی و نزدیکی بودن به یک منبع گاز ارزان و کافی است. بازگردانی گاز تولیدی مخزن یک منبع اصلی است و تنها میتواند افت فشار مخزن را کاهش دهد اما نمیتوان آن را متوقف کند. گاز ثانویه باید از مخزن گاز همجوار و یا از خط لوله گاز تامین شود. [31,34]
محاسبه مقدار گاز تزریقی لازم برای نگهداری کامل فشار مخزن بسیار ساده است. مخزن نفتی را در نظر بگیرید که با نسبت گاز به نفت R در حال تولید و در آن است (نسبت گاز به نفت تولیدی برابر با مجموع نسبت گاز محلول به نفت و نسبت گاز به نفت مازاد به علت گردش گاز آزاد است) هنگامی که تولید گاز در سطح برابر باشد، تولید هر بشکه نفت از مخزن با تهی شدن حجمی برابر با همراه است. اگر I درصد از گاز تولیدی مجدداً به مخزن تزریق شود، حجم آن در شرایط مخزن برابر خواهد بود با: . حفظ فشار کامل هنگامی تضمین میشود که حجم تولیدی از مخزن نفت با حجم تزریقی به مخزن برابر باشد :

(11-2)
در شرایط خاص بدون هیچگونه تولید گاز آزاد :
(12-2)
برای نفتهای معمولی مقدار I بزرگتر از یک است. بنابراین محاسبات نشان میدهند که به یک منبع برای جبران گاز نیاز است. نتایج مقایسه تزریق آب و گاز نشان میدهند که :
1) سرمایهگذاری برای تزریق گاز معمولاً بیشتر از تزریق آب است.
2) راندمان جابهجایی ماکروسکوپیک برای گاز بسیار کمتر از آب است.
اگر گاز خشک به مخزن نفتی تزریق شود، نفت جابهجا شده از محیط متخلخل و اجزای نفتی بخار شده با گاز تزریقی نفت تولیدی را تشکیل میدهند. اگر نفت بسیار سبک باشد جرم نفت بخار شده زیاد است و در نتیجه راندمان برداشت نفت بسیار افزایش مییابد که این حالت در برخی از مخازن اتفاق افتاده است. در حالات زیر تزریق گاز موثرتر از تزریق آب است :
1) در صورت وجود یک کلاهک گازی بسیار وسیع ممکن است هنگام تزریق آب مسیرهایی به وجود آیند و باعث کنار گذاشت سیال در ناحیه نفتی شوند. در مقایسه، تزریق گاز به کلاهک گازی تنها با صرف هزینه چند چاه تزریقی میتواند به افزایش برداشت نفت منجر شود.
2) یک مخزن با اشباع آب اولیه بالا ممکن است برای تزریق آب مناسب نباشد. در این حالت ممکن است هیچگونه پیشانی جبهه برای آب تشکیل نشود و آب و نفت موازی جریان یابند در نتیجه راندمان برداشت کم خواهد بود. در چنین شرایطی اگر اشباع گاز آزاد مخزن زیاد نباشد، با بازگردانی گاز میتوان راندمان برداشت نفت را افزایش داد. در برخی مخازن با اشباع گاز پایین، علیرغم اینکه اشباعهای آب اولیه در حدود 40- 60 درصد و اشباع نفت در حدود 25- 35 درصد بوده است، با تزریق گاز ضرایب راندمانی قابل قبولی از نظر اقتصادی بدست آمدهاند. اگر تراوایی عمودی مخزن کافی باشد، تزریق گاز در کلاهک گازی موثرتر از تزریق در ناحیه نفتی است زیرا یک سطح تماس با مساحت زیاد ریسک ایجاد کانال و کنار گذشت سیال را کاهش میدهد. علاوه بر این مساحت ناحیه تماس گاز و نفت بزرگ است درحالی که در جابهجایی شعاعی مساحت سطح تماس گاز و نفت در ابتدا کوچک است. هر چه شروع تزریق گاز به کلاهک گازی زودتر باشد، سودمندتر است زیرا از تشکیل اشباع گاز آزاد بالا و افزایش گرانروی نفت جلوگیری میکند و تراوایی نسبی بالای نفت و در نتیجه میزان تولید حفظ میشود. در اینجا باید به دو نکته دیگر نیز توجه کرد :
الف) تمام پروژههای تزریق گاز باید پیشتر در آزمایشگاه بررسی و پس از آن شبیهسازی شوند (مطالعات جابهجایی بر مغزهها، مدلهای فیزیکی، شبیهسازی و …).
ب) تزریق گاز برای افزایش برداشت نفت ممکن است به مخزن گاز زیرزمینی وابسته باشد و این موضوعات باعث میشوند یک پروژه از نظر اقتصادی فقط در مواقع معینی مقرونبهصرفه باشد. [31,34]

1.2.5.2. تزریق تناوبی آب و گاز:
تکنیکهای مختلفی به منظور افزایش ضریب بازیافت از مخزن و بهبود تولید آن به کار میرود و در این میان تزریق متناوب آب وگاز یکی از روشهای مناسب در این زمینه است. این روش که یک فرآیند ثانویه ازدیاد برداشت نفت است، کاربرد آن از سال 1950 برای اولین بار مطرح گردیده و بشدت افزایش یافته است. در این روش، تزریق متناوب و یا همزمان آب وگاز در مخزن نفتی با تزریق متوالی تودههای آب و گاز مخلوطی همگون در داخل محیط متخلخل به وجود میآورد. به علت اثر تراوایی نسبی، این مخلوط به عنوان سیالی با پویایی کم حرکت میکند؛ بنابراین نسبت پویایی سیستم آب و گاز به نفت کاهش و راندمان جابهجایی (میکروسکوپیک و ماکروسکوپیک) بهبود و میزان تولید افزایش مییابد. همانطور که در معادلات 2-13 و 2-14 مشاهده میشود از آب به عنوان یک عامل کنترل تحرکپذیری گاز استفاده شده است. چرخه طبیعی فرآیند تزریق متناوب آب و گاز باعث افزایش اشباع آب در چرخه تزریق آب و کاهش اشباع آب در چرخه تزریق گاز میشود. این فرآیند القای چرخههای آشام و زهکشی سبب میشود که اشباع نفت باقیمانده در فرآیند تزریق متناوب، در مقایسه با سیلابزنی توسط آب و تزریق گاز، به مقدار قابل توجهی کاهش یابد. از مهمترین مزایای این روش، در مقایسه با روشهایی همچون تزریق منفرد آب و یا گاز میتوان به مواردی همچون افزایش میزان حجم جاروب شده توسط آب پس از تزریق گاز و کاهش درصد اشباع نفت باقیمانده به دلیل تاثیرات سهفازی اشاره کرد که باعث جابهجایی، تولید و برداشت آسانتر نفت میگردد. از طرفی به دلیل هزینهی بالای دیاکسیدکربن و جلوگیری از جدایش ثقلی و انگشتی شدن هنگام تزریق دیاکسیدکربن، عموماً از روش WAG استفاده میشود. از جمله معایب این روش میتوان به بدام افتادن نفت توسط آب اشاره کرد که آب مانع برخورد گاز تزریقی به نفت بدام افتاده میشود. [31,34]
تزریق متناوب به دلایل زیر بر تزریق همزمان آب و گاز برتری دارد:
1) تزریقپذیری
2) تجهیزات سطحی ارزانتر و سادهتر
3) توزیع بهتر هر دو سیال در سراسر ضخامت سازند
(13 – 2)
(14 – 2)
که k تراوایی موثر و μ گرانروی است.
فاکتور تولید نفت را میتوان توسط دو عامل بازدهی رفت و برگشت ماکروسکوپی و میکروسکوپی توصیف کرد. علاوه بر این، بازدهی رفت و برگشت ماکروسکوپی توسط بازدهی رفت و برگشت افقی و عمودی تعریف شده و میتوان آن را به صورت زیر فرمولبندی کرد:
(15 – 2)
بازدهی جاروبی افقی بستگی به نسبت تحرکپذیری (16-2) و بازدهی جاروبی عمودی بستگی به نسبت نیروهای گرانروی به گرانی (ثقل) (17-2) دارد.
(16 – 2)
(17 – 2)
در یک سنگ مخزن با تخلخل بین دانهای، گاز تزریقی یک اشباع گاز به دام افتاده را در مرکز حفرات ایجاد می کند که باعث میشود اشباع نفت باقیمانده کاهش یابد. این تکنیک زمانی که آب قسمت عمده سیال جابهجا کننده را تشکیل میدهد موثر است. نتایج این روش تزریق را باید پیش از هر حالت ارزیابی کرد زیرا علیرغم افزایش راندمان پیشبینی شده ممکن است مشکلات مبهم و پیچیدهای در حین انجام این روش پیش آیند. با بررسی و مقایسه میزان بازدهی تولید از یک مخزن شکافدار با استفاده از روشهای ازدیاد برداشت از جمله تزریق گاز دیاکسیدکربن، تزریق گاز دیاکسیدکربن گرم، تزریق آب، تزریق متناوب آب و گاز دیاکسیدکربن و تزریق متناوب آب گرم و گاز دیاکسیدکربن گرم میباشد. در زیر، اثر این روشها به همراه نمودار مربوط به آنها به تفصیل آورده شده است. [31,34]

شکل 2- 36: مقایسه میزان تولید نفت با استفاده از روشهای مختلف- [17,31,34]

شکل 2- 37: مقایسه روش تزریق متناوب آب گرم و گاز گرم و روش تزریق متناوب آب و گاز سرد در مخزن بدون شکاف(معمولی)- [17,31,34]

شکل 2- 38: مقایسه روش تزریق متناوب آب گرم و گاز گرم و روش تزریق متناوب آب و گاز سرد در مخزن شکافدار-[17,31,34]

مقایسه شکلهای2-37 و 2-38 نشان میدهد که میزان تولید در مدل شکافدار در اثر تزریق متناوب آب گرم و گاز گرم، به دلیل وجود شکاف، از مدل معمولی کمتر است و میتوان در مدل شکافدار عمل خیساندن را انجام داد ولی در هر حال، همانطور که در شکل 2-36 مشاهده می شود، تزریق متناوب آب گرم و گاز گرم در مدل شکافدار نسبت به سایر روشهای تزریقی، بازدهی تولید بالاتری دارد.
تزریق متناوب آب و گاز به عنوان روشی مناسب برای نفتهای سبک و میانی بکار رفته است اما از روش تزریق متناوب آب گرم و گاز گرم میتوان برای نفتهای سنگین نیز استفاده کرد، زیرا این روش، ترکیبی از روش تزریق سیالات و روشهای حرارتی است. دمای آب و گاز گرم باعث کاهش گرانروی نفت و کشش بین سطحی میشود. بنابراین میتوان با استفاده از نمودارها چنین بیان کرد که:
1) میزان بازیافت نفت با استفاده از روش تزریق متناوب آب گرم و گاز دیاکسیدکربن گرم، در مقایسه با روشهایی مانند تزریق متناوب آب و گاز دیاکسیدکربن، تزریق آب، تزریق گاز دیاکسیدکربن و تزریق گاز دیاکسیدکربن گرم، بیشتراست.
2) افزایش دما باعث افزایش خورندگی میشود و یکی از مشکلاتی که در استفاده از گاز دیاکسیدکربن به ویژه زمانی که گرم میشود ممکن است بوجود آید، مشکل خورنده بودن این گاز است و چنانچه بخواهیم از این گاز در مقیاس صنعتی استفاده کنیم، بایستی حتماً این عامل را نیز در نظر بگیریم و همچنین در هنگام تزریق، بایستی رطوبت همراه گاز نباشد.
3) گازگرم بدلیل تحرکپذیری بیشتر به مناطقی نفوذ میکند که در تزریق معمولی، آن مناطق، قابل دسترسی نبودند.
4) میتوان از فرآیند تزریق متناوب آب گرم و گاز دیاکسیدکربن گرم در مخازن شکافدار به عنوان روش مطلوب ازدیاد برداشت نفت استفاده کرد.
5) در کشور ما با توجه به منابع گاز، مانند CO2 (طرحهای تولیدی آمونیاک) و گازهای هیدروکربنی و … و منابع آبی موجود، استفاده از تزریق متناوب آب و گاز به منظور ازدیاد برداشت نفت و صیانت از مخازن میتواند مورد توجه قرار گیرد. [17,31,34]

2.2.5.2. تزریق کف :
کفها تجمعی از حبابهای گازاند که با لایههای نازک مایع از یکدیگر جدا شدهاند. آنها گرانروی بیشتری از گاز و مایع تشکیل دهندهشان دارند؛ بنابراین تزریق کف به داخل مخزن نسبت پویایی کمتری از تزریق فقط مایع و یا فقط گاز دارد. کیفیت کف بر اساس حجم گاز داخل آن به حجم کل کف تعیین میشود. رازا و مارسن نشان دادهاند که در واقعت حداکثر کیفیت کف میتواند 96% باشد، یعنی حداقل مایع موجود درآن 4% است. کفهایی با کیفیت بالاتر از 80% کف خشک و کفهایی با کیفیت کمتر از آن کف خیس نامیده میشوند. کفهای خیس از حبابهای بزرگ استوانهای گاز که با تودههای مایع جدا شدهاند تشکیل شدهاند. کفهای خشک توزیع دوفازی بهتری دارند و بنابراین پایدارترند. بیشترین تحقیقات آزمایشگاهی باباستفاده از کفهای خشک با کیفیت بالا انجام میشوند. تزریق کف به درون محیط متخلخل تعداد زیادی سطح ارتجاعی به وجود میآورد که نیرویی پیستونواربه نفت جابهجا شونده (اثر جمین) وارد میکنند. این روش راندمانی بالا دارد زیرا کف ابتدا وارد حفرات بزرگتر میشود و از ورود جریان بیشتر به آنها جلوگیری میکند. حفرات کوچکتر در مرحله دوم اشغال میشوند بنابراین کف تمام بخش تراوا را در برمیگیرد؛ لذا راندمان عمودی جابهجایی بسیار بهبود مییابد. برای ارائه نظریهای بهتر برای تعیین اندازه لازم توده کف، باید اجرای آزمایشی در مخزن انجام شود.
بررسیهای آزمایشگاهی نشان دادهاند که با استفاده از کفهای حاوی مواد فعال در سطح، شرایط مخزن در حالت ساکن ممکن است تا یک ماه پایدار بمانند و در صورت برقراری جریان در محیط متخلخل با تراوایی کم (k<1mD)، مدت طولانیتری پایدار خواهند ماند. چون پایداری کف کامل نیست، اکثر روشهای عملی به تزریق پیوسته آن نیاز دارند.
مطالعات متعدد نشان دادهاند که نفت به عنوان عامل شکننده جزئی برای بسیاری از انواع کف عمل میکند. پیشبینی رفتار دقیق یک کف بدون انجام آزمایشهای مغزه در شرایط مخزن ممکن نیست؛ بنابراین فاکتورهای مقیاسبندی لازم برای پیشبینی شرایط مخزن با استفاده از نتایج آزمایشگاهی نیز باید به خوبی تعیین شوند. [17,31,34]

6.2. تزریق گاز امتزاجی :
جابجایی امتزاجی یکی از موثرترین فرآیندهای روشهای ازدیاد برداشت است. گاز طبیعی با افزودن ترکیبات هیدروکربنی میانی تا غنی میشود؛ به طوری که بخش غنی شدهی گاز تزریقی که در ابتدای کار تزریق میگردد، با نفت مخزن امتزاج یافته و آن را از درون خلل و فرج سنگ مخزن به طرف چاههای تولیدی هدایت میکند. راندمان افزایش بازیافت در این روش، بیشترین درصد را به خود اختصاص میدهد و اگر سنگ مخزن دارای خواص همگن و یکدست و تراوایی آن نیز مناسب باشد، به 65 تا 75 درصد حجم نفت باقی مانده، میتوان دست یافت. راندمان کلی جابجایی بدین صورت بیان میشود: . عبارت راندمان جابجایی میکروسکوپیک و دلیل آن به دام افتادن نفت با نیروی مویینگی در حفراتی است که سیال جابجاکننده اشغال کرده است. واضح است که ماهیت سیال جابهجاکننده در بهینه کردن برداشت نفت اهمیت زیادی دارد و در نتیجه سیال امتزاجپذیر با نفت بر سایر سیالات برتری دارد. در این حالت نیروهای کشش سطحی حذف میشوند، و در تئوری، راندمان جابهحایی میکروسکوپیک () به 100 درصد خواهد رسید. گاهی اوقات در آزمایشگاه به کمک حلالهایی مناسب از روش تزریق امتزاجی برای خارج کردن نفت باقیمانده از نمونههای مغزه استفاده میشود. این حلالهای آزمایشگاهی معمولا گراناند (گرانتر از نفت خام) و بنابراین به سختی میتوان از آنها برای تزریق پیوسته در مخزن استفاده کرد. [17,31,34]
از زمانی که کشش سطحی بین نفت و گاز تزریقی در داخل بلوک های ماتریسی بسیار کم شود می توان به دنبال فرآیند امتزاجی گاز در مخازن بود. اما جابه جایی امتزاجی در مخازن شکاف دار تنها در صورتی ممکن است که مایع تزریقی توانایی ممزوج شدن کامل (first contact miscibility) با نفت را داشته باشد. در غیر این صورت هنگامی که در یک بلوک ماتریسی نفتی عمل امتزاج در بخش بالایی آن صورت گیرد میزان گرانروی نفت در آن قسمت، کمتر از میزان گرانروی در بخش پایینی آن خواهد شد.[39]

عوامل موثر در راندمان تزریق امتزاجی :
مهمترین عوامل موثر در راندمان تزریق امتزاجی، اندازه و شکل مخزن، ناهمگن بودن سنگ مخزن از لحاظ درجه تخلخل و قدرت نفوذ پذیری، شیب ساختمان مخزن، طبیعت گاز ونفت موجود در مخزن، شرایط فشار و درجه حرارت مخزن و بالاخره درجه اشباع سیالات موجود در مخزن می باشد.[39]

کاربرد عملی تزریق گاز امتزاجی پس از کشف نکات زیر مورد توجه قرار گرفت:
1) برای رسیدن به امتزاجپذیری کافی است یک سیال پیشبرنده بسیار ارزانتر یک توده با حجم محدود از حلال (تنها درصد کمی از حجم فضای خالی جاروب شده) را جابهجا کند.
2) در شرایط معینی از فشار، دما و ترکیب فازی ممکن است سیالات مختلفی با نفت مخزن امتزاجپذیر باشند.
باید دقت کرد که جابهجایی امتزاجی محدودیتهایی مشابه جابجایی غیر امتزاجی دارد به طوری که راندمان جابجایی عمودی و سطحی مجدداً مطرح میشوند. خصوصاً اگر سیال امتزاجپذیر یک گاز با پویایی بالا باشد، پدیدههایی مانند حالت انگشتی، جدایش ثقلی و یا کاناله شدن ممکن است اتفاق بیافتند و در نتیجه راندمان این روش از روشهای معمولی مانند سیلابزنی کمتر شود و یا راندمان آن از بین برود. [17,31,34]

1.6.2. جابهجایی امتزاجی تک تماسی :
در امتزاجپذیری نوع اول که توده محلول به صورت تک تماسی با نفت امتزاجپذیر میباشد، ابتدا یک توده از محلول تزریق میشود و حجم معینی از آن با نفت تماس مییابد؛ سپس توده سیال C، که با نفت O غیرقابل امتزاج ولی با محلول S امتزاجپذیر است (شکل2-36) آن را به جلو میراند. نمونهای از سیستمهای استفاده شده عبارتند از :

1) نفت، گاز مایع شده نفت وگاز
2) نفت، الکل و آب

شکل 2- 39: نحوهی تزریق حلال S و سیال پیشبرنده C در جابهجایی تک تماسی در مخزن-[17,31,34]

در اینجا بین سیالات امتزاجپذیر در حال حرکت یک ناحیه آمیختگی به وجود میآید که اندازه آن با مجذور زمان متناسب است. در تزریق توده حلال دو ناحیه آمیختگی به وجود میآید: بین سیالات O-S و بین سیالات C-S. این نواحی به طور مستقل گسترش مییابند. اندازه توده حلال خالص پیوسته با پیشرفت جابهجایی کاهش مییابد. اندازه توده حلال باید طوری باشد که پیش از رسیدن ناحیه آمیختگی O-S به چاه تولیدی از بین نرود؛ به عبارت دیگر سیالات O و S که با هم امتزاجناپذیرند با یکدیگر تماس پیدا نکنند. اگر چنین اتفاقی بیفتد، این پدیده به عنوان گسیختگی امتزاجپذیری شناخته میشود. مهمترین مسئله در طراحی جابهجایی امتزاجپذیر با توده حلال تعیین حجم مناسب توده است؛ یعنی زیاد کوچک نباشد تا گسیختگی امتزاجپذیری اتفاق نیافتد و یا بسیار بزرگ نباشد تا پروژه از لحاظ اقتصادی مقرون به صرفه باشد. [17,31,34]

2.6.2. امتزاجپذیری چند تماسی :
اغلب گازی که برای جابهجایی نفت مخزن در مرحله برداشت ثانویه استفاده میشود، مخلوطی از هیدروکربنهاست. گاز و نفت هر دو شامل ترکیبات سبک (عمدتا متان)؛ ترکیبات میانی (از اتان تا هگزان) و ترکیبات سنگین (از هپتان به بالا یا ) با نسبتهای کاملاً متفاوت هستند. ممکن است گاز تزریقی شامل بیش از 80 درصد متان (درصد مولی) و تنها نیم درصد باشد. در حالی که یک نفت بسیار سنگین ممکن است حاوی فقط 30 تا 40 درصد متان و بیش از 25 درصد در شرایط مخزن باشد. به عبارت دیگر اگر بازه وسیعی از سیالات مخزن سراسر دنیا در نظر گرفته شود، در عمل تنها دو نوع از سیالات گاز و نفت طبیعی مخزن بازه اشتراک ترکیبی دارند؛ مثلاً گازهای میعانی و یک نفت بسیار سبک ترکیبات بسیار مشابهی دارند. بنابراین در فرآیند تزریق گاز، اگر سیالات اصلی تفاوت زیادی نداشته باشند، اجزا بین دو سیال به تدریج مبادله و ترکیبات آنها به یکدیگر نزدیک میشوند. سرانجام قسمتی از فاز گازی و قسمتی از فاز نفتی تفکیکناپذیر خواهند شد. برای تبادل کافی اجزا و در نهایت انجام فرآیند امتزاجپذیری، یک نفت سنگین به تزریق گازی شامل درصد بالایی از هیدروکربنهای میانی نیاز دارد در حالی که یک نفت سبک با گاز خشک تزریق نیز امتزاجپذیر است.
تبادل فازی تحت تاثیر ثابت تعادل () هر کدام از اجزای i است. به عنوان نسبت تعریف میشود و نسبت جزء مولکولی جزء i را در فاز بخار () به جزء مولکولی همان جزء در فاز مایع () نشان میدهد. ثابت تعادل () تابعی از فشار، دما و فشار همگرایی () است : .
برای یک مقدار معین ، با کاهش دما و افزایش فشار به مقدار یک نزدیک میشود (حداقل برای فشارهای غیرمجاور با و در دماهای معمول مخزن). مقادیر کوچک نشان میدهند که به ، یعنی ترکیب فاز بخار به ترکیب فاز مایع نزدیک است. بنابراین واضح است که دماهای پایین و فشارهای بالا برای انجام موفق یک پروژه جابهجایی امتزاجی مناسب و مطلوباند. به طور حتم در هر مخزنی تنها فاکتور قابل تغییر فشار است که بازه تغییر آن نیز محدود است. [17,31,34,35]

3.6.2. روشهای اصلی جابهجایی امتزاجی :
روشهای استاندارد جابهجایی امتزاجی عبارتند از :
1) تزریق گاز فشار بالا
2) تزریق گاز غنی شده
3) تزریق توده گاز مایع شده نفت
4) تزریق توده الکل

1.3.6.2. تزریق گاز فشار بالا :
از دو توع گاز معمولاً در تزریق گاز فشار بالا استفاده میشود : گازهای طبیعی یا هیدروکربنی و گازهای بیاثر.
I. تزریق گازهای طبیعی فشار بالا (شکل2-37): ترکیب اولیه گاز تزریقی در نقطه G قرار دارد. نقطه O در سمت راست خط مماس بر نقطهی بحرانی، ترکیب نفت مخزن است. در این روش نفت باید از ترکیبات میانی غنی باشد.

شکل 2- 40: مراحل فازی تزریق گاز فشار بالا

شکل2-38 نیز مراحل مختلف تشکیل پیشانی جبهه امتزاجی را در مخزن نشان میدهد. در شروع، تزریق جابهجایی غیرامتزاجی استو خط GO ناحیه دوفازی را قطع میکند (مرحله1)؛ بنابراین مقداری از ترکیبات نفت در پشت پیشانی جبهه گاز و نفت باقی میماند. [17,31,34,35]

مرحلهی 1: شروع تزریق

مرحله 2: شروع تشکیل توده امتزاجپذیر

مرحله3: ادامه تشکیل توده امتزاجپذیر

مرحله4: پایان تشکیل توده امتزاجپذیر
شکل 2- 41: مراحل مختلف تشکیل پیشانی جبهه امتزاجی در مخزن-[17]

ابتدا نفت O و گاز G تعادل ترمودینامیکی ندارند. تبادل فازی اتفاق میافتد و در نتیجه در یک زمان و مکان معین گازی با ترکیب و نفتی با ترکیب با هم به تعادل میرسند. گاز از نظر ترکیبات میانی و سنگین غنیتر میشود. حجم نفت O هنگامی که به ترکیب تغییر میکند افزایش مییابد؛ بنابراین اشباع نفت پشت پیشانی جبهه کمتر میشود و در حالت به دام افتاده باقی میماند در حالی که گاز تزریقی G گاز را به سمت پیشانی جبهه جابهجا میکند (مرحله2). گاز مجدداً با نفت باقیمانده جدید O تماس مییابد. چون سیالات در تعادل نیستند، تبادل فازی انجام میشود. در نتیجه گاز و نفت با همه به تعادل میرسند و گاز با پیشانی جبهه تماس مییابد. نفت در تماس با گاز G ترکیبات میانی بیشتری را از دست میدهد و به نفت تبدیل میشود (مرحله3). این پیشروی ادامه مییابدتا جایی که ترکیب گاز در تماس با پیشانی جبهه به تبدیل میشود که نقطه تماس خط مماس از نقطه O به منحنی نقطه شبنم است. در این مرحله امتزاجپذیری بین O و اتفاق میافتد. از این نقطه به بعد جابهجایی امتزاجپذیر است و هیچ نفت باقیماندهای در پشت پیشانی جبهه باقی نمیماند. در نتیجهی این فرآیند، نفت های باقیمانده (مانند ، و …) ترکیبات میانی بیشتری را در تماس با گاز G از دست میدهند؛ بنابراین نفت دیگر هیچگونه تبادلی با ترکیبات گاز G نخواهد داشت و با این فرآیند غیرقابل برداشت است. تجربه نشان داده است که جبهه امتزاجپذیری پس از طی مسافتی حدود 12 متر یا بیشتر از چاه تزریقی به وجود میآید. مقدار نفت غیرقابل استحصال در این روش بسیار ناچیز است. روش تزریق گاز فشار بالا با عنوان جابهجایی گاز فشار بالا یا رانش گاز تبخیری نیز شناخته میشود. [10-13]
II. کاربرد روش تزریق گاز طبیعی فشار بالا : در روش تزریق گاز طبیعی فشار بالا روش توده امتزاج پذیری به شدت پایدار است و اگر گسیختگی امتزاجپذیری به دلیل ناهمگونی، کاناله شدن و … اتفاق بیافتد، توده امتزاجپذیری مجدداً به روش توضیح داده شده تشکیل میشود. شرایط لازم برای استفاده از این روش عبارتند از :
1) مخزنی با فشار بالا (سازندهای عمیق) زیرا حداقل فشار لازم برای این روش در حدود 200 تا 300 bar است.
2) نفت غنی از ترکیبات میانی باشد (درجه API نفت بالاتر از 35 باشد).
III. تزریق گازهای بیاثر فشار بالا : هنگامی که امتزاجپذیری اتفاق میافتد، بیشتر گازهایی که در حین برداشت با روش جابهجایی امتزاجی تزریق شدهاند تنها به رانش به سمت پیشانی جبهه امتزاجی و پر شدن فشارهای خالی محیط متخلخل نیاز دارند. بنابراین ممکن است ابتدا حجم محدودی از گاز طبیعی به اندازه کافی (در حدود 5 درصد از فضاهای خالی)، برای اطمینان از امتزاجپذیری با نفت، تزریق شود و سپس گازهای ارزانتر از گاز طبیعی، مانند گازهای حاصل از سوختن، به عنوان عامل پیشبرنده تزریق شوند. یک گاز مناسب مانند گازی مرکب از 12 درصد دیاکسیدکربن و 88 درصد نیتروژن را میتوان با احتراق حجم کمی از گاز خروجی تفکیکگر بدست آورد. واکنش سوختن متان را در نظر بگیرید:

به ازای سوختن هر واحد متان، 9 واحد از گاز مورد نظر حاصل میشود. همچنین گاز بیاثر مزیت تراکمپذیری را نیز دارد؛ بنابراین حجم گاز سطحی لازم از گاز طبیعی کمتراست. از سوی دیگر گازهای بیاثر باید خشک شوند که این هزینهی آنها را افزایش میدهد. تشکیل توده امتزاجپذیر با تزریق مخلوطی از گاز طبیعی و گاز بیاثر از همان زمان شروع تزریق و یا تنها تزریق گاز بیاثر در فشارهای بالاتر ممکن است. شکل2-39 نحوه تغییرات فشار امتزاجپذیری برای سیستم نفت- متان را برای نوعی از نفت، هنگامی که به تدریج نیتروژن جایگزین متان میشود، نشان میدهد. همچنین گازهای بیاثر در جابهجایی امتزاجپذیر تزریق گاز غنی شده و تزریق گاز – نفت مایع شده کاربرد دارند. [10-13]

شکل 2- 42: تغییرات فشار امتزاجپذیری در سیستم نفت – متان هنگام نشستن نیتروژن به جای متان – [10-13]

2.3.6.2. تزریق گاز غنی شده :
در این حالت اجزای میانی گاز طبیعی توده امتزاجپذیری را تشکیل میدهند. این روش با عنوان رانش گاز میعانی نیز شناخته میشود. گاز تزریقی نسبتاً غنی از است.(نقطه G در شکل2-40):

شکل 2- 43: مراحل تزریق گاز غنی شده (جابهجایی گاز میعانی)- [17]
فرض میشود که سیال مخزن نفتی سنگین باشد. اگر نفت سبک باشد، یعنی غنی از ترکیبات میانی باشد، میتوان از گاز خشک استفاده کرد (شکل2-41).

مرحله1: شروع تزریق

مرحله2: تشکیل توده نفت پویا
I. ناحیه بکر
II. گاز عاری از ترکیبات میانی
III. توده نفت پویا Ot
شکل2- 44: مراحل مختلف تزریق گاز غنی شده در مخزن- [11]

همانند قسمت قبل، برای بدست آمدن امتزاجپذیری در شرایط فشار و دمای مورد نظر، ترکیبات نفت O و گاز G باید در سمت دیگر خط مماس در نقطه بحرانی قرار گیرند. هنگامی که تزریق گاز غنی شده شروع میشود، ابتدا فرآیند از نوع غیرامتزاجی است بنابراین نفت باقیمانده O با گاز G تماس مییابد (مرحله1). در اثر فرآیندی مشابه با تزریق گاز فشار بالا، نفت واقع در پشت پیشانی جبهه به تدریج غنیتر میشود و به ترکیب میرسد (شکل2-40)؛ در حالی که گاز در تماس با پیشانی جبهه به تدریج خشکتر میشود () تا، در اثر تبادل فازی پیوسته با نفت O، به ترکیب (روی خط برابری عبورکننده از نقطه O) میرسد. به همین ترتیب که ترکیب نفت از O به تغییر میکند، حجم نفت باقیمانده در پشت پیشانی جبهه به دلیل جذب اجزای سبک و میانی گاز افزایش مییابد. در مرحلهای معین، اشباع نفت به اندازه کافی افزایش مییابد به طوری که نفت پویا میشود و تودهای از نفت ترکیب شکل میگیرد.
در مرحله پایانی این روش هیچ نفت باقیماندهای وجود نخواهد داشت (با فرض اینکه آلکانهای سبک آسفالتین و اجزای سنگین را رسوب ندهند) در صورتی که در روش تزریق گاز فشار بالا مقداری نفت سنگین غیرقابل استحصال است، میزان گاز خشک در جلوی توده امتزاجپذیری پیوسته با جذب در نفت باقیمانده جدید کاهش مییابد. اگر نفت مخزن به شدت در حالت تحت اشباع باشد، کل حجم گاز حل میشود و در غیر اینصورت مقداری گاز بدون تغییر باقی میماند و توده امتزاجپذیری آن را کنار میزند و در نهایت با گاز پیش برنده رقیق میشود.
در روش تزریق گاز غنی شده پارامتر مورد نظر برای کاربرد آن فشار و شاید ترکیب گاز تزریقی است که میتواند با افزودن بوتان و پروپان و یا حتی گاز- نفت مایع شده غنیتر شود. گاز غنی شده را میتوان از مخزن مجاور، تفکیکگرهای تک مرحلهای نفت خام مخزن و یا با غنی کردن گاز خشک طبیعی با پروپان و بوتان بدست آورد. [10-13]

3.3.6.2. تزریق توده گاز مایع شده نفت:
در این روش توده امتزاجپذیر در آغاز تزریق گاز مایع شده نفت با ترکیب L تشکیل و تزریق گاز خشک G در شکل 2-42 پیش برده میشود. گاز مایع شده نفت کاملاً با نفت در جای مخزن (O) همچنین با گاز پیشبرنده، به شرط اینکه فشار مخزن از فشار امتزاجپذیری مخلوط گاز و گاز مایع شده نفت بالاتر باشد، امتزاجپذیر است. این حالت زمانی اتفاق میافتد که خط LG با منحنی نقطه شبنم تقاطع نداشته باشد (شکل2-42).

شکل2- 45: تزریق توده گاز مایع شده نفت-[14]
توده گاز مایع شده نفت در حین جابهجایی نفت مخزن را در برمیگیرد و ترکیب آن در طول خط LO تغییر میکند. توده امتزاجی نفت و گاز مایع شده نفت تا زمانی که ترکیب آن از نقطه S عبور نکرده باشد با گاز پیش برنده کاملاً امتزاجپذیر است. نمودار فازی ترکیب متان و گاز مایع شده نفت در شکل 2-43 نمایش داده شده است. [14-16]

شکل 2- 46: نمودار فازی ترکیب متان و گاز مایع شده نفت- [14]

محتوای گاز مایع شده نفت در توده امتزاجپذیر ممکن است 30 تا 40 درصد کاهش یابد اما هنوز با گاز متان امتزاجپذیر باشد. بسیاری وقتها توده گاز مایع شده نفت، بدون اینکه راندمان برداشت کاهش یابد، تا حدود 2 درصد از حجم فضای خالی قابل جابهجایی نیز کاهش مییابد. در عمل تودههایی با حجم 2-9 درصد حجم فضاهای خالی تزریق میشوند. برمبنای تحقیقات انجام شده حداقل حجم گاز مایع شده نفت لازم با مجذور مسافت لازم متناسب است؛ بنابراین هر چه فاصله بیشتر باشد به حجم نسبی گاز مایع شده نفت کمتری نیاز است. [14-16]

4.3.6.2. تزریق توده الکل :
بیشتر روشهای جابهجایی امتزاجی، مانند روشهای بحث شده، نقایصی دارند؛ برای انجام آنها به فشار بالای مخزن، حداقل در حدود 100bar (1500psi)، نیاز است؛ بنابراین از این روشها در مخازن کم عمق نمیتوان استفاده کرد زیرا فشار آنها پایین است و به دلیل خطر شکست سازند نمیتوان آنها را تحت فشار بالا قرار داد. علاوه بر این راندمان جابهجایی سطحی نسبتاً ضعیف است زیرا اختلاف پویایی زیادی بین گاز، حلال و نفت وجود دارد. در ضمن گاز طبیعی و گاز مایع شده، نفت همیشه به اندازه کافی در مجاورت مخزن نفتی وجود ندارند. این مشکلات باعث شده جستجو برای یافتن روشهای جابهجایی امتزاجی که در آنها آب سیال پیش برنده باشد ادامه یابد. یکی از روشهای ممکن استفاده از تودههای الکل بین آب و نفت است زیرا با هر دو امتزاجپذیر است. تفاوت اصلی این روش با روشهای پیشین این است که الکل آب اولیه را جابهجا میکند در حالی که در جابهجایی امتزاجی تزریق گاز، آب اولیه بدون تغییر باقی میماند. بنابراین توده الکل به تدریج رقیق میشود و در کمتر از غلظتی معین دیگر با نفت امتزاجپذیر نیست که، در این مرحله، چابهچایی به صورت یک سیلابزنی ساده است.
تاکنون چندین الکل و همچنین ترکیبی از الکلهای مختلف در آزمایشگاه مطالعه شدهاند. در ابتدا ایزوپروپیل الکل مطالعه شد. از معایب این الکل گران بودن آن و همچنین جذب بسیار سریع آن در آب است بنابراین راندمان آن به شدت کاهش مییابد. در حدود 13 درصد حجم فضاهای خالی از این الکل نیاز است تا از
جابه جایی کامل نفت اطمینان حاصل شود. مطالعات دیگر نشان دادهاند که متیل الکل میتواند جایگزین قسمتی از ایزوپروپیل الکل در قسمت جلویی و انتهایی توده شود. متیل الکل سریعاً آب را جذب میکند و ایزوپروپیل الکل را در قسمت میانی توده به صورت دست نخورده و عاری از آب باقی میگذارد؛ بنابراین راندمان جابهجایی نفت حفظ میشود. یک توده ساخته شده از سه قسمت مساوی (هر کدام 4 درصد حجم فضاهای خالی) که بخش مرکزی آن ایزوپروپیل الکل و بخشهای خارجی آن متیل الکل باشد، راندمانی برابر با توده 13 درصدی حجم فضاهای خالی از ایزوپروپیل الکل خالص دارد. چون متیل الکل بسیار ارزانتر از ایزوپروپیل الکل است، این ترکیب از لحاظ اقتصادی مطلوبتر است. در نهایت اگر در پیشانی توده ترکیبی از نرمال بوتیل الکل به جای متیل الکل استفاده شود، حجم کلی توده 10 درصد حجم فضاهای خالی کاهش
می یابد؛ اما هزینه بیشتر بوتیل الکل مانعی بازدارنده است. این نوع جابهجایی امتزاجی به دلیل هزینه زیاد انواع الکل هنوز کاربرد اقتصادی و تجاری ندارد ولی نتایج مثبت این فرآیند کاملاً روشناند و کشف روشهای اقتصادی برای آنها هنوز باید دنبال شود. [22]

4.6.2. بهبود روشهای جابهجایی امتزاجی :
تزریق گاز طبیعی در شرایط امتزاجپذیری مشکلات زیادی را دارد :
1) راندمان جابهجایی ضعیف عمودی () در سازندهای ناهمگون عمدتاً به علت عدم ترشوندگی سازند با گاز
2) راندمان جابهجایی ضعیف سطحی () به علت نسبت پویایی نامطلوب
برای بهبود این عوامل میتوان از روشهای زیر استفاده کرد :
> تزریق پیشین آب
> به پیش راندن توده امتزاجپذیری با آب

7.2. تزریق دیاکسید کربن () :
در سال 2010 برداشت نفت به کمک تزریق به مقدار 280 هزار بشکه در روز ( نفت خام) می رسید. 5 درصد از کل نیاز مصارف خانگی (اداره ی اطلاعات انرژی 2011)
منابع در سه دسته طبقه بندی شده است :
1. منابع طبیعی- رخدادهای طبیعی که باعث تجمع می شود جایی که گاز تولید شده، اولیه می باشد. ( 90 درصد یا بیشتر)
2. فرآیند گاز طبیعی – انباشتگی به طور طبیعی در زیر زمین، جایی که گاز تولید شده حاوی مقادیر قابل ملاحظه ای از متان می باشد.
3. تبدیل هیدروکربن – فرآیند صنعتی که در آن خوراک ذخیره شده هیدروکربن ( زغال یا نفت خام) تبدیل می شود به یک محصول با ارزش تر یا به تخته سنگی از محصولات و به دام افتاده تخلیه می گردد.[23]
دیاکسید کربن را میتوان به عنوان یک گاز محلول در آب و یا تودههای متناوب استفاده کرد. حلالیت بسیار بالای دیاکسید کربن در نفت و کمتر از آن در آب باعث میشود :
1) کاهش زیادی در گرانروی نفت و کمی افزایش در گرانروی آب ایجاد شود. این باعث بهبود قابل توجه گرانروی نفت در مخزن و در نتیجه بهبود نسبت پویایی میشود.
2) افزایش حجمی حدود 10 تا 20 درصد در حجم نفت ایجاد شود که به نوع نفت و فشار اشباع آن وابسته است.
3) چگالی نفت کاهش یابد که این باعث کاهش اثر جدایش ثقلی در طی فرآیند تزریق گاز دیاکسید کربن میشود.
4) میزان کشش سطحی کاهش یابد و با وجود دیاکسید کربن در جزء گازی، اگر فشار کافی باشد، امتزاجپذیری میتواند به وجود آید.
5) اثر شیمیایی روی سنگهای کربناته و شیلی ایجاد میشود. [25]

1.7.2. مهمترین خواص دیاکسیدکربن:
وزن مولکولی این عنصر 44/0095 است. دمای بحرانی آن و فشار بحرانی آن و دمای جوش آن میباشد. حداقل فشار امتزاجپذیری آن در دمای به همراه سیال با وزن مولکولی 180 gr/mol برابر MMP = 2500 psig است. گرانروی آن در این دما وفشار برابر 0/04 cp و ضریب تراکمپذیری آن 0/5 گزارش شده است. همچنین چگالی آن در و فشار 2500psi برابر 0/25 gr/cm3 است. اگر از تزریق دیاکسیدکربن به صورت امتزاجناپذیر استفاده شود باید چگالی آن برابر 0/15 gr/cm3 باشد. نمودار فازی این عنصر در شکل 2-44 رسم شده است.

شکل 2- 47: نمودار فازی دیاکسیدکربن

2.7.2. اثر شیمیایی دیاکسیدکربن روی سیالات مخزن :
I. نفت: کاهش گرانروی نفت تا حد زیادی به فشار اشباع آن بستگی دارد (شکل2-45) در هر فشار اشباع معین، کاهش گرانروی نفتهایی با گرانروی بالاتر نسبتاً بیشتر است. شکل2-46 ضریب افزایش حجم نفت خام (حجم نفت خام اشباع شده با دیاکسیدکربن به حجم نفت خام اولیه در همان دما) را بر مبنای تابعی از محتوای دیاکسیدکربن و خواص نفت نشان میدهد. افزایش حجم نفت به بهبود ضریب بازیافت آن کمک میکند زیرا برای هر اشباع نفت باقیماندهای جرم نفت به دام افتاده در حالت تزریق گاز کمتر از حالتی است که نفت عاری از گاز تزریقی است. [2]

محل قرارگیری شکل مربوطه

شکل2- 48: ضریب افزایش حجم نفت خام بر مبنای محتوای دیاکسیدکربن (درصد مولی) و وزن مولکولی نفت- [2]

II. آب: دیاکسیدکربن در آب نیز حل میشود اما، در مقایسه با نفت، وابستگی حلالیت آن به فشار کمتر است. در فشار بالای 70 bar، حلالیت دیاکسیدکربن در آب تنها کمی افزایش مییابد. در اینجا حلالیت وابسته به دماست و با افزایش دما کاهش مییابد. همچنین میزان شوری آب نیز در حلالیت دیاکسیدکربن موثر است که با افزایش آن حلالیت کاهش مییابد (شکل 2-47). درنتیجه این حلالیت گرانروی آب افزایش مییابد که باعث بهبود نسبت پویایی آب به نفت میشود. واضح است که در نتیجه این امر راندمان جابهجایی با آب کربناته شده افزایش مییابد (شکل2-48).

شکل2- 49: حلالیت دیاکسیدکربن در آب خالص و آب شور- [2]

شکل 2- 50: افزایش گرانروی آب برمبنای دیاکسیدکربن محلول- [2]

3.7.2. اثر دیاکسیدکربن روی سنگ مخزن :
اثر اصلی دیاکسیدکربن ناشی از فعالیت اسیدکربنیک است که به علت حل شدن دیاکسیدکربن در آب به وجود میآید.

اثر آن روی سنگهای شیلی پایدار و به علت کاهش pH است. این مانع از تورم شیلها میشود و در نتیجه از بسته شدن حفرات متخلخل جلوگیری میکند. اثر آن روی سنگهای کربناته بهبود تزریق با حلالیت جزئی سنگ است که از واکنشهای تعادلی زیر پیروی میکند :

بنابراین بیکربناتهای به وجود آمده در آب محلولاند. شکلهای 2-49 و2-50حلالیت کربناتهای کلسیم و منیزیم را در اسیدکربنیک نشان میدهند. این اثر میتواند با افزایش تراوایی سنگ کربناته، بخصوص در اطراف چاه، افزایش یابد. شکل 2-51 نتایج جابهجایی در یک نمونه مغزه سنگ کربناته را با آب کربناته نشان میدهد. در این آزمایش پس از تزریق PV40 میزان تراوایی تا سه برابر افزایش یافته است. [3]

شکل2- 51: حلالیت کربنات کلسیم در اسیدکربنیک-[3]

شکل 2- 52: حلالیت کربنات منیزیم در اسیدکربنیک-[3]

شکل2- 53: افزایش تراوایی یک نمونه سنگ کربناته با تزریق آب کربناته-[3]

4.7.2. جابجایی غیرامتزاجی با دیاکسیدکربن :
فرآیند تزریق غیرقابل امتزاج دیاکسیدکربن یکی از روشهای ازدیاد برداشت است که دیاکسیدکربن در نفت سنگین حل شده و گرانروی آن را کاهش میدهد. علاوه بر کاهش گرانروی، دیاکسیدکربن حلشده باعث متورم شدن نفت (Oil swelling) نیز میشود. بر اساس آزمایشات انجام شده در آزمایشگاه، تاثیر کاهش گرانروی، بسیار بیشتر از اثر تورم (Oil swelling) در تولید نفت میباشد. علاوه بر کاهش گرانروی و تورم نفت، میتوان از مکانیزم دیگری که تغییر خواص و رفتار تراوائی نسبی میباشد، نام برد که این مکانیزم نیز در افزایش میزان بهروهوری از مخزن تاثیر مستقیم دارد.
یکی دیگر از مکانیزمهایی که بر میزان بهرهوری تاثیر میگذارد، کاهش کشش سطحی است. با توجه به تمام مکانیزمهای موثر در تزریق دیاکسیدکربن به صورت غیرقابل امتزاج مشاهده میشود که جابهجایی نفت به کمک تزریق دیاکسیدکربن غیرقابل امتزاج باید بسیار موثرتر از تزریق گاز طبیعی باشد. [34,35]
افزایش تولید نفت به کمک تزریق غیرقابل امتزاج مدیون دو اثر عمده است:
1) اثر آنی که به دلیل جایگزینی نفت (نفتی که در فرآیند سیلابزنی تولید نشده) توسط گاز دیاکسیدکربن تزریق شده، تولید نفت به سرعت افزایش پیدا میکند.
2) اثر درازمدت مانند کاهش گرانروی، متورم شدن، تغییر رفتار تراوائی نسبی. تاثیر عامل دوم بر افزایش تولید نفت، به مرور زمان و در طی انجام پروژههای متعدد مشخص شده است.
همان طور که در بالا گفته شد تزریق دیاکسیدکربن با تغییرگرانروی سیالات و کششسطحی بر مقدار تراوایی نسبی تاثیر میگذارد. شکلهای 2-52 و 2-53 نمونهای از منحنیهای تراوایی نسبی را برای سیستمهای گاز با نفت و نفت با آب کربناته بر مبنای نتایج آزمایشگاهی نشان میدهند. اشباع نفت باقیمانده حاصل از تزریق
دیاکسیدکربن کمتر از گازطبیعی است. این موضوع علاوه بر افزایش حجم نفت است که باعث میشود بهبود بیشتری در ضریب بازیافت نفت حاصل شود. [34,35]

شکل2- 54: منحنیهای تراوایی نسبی سیستم گاز و نفت-[34]

شکل2- 55: منحنیهای تراوایی نسبی آب و نفت، نشاندهنده اثر دیاکسیدکربن محلول-[34]
به دلیل هزینهی بالای گاز دیاکسیدکربن و جلوگیری از جدایش ثقلی و انگشتی شدن هنگام تزریق
دیاکسیدکربن، عموماً از روش WAG استفاده میشود. چنان که اول میزان دیاکسیدکربن مورد نظر و سپس آب در پی آن تزریق میشود. بر اساس نتایجی که از پروژههای انجام شده تزریق دیاکسیدکربن در سرتاسر دنیا بدست آمده، تزریق متناوب آب – گاز (WAG) مزایا و معایبی دارد، که از جمله مزایای آن نسبت به تزریق دیاکسیدکربن پیوسته، کنترل تحریکپذیری (Mobility Control) دیاکسیدکربن است. از معایب آن هم می توان به بدام افتان نفت توسط آب اشاره کرد که آب مانع برخورد گاز تزریقی به نفت بدام افتاده میشود. هنگامی که دیاکسیدکربن در نفت حل میشود، 6 تا 22 درصد حجم آن افزایش یافته و گرانروی آن به کمتر از 0/1 مقدار اولیه، (در دمای و فشار 800 – 1200 psi) میرسد. [34,35]
در مخازن ایران که عموماً از نوع مخازن ترکدار و عمیق میباشند، استفاده از روش تزریق دیاکسیدکربن امتزاجناپذیر به دو دلیل عمده زیر موفقیت آمیز نیست:
1) هر چند این روش در مخازن کربناتهی زیادی با موفقیت انجام شده است، اما مطالعات و آزمایشات مختلف نشان داده است که دیاکسیدکربن تزریق شده مسیر شکستگی را انتخاب کرده و سریع
میانشکنی میکند. در نتیجه بازدهی تزریق پایین میآید.
2) در مخازن نفت سبک معمولاً در اعماق بیش از 3000ft از این روش استفاده نمیشود. زیرا فشار به اندازهای بالا است که بتواند فشار امتزاجپذیری را تحمل کند.
اما اگر نفت موجود در مخزن جزء نفتهای سنگین باشد، با وجود عمق زیاد مخزن به علت فرآیند امتزاج پذیری در نفتهای سنگین به سختی انجام میشود، از روش تزریق به صورت امتزاجناپذیر استفاده میشود.
این روش بخصوص برای مخازن نفتی که در مجاورت منابع دیاکسیدکربن قرار دارند، پیشنهاد میشود. به دلیل آنکه شکستگیها، اشباع بحرانی گاز و سرعت انتشار (Diffusion rate) از جمله پارامترهای تاثیرگذار بر روی میزان بازیافت نفت هستند، قبل از شروع تزریق دیاکسیدکربن به روش WAG باید اطلاعات کافی از این پارامترها در دست باشد. [34,35]

5.7.2. جابجایی امتزاجی با دیاکسیدکربن :
حصول امتزاجپذیری میتواند به طور جزئی و یا کامل به خصوصیات نفت وابسته باشد. حلالیت دیاکسدکربن در نفت تابعی از خواص نفت، فشار و دما است (شکلهای 2-54 و 2-55) به طور کلی بیشترین حلالیت دیاکسید کربن در نفت سبک است. در نفتهای سبک، امتزاجپذیری ترمودینامیکی میتواند در فشارهای بین 140 تا 210bar (2000 تا 3000psig) بدست میآید. این فشارها در حدود 50 تا 100bar از فشار تزریق در روش تزریق گاز فشار بالا کمتراند. در نفتهای بسیار سنگین، فشار امتزاجپذیری هیچگاه به دست نمیآید. با وجود این دیاکسیدکربن حل شده در نفت بر خواص ترکیب حاصل اثر مستقیم دارد و واضح است که کاهش گرانروی سودمند است.

شکل 2- 56: حلالیت دیاکسیدکربن در نفتهای خام متفاوت در دمای – [35]

شکل2- 57: حلالیت دیاکسیدکربن در نفتها و دماهای مختلف-[35]

1.5.7.2. تشکیل توده امتزاجی :
دیاکسیدکربن در اثر پدیده انحلال با نفت مخلوط میشود و فرآیندی کاملاً پیچیده است. در طی فرآیند
جابهجایی دیاکسیدکربن در محیط متخلخل، سطح تماس گاز و نفت زیاد است؛ در نتیجه یک انتقال جرم سریع بین نفت و دیاکسیدکربن همراه با تفکیک نفت انجام میشود (شکل2-56) بنابراین بخش پیشانی ناحیه آمیختگی از اجزای سبک غنیتر میشود.
نفت بکر
نفت غنی شده با ترکیبات میانی
گاز غنی شده با تبخیرات نفت
گاز تزریقی + اجزای سنگین نفت باقیمانده
گاز تزریقی

نفت غنی شده
دیاکسیدکربن + هیدروکربنهای گاز + تعادل نفت با گاز
دیاکسیدکربن

نفت باقیمانده سنگین

آب غیرقابل استحصال
شکل2-58: انتقال جرم نفت و دیاکسیدکربن-[35]
اگر نفت حاوی مقدار قابل توجهی متان باشد، این ترکیب میتواند از نفت جدا شود و در جلوی توده
دی اکسیدکربن حرکت کند. نمونههای مغزه با قطر مناسب این پدیده را در آزمایشگاه تایید کردهاند. اگر فشار تزریق کمتر از فشار امتزاجپذیری متان باشد، توده متان بین نفت و ناحیه اشباع شده از دیاکسیدکربن تشکیل میشود. در ناحیه آمیختگی، ترکیبات میانی و دیاکسیدکربن نفت را بسیار سبکتر میکنند. نهایتاً در پشت پیشانی جبهه نفت به سرعت سنگینتر میشود و اگرچه از دیاکسیدکربن اشباع شده است، به علت از دست دادن ترکیبات سبک، پویایی آن به طور نسبی کاهش مییابد. [34,35]

2.5.7.2. توصیف روی نمودار سهگانه :
بسته به گاز همراه دیاکسیدکربن (متان و یا ترکیبات میانی) دو راه برای رسم نمودار سهگانه وجود دارد؛ با روش اول (شکل2-57) شرایط امتزاجپذیری برای تزریق دیاکسیدکربن یا متان را میتوان مقایسه کرد.

شکل2- 59: رفتار متان و دیاکسیدکربن در تزریق گاز فشار بالا

در روش دوم (شکل2-58) دیاکسیدکربن با استفاده از وزن مولکولی روی نمودار سهگانه روی خط بین نقاط و واقع شده است؛ بنابراین میتواند با اتان یا پروپان مقایسه شود. در این روش رفتار
دیاکسیدکربن مشابه گاز غنی شده است.

شکل2- 60: رفتار ترکیبات میانی و دیاکسیدکربن

در واقعیت هیچ یک از این دو روش کاملاً رضایت بخش نیستند و برای توصیف دقیقتر اثر دیاکسیدکربن یک نمایش چهاروجهی لازم است. چهار وجه این نمودار گروههای ، ، و هستند
(شکل 2-59).

شکل2- 61: رفتار سیستم چهر جزئی شامل دیاکسیدکربن

6.7.2. کاربرد تزریق دیاکسیدکربن :
موفقیت عملی تزریق دیاکسیدکربن به عوامل زیر وابسته است :
1) خواص نفت
2) میزان تماس موثر سیالات در مخزن
3) فشار مخزن و حداکثر فشار قابل دسترس
4) دسترسی به منبع دیاکسیدکربن
هزینه نسبتاً بالای دیاکسیدکربن فاکتور مهمی است و به همین دلیل توسعه عملی این روش در حد انتظارات نبوده است. با این وجود برخی طرحهای مخزنی این روش در برخی مخازن انجام شده است که در آنها مخازن دیاکسید کربن بزرگی در قسمت بالا و پایین مخزن نفت در فشار لازم کشف شدهاند طوری که به تراکم نیاز نبوده یا اینکه نیاز کم بوده است. [13-15]

7.7.2. بررسی تاثیر پارامترهای مخزن بر امتزاجناپذیری دیاکسیدکربن:
میزان موفقیتآمیز بودن تزریق غیرقابلامتزاج CO2 به پارامترهایی بستگی دارد که در زیر به برخی از آنها اشاره میکنیم:

1.7.7.2. تخلخل ثانویه یا شکستگی:
در مخازن دارای شکستگی و یا تخلخلهای ثانویه89 به علت تراوائی عمودی بالا و در نتیجه رخ دادن پدیدههای بالازدگی90 و یا میانشکنی سریع، بازدهی جابهجایی پایین میآید. [2,3]

2.7.7.2. تحرکپذیری:
برای کنترل تحرکپذیری از روش WAG استفاده میشود. جهت افزایش بازدهی جابهجایی لازم است نسبت تحرک گاز به مایع کمتر از 1 باشد.

3.7.7.2. عمق:
در مخازن عمیق به دو دلیل نمیتوان از تزریق بخار استفاده کرد:
1) اتلاف حرارت زیاد در مسیر حرکت بخار تا موقعی که به سیال موجود در مخزن برخورد میکند.
2) حرارت بخار تزریقی را تا حد معین و مشخصی میتوان بالا برد، در غیر اینصورت به لولهها و وسایل سرچاهی آسیب میرساند.

4.7.7.2. دبی تزریقی:
با کاهش دبی تزریقی دیاکسیدکربن و افزایش تعداد چاههای تولیدی، بازدهی این روش بالاتر میرود. اگر دبی تزریقی گاز بسیار بالا باشد، پدیده انگشتی شدن91 رخ داده که باعث کاهش کارآیی جابهجایی نفت میشود. البته افزایش دبی تزریق، فشار مخزن را بیشتر میکند و مانع نفوذ آب از لایههای پایینی میشود. همچنین کاهش بیش از حد دبی تزریقی گاز باعث کاهش دبی تولیدی نفت میشود.

5.7.7.2. گذردهی:
در مواردی که خاصیت گذردهی92 پایین باشد، انگشتی شدن رخ میدهد. به طوری که اگر دبی تزریقی
دیاکسیدکربن ثابت باشد، انگشتی شدن و Channeling زمانی رخ میدهد که گذردهی پایین باشد.

6.7.7.2. تعداد چاهها:
انتخاب مناسب تعدا و محل چاههای تزریقی و تولیدی، باعث جاروب کامل نفت و افزایش بازدهی میشود.
بر اساس نتایجی که از شبیهسازیهای تزریق گاز بدست آمده است:
1) جدایش ثقلی یکی از مشکلات اصلی تزریق دیاکسیدکربن غیرقابلامتزاج است. تمایل گاز تزریق شده به حرکت از قسمت بالای نفت میتواند با کاهش تراوایی عمودی و یا وجود رگههای شیل93 کاهش یابد. بنابراین بالازدگی احتمالاً در ماسههای تمیز و با تراوایی بالا یکی از مشکلات اصلی در این مخازن است.
2) وجود کانال آب (حتی خیلی کوچک) بین چاه تزریقی و تولیدی باعث رسیدن گاز تزریق شده به چاه تولیدی و میانشکنی سریع میشود. [2,3]
توصیف پارامترهای موثر مخزن در تزریق دیاکسیدکربن امتزاجناپذیر-[17]
خواص
پارامتر
بازه
توصیف

سنگ مخزن
عمق
کمتر از 3000ft
فشار مخزن برای Miscibility کافی نیست MMP>>Pres

ضخامت NET
35-395ft
در ضخامت کمتر از 35ft، مکانیزمهای مورد نظر اتفاق نمیافتد و در ضخامتهای بالاتر از 395ft احتمال جدایش ثقلی خیلی زیاد است

دمای مخزن
120-160ft
در این بازهی دما، روشهای شیمیایی بازدهی ندارند. چون مواد شیمیایی در مقابل دمای زیاد مخزن مقاوم نیستند و از بین میروند

فشار مخزن
800-2200psi
در مخازن با فشارهای پایین که امکان تزریق دیاکسیدکربن به صورت امتزاجپذیر وجود ندارد، از این روش استفاده میشود. یا آنهایی که MMP>>Pres

سازند
ماسه سنگ
در مخازن ماسه سنگی نسبت به مخازن کربناته نتایج بهتری داده است که این ممکن است به دلیل شکافدار بودن مخازن کربناته باشد. این روش در مخازن ماسهسنگی تمیز هم جواب مناسب را نداده (چون تراوایی عمودی بالا بوده و override میکند)

تراوایی مطلق ماتریس
>350md
نفت راحتتر حرکت میکند و به چاه تولیدی میرسد (برای جلوگیری از Fingering از روش WAG استفاده میکنیم)

تراویی مطلق شکستگی
حداقل
در غیر این صورت به سرعت میانشکنی رخ میدهد

Kv/Kh
هرچه این نسبت به 1 نزدیکتر باشد، مناسبتر است
برای جلوگیری از اینکه در تزریق گاز overriding رخ دهد

گذردهی
md.ft/cp 500<
هر چه نسبت Ko بر گرانروی نفت بیشتر باشد بازیافت بیشتر است.

اشباع آب
20-30%
هر چه اشباع آب همراه کمتر باشد، برداشت از مخزن به صرفهتر است

اشباع نفت
70-80%
هر چه اشباع نفت بیشتر باشد، برداشت از مخزن به صرفهتر است

تخلخل
15-35%
اگر از 15% کمتر باشد، تزریق امکانپذیر نخواهد بود و اگر از 35% بیشتر باشد نشاندهنده بازشدگی است که باعث جدایش ثقلی میشود

تخلخل ثانویه

اگر Fracture در سیستم داشته باشیم، نامطلوب است و گاز سریع میانشکنی میکند

سیال
گرانروی نفت
بیش از 1000cp
در نفتهای سنگین Miscibility به سختی اتفاق میافتد

چگالی
10-25% API
در نفتهای سنگین Miscibility به سختی اتفاق میافتد

ترکیب
80-90% دیاکسیدکربن
هر چه ترکیبات دیاکسیدکربن بیشتر باشد، گرانروی را بیشتر کاهش میدهد

کشش سطحی

تزریق دیاکسیدکربن باعث کاهش IFT میشود

تحرک نفت

هر چه بیشتر باشد جابهجایی و حرکت نفت راحتتر صورت میگیرد

ضریب حجمی سازند (Bo)
1/04-1/16 bbl/stb
تزریق دیاکسیدکربن امتزاجناپذیر، اکثراً درمخازن با نفت سنگین انجام شده که ضریب حجمی سازند برای نفتهای سنگین در این بازه قرار دارد

عملیاتی
نسبت گاز به نفت تولیدی
18-80scf/stb
اگر این نسبت بالا باشد نشان میدهد که overriding رخ داده و یا گاز میانشکنی کرده است

حداقل فشار امتزاجپذیری (MMP)
2500psig @170°F
در شرایطی از تزریق غیرقابلامتزاج استفاده میکنیم که MMP>>Pres

تعداد چاهها
هر چه تعداد چاههای تزریقی بیشتر شود بهتر است
در حالت ایدهآل اگر برای هر چاه تزریقی یک چاه تولیدی داشته باشیم بازدهی ماکزیمم خواهد بود

دبی تزریقی
متعادل
اگر دبی تزریقی گاز خیلی بالا باشد موجب ترک در مخزن و یا Fingering میشود و اگر دبی تزریقی خیلی پایین باشد، دبی تولیدی نفت بسیار پایین است

8.2. تزریق نیتروژن (N2):
امروز با اعمال روش های مختلف ازدیاد برداشت در مخازن نفت ایران روش های اولیه بازیافت طبیعی، راندمان بازیافت متوسط حدود %20 بوده که با اعمال روش های بازیافت ثانویه شامل تزریق گاز و یا آب این مقدار به %25 افزایش یافته است. روش هایی چون تزریق امتزاجی، روش های شیمیایی و حرارتی و تزریق CO2به عنوان روش های سوم ازدیاد برداشت شناخته شده اند، تزریق نیتروژن به عنوان یکی از روش های EOR در سال های اخیر کاربرد زیادی داشته است. بطوری که این گاز به عنوان جانشین مناسبی برای گاز طبیعی و متان از نظر اقتصادی، برای 2 COاز نظر اقتصادی و قابلیت دسترسی معرفی شده است. تزریق نیتروژن با اهدافی مانند جابه جایی غیرامتزاجی، جابه جایی امتزاجی، تزریق با هدف تثبیت فشار و یا فشارافزایی، بالا بردن راندمان جابه جایی ثقلی به همراه تزریق 2CO، در برداشت سوم (برداشت نفت ته مانده بعد از تزریق آب)، برای بازگردانی گاز در مخازن گاز قطران و تزریق از نوع WAGدر مخازن نفتی و گازی قابل انجام است. [9,10]
مقایسه ی خواص فیزیکی و کاربرد گاز طبیعی دی اکسیدکربن (CO2) و ازت(N2) گاز طبیعی جهت تزریق گاز از انواع امتزاجی و غیرامتزاجی و هم چنین تثبیت فشار مخزن بسته به شرایط دما، فشار و سیال مخزن، کاربرد دارد، که از مهم ترین خصوصیات آن می توان به دو دهه ی اخیر به عنوان تمیزترین منبع انرژی معرفی شده است. گاز دی اکسیدکربن (CO2)جهت تزریق گاز از نوع امتزاجی و گاه غیرامتزاجی کاربرد دارد، اما (N2)جهت تزریق گاز از نوع امتزاجی (با شرایط محدود) و غیر امتزاجی در مخازن شکافدار و بدون شکاف، جهت تثببیت فشار مخزن، در بازیافت سوم بعد از تزریق آب جهت تولید نفت باقی مانده، تزریق به صورت WAG و هم چنین در مخازن گاز میعانی جهت جلوگیری از تشکیل مایعات گازی در شرایط مخزن و یا بالا بردن تحرک پذیری مایعات گازی تشکیل شده کاربرد دارد. از مهم ترین خصوصیات آن، نیتروژن جانشین مناسبی برای گاز متان بوده و در اکثر موارد کاربرد این گاز، گاز ازت بی اثر است، رسوب آسفالتین و خوردگی ایجاد نمی کند و مشکلی نیز در رابطه با تزریق پذیری ایجاد نمی کند، در کشورهای صنعتی گاز نیتروژن تزریقی را از هوا و یا از گازهای حاصله از سوخت تهیه می کنند. در کشورهای صنعتی هزینه ی تولید ازت در فشار تزریق تقریباً یک سوم ارزش گاز طبیعی است، ذخایر بزرگ گازی ازت موجود در کشور، ضریب تراکم پذیری بالا نسبت به CO2 و گاز طبیعی به این معنا که در شرایط مساوی از نظر فشار و دما مقدار بیشتری گاز ازت در حجم معین موجود است. امروزه در مخازن متعددی در آمریکا و کانادا تزریق گاز ازت به طور خالص و یا همراه گاز CO2 حاصل از سوخت به صورت امتزاجی و غیرامتزاجی انجام می گیرد. ازت لازم برای پروژه های تزریق در این کشورها بیشتر از طریق جداسازی ازت از هوا (Cryogenic Air Separation) تامین می شود. اکسیژن همراه با نیتروژن در هوا، می تواند مشکل ساز باشد، به این صورت که با موجود در مخزن واکنش انجام داده و ترکیبات اسیدی ایجاد می کند. هرقدر میزان گوگرد سیال مخزن بیشتر باشد (سیال مخزن ترش تر باشد) حضور اکسیژن مشکل سازتر است. در پروژه های تزریق نیتروژن که تا امروز انجام شده درجه خلوص آن گاز به طور متوسط یبن 9/99% – %93 بوده است. تزریق ازت با هدف ازدیاد برداشت به صورت گسترده در مخازن نفتی و هم چنین با هدف recycling و تثبیت فشار مخزن در مخازن گازی و gas lift قابل انجام است، محدودیت های موجود در رابطه با استفاده از گازهای طبیعی و دیاکسیدکربن، ازت را به عنوان یک جانشین اقتصادی در پروژه های امتزاجی مطرح می سازد. [9,10]
این مهم را باید مدنظر قرار داد که متدهای امتزاجی با گاز ازت تنها در مخازن خاصی قابل اجرا است. حالت امتزاجی گاز ازت و نفت های سبک حدوداً مثل گاز متان است، امتزاج گاز ازت و نفت های سبک از نوع تبخیری(Vaporizing Gas Drive) و به واسطه ی تبخیر ترکیبات سبک و میانی نفت در فاز گاز در اثر تماس های متوالی و مکرر گاز و نفت است. فشار امتزاج (MMP) ازت و نفت های سبک از متان بالاتر بوده (اعداد 5000 تا 8000 پام در مقالات گزارش شده است) و بعضی از مطالعات نشان داده اند که اگر مقدار متان نفت مخزن بالاتر از 40 درصد مولی باشد MMP دو گاز ازت و متان مساوی اند.در مطالعات فوق مشخص شده است که با افزایش میزان گاز محلول موجود در نفت میزان MMP نفت مخزن و ازت کاهش می یابد. تزریق امتزاجی گاز ازت با نفت سبک در واقع عمل امتزاج در تماس اول انجام نشده و بنابر مکانیزم تبخیری به تدریج اجزای سبک نفت در داخل گاز ازت تبخیر می شوند. از این رو تزریق امتزاجی ازت در مراحلی مانند تغییر ترکیب نفت در طی جابه جایی آن با گاز ازت، تغییر در خواص نفت و گاز در طی تزریق ازت، امتزاج نفت و گاز بعد از تماس های متوالی به وقوع می پیوندد.
در صورتی که شرایط ذکر شده جهت تزریق امتزاجی ازت فراهم نباشد (فشار و نوع سیال مخزن)، تزریق از نوع غیرامتزاجی و با هدف تثبیت فشار و یا در پروژه های ریزش ثقلی انجام می گیرد. یکی از قدیمی ترین و ساده ترین روش های بازیافت نفت تزریق گاز از نوع غیرامتزاجی می باشد که با توجه به قیمت بالای گاز طبیعی، گاز ازت جانشین مناسبی برای آن است. گاه با توجه به پارامترهای سنگ مخزن از جمله فشار موئینگی و ترشوندگی، عبورپذیری نسبی و هم چنین مشخصات فیزیکی نفت، تزریق گاز غیرامتزاجی کارآیی مناسب را ندارد. تعدادی از مقالات جهت بهبود شرایط تزریق امتزاجی ازت راه حل هایی را ارائه کرده اند. از آن جمله تاثیر تزریق اولیه مقادیری C2 – C6 در کاهش قابل توجه فشار امتزاجی (MMP) ازت است، گاه نیز به تزریق همزمان گازهای 2CO و 2N جهت کاهش فشار امتزاجی اشاره شده است. در مخازن گاز میعانی با درصد مایعات گازی بالا تزریق گاز ازت جهت تثبیت فشار و عدم کاهش آن به زیر فشار نقطه شبنم از تشکیل مایعات گازی در شرایط مخزن و به تله افتادن آنها جلوگیری کرده و بسیار موثر است. [9,10]
بنابراین تزریق گاز ازت از کاهش راندمان تولید مایعات گازی جلوگیری کرده و با نگاه داشتن فشار مخزن در بالای فشار نقطه شبنم با سیال موجود در چاه نیز ممزوج شده و راندمان تولید گاز و میعانات را بالا می برد. مورد کاربرد دیگر گاز ازت در پروژه های ازدیاد برداشت استفاده از این گاز در تزریق از نوع WAG است که به نظر می رسد می تواند به عنوان جانشین مناسبی برای گاز طبیعی به صورت متناوب با آب، به مخزن نفتی تزریق شده و راندمان تولید را افزایش دهد. در تعدادی از مقالات نیز به نقش ازت در برداشت سوم بعد از تزریق آب اشاره شده است. به طوری که نفت های در تله افتاده که توسط مکانیزم تزریق آب قابل برداشت نبوده اند با تزریق گاز ازت قابل جابه جایی است. معمولاً در پروژه های ازدیاد برداشت با تزریق نیتروژن، فاصله چاه های تزریقی و تولیدی را به اندازه ای انتخاب می کنند که مسئله آلودگی با نیتروژن به تعویق بیافتد. در صورت نیاز به تولید بعد از تولید گاز آلوده به نیتروژن جداسازی (Rejection) صورت خواهد گرفت. جداسازی نیتروژن از گاز در دمای فوق سرد انجام می گیرد. برای این که در آن دما مشکلی از لحاظ یخ زدن اجزای موجود در گاز پیش نیاید باید اجزای مورد نظر را جدا کرد. مثلاً آب توسط غربال های مولکولی جدا خواهد شد. دی اکسیدکربن و سولفید هیدروژن نیز توسط سیستم آمین جدا شده و نهایتاً نیتروژن از گاز جدا می شود. نیتروژن جدا شده جهت تزریق مجدد، و گازهای با ارزش جهت فروش ارسال می شوند. در مقالات موجود در رابطه با بهبود ضریب برداشت نفت و گاز به هنگام تزریق ازت اعدادی ارایه شده اند که بسته به شرایط مخزن از نظر فشار، دما، مکانیزم به کار گرفته شده و خصوصیت سنگ مخزن متفاوت است. از این رو با توجه به وجود چند مخزن بزرگ گاز ازت با درصد بالا همچون مخزن گازی کبیرکوه (دهرم با حجم گاز در جای 21 تریلیون فوت مکعب (TCF)، مخزن میلاتون (سورمه با حجم گاز درجای بیش از 24 تی سی اف)، مخزن سمند (دالان بالایی با حجم گاز درجای بیش از 75 تی.سی. اف)، با در نظر گرفتن این گاز به عنوان جانشین مناسب برای گاز طبیعی بعد از انجام آزمایش های لازم منطقی به نظر می رسد. آزمایش های لازم شامل اندازه گیری حداقل فشار امتزاج (MMP) و تعیین درصد برداشت در نمونه سنگ واقعی مخزن در شرایط فشار و درجه حرارت مخزن با نمونه سیال واقعی مخزن با اعمال مکانیزم های مختلف و مقایسه آنها، انجام آزمایش های سرچاهی، مطالعات اقتصادی و انجام پروژه های نمونه صنعتی (Pilot) است. [9,10]

معمولاً به 5 دلیل از نیتروژن در تزریق استفاده میشود:
1) تزریق نیتروژن از نظر اقتصادی به صرفه است.
2) نیتروژن همیشه در دسترس است و توانایی تولید و تزریق آن در هرمکان، هر زمان و به هر مقدار که بخواهیم وجود دارد.
3) آلودگی محیطزیست ندارد و مادهای بیاثر است، همچنین در حضور آب نیز بیاثر باقی میماند.
4) نیتروژن را میتوان به منظور افزایش ارزش حرارتی گاز به راحتی و از راهی که صرفه اقتصادی دارد از آن جدا کرد.
5) میزان تراکمپذیری نیتروژن در مقایسه با گاز طبیعی و دیاکسیدکربن کمتر است، بنابراین به مقدار کمتری جهت تزریق نیاز دارد. [26]
در زیر شماتیکی از فرآیند تزریق نیتروژن در ازدیاد برداشت نفت و همچنین شماتیکی از واحد بازیافت نیتروژن آمده است.

شکل 2- 62: شماتیک فرآیند تزریق نیتروژن- [25]
This general flow diagram shows the nitrogen recovery unit (NRU) process blocks that can be modified to best meet customers' needs.The plant makes your hydrocarbons salable. Removed nitrogen can be vented or recycled for enhanced oil recovery. Air Products has the NRU to meet your needs.

شکل 2- 63: شماتیک فرآیند بازیافت نیتروژن- [25]

9.2. تامین گاز مورد نیاز و اهمیت آن جهت تزریق و منافع اقتصادی کشور:
برای تامین گاز مورد نیاز تزریق به میادین نفتی، تدوین برنامههای تولید (عرضه) و نیز، پیشبینی میزان تقاضای گاز طبیعی، اهمیت فراوان دارد. گاز طبیعی یکی از حاملهای تمیز انرژی با ویژگیهای خاص اقتصادی (جایگزینی با فرآوردههای نفتی) اجتماعی و زیستمحیطی است که جاذبه خاصی نیز از نظر مالی دارد. علاوه بر آن ایجاد امنیت عرضهی انرژی در کشور رابطهی مستقیمی با برنامههای تولید این حامل انرژی دارد. اما باید به این واقعیت توجه کرد که تخصیص تولید محدود گاز طبیعی در دورههای زمانی مشخص، باید با در نظر گرفتن اولویتهای مصرف (اعم از مصارف بخشی تزریقی و صادرات) انجام شود به عبارتی منافع اقتصادی کوتاهمدت، میانمدت و بلندمدت کشور را باید در چارچوب سیاستهای کلان اقتصادی کشور و به طور همزمان مورد توجه قرار داد. [22-24]
با تزریق گاز در مخازن نفتی ایران , به ازای هر یک میلیون فوت مکعب گاز طبیعی تزریق شده به مخازن نفت, میتوان بهطور متوسط حدود 150 بشکه نفت اضافی تولید نمود. از اینرو، اینجانب اعتقاد دارم گازهایی که در آینده از فازهای مختلف پارس جنوبی قرار است استحصال نماییم، باید مقدار قابل توجهی از آنها را به چاه های نفتی تزریق کنیم که ظرفیت تولید بالایی دارند. البته فازهایی جهت تزریق اختصاص داده شده است، ولی با توجه به نیاز زیاد گاز به منظور تزریق، باید فازهای دیگری را به این امر اختصاص داد. چاههای نفتی مورد نظر جهت تزریق، عمدتاً در حوزهی اهواز، مارون، آغاجاری و گچساران واقع هستند. همه این حوزه ها باید به دقت مطالعه شوند. این موضوع که گاز کدام منطقه با کدام ترکیب و با چه فشار و از چه مسیری به کدام چاه و مخزن تزریق شود، بحث بسیار مهمی است که نیاز به مطالعات دقیقی دارد. هماکنون، در ناحیه هفت گل و بی بی حکیمه گچساران عملیات تزریق گاز انجام می شود و عمل تزریق گاز نتایج موفقیتآمیزی داشته است. به طور سرانگشتی، اگر ما 17 میلیارد دلار سرمایه گذاری در امر تزریق گاز داشته باشیم، حدود 560 میلیارد دلار نفت اضافی میتوانیم برداشت کنیم. از اینرو، بحث تزریق در درازمدت بسیار اقتصادی و درآمدزاست. همچنین گاز تزریق شده را دوباره میتوان استحصال نمود. بطور کلی، اگر ما یک درصد ازدیاد برداشت از مخازن نفت خود داشته باشیم با توجه به میزان ذخایر نفت درجا در کشور که حدود 500 میلیارد بشکه است، 5 میلیارد بشکه نفت اضافی بدست می آوریم که با احتساب هر بشکه نفت خام حدود 20 دلار (حداقل قیمت)، درآمد 100 میلیارد دلاری عاید کشورمان می شود. یعنی یک درصد ازدیاد برداشت، معادل 100 میلیارد دلار درآمد است. بنابراین تزریق گاز به میادین نفتی امری اجتناب ناپذیر است. [25,24]
در زمینه استفاده از گازهایی که در حال حاضر سوزانده میشود به این نکته میتوان اشاره کرد که: "گازهایی که همراه نفت تولید میشود در مرحله تفکیک اول و حتی تفکیک دوم، پس از شیرینسازی، عمدتاً به منظور مصرف وارد خطوط لوله سراسری میشود. اگر ما برنامهریزی درستی برای استفاده از آنها نداشته باشیم، این گازها سوزانده می شود. قسمت اعظم گازی که هم اکنون در کشور سوزانده می شود، در مرحله سوم تفکیک نفت از گاز بدست میآید. این گاز اصولاً فشار پایینی دارد. برای آنکه فشار آن را بالا ببریم نیاز به سرمایه گذاری داریم تا از طریق خط لوله آن گازها را به سر چاهها انتقال بدهیم و دوباره آنرا تحت فشار به چاهها تزریق کنیم؛ در حالی که گازی که از طریق مخازن مشترک پارس جنوبی استحصال می شود، گاز تحت فشار است و چون فشارش بالاست برای تزریق مناسب تر است. ولی این فرض که باید گازهای همراه را هم جمع آوری کرد، گرچه هزینه بر است، به اعتقاد من اتفاقاً اولویت دارد و باید به جمع آوری گازهایی که به دلیل پایین بودن فشارشان در حال حاضر سوزانده می شوند، توجه خاصی داشته باشیم و در چاههای نفت واقع در دریا بهتر است از گازهای همراه برای امر تزریق استفاده کنیم. اگر بخواهیم عملیات تزریق گاز را از طریق استفاده از گازهای همراه داشته باشیم، در دو مرحله احتیاج به افزایش فشار داریم. یک مرحله افزایش فشار گاز به منظور انتقال گاز تا سر چاههای نفت و دوم تقویت فشار برای تزریق به چاه که همه اینها مستلزم سرمایه گذاری مناسب از جمله در تهیه و تدارک دستگاههای مورد نیاز و بهکارگیری تکنولوژی لازم و از همه مهمتر تربیت نیروی انسانی متخصص مورد نیاز است."
به هرحال، به نظر من باید اولویت برنامهریزی کشور را در استفاده از ذخایر گاز، به تزریق گاز به چاه های نفت اختصاص بدهیم. جمع آوری و تقویت فشار گازهای همراه نفت و جلوگیری از سوزاندن آنها هم بسیار مهم است؛ چون هر قدر نفت بیشتری تولید شود، گاز همراه بیشتری تولید شده و باعث میشود در صورت فقدان برنامهریزی منسجم, گاز بیشتری را مجبور شویم بسوزانیم. این موضوع که، چه میزان گاز باید به مخازن تزریق شود، بستگی به میزان برداشت نفت خام از مخازن دارد. آن را هم باید تقسیم بندی کنیم که چه میزان آن باید به مصرف داخل برسد. [26]
از طرفی سابقهی مطالعات94 گسترده انجام شده در میادین اصلی کشور، حاکی از ارجحیت تزریق گاز در مقایسه با سایر روشهای ازدیاد برداشت نفت (تزریق آب و …) و تاثیر قابل ملاحظه آن در افزایش ضریب بازیافت نفت از مخازن نفتی کشور است. از جمله شرایط خاص و دلایل اصلی راندمان بالاتر جابهجایی نفت توسط گاز در مقایسه با آب موارد ذیل را میتوان عنوان کرد:
1) کاهش میزان کشش سطحی بین نفت و گاز در اثر بالا بردن فشار مخزن و لذا پایین آمدن اشباع نفت باقیمانده در اثر کاهش فشار مویینگی.
فشار مویینگی نفت و گاز رابطهی مستقیمی با کشش سطحی و فشار مخزن دارد (معادله 2-18). در حالی که فشار مویینگی نفت و آب در فشارهای مختلف تقریباً ثابت میباشد. بنابراین با افزایش فشار مخزن از طریق تزریق گاز، کشش سطحی بین نفت و گاز کاهش و فشار مویینگی سنگ مخزن نیز متناسب با آن کاهش خواهد یافت. در صورتی که در مورد آب و نفت چنین اتفاقی روی نخواهد داد:
(18-2)

: کشش سطحی مابین نفت و گاز
: درصد تخلخل سنگ
K: نفوذپذیری سنگ مخزن
r: شعاع گلوگاه تخلخل
: فشار مویینگی
علت اصلی پایین بودن ضرایب بازیافت نفت در مخازن کشور که غالباً سنگ آهکی شکافدار میباشند فشار مویینگی بالا در بلوکهای ماتریسی است که دلیل آن را باید در پایین بودن نفوذپذیری سنگ مخزن جستجو نمود. متوسط نفوذپذیری سنگ مخازن آهکی شکافدار در حدود یک میلیدارسی است، در حالی که متوسط آن در مخازن سنگ ماسهای در حدود 100 میلیدارسی میباشد، بنابراین تنها راهی که بتوان به وسیلهی آن به خلل و فرج بسیار کوچک مخازن آهکی دست یافت بالا بردن فشار مخزن و پایین آوردن کشش سطحی بین نفت و گاز است. در مقابل به دلیل تغییرات بسیار ناچیز کشش سطحی بین نفت و آب در فشارهای مختلف با تزریق آب نمیتوان از این خاصیت در جابهجایی نفت استفاده نمود. [27]
2) حلالیت گاز در نفت در اثر افزایش فشار مخزن و انبساط نفت.
در مخازن شکافدار گاز حل شده در نفت در اثر پدیده همرفت گرمایی و انتشار به اعماق مخزن نفوذ میکند و عمل انبساط نفت95 را در سرتاسر لایهی نفتی موجب میشود. اثر انبساط نفت در بازیافت که بر اساس معادله 2-19 تعریف میشود به مراتب کمتر از اثر کاهش کشش سطحی خواهد بود.
(19-2)
Recovery: درصد افزایش بازیافت نفت در اثر انبساط
: ضریب انبساط حجمی نفت در حالت اولیه
: ضریب انبساط حجمی نفت در حالت جدید (تزریق گاز)
: اشباع نفت باقیمانده
در پروژههای تزریق گاز در صورتی که میزان تزریق بر اساس سرعت برداشت با روش ریزش ثقلی رابطهی
2-20 تعیین شود مکانیسم ریزش ثقلی ضریب بازیافت نفت بالایی را منجر خواهد شد. در صورتی که نرخ تزریق بالا و به صورت سیلابی (در حدود 100 برابر سرعت ریزش ثقلی) باشد ضریب بازیافت پایینی خواهیم داشت. در این حالت گاز به علت گرانروی پایین خود با سرعت بیشتری وارد خلل و فرج سنگ مخزن و نهایتاً چاههای تولیدی میگردد و عمل میانشکنی گاز در چاهها به سرعت اتفاق خواهد افتاد.
(20-2)
ρ: دانسیتهی نفت، gr/cc
g: ثابت نیروی جاذبه، 981/5 cm/s2
K: نفوذپذیری سنگ مخزن، mD
μ: گرانروی نفت، cp

1.9.2. اهمیت بحث ازدیاد برداشت نفت در ایران:
مخازن نفتی ایران دارای ساختار متفاوتی نسبت به مخازن نفتی دنیا میباشند به طوری که اکثر این مخازن ساختاری کربناته داشته و تنها 10درصد از آنها دارای ساختار شنی هستند. از طرفی، بخش نسبتاً بزرگی از نفت موجود در این مخازن، سنگین بوده و به آسانی قابل استحصال نیست. ضریب بازیافت نفت برای اکثر مخازن هیدروکربوری ایران در حدود 24 درصد گزارش شده است که این مقدار بسیار کمتر از ضریب بازیافت متداول نفت در جهان میباشد. از این رو میتوان گفت که در مخازن ایران، میزان نفت باقی مانده در یک مخزن هیدروکربوری نسبت به مقدار برداشت شده از آن بسیار زیاد است. بنابراین چنانچه نفت استحصال نشده مخازن استخراج نگردد، در آیندهای نه چندان دور با کاهش شدید تولید از مخازن نفتی روبرو خواهیم شد. برآوردهای اولیه نشان میدهند که در صورت استفاده نکردن از روشهای ازدیاد برداشت، افتی مطابق آنچه که در شکل2-62 نشان داده شده است در میزان تولید از مخازن خواهیم داشت. [22]

شکل 2- 64: کاهش میزان تولید در صورت استفاده نکردن از روشهای ازدیاد برداشت- [22]

2.9.2. مزایای عملیاتی اجرای پروژههای تزریق گاز در میادین نفتی کشور:
1) اجرای عملیات تزریق گاز، ضرورت و نیاز به احداث تاسیسات نمکزدایی و فرازآوری با گاز را تا میزان زیادی کاهش خواهد داد. افزایش فشار مخزن از طریق تزریق گاز، از پیشروی سطح تماس آب – نفت به سمت مخزن جلوگیری نموده و باعث پایین آمدن سطح تماس آب – نفت میشود، لذا آب کمتری وارد مخزن میشود. تجربه میدان هفتگل نشان داده است که حتی تولید از بخش آبزده میدان احتیاج به نمکزدایی نخواهد داشت.
2) تسریع در اجرای عملیات تزریق گاز به میادین نفتی کشور کمک شایانی به افزایش بازده سرانه چاههای تولیدی و نگهداشت سطح تولید نفت خام کشور (بدون نیاز به حفاری چاههای اضافی خواهد نمود یکی از علل حفاری تعداد زیادی چاه آن است که ستون نفتی نازک شده و یا فشار مخزن کاهش یافته است با افزایش فشار مخزن در اثر تزریق گاز، ضخامت ستون نفتی افزایش یافته و تولید سرانه هر چاه بالاتر میرود لذا میتوان بدون نیاز به حفر تعداد زیادی چاه اضافی تولید را در سقف معینی ثابت نگه داشت.
3) تعویق در اجرای برنامههای تزریق گاز به میادین تاثیر بسیار نامطلوبی در ازدیاد برداشت و تولید صیانتی از مخازن خواهد داشت و منجر به وارد آمدن خسارات جبرانناپذیر به مخزن و از دست رفتن بخشی از ذخایر قابل استحصال میدان میگردد. پیشبینی شده است که هر سال تاخیر در تزریق گاز به میادین نفتی با حدود 5 سال تاخیر در تولید نهایی و افزایش بازیافت همراه میگردد. مضافاً اینکه تعویق در اجرای برنامههای تزریق گاز به برخی از میادین و عدم تزریق گاز از ابتدای تولید از آنان مکانیسم جابهجایی نفت را به شدت تحت تاثیر قرار میدهد، به عنوان مثال در صورتی که به موقع تزریق گاز در میدان نفتی کرنج و درود انجام میگرفت، دستیابی به فرآیند امتزاجی نفت و گاز میسر بود ولی با استمرار تولید از این میادین و کاهش فشار آنها امکان دستیابی به حالت امتزاجی مذکور که توام با ضریب بازیافت بالای نفت بوده است، عملاً از دست رفته است.
4) اجرای پروژههای تزریق گاز به میادین نفتی زیر اشباع96 بایستی در اولویت برنامههای ازدیاد برداشت به این مخازن قرار گرفته و تا حد امکان در فشارهای بالاتر مخزن انجام شود. در این نوع مخازن (اکثر میادین شرکت نفت مناطق مرکزی ایران) به ازای تولید هر بشکه نفت خام اضافی میزان حجم گاز کمتری برای تزریق مورد نیاز خواهد بور و نفت آنها با سرعت بیشتری تولید میشود. مطالعات میدان سروش و منصوری 2 نشان داده است که در تزریق گاز از بخش پایین مخزن، فرآیند انبساط نفت و رسیدن به نقطه اشباع، با حداکثر سرعت انجام میشود بدون آنکه اثر منفی بر روی تولید از مخزن داشته باشد. [25-27]

3.9.2. ضرورت تزریق گازهای جایگزین ازت، هوا و دیاکسیدکربن:
در راستای تامین گاز مورد نیاز تزریقی به میادین نفتی و نیل به سوی تحقق اهداف برنامه 20 ساله کشور، شایسته است که بخشی از کمبود گاز طبیعی موردنیاز تزریق، با گازهای جایگزین غیرهیدروکربوری ازت (هوا) و دیاکسیدکربن مدنظر قرار گیرد. تزریق ازت (هوا) و دیاکسیدکربن در میادین نفتی جهان به عنوان جایگزین گاز طبیعی در جهت فشارافزایی و ازدیاد برداشت از مخازن نفتی است که سالها مورد استفاده قرار گرفته است.
لازم به ذکر است که به دلیل اهمیت مبحث ازدیاد برداشت و افزایش ضریب بازیافت نفت از مخازن نفتی کشور، موضوع مذکور که از جمله سیاستهای مهم و استراتژیک شرکت ملی نفت ایران محسوب میشود، مورد تایید و تاکید مدیر عامل محترم و اعضای هیات مدیره شرکت ملی نفت ایران قرار گرفته است و در سال 1386 با تامین اعتباری معادل 33 میلیارد ریال، با انجام مطالعات امکانسنجی و طراحی بخش نیمه صنعتی آن توسط مدیریت پژوهش و فنآوری موافقت گردیده است. همچنین به دلیل اهمیت موضوع و به منظور ساماندهی پروژههای نمونه تزریق گازهای جایگزین در کشور، ایجاد کمیتهی راهبری متشکل از مدیر پژوهش و فنآوری، مدیران عامل شرکتهای تابعه شرکت ملی نفت و نماینده مدیریت برنامهریزی تلفیقی شرکت ملی نفت ایران، در دستور کار قرار گرفته است. از جمله اهداف و وظایف مهم این کمیته میتوان به موارد ذیل اشاره نمود:
1) هدایت طرح در جهت تحقق اهداف اولیه آن
2) رفع موانع مدیریتی و اجرایی پروژههای نمونه تزریق گازهای جایگزین و ایجاد ارتباطات و همکاری های لازم و تنگاتنگ فیمابین مدیریت پژوهش و فنآوری با شرکتهای تابعه شرکت ملی نفت ایران
3) تسهیل در تبادل اطلاعات و ارتباط مابین مجریان طرح و شرکتهای تابعه و عملیاتی و یا مشاورین بینالمللی طرح
4) تامین منابع مالی، انسانی و تجهیزاتی (نرمافزاری/سختافزاری) مورد نیاز [31,32]

4.9.2. مزایا و معایب استفاده از گازهای جایگزین در طرحهای ازدیاد برداشت:
1.4.9.2. تزریق ازت:
در مخازن شکافدار به دلیل وجود شکستگیهای مخزن، سطح تماس گاز و نفت به مراتب بیشتر از مخازن تک تخلخلی خواهد بود. در این مخازن گاز تزریقی نفت موجود در بلوکها را احاطه کرده و از طریق دو فرآیند انتشار و جریان ریزش ثقلی آن را جابهجا مینماید. از جمله مزایای استفاده از گاز غیرهیدروکربوری ازت که سهم 19 درصدی از کل پروژههای ازدیاد برداشت جهان را به خود اختصاص داده، میتوان به موارد زیر اشاره نمود:
1) هزینه تولید در واحد حجم این گاز در مقایسه با سایر گازهای تزریقی کمترین است به عنوان مثال تولید هر 1000ft3 گاز ازت به روش تبرید در حدود 0/5 $ هزینه در بر خواهد داشت که در مقایسه با گاز ظبیعی به نسبت 1 به 5 خواهد بود. علاوه بر این میتوان از مخازن طبیعی حاوی گاز ازت که در کشور ما نیز موجود میباشد (نظیر میدان کبیرکوه) جهت تامین گاز تزریقی مورد نیاز استفاده نمود.
2) فراوانی و قابلیت دسترسی این گاز به ویژه برای میادین دوردست در مقایسه با سایر گازهای تزریقی منحصر به فرد است.
3) گاز ازت خنثی و غیرخورنده و سازگار با محیط زیست است.
4) در فشارافزایی این گاز در مقایسه با سایر گازهای تزریقی، نیاز به سهم انرژی کمتری میباشد.
5) بالا بودن ثابت انبساط گاز ازت در شرایط مخزن، موجب میشود که این گاز حجم بیشتری را اشغال نماید و لذا به احجام کمتری از این گاز جهت تزریق، مورد نیاز خواهد بود. [27,28]
لازم به یادآوری است که اکثر پروژههای تزریق ازت به مخازن نفتی به صورت غیرامتزاجی و به منظور تثبیت فشار یا فشارافزایی مخازن بوده است. یکی از مهمترین اشکالات مربوط به تزریق ازت تبخیر ترکیبات سبک موجود در نفت به وسیلهی گاز تزریقی و در نتیجهی کاهش ضریب انبساط حجمی نفت میباشد. همچنین احتمال تشکیل رسوب آسفالتین در صورت ترکیب ازت با نفت دور از انتظار نخواهد بود. در مجموع با توجه به مزایای فوقالذکر میتوان پس از انجام بررسیهای فنی و اقتصادی و انجام آزمایشات لازم، تزریق گاز ازت را به عنوان یکی از سناریوهای مناسب تزریق گاز به میادین نفتی کشور مورد توجه قرار داد.

2.4.9.2. تزریق هوا:
در صورتی که به جای تزریق گاز ازت خالص از هوا که دارای مزایای گوناگونی است (خصوصاً در میادین حاوی نفت سنگین) استفاده شود، مزایای زیر را خواهیم داشت:
1) تزریق مخلوط هوا و ازت میتواند درجه حرارت مخزن را تا حدود 300 تا 400 درجهی سانتیگراد افزایش دهد. افزایش درجه حرارت منجر به کاهش گرانروی نفت شده و لذا مطابق رابطهی (2-20) افزایش دبی تولیدی براساس ریزش ثقلی را به همراه خواهد داشت.
2) در حرارتی بالا ترشوندگی سنگ مخزن از حالت نفتدوست به حالت آبدوست تغییر خواهد یافت که افزایش قابل ملاحظهی ضریب بازیافت میدان را به همراه خواهد داشت.
3) افزایش دما منجر به انبساط نفت و افزایش ضریب بازیافت میشود.
4) در صورت بالا رفتن دمای مخزن، حجم گاز کمتری برای تزریق در فشار ثابت موردنیاز میباشد.
5) ممکن است از تاثیر حرارت حاصل بر روی سنگ آهکی مخزن، گاز CO2 تولید گردد و آثار منفی ازت را از بین ببرد.
6) تزریق هوا در مقایسه با ازت، هزینهی بسیار پایینتری (در حدود نصف یا ثلث قیمت ازت) خواهد داشت. [17,28]

3.4.9.2. تزریق CO2:
سابقهی استفاده از گاز دیاکسیدکربن در ازدیاد برداشت از میادین نفتی به دهه هفتاد در ایالت متحده آمریکا بر میگردد. بخش عمدهای از سهم جهانی 7 درصدی تولید در طرحهای ازدیاد برداشت CO2 مناطق مختلف جهان (شکل2-63) به کشور آمریکا اختصاص یافته است. میزان افزایش نرخ تولید نفت حاصل از پروژههای ازدیاد برداشت CO2 کشور آمریکا در سال 2004 میلادی بالغ بر 200 هزار بشکه در روز (شکل2-64) میباشد که پس از روشهای حرارتی جایگاه دوم را در میان انواع طرحهای ازدیاد برداشت در این کشور داراست. [6]

شکل2- 65: درصد تولید ناشی از اجرای پروژههای مختلف ازدیاد برداشت در نقاط مختلف جهان- [6]

شکل 2- 66: افزایش تولید ناشی از اجرای پروژههای ازدیاد برداشت CO2 در ایالت متحده آمریکا- [6]

مزایای تزریق گاز CO2 به شرح زیر است:
1) قابلیت دستیابی به شرایط تزریق گاز به صورت امتزاجی در فشارهای پایین مخزن که افزایش قابل ملاحظه ضریب بازیافت نفت را در پی خواهد داشت.
2) به دلیل قابلیت حلشوندگی بالای CO2 در نفت خام انبساط نفت به راحتی صورت گرفته و در نتیجه آن گرانروی نفت خام کاهش و دبی تولیدی هر حلقه چاه افزایش خواهد یافت.
3) در صورت استفاده از محصولات گازهای اسیدی تفکیک شده در واحدهای شیرینسازی گاز طبیعی و یا گازهای خروجی نیروگاههای گازی کشور، از انتشار این گاز و وارد آمدن صدمات جبران ناپذیر به محیط زیست ممانعت به عمل میآید. در حال حاضر کشورمان با تولید سالانه 370 میلیون تن گاز CO2 رتبهی دوازدهم را در میان کشورهای جهان و رتبهی نخست را در منطقهی خاورمیانه و شمال آفریقا داراست. لذا ضروری است که تمهیداتی جهت کاهش میزان انتشار این گاز (از جمله تعهدات کشورهای عضو پیمان کیوتو) اندیشیده شود. [6,7]

ارزیابی پتانسیل میادین نفتی جهت تزریق CO2:
عموماً در مطالعات اولیه امکانسنجی تزریق CO2 در مخازن نفتی، اولین گام، شناسایی مخازن هدف با پتانسیل مناسب تزریق و دارا بودن معیارهای کلی ذیل میباشد:
1) مجاورت به منبع تامین گاز CO2
2) موقعیت میدان (خشکی/دریایی)
3) میزان نفت درجای باقیمانده میدان
4) تاریخچه تولید و دسترسی به مدلهای استاتیک و دینامیک میدان
5) ویژگیهای سیال میدان
6) شاخص تولید چاهها
7) تاسیسات سطحالارضی و سرچاهی موجود میدان
8) پیشبینی هزینهها و اقتصاد طرح به ازای تولید هر بشکه نفت خام اضافی
معیارهای فنی امکانسنجی و ارزیابی موفقیت پروژههای تزریق CO2 که بر اساس تجربه اجرایی پروژههای تزریق در میادین مختلف کربناته و ماسه سنگی گردآوری شده در بانکهای اطلاعاتی موجود میباشد. این معیارها به انضمام مدلهای تحلیلی میتواند مبنای مناسبی جخت تعیین کارآیی روشهای ازدیاد برداشت CO2 فرض شود. از جمله این روشها میتوان به مدل Rivas و همکارانش اشاره نمود که بر این اساس او با استفاده از مدلهای شبیهساز، تاثیر انواع پارامترهای مخزنی را بر عملکرد روش ازدیاد برداشت CO2 مورد بررسی قرار دادند. جدول ذیل پارامترهای مورد بررسی و نقش هر یک را بر عملکرد پروژه از طریق اختصاص درصد وزنی مربوطه نشان میدهد. پس از غربالگری میادین و تعیین میدان یا میادین کاندید، انجام آزمایشات مختلف سنگ (آزمایشات معمولی و ویژه مغزه، بررسی اثر گاز تزریقی بر سنگ مخزن و …) و آزمایشات سیال (آزمایشات آنالیز سیال، تعیین حداقل فشار امتزاجی، انبساط سیال، رسوب آسفالتین و …) که مبنای مطالعات جامع مخزنی میدان کاندید است، در برنامه قرار میگیرد و در صورت کسب نتایج مثبت میتوان نسبت به اجرای طرح ازدیاد برداشت در میدان موردنظر اقدام نمود. [8]

پارامترهای موثر در پروژههای ازدیاد برداشت CO2 – [8]
پارامترهای موثر در موفقیت پروژه
درصد وزنی
شاخص سبکی نفت
24
اشباع نفت باقیمانده
20
اختلاف فشار مخزن با حداقل فشار امتزاجی
19
دما
14
ضخامت لایه نفتی
11
تراوایی
7
شیب مخزن
3
تخلخل
2
توجه به این نکته ضروری اس
توجه به این نکته ضروری است که انجام آزمایشات پیلوت که در بخش محدودی از مخزن و به منظور بررسی عملکرد تولید و فشار ناشی از اجرای برنامه ازدیاد برداشت مدنظر است، تنها مربوط به مخازن تکتخلخلی است. به عبارت دیگر استفاده از این روش جهت تحلیل و بررسی عملکرد روش ازدیاد برداشت در مخازن شکافدار توصیه نمیگردد. در اینگونه مخازن به دلیل وجود شکستگیهای موجود مخزن نمیتوان نتایج حاصل از اجرای عملیات آزمایش پیلوت را در بخش کوچکی از مخزن محدود کرد به دلیل وجود ارتباط مابین شکافهای میادین کربناته تزریق سیال در هر نقطه از مخزن سریعاً تمام نقاط دیگر مخزن را تحث تاثیر قرار میدهد. [6,7]

منابع و ماخذ :

[1] Franklin R., Jr.Orr "Theory of gas injection processes" tie-line publication 2007.
[2] Green.D.W. and Willhite, G.P. : Enhanced Oil Recovery, Textbook series, SPE, Richardson, TX(1998)6.
[3] EDWARD M.KENNEDY, MASS., CHAIRMAN Acting DIRECTOR & LARRY WTNN, JR., KANS., VICE CHAIR MAN, Enhanced Oil Recovery Potential in the united states OFFICE OF TECHNOLOGY ASSESSMENT WASHINGTON, D.C. 20510, January 6, 1978.
[4] Erle C.Donaldson, G.V. Chilingarian, T.F. Yen "Microbial Enhanced Oil Recovery" (developments in petroleum science, No.22) publisher : Elsevier science Ltd 1989.
[5] James sheng " Modern Chemical Enhanced Oil Recovery : Theory and Practice" Gulf Professional Publishing 2010-11-05
[6] Dr. Maria A. Barrufet, Enhanced Oil Recovery Process Misscible, Chemical, and Thermal. Petroleum Engineering Department Texas A & M University.
[7] Butler, R. M., "Thermal Recovery of oil and Bitumen". Prentice Hall.New jersey USA, 1991.
[8] Sawhney, G.S., Liebe, H., and Butler. R.M., "Vertical Injection Wells For SAGD: A Practical Option Or Not?"
[9] Akin, S., Bagci, S., "A Laboratory Study of Single-Well Steam – Assisted Gravity Drainage Process", journal of Petroleum Science Engineering, 2001.
[10] Michael E.Parker, James P.Meyer, Stephanie R. Meadows, "Carbon Dioxide Oil Recovery Injection Operations Technologies" Energy Procedia 1 (2009) 31.
[11] QIN Yong "Mechanism Of Enhanced CBM Recovery in China: A Review Univ Mining & Technol 18 (2008) 0406-0412
[12] Kristian Jesson, Anthony R. Kovscek. Franklin M On Jr. " Increasing Oil Recovery " Energy Conversion and Management 46 (2005) 293-311.
[13] Air Products and Chemicals, Inc. Increased Production Through Enhanced Oil Recovery (EOR) Nitrogen Injection and Nitrogen Rejection, 2009 (30899)
[14] Sean T. McCOY, Edward S. Rubin The effect of high oil prices on EOR Project economics, Energy procedia 1 (2009) 4143-4150.
[15] Ramkrishna Sen Biotechnology in Petroleum Recovery : The Microbial EOR, Progress in Energy and Combustion Science 34 (2008) 714-724
[16] H. Karimaie, G. R. Darvish, E. Lindeberg, O. Torsaeter Secondary and Tertiary Gas Injection In Fractured Carbonate Rock : Experimental Study, Journal Of Petroleum Science and Engineering 62 (2008) 45-51.
[17] Kharrat, R., Azin, R. Ghotbi, S. and Vossoughi, R. "Applicability Of The Vapex Process To Iranian Heavy Oil Reservoirs, " SPE 92720, Presented at the MEOS , Bahrain, March 2005.
[18] Christie Lee, Paul Berger "SURFACTANT INJECTION PROJECTS-FIELD CASES" ppt.
[19] Latil, M., "Enhanced Oil Recovery" Institute Francis Du Petrole Publication", 1980.
[20] IOR Research Institute " EOR Application to Iranian Oil Fields" ppt.
[21] James P. Meyer PhD. "Summary Of Carbon Dioxide Enhanced Oil Recovery
( EOR) Injection Well Technology" Prepared For The American Petroleum Institute.
[22] Wang X., et al. " Effect Of Nutrient Addition On An Oil Recovery Microbial Population : Implications For Enhanced Oil Recovery " Biotechnol 2012.
[23] Dipietro P., et al. " A Note On Sources Of Supply For Enhanced-Oil-Recovery Operations " March 2010.
[24] www.iran-eng.com
[25] www.naft-eng.persianblog.ir
[26] www.forum-niksalehi.com
[27] www.daneshju.ir
[28] www.assaluyeh.com
[29] www.pqcorp.com
[30] سجاد افشاری و همکاران، (( روش های ازدیاد برداشت از مخازن گاز میعانی) )، آبان ماه 1387، شماره 51
[31] مریم قلیاقی زاده، (( روش های ازدیاد برداشت از مخازن نفت سنگین) )، نشریه فنی و تخصصی ملی نفت ایران، بهمن ماه 1387، شماره 54
[32] امیر شاهوران فرد و همکاران، (( ارزیابی و مقایسه روش های مختلف ازیاد برداشت در یکی از مخازن نفتی شکافدار) )، ازدیاد برداشت از مخازن هیدروکربوری مجله مهندسی شیمی ( شماره ویژه) ، سال هشتم، شماره 43 ( آذر 1388)
[33] محمد جواد درستکار و همکاران، (( بررسی آزمایشگاهی تزریق غیرامتزاجی متناوب آب گرم و گاز دی اکسید کربن گرم در ازدیاد برداشت نفت در یک مدل شکافدار) )، ازدیاد برداشت از مخازن هیدروکربوری مجله مهندسی شیمی ایران ( شماره ویژه) سال هشتم، شماره 43 ( آذر 1388)
[34] حجت اله مفتخر و همکاران، (( ازدیاد برداشت نفت با استفاده از انرژی الکتریکی) )، ماهنامه فنی و تخصصی شرکت ملی نفت ایران اکتشاف و تولید، شماره 63 ( آذر 1388)
[35] ایمان فرزاد، (( تزریق گاز جایگزین در میادین نفتی کشور) )، ماهنامه فنی و تخصصی شرکت ملی نفت ایران اکتشاف و تولید.
[36] کیومرث کاملیارد، (( بررسی تاثیر پارامترهای مخزن بر تزریق امتزاج ناپذیر دی اکسید کربن))، ماهنامه فنی و تخصصی شرکت ملی نفت ایران اکتشاف و تولید، شماره 56 ( اردیبهشت ماه 1388)
[37] زهره همایی و همکاران، ((مدل سازی تزریق نیتروژن و دی اکسید کربن به یکی از مخازن نفتی شکافدار در جنوب غربی))، ماهنامه تخصصی شرکت ملی نفت ایران اکتشاف و تولید، شماره 55 (اسفند 1387)
[38] سعید عباسی، ((مکانیسم عملکرد امواج حاصل از عملیات لرزه نگاری در ازدیاد برداشت))، ماهنامه فنی و تخصصی شرکت ملی نفت ایران اکتشاف و تولید، شماره 67 ( اردیبهشت 1389)
[39] محمد رضا علیمردان و همکاران، ((بررسی جنبه های مختلف تزریق گاز در میادین نفتی کشور))، ششمین همایش ملی انرژی، (22 و 23 خرداد 1386)

1- Enhanced Oil Recovery (EOR)
2 – Improved Oil Recovery (IOR)
3 – Infill Drilling
4- Primary Recovery
5- Secondary Recovery
6- Relative Permeability
7- Volumetric Sweepout
8- Tertiary Recovery
9- Micellar solution
10- Polyacrylimides
11- Flue Gas
12- Surfactants
13- Conventional Oil
14- Heavy Oil
15- Bitumen
16- Volatile Oil
17- Saturation
18- Original Oil In Place (OOIP)
19- Residual Saturation
20- Oil Bank
21- زمان اتمام ذخایر قابل استحصال نفت خام و میعانات گازی کشور بر اساس تولید سال قبل و عدم کشف ذخایر جدید
22- Microbial Enhanced Oil Recovery (MEOR)
23- Steam Assisted Gravity Drainage (SAGD)
24- Vapor Petroleum Extraction (VAPEX)
25- Gas Assisted Gravity Drainage (GAGD)
26- Electrical
27- Micellar
28- Co – Surfactants
29- First Contact Miscibility (FCM)
30- Liquefied Petroleum Gas (LPG)
31- Multiple Contact Miscibility (MCM)
32- Water-Alternative-Gas (WAG)
33- Specific Gravity
34- Fracture
35- High Pressure Condensing Process
36- Insitu combustion
37- fire flooding
38- combustion forward
39- Reverse Combustion
40- Steam flooding
41- Electrical Heating
42- Die Electric Hearing
43- Resistive Heating
44- J.B.Davis
45- c.a.zobell
46 – این میکروارگانیزمها برای رشد به مواد مغزی مانند شکر، فسفات و نیترات نیاز دارند و گاهی از مواد هیدروکربنی داخل مخزن تغذیه میکنند.
47- Compressional
48- Shear
49- High Power Ultra Sonic Wave
50- Low Frequency Sonic Wave
51- Interfacial Tension
52- Turbulancy and Cavitation
53- Mobility
54- Coalescence
55- Quantity
56 – Immiscible Gas Injection
57 – Miscible Gas Injection
58 – oil swelling
59 – natural depletion
60 – double displacement process
61 – Ternary Diagram
62 – Pressure – Tempreture Diagram
63 – Pressure – Composition Diagram
64- Pseudo Component
65- Binary Composition
66- Triangular-Coordinate Graph Paper
67- Inverse-Lever-Arm
68- Two-Phase Envelope
69- Binodal Curve
70 -Tie-Lines
71- Critical Point
72- Plait Point
73- Cricondenbar
74- Cricondentherm
75- Absolute Miscibility
76- First Contact Miscibility (FCM)
77- Thermodynamic Miscibility
78- Multi Contact Miscibility (MCM)
79- High Pressure Gas Injection
80- Vaporizing Gas Drive
81- Enriched Gas Injection
82- Condensing Gas Drive
83- Miscibility Pressure
84- Slim Tube
85- Rising Bubble Apparatus
86 – rich gas
87 – equilibrium gas
88 – dry gas
89- Dual – Porosity
90- Overriding
91- Channeling
92- Transmissibility
93- shale streaks
94- مطالعات مخازن مارون، اهواز و رگسفید توسط مکورد؛ میادین نفتی آغاجاری، گچساران و بیبیحکیمه توسط شرکتهای بیپیشل و کورلب؛ میادین بیبیحکیمه و مارون توسط شرکت استات اویل؛ میدان نفتی کرنج توسط CMG؛ مطالعات مناطق نفتخیز جنوب در میادین آغاجاری، بیبیحکیمه، پارسی، کرنج، گچساران، مارون، هفتگل، نرگسی، لبسفید، کوپال، قلعهنار و رامشیر
95- Oil Swelling
96- Undersaturated
—————

————————————————————

—————

————————————————————

ج