گزارش کارآموزی نگرشی بر فعالیتهای بالادستی صنعت نفت


پیش گفتار:
کشورما بر پایه صنعت نفت به پیشرفتهای اقتصادی فراوانی دست یافته است و آشنایی با دانش فنی این صنعت و روش ها و فعالیت هایی که برای استخراج و بهره برداری از این سرمایه ملی مورد استفاده می باشد برای ما از اهمیت فراوانی برخوردار است. به طور کلی این فعالیت ها به دو دسته پایین دستی و بالا دستی تقسیم می شود. فعالیت های بالا دستی شامل مراحل زمین شناسی، اکتشاف، مطالعه مخزن، حفاری و سایر تلاش هایی است که برای به بهره برداری رساندن یک میدان نفتی انجام می شود و فعالیت های پایین دستی شامل استخراج، جداسازی، پالایش و سایر عملیات از این قبیل می باشد.
در این پژوهش که در قالب 240 ساعت کار عملی تحت عنوان کارآموزی انجام شده است به شرح وظایف و فعالیت های بالا دستی صنعت نفت اشاره گردیده است که امیدوارم مورد توجه و استفاده علاقه مندان به این رشته قرار گیرد.

با تشکر
فاطمه فدایی نیا

مقدمه:
پترولیوم1 واژه ای لاتین است که در زبان فارسی معادل مناسبی ندارد. پترولیوم در واقع مواد هیدروکربنی است که به صورت طبیعی عمدتا در سنگ های رسوبی واقع می گردد. پترولیوم می تواند به صورت فازهای مختلف از جمله فاز گازی، نظیر گاز طبیعی2، فاز مایع، نظیر نفت خام3 و فاز جامد مثل قیر4 در خلل و فرج و شکستگی های سنگ ها تجمع یابد.
انباشته شدن مواد هیدروکربنی در زیر سطح زمین در سنگ هایی صورت می گیرد که توانایی نگهداری و انتقال سیالات را داشته باشند. این سنگ ها، مخزن5 نامیده می شوند. تجمع مواد هیدروکربنی به صورت اقتصادی در سنگ مخزن منوط به وجود عوامل متعددی است. به طور کلی وجود پنج عامل برای تجمع اقتصادی نفت و گاز لازم و ضروری است.
این پنج عامل عبارتند از :
1- سنگ منشا بالغ6، که تولید هیدروکربن کرده باشد.
2- سنگ مخزن7، که بتواند هیدروکربن را در داخل خود جای دهد.
3- مهاجرت هیدروکربن بین سنگ منشا و سنگ مخزن8 عملی باشد.
4- پوش سنگ9 ناتراوا که از خروج نفت از داخل سنگ مخزن جلوگیری کند.
5- تله نفتی10 که در آن نفت به صورت اقتصادی متمرکز گردد.

تاریخچه اکتشاف نفت:
نفت و گاز از زمان های بسیار قدیم به صورت تراوشهای سطحی، شناخته شده و مورد استفاده بوده اند. برای مثال می توان شعله های آتش جاویدان را نام برد که از شیل های نفتی نزدیک باکو نشات می گرفت. اکتشاف نفت یک دانش بسیار قدیمی و کاربردی است که با جمع آوری قیر11 از تراوش های طبیعی سطحی12 به قلمرو علم وارد شد. در آن زمان ها، نفت برای مقاصد پزشکی، گرمایی و همچنین مصارف عایق کاری استفاده می شد.

خلاصه ای از مراحل پیشرفت در اکتشاف نفت:
اولین چاه اکتشاف نفت در سال 1745 در فرانسه حفر شد و اولین چاه استخراج نفت توسط کلنل دریک در پنسیلوانیا در سال 1859 حفاری شد. این آغازی برای اکتشافات زیر سطحی نفت بود که بعدها، خصوصا بعد از افزایش تقاضا برای استخراج نفت در طول جنگ جهانی اول، شدت گرفت.
قدیمی ترین تئوری برای اکتشاف نفت، تئوری طاقدیس13 بود ه به وسیله هانت14 در سال 1861 معرفی شد. کاربرد این تئوری برای یافتن نفت در قله طاقدیس ها ابزار موفقی بود. این تئوری به عنوان تئوری اصلی برای اکتشافات مهم نفتی امریکا، ونزوئلا، آرژانتین، برمه و به خصوص در مسجد سلیمان ایران مورد استفاده قرار گرفت.
بعد از پیدا شدن نفت در سال 1880 در رسوبات دریایی پنسیلوانیا که ارتباطی با ساختمان های طاقدیسی نداشت و شکل گیری نفتگیر صرفا ناشی از تغییر رخساره رسوبات بود، مشخص شد که ذخایر نفتی می توانند در حوضچه های غیر چین خورده هم وجود داشته باشند. در نتیجه مفهوم نفتگیرهای چینه ای15 با این کشف فراگیر شد.
تا اواسط دهه 1920، تهیه و استفاده از نقشه های سحطی طاقدیس ها ابزار اصلی اکتشافات نفتی بود و پیدا کردن نفتگیرهای چینه ای معمولا به صورت اتفاقی رخ می داد.
تا سال 1925 فقط ماسه سنگ ها به عنوان مخازن هیدروکربنی مورد نظر و مطالعه بودند، اما اکتشاف مخازن عظیم هیدروکربنی در کربناتها در میدان هایی نظیر مسجد سلیمان ایران، کرکوک عراق، کرتاسه مکزیکی و Smackover آمریکا نشان داد که نفت می تواند در سنگ های کربناته نیز یافت شود.
بعد از اواسط دهه 1920 با روی کار آمدن روش های جدید نظیر مغناطیس سنجی16، ثقل سنجی17 و مطالعات لرزه ای18، اکتشاف نفتی راه تازه ای برای پی بردن به آنومالی ها و ساختارهای زیر سطحی غیر قابل مشاهده از سطح پیدا نمود.
این تکنولوژی به تشخیص موقعیت پی سنگ و آنومالی های دیاپیریک کمک می کنند و به طور کلی یک شمای عمومی از ساختارهای زیر سطحی را آشکار می سازند.
در سال 1927 در فرانسه اولین نمودارهای ژئوفیزیکی برای اندازه گیری تخلخل19 و آب اشباع شدگی20 در چاه های حفاری شده، مورد استفاده قرار گرفت.
پیشرفت در علوم زمین شناسی نظیر میکرو پالئونتولوژی21 و ارائه مدل های رخساره ای22 در دهه 1960 کمک شایان توجهی برای اکتشافات نفتی بود. تا دهه 1960 مطالعات فسیل شناسی، صرفا بر روی ماکرو فسیل ها متمرکز بود که کاربرد محدودی داشتند چرا که بسیاری از آنها در اثر حفاری به دلیل اندازه بزرگشان کاملا منهدم شده و قابل شناسایی نبودند. بنابراین گسترش میکروپالئونتولوژی و تعریف بسیاری از بیوزون ها بر پایه میکرو فسیل ها که به آسانی در مغزه ها23 و خرده های24 حاصل از حفاری یافت می شوند،
در این راه کمک موثری بود، زیرا تطابق ناحیه ای چینه ها بسیار آسانتر و دقیق تر صورت می گرفت.
بعدها توسط مدل های رخساره ای و تفسیر جزییات محیط های رسوبی قدیمی25 کمک موثری در تشخیص شکل هندسی مخازن26 کردند و پیش بینی قابل اعتمادی از کیفیت مخازن از نظر تخلخل و تراوایی ارائه دادند.
در دهه 1950 قانون دینامیک سیالات به طور موفقی توسط هوبرت وهیل27 برای توصیف مهاجرت و ذخیره نفت به کار برده شد. در دهه 1970 پیشرفت در کسب و پردازش28 اطلاعات لرزه ای و نیز استفاده از کامپیوترهای سریع برای این منظور توانست نیمرخ های لرزه ای بسیار دقیق را بدست دهد و لذا امروزه این مقاطع سیمای عمومی درون زمین را به خوبی مشخص می کنند.
بعد از دهه 1980، تا کنون توسعه صرفا به صورت پیشرفته در تکنولوژیهای گذشته و نیز معرفی نرم افزار های مختلف کامپیوتری بوده که باعث شده است اکتشاف هیدروکربن ها آسانتر، سریعتر و مطمئن تر انجام شود.

فصل اول

نفت خام

خواص فیزیکی نفت خام:
خواص فیزیکی نفت خام، توسط ساختمان شیمیایی آن کنترل می شود.
– رنگ
نفت به رنگ های مختلف از جمله زرد، سبز، قهوه ای تیره و یا سیاه دیده می شود. نفت های پارافینی معمولا دارای رنگ روشن تا قهوه ای در نور عبوری و به رنگ سبز در نور انعکاسی اند. نفت های آلفالتیک غالبا قهوه ای تا سیاه هستند که به عنوان نفت سیاه29 شناخته می شوند. هیدروکربن ها وقتی در معرض تابش اشعه ماوراء بنفش قرار گیرند تحریک می شوند و از خود خاصیت فلورسانس نشان می دهند. رنگ فلورسانس ساطع شده با نوع نفت تغییر می کد.
– گرانروی30
ویسکوزیته یا گرانروی، اصطکاک درونی یک سیال است که در مقابل جریان یافتن آن سیال مقاومت می کند. گرانروی پارامتر مهمی است که برای پیش بینی جریان سیال در مخزن ودر سطح نیاز است. گرانروی نفت به دانسیته یا تعداد اتم های کربن و همچنین به گازهای حل شده در آن بستگی دارد. هر چه تعداد اتم های کربن نفت زیادتر شود، گرانروی آن بالاتر می رود وهر چه میزان گاز حل شده در نفت بیشتر شود گرانروی آن کمتر می شود. گرانروی نفت به طور معمول بین 50 – 2/0 سانتی پوآز است. نفت خام در سطح زمین گرانروی بالاتری نسبت به وقتی که در زیر زمین است نشان می دهد. گرانروی نفت با افزایش فشار تا رسیدن به نقطه جوش افزایش می یابد.
– نقطه ریزش31
نقطه ریزش یک راهنمای خوب برای تعیین گرانروی است. نقطه ریزش یک نفت کمترین دمایی است که نفت می تواند تحت شرایط استاندارد جریان پیدا کند. نقطه ریزش برای نفت خام با محتوای واکسی پارافینیک بالا در حدود 0 C 40 است.
نقطه ریزش برای نفت های سبک خاورمیانه و آفریقا به 0 C 26- هم می رسد که پمپاژ آن را حتی در شرایط سرد قطبی نیز امکان پذیر می کند. نفت های خام با نقطه ریزش بالا به علت محتوای واکس زیاد ظاهری درخشنده دارند. این نوع نفت ها ممکن است محتوای واکس خود را در طی مهاجرت رسوب دهند و به تدریج سبک تر شود.

– چگالی32
چگالی نفت در سطح، به وسیله قراردادن نمونه در یک تنگ استوانه ای با استفاده از یک هیدرومتر اندازه گرفته می شود. چگالی نفت معمولا در واحد API که به وسیله موسسه نفت امریکا33 تعریف شده بیان می گردد.

API نمونه نفت خام تحت تاثیر درجه حرارت است، چون انبساط حرارتی مایعات هیدروکربنی، به خصوص برای بیشتر نفت های فرار مهم می باشد. بنابراین ثبت درجه حرارت در نمونه ای که اندازه گرفته می شود، مهم است.
درجه API نسبت معکوس با چگالی دارد. نفت های سبک درجه API بالا تا حدود 40 را دارند که معادل با وزن مخصوص 83/0 است، در حالی که نفت های سنگین دارای API پایین نمی باشند. معمولا نفت های سنگین، نفت هایی می باشند که دارای API کمتر از 25 هستند که معادل با وزن مخصوص 9/0 است. وقتی که درجه API نفت به 10 برسد، دارای وزن مخصوص یک است که همان چگالی آب شیرین می باشد.
نفت های با API بیشتر از 30 درجه به عنوان سبک، با API 30 – 22 درجه به عنوان نفت متوسط و با API کمتر از 22 درجه به عنوان نفت سنگین در نظر گرفته می شوند.
نفت خام لزوما فقط هیدروکربن مایعی که ممکن است از یک مخزن زیرزمینی تولید شود، نیست. غالبا همراه با تولید گاز طبیعی، یک هیدروکربن سبک و روشن با API بالا بدست می آید که نفت میعانی34 نامیده می شود.
– قابلیت تراکم پذیری نفت:35
قابلیت تراکم پذیری نفت، بستگی به مقدار گاز حل شده در آن دارد. تراکم پذیری نفت در حدود می باشد و برای آب و گاز به ترتیب است. نفت های با قابلیت تراکم کم که مقدار گاز محلول کمی دارند. در هنگام تولید فشار آن ها به زودی پایین می آید. اگر انبساط نفت، تنها عامل رانش نفت از مخزن به چاه باشد، تولید در سطح احتمالا به کمتر از 5% نفت اولیه خواهد رسید.

فصل دوم

انواع سازندهای زمین شناسی

– توصیف سازنده های مورد حفاری در مناطق نفت خیز جنوب:
(مربوط به دوران های سوم و دوم زمین شناسی زاگرس)
با توجه به اینکه طبقات و سازندهای زمین شناسی از بالا به پایین مورد حفاری قرار می گیرند بدین لحاظ در توصیف سازندها به ترتیب از سازندهای جدید و قدیم در زیر آمده است.

– سازند کنگلومرای بختیاری:36
سازند بختیاری در مقطع نمونه37 با ضخامت 550 متر متشکل از کنگلومرای چرنی و سنگهای سیلیسی و ماسه سنگهای دانه درشت سیلیسی است. این سازند در بخش های مختلفی از مناطق کوهستانی زاگرس با ضخامت متفاوت گسترش دارد و در محدوده دشت خوزستان وجود ندارد.

– سازند آغاجاری38:
این سازند در مقطع نمونه دارای ضخامت 2965 متر است و از ماسه سنگهای آهکی و مارن های قرمز همراه با سیلیت استون و رگه های نازک لایه گچی تشکیل شده است.
بخش لهبری مربوط به سازند آغاجاری است ومتشکل از سیلت استون و مارن های سیلیتی و ماسه سنگ و لایه های گچ می باشد. ضخامت این بخش در مقطع نمونه 7/1575 متر است. این بخش همچنین دارای رگه های گچی همراه با سیلت استون های نخودی رنگ و مارن های سیلتی است. این بخش در قسمت بالای سازند آغاجاری قرار می گیرد. سن زمین شناسی برای این بخش پلیولن – میوسن پسین است.

– سازند میشان39:
ضخامت این سازند در مقطع نمونه 710 متر است و در مناطق نفت خیز دارای ضخامت های متفاوت است به طوری که در میدان نفتی اهواز دارای ضخامتی در حدود 120 متر است و به طرف میدان نفتی بی بی حکیمه ضخامت آن در حدود 500 متر است. لیتولوژی این واحد، از مارن های خاکستری و آهک های مارنی تشکیل شده است.
عمده مارن های خاکستری در قسمت فوقانی آن و سنگ های آهکی به رنگ سفید تا کرم رنگ در قسمت زیرین سازند قرار دارند. این بخش از سازند آهکی است به نام بخش آهک گوری مصروف می باشد ودر مقطع نمونه در حدود 113 متر گزارش شده است. سن این سازند به طور کلی میوسن پیشین – میانی می باشد. لازم به توضیح که سازند میشان در ناحیه لرستان گزارش ندارد.

– سازند گچساران40:
سازند گچساران در مناطق نفت خیز جنوب دارای 7 بخش است و به طور عمده از جنس مارن خاکستری، انیدریت، نمک، سنگهای آهکی نازک لایه و مارن های قرمز تشکیل شده است. این سازند در نواحی فارس شامل سه بخش چهل، چمپه و مول می باشد. بخش چهل که بخش زیرین سازند به شمارمی رود از لایه های انیدریت تشکیل شده است. بخش چمپه از آهک های ژیپس دار و بخش مول از مارن های قرمز و خاکستری همراه با لایه های انیدریت تشکیل شده است و در قسمت فوقانی سازند قرار دارد.
در سازند گچساران منطقه خوزستان 7 بخش شناسایی شده است. بخش 7 در بالای سازند بوده و بخش 1 که به نام پوش سنگ در قسمت های زیرین سازند قرار دارد، به عنوان سنگ پوشش مخزن نفتی آسماری مطرح می باشد.

– سازند آسماری41:
سازند آسماری در مقطع نمونه دارای ضخامت 314 متر است و در برخی از چاهها ضخامت آن به حدود 450 متر نیز می رسد. این سازند از آهک سخت و کرم رنگ تا قهوه ای رنگ تشکیل شده است. البته لازم به ذکر است که لایه های مارن خاکستری، مارن قرمز و شیل های مختلف نیز دراین سازند و در نواحی مختلف وجود دارد. تجمع های نازک از جنس انیدریت نیز در قسمت های فوقانی سازند بیشتر وجود دارد. لایه ها و عدسی های ماسه سنگی عمدتا در میادین اهواز مارون، آب تیمور و منصوری مشاهده می شوند به طوری که در میدان گچساران این ماسه سنگ ها وجود ندارند. بخش ماسه سنگی اهواز متعلق به سازند آسماری است. هم از این بخش در نواحی لرستان بخش کلهر می باشد که از جنس سنگهای تبخیری خصوصا انیدریت می باشد این بخش در قسمت های میانی و زیرین سازند آسماری قرار دارد.این بخش با سازند پابده که در زیر آن قرار دارد هم شیب است. بخش کلهر فقط در جنوب غرب لرستان وجود دارد. سن سازند آسماری از الیگوسن تا میوسن پیشین می باشد.

– سازند پابده42:
در مقطع نمونه 798 متر ضخامت دارد و از جنس شیل های خاکستری، آهکهای رسی و مارن های خاکستری تشکیل شده است. مارن خاکستری در این سازند حاوی سنگواره های ذره بینی پلانکتون ها می باشد. بخش شیل ارغوانی در قسمت پایینی سازند قرار دارد. سن این سازند در خوزستان پالئوسن پسین تا الیگوسن است. سازند پابده در زیر آسماری در خوزستان قرار می گیرد.

– سازند جهرم43:
این سازند در نواحی فارس وجود دارد و در زیر سازند آسماری قرار دارد. از جنس دولومیت و آهک است و ضخامت آن در مقطع نمونه 468 متر گزارش شده است. این سازند هم ارز سازندهای رضومه و دمام عربستان و کویت وجنوب شرق عراق است. سن این سازند پالئوسن تا ائوسن پسین می باشد. سازندهای تله زنگ و شهبازان که در نواحی لرستان وجود دارند، هم ارز و معادل با سازند جهرم هستند.

– سازند شهبازان44:
سازند شهبازان در مقطع نمونه 333 متر می باشد و از جنس آهک، دولومیت و آهک دولومیتی است. این سازند در نواحی لرستان و مستقیما در زیر سازند آسماری قرار می گیرد. سن این سازند ائوسن میانی یا ائوسن پسین است.

– سازند کشکان45:
سازند کشکان در مقطع نمونه 370 متر ضخامت دارد. این سازند تنها در نواحی لرستان وجود دارد و در زیر سازند شهبازان قرار دارد. این سازند از سیلتستون های قرمز و ماسه سنگهای چخماقی و کنگلومراهای مختلف تشکیل شده است. سن سازند کشکان پالئوسن – ائوسن میانی است.
– سازند تله زنگ46:
سازند تله زنگ منحصرا در ناحیه لرستان گسترش دارد. در مقطع نمونه 204 متر آهک های متوسط لایه خاکستری رنگ می باشد. این سازند در زیر سازند کشکان قرار دارد و سن آن پائوسن تا ائوسن میانی است.

– سازند امیران47:
سازند امیران در ناحیه لرستان گسترش داشته و در مقطع نمونه 872 متر ضخامت دارد. این سازند در زیر سازند تله زنگ قرار دارد و از ماسه سنگ مارن و شیل (رسوبات آواری فلیش) تشکیل شده است. سن این سازند مائس تریشتین تا پالئوسن است.

– سازند ساچون48:
این سازند در ناحیه فارس گسترش دارد و در زیر سازند جهرم قرار می گیرد. ضخامت آن در مقطع نمونه 1414 متر گزارش گردیده است. این سازند از گچ، مارن و دولومیت تشکیل شده است. سن این سازند مائسن تریشتین پسین تا پالئوسن پیشین است.

– سازند تاربور49:
سازند تاربور درناحیه فارس گسترش و با سازند گورپی هم شیب است. ضخامت آن در مقطع نمونه 524 متر است و از جنس آهک ضخیم لایه و گچ تشکیل شده است. سن این سازند کامپانین پسین تامائسن تریشتین است. زبانه کوچکی از سازند مزبور در محدوده ای از خوزستان (میدان منصوری و آب تیمور) به ضخامت حدود 50 متر در وسط سازند گورپی وجود دارد.

– سازند گورپی50:
سازند گورپی درمقطع نمونه 320 متر ضخامت دارد. و در خوزستان در زیر سازند پابده قرار دارد. این سازند متشکل از شیل، آهکی مارنی و مارن خاکستری می باشد و دارای سنگواره های ذره بینی پلانکتون ها است.
سن آن در نواحی لرستان از کامپانین تا پالئوسن است اما در خوزستان از سانتونین تا مائسن تریشتین است و ضخامت آن کمتر از نواحی لرستان است و در حدود 200 تا 220 متر (به طور تقریبی) در چاه های نفتی گزارش شده است.
–
گروه بنگستان51 :
این گروه از 4 سازند به ترتیب از بالا به پایین تشکیل شده است که عبارتند از: ایلام، سورگاه، سروک و کژدمی. سازند سورگاه در نواحی خوزستان وجود ندارد وتنها در لرستان گزارش شده است.

– سازند ایلام52:
سازند ایلام در زیر سازند گورپی قرار دارد ودر مقطع نمونه ضخامت آن 190 متر گزارش شده است. این سازند از آهک های شیلی به رنگهای خاکستری تا روشن تشکیل شده است.
سن آن سانتونین پیشین تا کامپانین است. از نظر رخساره زمین شناسی، این سازند درنواحی لرستان مربوط به رسوبات دریای عمیق است و در این سازند سنگواره های ذره بینی پلاژیک یافت می شود. سازند مذکور در خوزستان دارای رخساره کم عمق دریا است.

– سازند سورگاه53:
سازند سورگاه منحصرا در نواحی لرستان گسترش دارد و در زیرسازند ایلام قرار می گیرد. ضخامت این سازند در مقطع نمونه 175 متر گزارش شده است. این سازند از جنس شیل خاکستری تا خاکستری تیره و پیریت دار و لایه های فرعی و زرد رنگ آهکی تشکیل شده است. سازند مذکور در ناحیه خوزستان دیده نمی شود. سن این سازند کنیاسین تا سانتونین پیشین ( در مقطع نمونه)می باشد.

– سازند سروک54:
سازند سروک در نواحی لرستان در زیر سازند سورگاه قرار دارد و رخساره رسوبی آن عمیق است. در مقطع (در کوه بنگستان شمال بهبهان) نمونه ضخامت آن 820 متر است. مرز این سازند، با سازند کژدمی که در زیر آن قرار دارد به طور هم شیب و تدریجی است. این سازند متشکل از سنگهای آهکی ضخیم لایه و گلی، سفید تا نخودی رنگ همراه با سنگهای آهکی چخماقی (چرنی) است.
سازند سروک در بخشی از ناحیه فارس از جدید و قدیم دارای دو بخش است:
بخش احمدی: از جنس شیل خاکستری تا سبز همراه با آهکهای نازک لایه.
بخش معدود: از جنس شیل خاکستری تا سبز همراه با آهکهای نازک لایه.
سن سازند مذکور در محل مقطع نمونه از البین تاسنو مانین است.

– سازند کژدمی55:
سازند کژدمی در خوزستان در زیر سازند سروک قرار دارد و در محل مقطع نمونه (در کوه میش منطقه گچساران) 210 متر ضخامت دارد. این سازند متشکل از شیلهای بیتومین دار و آهک های تیره رسی و همراه با گلوکونیت فراوان می باشد. سازند مزبور در فارس به آهک های نریتیک(دریای کم عمق) تبدیل می شود و سن آن از آلبین تا سنومانین است و با تناوبی از مارن و آهک به سازند داریان که در زیر آن قرار دارد منتهی می شود.

– سازند گرو56:
سازند گرو در محل مقطع نمونه 823 متر ضخامت دارد. این سازند منحصرا در نواحی لرستان یافت می شود.
بنابراین درنواحی فارس و خوزستان وجود ندارد. ولی زبانه هایی از آن در خوزستان مشاهده می شود. سازند مزبور در محل مقطع نمونه، در زیر سازند سروک قرار دارد و جنس آن از شیل های خاکستری با تناوبی از آهکهای نازک لایه و شیل های خاکستری تا قهوه ای می باشد. سن سازند گرو کرتاسه (نئوکومین تا کیناسین) است.

– گروه خامی57:
این گروه شامل 5 سازند است که از بالا به پایین عبارتند از: داریان، گرون، فهلیان، هیث و سورمه. سن این گروه از ژوراسیک تا آلبین است.

– سازند داریان58:
ضخامت سازند داریان 5/286 متر در محل مقطع نمونه است. این سازند در زیر سازند کژدمی قرار دارد و تنها در نواحی فارس و خوزستان مشاهده می گردد و لذا در نواحی لرستان وجود ندارد. جنس سازند داریان آهک خاکستری تا قهوه ای رنگ است و به وفور دارای سنگواره اروبیتولفیا است. سن آن آپسین است ولی گاهی در برخی از نواحی به البین هم می رسد.

– سازند گدون59:
سازند گدون در نواحی خوزستان و فارس در زیر سازند داریان قرار دارد. و در محل مقطع نمونه 6/106 متر ضخامت دارد. این سازند از مارن و شیل خاکستری تا سبز و زرد و آهکهای تیره تشکیل شده است. در نواحی فارس بیشتر آهکی می شود. سن آن از نئوکومین تا آپسین است. بخش آهک خلیج در وسط شیل های گدون قرار دارد.
–
سازند فهلیان60:
سازند فهلیان در زیر سازند گدون قرار دارد و از 366 متر آهک خاکستری – قهوه ای رنگ تشکیل شده است. سازند مذکور در نواحی لرستان مشاهده نمی شود وسن آن نئوکومین است.

– سازند هیث61:
سازند هیث در زیر سازند فهلیان قرار دارد و در ناحیه فارس ساحلی دیده می شود. لیتولوژی این سازند تبخیری و بیشتر گچی است و ضخامت آن در حدود 46 متر می باشد.

– سازند سورمه62:
سازند سورمه در زیر سازند هیث قرار دارد و از دولومیت و آهک دولومیتی ضخیم لایه تشکیل شده است. این سازند در محل مقطع نمونه 672 متر ضخامت دارد. سازند سورمه در خوزستان شیلی و آهکی تیره رنگ است و سن آن ژوراسیک پیشین تا پسین است.
–
سازند تبریز63:
سازند تبریز زر سازند سورمه قرار دارد و در مقطع نمونه 290 متر ضخامت دارد و از جنس آهکی رسی نازک لایه همراه با سیلت استون های ماسه ای و دولومیت نازک لایه و شیل سبز رنگ تشکیل شده است. سن آن ژوراسیک پیشین (لیاس) است.

– سازندخانه کت64:
سازند خاندکت در زیر سازند تبریز قرار دارد و ضخامت آن در مقطع نمونه 364 متر است. لیتولوژی آن شامل دولومیت خاکستری تیره و دانه ریز گل سیلیسی است. سن این سازند تریاس پیشین است. سازندهایی که در نواحی لرستان در زیر سازند گرو قرار می گیرند به ترتیب عبارتند از:
گوتینا: 145 متر انیدریت و شیل خاکستری، نجمه: 18 متر آهک، سرگلو: 165 متر آهک خاکستری تیره با شیل تیره، علن: 91 متر انیدریت، موس: 55 متر آهک، عدبه: 61 متر انیدریت ، شیل و دولومیت.
موقعیت محل جغرافیایی مقاطع نمونه و تطابق چینه شناسی و مشخصات سنگ شناسی سازندها به همراه نمونه شکل هایی از ساختمان های زمین شناسی سازندهای زاگرس موجود می باشد.

فصل سوم

مهندسی مخزن

سنگ مخزن65:
یک مخزن هیدروکربنی سنگی است که هم دارای ظرفیت ذخیره سازی بوده (متخلخل باشد) و هم توانایی عبور سیال از میان خود را داشته باشد (تراوا باشد). نحوه رفتار هیدروکربن در داخل مخزن عمدتا به وسیله بعضی خواص ذاتی سیال درونی مخزن و محیط متخلخل کنترل می شود. تحلیل خصوصیات زمین شناسی مخزن که جریان سیال و مکانیسم های بازیافت را کنترل می کند، باعث ایجاد مدل های کاربردی برای شبیه سازی مخزن و توسعه میدان می شود.
در ارزیابی یک مخزن از کلیه تکنیکها و روش ها استفاده می شود تا بتوان پارامترهای زمین شناسی و پتروفیزیکی کنترل کننده حرکت سیال را در آن مشخص می نمود. درک متغیرهای پیچیده در خواص هیدرولیکی سنگ مخزن نظیر تخلخل تراوایی و فشار مویینه، ناهمگنی مخزن، شکل هندسی و محتوای سیال آن نیازمند یک کوشش همه جانبه است.
در این مطالعه از منابعی شامل مغزه ها، خرده ها، نمودارها66، توموگرافی لرزه ای67 و آزمایش چاه68 می باشد.

خواص فیزیکی سنگ های مخزنی:
1- تخلخل 69:
تخلخل یکی از دو پارامتر ضروری برای یک سنگ مخزن هیدروکربنی است. تخلخل عبارتست از نسبت حجم فضاهای خالی به حجم کل سنگ. در مخازن هیدروکربنی حجم فضاهای خالی توسط سیالاتی نظیر گاز، نفت و آب اشغال شده است. تخلخل با حرف لاتین نمایش داده می شود و بر حسب درصد بیان می گردد که می توان آن را به کمک یکی از روش های زیر بدست آورد.
حجم منافذ = VP

حجم دانه = Vg

حجم کل = Vb

بیشتر مخازن، تخلخلی درمحدوده 5 تا 30 درصد دارند. تخلخل های کمتر از 5 درصد به ندرت انباشته اقتصادی ایجاد می کنند و تخلخل بیشتر از 35 درصد خیلی نادر است.
انواع اصلی تخلخل:
تخلخل را می توان بر اساس زمان تشکیل، موثر بودن برای تولید و اندازه به انواع مختلف تقسیم بندی کرد:
از نظر زمان تشکیل تخلخل به انواع زیر تقسیم می شود:
* تخلخل اولیه70
* تخلخل ثانویه71
از نظر کاربردی یا موثر بودن برای تولید:
* تخلخل کل72
* تخلخل مفید73
* تخلخل جدا افتاده74
از نظر اندازه، تخلخل به انواع زیر تقسیم می شود:
* درشت تخلخل75
* ریز تخلخل76
تخلخل اولیه هم زمان با رسوب گذاری و تخلخل ثانویه پس از رسوبگذاری تشکیل می شود. از تخلخل اولیه می توان تخلخل بین دانه ای یا بین ذره ای که ما بین دانه های رسوب وجود دارد و تخلخل درون دانه ای یا درون ذره ای که در داخل خود دانه ها قرار دارد را نام برد. تخلخل بین دانه ای، بیشتر درماسه سنگ ها و تخلخل درون دانه ای، بیشتر در سنگ های آهکی اسکلتی وجود دارد.
تخلخل مفید مقدار فضاهای خالی را گویند که قادرند به وسیله نفت یا گاز قابل بازیافت پر شوند. این نوع تخلخل درواقع مقدار فضاهایی خالی است که به اندازه کافی به هم مرتبط بوده و نتیجه این ارتباط کافی حفرات به همدیگر، بازیافت نفت و یا گاز می باشد. درتخلخل مرتبط هر فضای خالی توسط چندین گلوگاه با فضاهای خالی اطراف مرتبط است. تخلخل مرتبط یا تخلخل تر بسته فقط با یک گلوگاه به فضاهای اطراف مرتبط است. در تخلخل جدا افتاده، هیچ ارتباطی بین حفرات موجود نیست. دو نوع تخلخل مرتبط و به هم مرتبط مجموعا تخلخل مفید سنگ را تشکیل می دهند.
به کلیه خلل و فرج که قطر آن ها کمتر از یک میکرون باشد ریزتخلخل اطلاق می گردد.
درشت تخلخل ها ممکن است در اثر رشد کانی های رسی پر کننده منافذ77 و رس های پل ساز78 به ریز تخلخل تبدیل شوند.

2- تراوایی79 :
برای یک سنگ مخزن صرف داشتن تخلخل پر از نفت یا گاز کافی نیست، بلکه خلل و فرج باید به هم متصل باشند تا هیدروکربن ها اجازه حرکت به داخل و خارج مخزن را بدهند. تراوایی توانایی محیط متخلخل برای انتقال سیال است. واحد اندازه گیری تراوایی دارسی 80است که به نام یک دانشمند فرانسوی می باشد که جریان آب در محیط های متخلخل را در سال 1856 مطالعه کرد. یک دارسی توانایی تراوایی یک سنگ است وقتی که بتواند در طی یک ثانیه اجازه عبور یک سانتی متر مکعب از یک مایع با گرانروی یک سانتی پوآز را ازسطح مقطع یک سانتی متر مربعی بدهد، وقتی که گرادیان فشار یک اتمسفر باشد. از آنجا که اکثر مخازن تراوایی کمتر از یک دارسی دارند، معمولا از میلی دارسی که یک هزارم دارسی است، استفاده می شود.
تراوایی سازندها از یک میلی دارسی تا بیش از ده هزار میلی دارسی (مخصوصا در مخازن دارای شکستگی نظیر آسماری) تغییر می کند.
عموما تراوایی را با K نشان می دهند. تراوایی میانگین در مخازن معمولا بین 5 – 500میلی دارسی (MD) است، هر چند بعضی ازمخازن استثنایی تراوایی بالای MD 3000 دارند.

انواع تراوایی:
1- تراوایی مطلق81:
تراوایی مطلق، تراوایی است که فضاها صد در صد از یک سیال اشباع شده باشد. تراوایی مطلق یک سنگ، خاص همان سنگ است و به نوع سیال درونی آن بستگی ندارد.

2- تراوایی موثر82:
تراوایی موثر وقتی است که بیش از یک سیال در منافذ وجود داشته و یکی از آنها غالب باشد. بنابراین تراوایی موثرتابع اشباع شدگی است.

3- تراوایی نسبی83:
تراوایی نسبی از پارامترهای مهم است که وقتی دو یا بیش از دو سیال متحرک، مثل نفت و آب، درمیان فضاهای خالی وجود داشته باشد تعریف می گردد. تراوایی نسبی برای یک فاز، از نسبت تراوایی موثر به مطلق تعیین می شود. پس تراوایی نسبی نیز تابع اشباع شدگی است. در یک مخزن حاوی نفت و آب، تراوایی نسبی نفت (Kro) می تواند بین صفر تا 1 متغیرباشد که بستگی به مقدار اشباع آب دارد. هنگامی که اشباع آب افزایش می یابد تا این که به صفر برسد.

4- تراوایی پایه84:
تراوایی پایه تراوایی هیدروکربن در حضور آب کاهش نیافتنی85 است. برای یک مخزن دارای آب و نفت، این بدان معنی است که تراوایی پایه همان تراوایی موثر برای نفت با حضور آب غیر قابل بازیافت است. برای یک مخزن گازی تراوایی پایه همان تراوایی گاز در حضور آب کاهش نیافتنی است.

3- ترشدگی مخازن86:
ترشدگی یک مخزن، تمایل یک سیال برای پخش شدن یا چسبیده شدن به سطوح حفرات است که این موضوع در حضور سیالات اختلاط نیافتنی صورت می گیرد. حفرات عموما به وسیله نفت، گاز یا آب اشباع شده اند. شرایطی که تحت آن گاز می تواند قابلیت ترکنندگی داشته باشد در ماوراء محدوده شرایط مخازن طبیعی قرار دارد. فقط نفت و آب قابلیت ترکنندگی دارند. اگر هر سه فاز نفت و گاز و آب در یک مخزن حضور داشته باشند، فقط یک سیال تر کننده کوچکترین منافذ و سوراخ ها را اشغال می کند.

انواع مخازن هیدروکربنی:
سنگ های مخزن بیشتر ماسه سنگی و کربناته هستند و به همین دلیل عمده بحث بر مطالعه این مخازن بوده و فقط به صورت گذرا مخزن هایی که کمتر معمول هستند، مثل مخازن موجود در سنگ های آذرین و دگرگونی، بررسی خواهد شد. مخازن هیدروکربنی به سه دسته اصلی ماسه سنگی، کربناته و غیرمعمول طبقه بندی می شود.

1- مخازن ماسه سنگی87:
یکی از مهمترین نوع مخازن نفت و گاز دنیا، مخازن ماسه سنگی است. کیفیت خوب مخازن ماسه سنگی مدیون ماهیت آن هاست. ماسه سنگ ها نسبت به فرآیندهای دیاژنزی، در مقایسه با کربنات ها، کمتر حساسند بنابراین شانس باقی ماندن تخلخل اولیه در آن ها نسبتا بالاست.
کیفیت سنگ های مخزن ماسه سنگی به تخلخل و تراوایی آن ها بستگی دارد. بدین ترتیب کیفیت مخزن ماسه سنگی به منشا، شرایط رسوبگذاری و محیط رسوبگذاران و نیز نهایتا به محیط دیاژنزی آن ها بستگی دارد.

طبقه بندی ماسه سنگ ها:
امروزه تقسیم بندی ها به طور عمده بر پایه کانی شناسی و مشخصات بافتی صورت می گیرد. مهمترین طبقه بندی هایی که امروزه بیشتر مورد استفاده اند، طبقه بندی فولک و پتی جان است.
شباهت طبقه بندی ماسه سنگ ها به ما این اجازه را می دهد که چهار نوع اصلی ماسه سنگ را معرفی می نماییم:
– کوارتز آرنایت ها88
– لیتیک آرنایت ها و ساب لیت آرنایت ها89
– آرکوزیک آرنایت ها90
– ماسه سنگ های گریوکی91
در سنگ های رسوبی انواع زیادی از سیمان ها وجود دارد. این سیمان ها عمدتا شامل کوارتز، رس و سیمان کربناته می باشد. این نوع سیمان در اکثر حوضه های رسوبی در دمایی بین 60 تا 45 درجه سانتیگراد شکل می گیرد. ازمهمترین منشاهای سیلیس برای سیمان کوارتزی می توان به دگرسانی یا حل شدن دانه های فلدسپات، حل شدن فازهای غیر پایداری سیلیس، تغییر و تبدیل درکانی های رسی، انحلال فشاری و جایگزینی کوارتز به وسیله سیمان کربناته اشاره کرد.
بسیاری از مخازن ماسه سنگی مقداری از تخلخل خود را به وسیله سیمان کوارتزی از دست می دهد. کانی های رسی انواع دیگری از سیمان ها می باشند که تاثیر زیادی بر کیفیت مخزن دارند. مهم ترین سیمان رسی شامل کائولینیت، ایلیت، اسمکتیت و کلریت می باشند. بلورهای کائولن معمولا به صورت صفحات کتابی فضاهای خالی را اشغال می کنند ولی تاثیر زیادی روی تراوایی سنگ ندارند. در صورتی که مقدار کمی ایلیت ممکن است بر روی تراوایی اثر قابل توجهی بگذارد.
سه فاکتور زیر در صورت وجود قطعات شکل پذیر سبب فشردگی بیشتر در ماسه سنگ ها و لذا کاهش تخلخل می گردد:
(A سیمان کوارتزی نمی تواند در محل تماس بین دانه های کوارتز و خرده سنگ ها توسعه پیدا کند. در حالی که در محل تماس دانه های کوارتز، سیمان سبب استحکام سنگ می شود. لذا با افزایش خرده سنگها، مقدار سیمان کوارتزی کم می شود. بنابراین گسترش سیمان کوارتزی هم زمان با زیاد شدن دانه های کوارتز افزایش می یابد.
(B خرده سنگ های شکل پذیر می توانند به سرعت تغییر شکل پیدا کرده و در فضاهای خالی مجاور رانده شوند و تخلخل را کاهش دهند. در چنین حالتی همچنین مقدار زیادی از حجم رسوبات کاهش می یابد.
(C خرده سنگ های شکل پذیر می توانند خرد شده و به صورت ماتریکس دروغین92 در آیند. این عمل سبب کاهش تخلخل و همچنین تسریع انحلال فشاری شده که نهایتا سبب کاهش کیفیت مخزن شود.

عمق93:
بیشتر رسوبات ماسه ای عهد حاضر دارای تخلخل بین 50-40 درصد در طی نهشته شدن می باشند. عموما این تخلخل با افزایش عمق دفن کاهش می یابد. میزان کاهش تخلخل با افزایش عمق دفن برای ماسه سنگ های با ترکیب متفاوت، مختلف است. ماسه های ولکانیک ژاپن که از نظر شیمیایی ناپایدارند، تخلخل خود را با افزایش عمق به سرعت از دست می دهند. برای ماسه سنگ های کوارتزی دلتای نیجریه که از نظر مکانیکی و شیمیایی پایدارند، تخلخل می تواند تا عمق 5-4 کیلومتری هم حفظ شود. بنابراین ترکیب شیمیایی ماسه ها یکی از فاکتورهای مهم کنترل کننده میزان کاهش تخلخل با افزایش عمق است. فلدسپارها به دلیل آن که به آسانی به رس تبدیل می شوند، نمی توانند سنگ مخزن خوبی بسازند و نیز در ماسه سنگ های لیت آرنایتی، قطعات سنگی به آسانی تحت تاثیر فشردگی، به صورت پلاستیک تغییر شکل داده و تخلخل و به تبع آن تراوایی سنگ کاهش می یابد. با این وجود، این احتمال وجود دارد که تعداد زیادی از مخازن با جنس لیتیک و فلدسپاتیک وجود داشته باشند، به خصوص آن ها که جوان تر و در عمق زیادی قرار نگرفته و زیاد حمل نشده اند.

– گرادیان زمین گرمایی94:
اثر گرادیان زمین گرمایی روی واکنش های شیمیایی نیز باعث تغییر در میزان از بین رفتن تخلخل نسبت به عمق می شود. معمولا گرادیان زمین گرمایی بیشتر، کاهش بیشتر تخلخل با عمق را باعث می شود. کاهش تخلخل با افزایش عمق در مناطق با گرادیان زمین گرمایی بالاتر، بیشتر است.

– نحوه دفن رسوبات95:
نحوه دفن رسوبات در یک حوضه رسوبی و یا به عبارت دیگر مدت تدفین نیز در کاهش تخلخل در ماسه سنگ ها موثر است. بر اساس آزمایشات تجربی، مشخص شده است که زمان به تنهایی می تواند سبب کاهش تخلخل شود، حتی اگر عمق تدفین، حرارت و فشار ثابت بمانند. مطالعه بر روی اطلاعات 38 مخزن ماسه سنگی به سن ژوراسیک پایانی تا ترشیری از هفت حوضه رسوبی در برزیل ارتباط متقابل بین تخلخل و شاخص زمان عمق 96TDI را به خوبی نشان می دهد. این مطالعه نشان می دهد که در طی تاریخچه دفن مخازنی که دیرتر به حداکثر عمق رسیده اند، یعنی دارای TDI کمتری هستند، نسبت به مخازنی که سریعا دفن شده و دارای TDI زیادی هستند، تخلخل بیشتری را دارا می باشند. TDI ای که بر حسب کیلومتر در میلیون سال است. و بیانگر چگونگی تدفین رسوب است. می تواند در پیشگویی تخلخل مخازن ماسه سنگی به کار برده شود.

انواع تخلخل در ماسه سنگها:
معمولا در ماسه سنگ ها چهار نوع تخلخل اصلی وجود دارد که شامل تخلخل بین دانه ای (اولیه)، ریز تخلخل، تخلخل انحلالی و تخلخل شکستگی است. ریز تخلخل به صورت خلل و فرج کوچک است که بیشتر همراه با کانی های رسی خصوصا درجازا است.
تخلخل انحلالی وقتی حاصل می شود که دانه های اصلی یا سیمان ها به طور بخشی یا کامل حل شوند. تخلخل شکستگی بر اثر تنش بر سنگ ها ایجاد می شود.
تخلخل در ماسه ها و ماسه سنگ ها در درجه اول با جورشدگی ، میزان تخلخل افزایش می یابد. نحوه آرایش دانه ها، سیمانی شدن، محتوای رس و شکل دانه ها نیز از دیگر عوامل کنترل کننده تخلخل هستند. عموما تخلخل ماسه سنگ های تولید کننده نفت بین 10 تا 40 درصد می باشد.
2-
مخازن کربناته97:
بیش از 65% هیدروکربن های خاور میانه در مخازن کربناته هستند. مخازن کربناته حاوی بیش از 40 درصد نفت تمامی میادین اصلی و 50 دردص میادین خیلی بزرگ98 است. سنگ های مخزن کربناته در میدان آغاجاری ایران روزانه بیش از 100000 متر مکعب نفت از حدود 36 چاه تولید کرده اند. منشا سنگ های کربناته، بر خلاف سنگهای تخریبی، در درون حوضه و یا نزدیک آن است. بیشتر آن ها منشا آلی داشته و محدوده وسیعی از اندازه ذرات را شامل می شود.

اجزای تشکیل دهنده کربنات ها:
دانه های اصلی و ماتریکس، اجزای اصلی رسوبات کربناته هستند. ماتریکس رسوبات آهکی عمدتا میکریت99 است. میکریت به وسیله بافت دانه ای که شامل بلورهای کلسیت نیمه شکل دار تابی شکل با اندازه بین 1 تا 4 میکرون است، مشخص می شود. طرق مختلفی برای تولید میکریت وجود دارد که شامل ته نشست شیمیایی، قطعات جلبکی میکروسکوپی، خرد شدن قسمت های سخت بی مهرگان، متلاشی شدن ناشی از فعالیت های جلبکی، پوسته میکروارگانیسم ها وغیره است. وجود یا عدم وجود میکریت در رسوبات کربناته یک روش جذب برای تشخیص انرژی محیط رسوبی است.
اجزای کربنات (دانه های اصلی و آلوکم ها) شامل موارد زیر است:
– دانه های اسکلتی100
– اورئیدها101
– پلت ها102
– پلوئیدها103
– پیزولیت ها104
– کورتوئیدها105
– دانه های به هم پیوسته106
– اینتراکلست107
– اونکوئیدها108
– اکستراکلست109

3- مخازن غیر معمول110:
به طور معمول، در حدود 90% نفت دنیا در مخازن ماسه سنگی و کربناته یافت می شوند. تعدادی از مخازن هم هستند که مخازن غیر معمول نامیده می شوند. هر سنگی می تواند سنگ مخزن باشد، به شرطی که تخلخل و تراوایی داشته باشد. مخازن غیر معمول شامل گرانیت، شیل و سایر سنگ های دگرگونی و آذرین است که به صورت معمول نمی توانند سنگ مخزن باشند. معمولا تخلخلی که در این مخازن یافت می شود، در اثر شکستگی به وجود آمده است. این نوع تخلخل های ناشی از شکستگی اکثرا در زیر ناپیوستگی ها ایجاد می شوند و بعضی وقت ها تخلخل شکستگی در اثر انحلال کانی های ناپایدار توسعه پیدا می کند.

پوش سنگ111:
پوش سنگ (سنگ پوشش): برای آنکه نفت بتواند در زیر زمین و در طبقات متخلخل ذخیره گردد، بر خلاف آنکه باید سطح زیر آنها غیر قابل نفوذ باشد در این مورد می بایست سطح فوقانی سنگ مخزن غیر قابل نفوذ باشد، زیرا نفت ها دارای خاصیت مویینگی شدید هستند ودر حالی که طبقه روی آنها غیر قابل نفوذ نباشد نفت ضمن صعود به سطح زمین می رسد.
برای آنکه خاصیت غیر قابل نفوذ پوش سنگ تحقق یابد لازم است سنگهای پوششی پلاستیک و غیر قابل نفوذ بوده و به مقدار کافی ضخیم باشند. خاصیت پلاستیکی سنگهای پوششی و ضخامت کافی برای مناطقی که دارای فعالیتهای تکتونیکی شدید می باشد مورد لزوم است زیرا اگر این دو کیفیت با هم وجود نداشته باشد در اثر حرکات تکتونیکی شدید، طبقات پوش سنگ شکسته می شود و نفت از امتداد شکافتها و شکستگی های موجود آمده به خارج نفوذ می کند.
رسوبات سمی ومارنی که نسبت به آبهای شیرین و شور غیر قابل نفوذ باشند بهترین سنگهای پوششی را تشکیل می دهند. همچنین رسوبات تبخیری مثل سنگ گچ بدون آب با انیدریت (CaSo4) و سنگ نمک (NaCl) سنگهای پوششی بسیار مناسبی برای مخازن محسوب می شوند، زیرا نسبت به آب و ترکیبات هیدروکربوی کاملا غیر قابل نفوذ می باشند.
در ایران مهمترین سنگ پوشش مخازن از یک سری رسوبات خیلی ضخیم تبخیری نظیر سنگ گچ، سنگ نمک و مارن تشکیل شده است که غیر قابل نفوذ بوده و بر روی رسوبات آهکی سازند آسماری (سن الیگو – میوسن) قرار دارد. این سنگ پوشش که اغلب مخازن جنوب و جنوب غربی ایران را می پوشاند در واقع بخش یک از سازند گچساران می باشد.

فصل چهارم

اکتشاف

اکتشاف:
معمولا در کارهای اکتشافی در ناحیه مورد نظر، قبل از این که یک چاه اکتشافی حفر شود مطالعات زیر صورت می گیرد:
1- بررسی زمین شناسی ناحیه برای پی بردن به وجود شرایط لازم برای تولید هیدروکربن.
2- بررسی های مغناطیسی و ثقل سنجی.
3- بررسی های لرزه شناسی.
4- اقدام به حفر چاه اکتشافی.

– روش های ژئوفیزیکی:
به طور خلاصه به علم ژئو فیزیک مطالعه زمین با استفاده از روش های فیزیکی می گویند. آغاز این علم به کشف گیلبرت درباره مغناطیس زمین و تئوری نیوتن درباره گرانی زمین بر می گردد.
روش های ژئوفیزیکی به صورت گسترده ای در اکتشاف نفت استفاده می شود. پیشرفت های این روش در اثر گسترش ابزارهای دقیق تر و پیچیده تر برای کسب اطلاعات بیشتر و هم چنین ظهور کامپیوترهای بسیار سریع برای پردازش داده ها حاصل است.
به طور کلی ژئوفیزیک به دو دسته ژئوفیزیک علمی و ژئوفیزیک عملی تقسیم می شود.

ژئوفیزیک علمی:
که از بخش های کوچکتری تشکیل شده است.
1-ژئودزی و گرانی سنجی (مطالعه میدان گرانش زمین):
که با استفاده از دستگاه ژئودزی گرافی که کار این دستگاه سنجش میزان گرانش زمین است که در جاهای مختلف زمین میزان گرانش زمین به مقدار بسیار جزیی تغییر می کند. که با محاسبه میزان گرانش در نقاط مختلف می تواند نقشه تعریف کند.
که در این نقشه جاهایی که از نظر میزان گرانش زمین با هم برابر است به هم متصل شده و به این ترتیب محدوده مخزن نفت مشخص می شود که مقدار آن در طاقدیس و قسمت های دیگر مخزن فرق دارد. که این روش یک روش ساده و کم هزینه است و دقت آن چنانی ندارد و باید مطالعات جامع تری بر روی آن انجام گیرد که این روش جزء روش مقدماتی و به منظور شناسایی انجام می گیرد.
2- لرزه شناسی112 :
مطالعه زمین لرزه ها و ارتعاشات حاصل از انفجار هسته ای یا شیمیایی و یا با استفاده از دستگاه تولید ارتعاش که این روش که با استفاده از دستگاه تولید ارتعاش و ایجاد زمین لرزه مصنوعی در یک منطقه و برگشت فرکانس ایجاد شده و ثبت آن می تواند وجود طاقدیس و مخزن را درمنطقه نشان دهند. در این روش، که شرح داده می شود با استفاده از دستگاهی به نام ژئوفون ها را بر روی زمین به فاصله های مشخص و پشت سر هم قرار می دهند که به صورت دو بعدی است.
که به کمک دینامیت و یا به کمک دستگاه یک سری لرزش و ارتعاش ایجاد کرده، که این ارتعاشات به صورت پیک هستند. این پیک ها در اثر برخورد لرزش ایجاد شده با مرز یک لایه بزرگتر می شود و هرچه لایه محکم تر باشد شدت برخورد و انعکاس ارتعاش بیشتر است. به کمک ژئوفون ها این ارتعاشات ثبت و داده ها به اتاق ضبط فرستاده می شود، در قسمت ضبط، داده ها ثبت شده و از آن جا به کامپیوتر رفته و نقشه منطقه بدست خواهد آمد.
که اگر ژئوفون ها به صورت دو بعدی در کنار هم قرار گیرند به صورت یک برش ایجاد می شود که در نقشه دو بعدی نمی توان حجم مخزن و گنجایش آن را بدست آورد. هر چه تعداد ژئوفون ها بیشتر و فاصله بین آنها کمتر باشد وضوح و کیفیت عکسها و اطلاعات نهایی بیشتر خواهد شد و هزینه این عملیات نیز بیشتر است.
3- ژئومغناطیس و ژئوالکتریک: مطالعه مغناطیس زمین و پدیده های الکتریکی.
4- ژئوترمومتری: مطالعه ویژگی حرارتی زمین
5- تکتونوفیزیک: مطالعه جنبه های فیزیکی تکتومیک جهانی و منطقه.
6- ژئوکاسموگونی: مطالعه و بحث درباره ی منشا زمین
7- ژئوکرونولوژی : مطالعه و بحث درباره تاریخ زمین و زمان حوادث آن.

– ژئوفیزیک عملی (کاربردی)
استفاده از روش های ژئوفیزیکی و اندازه گیری خصوصیات فیزیکی سنگهای زیر سطحی برای اکتشاف ذخایر پنهان شده در زیر زمین (از قبیل: نفت، گاز، آب، کانی ها و …) و یا برای مقاصد مهندسی که به سه بخش تقسیم می شود.
1- دور سنجی
2- چاه پیمایی یا چاه نگاری
3- ژئوفیزیک سطحی
بعد از انجام کارهای زمین شناسی و شناسایی منطقه نفتی عملیات بعدی که بر روی منطقه انجام می گیرد.

فصل پنجم

حفاری

حفاری113:
در سال 1895 برای نخستین بار نفت از یک چاه با عمق 5/69 فوت در پنسیلوانیا فوران کرد. نام کلنل در یک در تاریخ جستجوی نفت هم زمان با حفراین چاه ثبت شد. اگر چه این واقعه، صنعت حفاری نفت را آغاز کرد، اما با این وجود قبل از این تعداد زیادی از چاه ها به منظور تولید آب، نمک و قیر حفر می شده اند.

1-1- حفاری ضربه ای114:
همه چاه های قدیمی، از جمله چاه در یک با استفاده از سیستم ضربه ای115 حفر می شوند (شکل 1). در این سیستم یک متر با لبه های شبیه قلم پیکرتراشی به انتهای یک میله سنگین116 متصل است که آن هم به نوبه خود از یک شاهین117 آویزان است. مته به صورت سقوط آزاد به داخل چاه رها شده و بعد از برخورد به سنگ آن را به صورت قطعات خرد شده در می آورند. شاهین در گذشته به وسیله نیروی انسان یا حیوان به کار انداخته می شد، که بعد در قرن 19 به موتور بخار مجهز شد. در طی حفاری چاه به وسیله آب و گل حاصل از اختلاط آب و قطعات خرد شده سنگ ها پر می شد که به وسیله یک ابزار سیلندری شکل (گل کش) تخلیه می شده است. عمیق ترین چاه حفر شده با این روش، چاهی بود که در سال 1918 تا عمق 2250 متری حفر شد. سیستم ضربه ای هنوز هم برای حفر چاه های آبی کم عمق به کارمی رود.

1-2- حفاری دورانی118:
در آغاز قرن بیستم آنتونی لوکاس هم زمان با کشف میدان نفتی Spindeltop در تگزاس روش حفاری دورانی را به تمام جهان نشان داد. او ترکیبی از متد چرخان و تزریق مداوم گل را به کار برد. از آن زمان تا کنون روش حفاری دورانی با پیشرفت تکنولوژی، به صورت بسیار پیشرفته مورد استفاده قرار گرفته است. (شکل 2).

در روش حفاری دورانی از متدهای دندانه ای شکل نوع سه مخروط119 یا متدهای یک تکه ای از جنس الماس یا 120PPC استفاده می شود. زمانی که متد در حال چرخش است نیرویی توسط وزنه ای به آ ن وارد می شود. مزیت این روش این است که یک سیال (گل حفاری) می تواند به طور مداوم از میان مته که در حال خرد کردن تشکیلات سنگی است پمپ شود وجریان بالا رونده گل حفاری و قطعات خرد شده را از داخل چاه به سطح چاه حمل می کند. دکل حفاری121 دورانی، دستگاهی است که سه عمل زیر را انجام می دهد:
– بارگذاری وزنه بر روی مته
– چرخاندن مته
– گردش گل حفاری
انتهای رشته حفاری یقه مته122 نام دارد که به ته لوله حفاری123 به صورت پیچ شده و به همین صورت هم به بخش بالایی مته متصل است. این مجموعه به وسیله صفحه دوار124 و لوله چند وجهی125 می چرخد (شکل 3). لوله چند وجهی وسیله اتصال بین صفحه دوار و محور حفاری است که ممکن است چهار، شش یا سه وجهی باشد. (شکل 3).

بخش های تشکیل دهنده رشته حفاری126 در مرکز خود دارای یک مجرا هستند که سیال حفاری می تواند از طریق آن تا ته چاه گردش داشته باشد. یک سیستم بالا برنده موظف به نگهداری وزن رشته حفاری می باشد که آن را به داخل چاه فرستاده و بالا می کشد. زمانی که یک چاه حفر می شود به طور منظم به وسیله پوشش های مخصوصی پوشانده می شود. این عمل به وسیله لوله فولادی127 یا جداره128 انجام می شود. جدار تحت وزن خودش به داخل چاه رانده می شود و با عمیق تر شدن چاه قطر این لوله ها کوچک و کوچکتر می شود (شکل 4). نخستین لوله جداره به آرامی به داخل چاه رانده شده و سپس سیمان به داخل آنالوس (فضای بین جداره و دیواره چاه) پمپ می گردد و لذا جداره به دیواره سیمان می شود.
بعد از اینکه نخستین فاز حفاری تمام شد، حفاری مجددا با یک مته با قطر کوچک تری نسبت به قطر داخلی جداره که به داخل چاه رانده شده و سیمانی شده است، آغاز می شود. چاه عمیق تر می شود و جداره های بیشتری در داخل چاه قرار می گیرند که باید قطری کوچکتر از مته داشته باشند. (شکل 4).

1-3- حفاری جهت دار129:
حالت هایی وجود دارد که حفاری چاه قائم امکان پذیر نیست. مثلا وقتی که مخزن در زیر یک دریاچه یا رودخانه و یا مرکز شهر قرار قرار گرفته است. (شکل 5). در چنین شرایطی دکل حفاری دریک محل مناسب برپا شده و چاه برای رسیدن به مخزن منحرف می گردد. در حوضه های دور از ساحل130 معمولا حفر چاه های متعدد از یک سکوی حفاری عمومی، اقتصادی است. (شکل 6).

1-4- حفاری افقی131:
حفاری افقی در بسیاری از موارد می تواند سبب افزایش بهره وری از چاه های نفت گردد. به طور مثال این نوع حفاری قادر است تولید را در مخازن کارستی، مخازن با شکستگی های عمودی، مخازن با ستون هیدروکربنی نازک که مشکل مخروط شدکی به سمت پایین را دارند و در مخازن کم فشار، افزایش دهد. حفاری افقی برای مخازن به شدت شکسته شده و همین طور برای مخازن نازک لایه با تراوایی عمودی کم، نظیر رسوبات توربیدیتی و نیز برای مخازن همگن با کیفیت ضعیف، تاثیر بسزایی ندارد.
روش های متعددی برای حفاری افقی وجود دارد. در این روش ها قبل از رسیدن به مقصد، در نقطه ای خاص، به نام نقطه تغییر مسیر132، حفاری را تغییر جهت می دهند.
این تغییر مسیرمی تواند از 2 تا 6 درجه در هر صد فوت تا 5/1 تا 3 درجه در هر فوت حفاری متغیر باشد تا اینکه چاه در مقصد افقی گردد (شکل 7). از روش هایی که سبب انحراف چاه می گردند استفاده از whipstock است که یک گوه فلزی است که سبب انحراف سرمته می گردد. روش دیگر استفاده از یک موتور هیدرولیک است که در بالای سرمته نصب می شود و قادر است سرمته را منحرف کند. روش دیگر که در رسوبات نرم کاربرد دارد استفاده از جت حفاری133 است. در این روش در انتهای سرمته سر خروجی گل وجود دارد که یکی از آنها بزرگتر است و گل می تواند با سرعت و انرژی بیشتری خارج شود و لذا هنگامی که رشته حفاری در حال چرخش نیست، خروجی بزرگتر قادر است جهت حفاری را به سمت خود منحرف کند.

– مته های حفاری:
از متدهای حفاری می توان انواع زیر را نام برد:
متدهای مخروطی غلتکی134: این نوع مته از سه بخش اصلی تشکیل شده که شامل مخروط ها، یاتاقان ها و بدنه مته است.
مته های الماسی135: سه نوع مته الماسی وجود دارد که عبارتند از:
– مته های با الماس طبیعی
– مته های با الماس های نوع PCD
– مته های با الماس های نوع TSP:
از نظر چگونگی حفر سنگ ها نیز می توان مته ها را به دو دسته تقسیم کرد: اول مته هایی که سنگ ها را خرد کرده و جلو می رود و نتیجه حفاری به صورت خرده های سنگی136 کوچک به سطح می رسد.

نوع دیگر مته استوانه ای توخالی است که قادر است سنگ ها را به صورت مغزه ها برش دهد.

گل حفاری137:
در حفاری چاه های نفت عموما از گل حفاری استفاده می شود. گل حفاری از طریق لوله حفاری با فشار زیاد به داخل چاه پمپاژ می شود (شکل 10). گل از میان سر مته در تیر چاه خارج شده و از بین لوله حفاری و لوله جداری دیواره های چاه، خرده سنگ های چاه را حمل کرده و به سطح باز می گرداند. سپس گل حفاری صاف و دوباره مورد استفاده قرار می گیرد.

در طی حفاری، گل حفاری دارای کاربردهای زیادی است و اعمال مهمی را انجام می دهد که عبارتند از:
1- انتقال قطعات خرده سنگی به سطح: قطعات خرده سنگی را از صحنه کار شستشو داده و به سطح چاه انتقال می دهد.
2- تعلیق قطعات خرده سنگی در زمان توقف گردش سیال حفاری: در زمان اضافه کردن لوله حفاری به رشته حفاری گردش سیال حفاری متوقف می شود و صعود قطعات خرده سنگی در آنالوس، به طرف بالا متوقف می شود. در این حالت قطعات خرده سنگی در گل حفاری به صورت معلق قرار گرفته و نمی توانند سقوط کنند که به خاطر خاصیت دگرروانی138 سیال حفاری است.
3- خنک کردن مته و کاهش اصطکاک محور حفاری: سیال حفاری در حال گردش، به صورت یک خنک کننده عمل می کند و چاله های گل139 در سطح، عمل مبادله گرما را انجام می دهند.
4- دادن استحکام به دیواره چاه: فاز سیال حفاری به داخل تشکیلات تراوا نفوذ می کند و باعث ایزوله کردن و اندود کردن تشکیلات نفوذ پذیر در چاه شده و به پایدار کردن این تشکیلات کمک می کند.
5- جلوگیری از جریان یافتن سیال های موجود در تشکیلات به داخل چاه: فشار هیدرواستاتیک ایجاد شده توسط سیال حفاری مانع ورود هر نوع سیال به داخل چاه می شود.
6- انتقال دهنده نیرو به موتور داخل چاه. در حالت خاصی چون حفاری های جهت دار یا حفاری با مته های الماسی به منظور چرخش مته یک موتور یا توربین در ته چاه قرار می گیرد که این موتور به وسیله سرعت جریان گل حفاری به حرکت در می آید.
7- ارائه دهنده اطلاعات زمین شناسی: سیال حفاری اطلاعات با ارزشی را از جمله چگونگی پیشرفت حفاری به زمین شناسان و پرسنل می دهد.
گل های حفاری دارای انواع و اقسام متفاوتی است که از مهم ترین آن ها گل حفاری پایه آبی140 با اساس آب و گل حفاری پایه روغنی141 با اساس نفت و گل های پلیمری است.

تکمیل چاه142:
بعد از رسیدن به عمق نهایی و تکمیل جداره گذاری چاه و سیمانی کردن آن، یک سری تجهیزات پوشاننده و محافظ باید در بالای چاه نصب گردد. تجهیزات سرپوش چاه بخش فوران گیر BOP143 را که دارای یک سیستم فشار بالا است همراهی می کنند. تکمیل کردن شامل نصب توپک یا مجرابند144، لوله مغزی یا لوله استخراجی145 و شیرهای ایمنی و همچنین سوراخ کاری146 مخزن تولید کننده است.

فصل ششم

استخراج نفت و روشهای EOR

استخراج نفت147:
EOR مبحثی راجع به روش های مورد استفاده برای بازیافت بیشتر نفت از مخازن نفتی است، که جدا از برداشت اولیه و ثانویه می باشد.
در برداشت اولیه، استخراج نفت بیشتر با استفاده از انرژی داخلی مخزن، که توسط گازهای تحت فشار یا رانش طبیعی توسط آب ایجاد می شود، صورت می گیرد.
در برداشت ثانویه، بیشتر از تزریق آب یا آبروبی استفاده می شود. به این ترتیب EOR به عنوان سومین مرحله برداشت مطرح می شود. ازدیاد بازیافت نفت148 IOR و بازیافت پیشرفته نفت149 AOR معانی مشابهی با EOR دارند به جز آنکه روشهای مقدماتی و ثانویه را نیز در بر می گیرند، در ضمن گاهی اوقات EOR می تواند زودتر از مراحل قبل به کار رود. قبل از تهیه این پژوهش، آبروبی نوعی از EOR شناخته می شد ولی الان EOR به عنوان مرحله ای پس ازآن به شمار می رود.
این مجموعه شامل بررسی چهار گروه روش های بازیافت حرارتی150 امتزاج گاز151، رانش شیمیایی152 و رانش میکروبی153 می باشد. دوازده روش EOR و دو مورد تکنولوژی استخراج دراین مجموعه توضیح داده شده اند.
روش های بازیافت حرارتی عبارتند از: بخار روبی154، تحریک دوده ای با بخار155 و احتراق درجا156.
روش های امتزاج گاز برای بازیافت نفت عبارتند از: گازکربنیک روبی157، تحریک دوره ای با دی اکسید کربن158، نیتروژن روبی159 و نیتروژن – گاز کربنیک روبی160.
همچنین روش های رانش شیمیایی عبارتند از: پلیمر روبی161، شامل پلیمرهای ژلاتینی، رانش با پلیمرهای میسلی162، و قلیا روبی163.
روش های میکروبی عبارتند از: رانش میکروبی164 و بازیافت میکروبی دوره ای165.
تکنولوژی های استخراج نیز عبارتند از: تکنولوژی بهبود یافته حفاری166 و شکافت هیدروکیلی167.
بازیافت حرارتی168:
بازیافت حرارتی شامل تکنیکهای بخار روبی، تحریک دوره ای با بخار و احتراق درجا می باشد.
بخار روبی169: در این روش از بخار داغ برای گرم کردن نفت استفاده می شود که باعث انبساط نفت و کاهش گرانروی و اندکی تبخیر نفت وحرکت راحت تر آن به سمت چاه های تولید می شود. این روش در بازیافت نفت سنگین به منظور غلبه بر گرانروی بالای نفت به کار می رود.
تحریک دوره ای با بخار170:
این روش برای بالا بودن ضریب بازیافت در فاز برداشت اولیه از مخازن نفت سنگین استفاده می شود و اغلب به نام روش Huff & Puff نیز شناخته می شود. بعد از تزریق بخار به مخزن، چاه را می بندند تا سازند تولیدی در محدوده اطراف چاه گرم شود. بعد از مدت زمان کافی (اغلب یک یا دو هفته) تولید از چاه های تزریق شروع شده و تا جایی ادامه می یابد که گرما توسط سیالات استخراج شده از دست برود.
این سیکل تا کاهش فشار طبیعی مخزن و افزایش آب تولیدی که باعث غیر اقتصادی شدن فرایند می گردد، تکرار می گردد. در این مرحله معمولا اقدام به یک بخار روبی مداوم برای گرم کردن و رقیق کردن نفت و جبران فشار کاهش یافته مخزن می کنند تا استخراج ادامه یابد.
احتراق درجا171:
یا آتش روبی172، اغلب در استخراج نفت سنگین با گرانروی بسیار بالاتر از شرایط متعارف استفاده می شود. احتراق درجا اغلب با سوزاندن هوا برای ایجاد یک زون سوزان انجام می گیرد که در سازند به سمت چاههای تولیدی حرکت می کند. حرارت بسیار بالا باعث ایجاد زونهای بخار آب و نفت تبخیر شده می گردد که جلوتر از زون احتراق به سوی چاه های تولیدی حرکت می کنند و در سطح زمین آب وگاز و نفت از همدیگر تفکیک می شوند.
بازیافت شیمیایی173:
روش های بازیافت شیمیایی شامل تزریق پلیمر، پلیمر مسیلی و قلیا روبی است.
– پلیمر روبی174:
اغلب در مخازنی استفاده می شود که روش آبروبی در آنها کارایی لازم را ندارد مثل مخازنی که به دلیل شکستگی یا تراوایی بالا باعث انحراف جریان و هرزروی آب تزریقی می شوند یا مخازنی که به علت وجود نفت سنگین در مقابل جریان آب مقاومت می کنند. در فرآیند آب روبی، افزودن پلیمر قابل انحلال در آب باعث نفوذ بیشتر آب در سنگ مخزن شده و درصد بازیافت نفت را بالا می برد. از ژل پلیمری نیز برای بستن ناحیه های با تراوایی بالا استفاده می شود.
– پلیمر مسیلی175:
این روش از تزریق توده مسیلی شامل مخلوطی از سورفاکتانتها، شبه سورفاکتانت ها، الکل، آب شور و نفت بهره می برد که درون سازند حاوی نفت حرکت می کند و نفت به دام افتاده بیشتری را از سنگ مخزن رها می کند. این روش یکی از کاراترین روشهای EOR است و درعین حال از گران ترین روشها نیز می باشد.
– قلیا روبی176:
مستلزم تزریق مواد شیمیایی قلیایی (پتاس یا محلول های سوز آور) درون مخزن است که به علت واکنش با اسیدهای موجود در نفت تولید سورفاکتانت کرده و آن هم به نوبه خود با کاهش کشش سطحی، موجب تغییر ترشوندگی سطح سنگ مخزن و یا ایجاد امولسیون شده و به آزاد شدن نفت از سنگ ها کمک می کند. در نتیجه نفت با سهولت بیشتری می تواند درون مخزن به سمت چاه های تولیدی حرکت کند. تغییرات جدیدی که در اجرای این روش صورت گرفته عبارتست از افزودن سورفاکتانت و پلیمر به مواد قلیایی که روش ASP177 نامیده می شود و اساسا هزینه کمتری نسبت به روش پلیمرروبی مسیلی دارد.
رانش میکروبی178:
دو روش رانش وجود دارد که در آن ها برای افزایش بازیافت نفت از تکنیکهای میکروبی استفاده می شود: رانش میکروبی و بازیافت میکروبی دوره ای.

رانش میکروبی:
توسط تزریق محلول از میکروارگانیزمها و مواد غذایی مانند ملاس صنعتی درون چاه تزریقی حفر شده در مخزن نفت صورت می گیرد. تغذیه میکروارگانیسمها از مواد غذایی آنها باعث ایجاد مواد مختلفی از جنس اسیدها و سورفاکتانت ها تا گازهایی مانند هیدروژن و دی اکسید کربن می شود. این محصولات به روشهای گوناگونی بر نفت در جا تاثیر گذاشته و موجب حرکت آسانتر آن در مخزن به سوی چاههای تولیدی می شوند.

بازیافت میکروبی دوره ای179:
روش های میکروبی برای رانش و بالابردن تولید نفت شامل رانش میکروبی و بازیافت میکروبی دوره ای می باشد. بازیافت میکروبی دوره ای، یکی از جدیدترین روش های EOR است که نیاز به تزریق محلولی از میکروارگانیزمها و مواد غذایی به درون مخزن نفت دارد. این تزریق بسته به عمق و تراوایی سازند نفت دار در طول چند ساعت قابل انجام است. وقتی که عمل تزریق صورت گرفت چاه به مدت چند روز یا چند هفته بسته می شود. در طول این مندت که اصطلاحا زمان کشت میکروب180 یا دوره خیساندن 181نامیده می شود میکروارگانیزمها با استفاده از غذای آماده شروع به تکثیر و رشد می کنند. تولیدات متابولیسمی این میکروارگانیسمها به روش های مختلف باعث حرکت آسانتر نفت درجا و تسهیل در تولید نفت می گردند. بسته به نوع میکروارگانیزم استفاده شده، محصولات مختلفی همچون اسیدها، سورفاکتانت ها و برخی گازها عمدتا هیدروژن و دی اکسید کربن در مخزن تولید می شوند.
در انتهای این دوره زمانی، چاه باز شده و نفت ومحصولات ناشی از این فرایند استخراج می گردند. در این روش نیازی به تزریق همیشگی و پیوسته وجود ندارد ولی وقتی فاز تولید به انتها رسید، میکروارگانیسم ها و مواد غذایی جدید در صورت نیاز به تکرار عملیات باید دوباره در مخزن تزریق گردند.

بازیافت امتزاجی :
بازیافت امتزاجی گازشامل گازکربنیک روبی، تحریک دوره ای با دی اکسید کربن، نیتروژن روبی و نیتروژن – گازکربنیک روبی می باشد.

گازکربنیک روبی :
گاهی اوقات از دی اکسید کربن CO2 برای بالا بردن میزان جابجایی نفت در مخزن استفاده می شود. دی اکسید کربن به طور طبیعی در بعضی مخازن به صورت همراه با گاز طبیعی یا به طور تقریبا خالص ممکن است موجود باشد. دی اکسید کربن را می توان از کارخانه های تولید محصولات شیمیایی یا جداسازی از گازهای حاصل از احتراق نیروگاهها به دست آورد.
وقتی فشار مخزن طی برداشتهای اولیه و آب روبی کاهش می یابد، قبل از آغاز تزریق CO2 به مخزن باید این فشار به حالت اولیه برگردد که برای این کار آب از طریق چاههای تزریق درون مخزن پمپ می شود تا فشار به حد قابل قبولی برسد، در این هنگام CO2 از طریق همان چاههای تزریق به درون مخزن وارد می شود.
ابتدا حتی ذره ای از CO2 با نفت امتزاج نمی یابد ولی با افزایش فشار تزریق، عمل امتزاج با مولکولهای کوچک هیدروکربنهای سبک به طور آهسته صورت می گیرد و موجب تشکیل یک جبهه امتزاجی می شود. این جبهه امتزاجی ذاتا یک توده گاز غنی است که حاوی CO2 و هیدروکربنهای سبک می باشد. در شرایط مناسب دما و فشار، این جبهه قابلیت انحلال در نفت را دارد که باعث تسهیل حرکت نفت به سمت چاههای تولیدی می شود. این توده اولیه CO2 اغلب به وسیله تزریق متناوب آب و CO2 دنبال می شود. بکار بردن آب برای افزایش ضریب رانش و کاهش میزان CO2 مصرفی است.
تولید از توده نفتی، که در جلوی جبهه امتزاجی تجمع می یابد، صورت می گیرد. درحین برداشت سیالات مخزن از چاههای تولیدی، CO2 به شکل گازی خود بر می گردد و باعث انجام عمل مشابه گازرانی (gas lift) با گاز طبیعی مخزن می گردد. در سطح زمین CO2 را می توان از سایر سیالات استخراج شده جدا کرده و دوباره در چاه تزریق نمود که به کاهش مصرف CO2 کمک کرده و یک سیکل بازیافتی CO2 ایجاد می کند. این مراحل می تواند به طور مکرر اجرا شود تا زمانی که دیگر استخراج مقرون به صرفه نباشد.
تحریک دوره ای با دی اکسیدکربن (یکی از روشهای انگیزش چاه) :
تحریک دوره ای با دی اکسید کربن یکی از عملیاتهای استخراج سریع نفت از چاههای منفرد است. این روش مشابه عملیات دوره ای معمولی تزریق بخار huff & puff می باشد. CO2 از طریق یک چاه به درون مخزن نفت تزریق شده و چاه بسته می شود و پس از طی مدت زمانی برای رسوخ CO2 در سازند soak period چاه باز شده و نفت وسیالات دیگر استخراج می شوند.
در این فرآیند تولید نفت اضافی از طریق برخی یا همه مکانیزمهای زیر صورت می گیرد:
1- CO2 در نفت حل شده و با کاهش گرانروی، اجازه حرکت آزادانه نفت به سمت چاه تولیدی را می دهد.
2- انحلال CO2 در نفت حم آن را زیاد کرده و اشباع شدگی فاز نفت را بیشتر می کند.
3- با افزایش میزان CO2 و گازهای آزاد شده از نفت (به علت پایین بودن فشار مخزن) نیروی رانش گاز محلول در نفت افزایش می یابد.
4- هیدروکربنها توسط گاز CO2 فوق بحرانی استخراج می شوند. این فرایند درمخازن نفت سنگینی که در آنها اشباع نفت و دما و فشار بالاست و مانع آمیزش نفت و CO2 می شود نیز قابل اجراست. پارامترهای مهم عملی بودن این روش، حجم CO2 تزریقی در یک سیکل، تعداد سیکلها و میزان فشار پشت نفت در حین تولید هستند.
این فرایند می تواند چندین بار تکرار شود ولی با افزایش سیکلها، کارایی آن کاهش خواهد یافت. تحریک دوره ای با CO2 برای بازیافت نفت سنگین وقتی قابل استفاده است که روشهای حرارتی امکان پذیرنباشند.

نیتروژن روبی :
نیتروژن روبی در صورتی می تواند به عنوان روش بازیافت نفت برای یک مخزن انتخاب شود که شرایط زیر در مخزن مورد نظر موجود باشد.
1- نفت مخزن باید غنی از اتان تا هگزان C2- C6 یا هیدروکربنهای سبک باشد. این ترکیبات نمایانگر نفت سبک با درجه API بالاتر از 35 می باشد.
2- ضریب حجمی نفت باید بالا باشد که قابلیت جذب گاز اضافه را تحت شرایط مخزن داشته باشد.
3- نفت باید در شرایط زیر اشباع و یامیزان کم متان C1 باشد.
4- مخزن باید دارای عمق حداقل 5000 فوت باشد تا توانایی تحمل فشار تزریق بالا (بالاتر از 5000 PSI) برای امتزاج کامل نیتروژن با نفت را بدون شکسته شدن سازند داشته باشد.
استفاده از نیتروژن گاز شکل N2 برای مخازنی با این مشخصات به این دلیل مطلوب است که نیتروژن با هزینه ای کمتر از دیگر گزینه های ممکن قابل دسترسی است. نیتروژن را می توان به وسیله جداسازی های سرمایشی از هوا بدست آورد و هوا هم یک منبع نامحدود است ضمن آنکه نیتروژن یک گاز خنثی است و باعث خوردگی نمی شود. معمولا وقتی نیتروژن درمخزن تزریق می شود با تبخیر برخی ترکیبات سبکتر نفتی باعث تشکیل یک جبهه امتزاجی می شود. این جبهه گاز تا حدودی از ترکیبات سبک غنی است، به حرکت خود درون سازند ادامه داده و با مقدار بیشتری نفت برخورد کرده و باعث تبخیر ترکیبات بیشتری می شود و خود را غنی تر می کند. همین طور که این حرکت ادامه می یابد، لبه پیشرونده این جبهه گازی چنان غنی می شود که به حالت محلول یا امتزاجی درنفت مخزن وارد می شود. در این موقع فصل مشترک بین گاز و نفت از بین رفته و سیالات با هم مخلوط می شوند.
ادامه تزریق نیتروژن باعث هل دادن جبهه امتزاجی ( که به طور مداوم در حال نوسازی خود است) درون مخزن و جابجایی توده نفت به سمت چاههای تولیدی می شود. توده های آب نیز به طور متناوب بجای نیتروژن تزریق می شوند تا باعث بهبود ضریب رانش و بازیافت نفت شوند. در سطح زمین سیالات بدست آمده از مخزن جداسازی می شوند که در آنها نه تنها نفت بلکه سیالات گازی و نیتروژن تزریق شده نیز وجود دارند.

نیتروژن – گازکربنیک روبی :
تزریق نیتروژن و CO2 در واقع اصلاح روش رانش با دی اکسید کربن برای کاهش هزینه های استفاده از CO2 است که بایستی با خط لوله یا تانکر به محل آورده شود و طبیعتا هزینه آن زیاد خواهد بود. زیرا نیتروژن می تواند در محل و با هزینه بسیار کمتر تولید شود که در نتیجه به عنوان یک گزینه جذاب مورد توجه می باشد.
نیتروژن را می توان توسط یک جداساز سرمایشی از هوا، که منبعی نامحدود است، جدا کرد. همچنین N2 گازی خنثی و غیر خورنده است. در هنگام استفاده از این روش نیتروژن برای راندن توده دی اکسید کربن و نفت همراه آن به درون مخزن تزریق می شود.

تکنولوژی بهبود یافته حفاری:
علاوه بر روشهای بازیافت ارائه شده در اشکال قبل می توان از تکنولوژی بهبود یافته حفاری نیز به عنوان یکی از روشهای کمکی برای بهبود استخراج نفت نام برد.
دور سنجی با تپش گل حفاری Mud pulse telemetry سیستمی از حفاری است که در آن موقعیت مته حفاری از طریق ضربانهای فشاری و توسط گل حفاری از سرمته به سطح دکل حفاری ارسال می شود. این تکنولوژی از سال 1970 توسعه یافته است تا نیاز به انجام عملیات هزینه بر لوله بالا و فرستادن ابزارهای درون چاهی برای بدست آوردن اطلاعات کاهش یابد. این نحوه اندازه گیری درحین حفاری باعث توانایی در کنترل مداوم پیشرفت حفاری شده و دقت حفاری را بالا برده و هزینه های عملیاتی را کاهش می دهد.

مغزه گیری تحت فشار:
قابلیت اندازه گیری دقیق شرایط درون مخزن را در دسترس قرار می دهد. یک محفظه مغزه گیری درحالی نمونه سنگ مخزن را در خود جای می دهد که فشار مخزن را نیز بدون تغییر در خود محبوس می کند.

موتور حفاری درون چاهی:
یکی از ایده های بزرگ توسعه روشهای حفاری به صورت اریب و افقی است. بهبود در وقت، تجهیزات تکنیک که با تکنولوژی حفاری چاههای کم قطر ترکیب شده و انقلابی در دسترسی به مخازن نفت ایجاد کرده و چون می توان از یک نقطه چندین چاه در جهات مختلف حفر کرد لذا میزان آسیب به محیط زیست نیز از طریق کاهش اثرات سطحی دکل حفاری کاهش می یابد.

مته های حفاری الماسه پلی کریستالین:
در ابتدا تواناییهای زیاد مته های حفاری الماسه پلی کریستالین تحت الشعاع مشکلاتی از قبیل شکستن و جدا شدن تیغه های الماسه از آنها و زمان بر بودن تعمیر آنها قرار گرفته بود. اما در حال حاضر تکنولوژی های جدیدی برای جلوگیری از جدا شدن تیغه ها از مته ابداع شده که موجب می شود از مته های کمتری درحین حفاری استفاده شود و در نتیجه هزینه های حفاری کاهش یابد.
شکافت هیدرولیکی:
علاوه بر روشهای بازیافت که در اشکال قبل به آنها اشاره شد، روش شکافت هیدرولیکی را نیز می توان به عنوان یکی از روشهای بهبود تولید نفت به حساب آورد.
از روش شکافت هیدرولیکی برای ایجاد گذرگاههایی در سنگ مخزن استفاده می شود که باعث سهولت حرکت نفت به سمت چاههای تولیدی می شوند. این روش برای مخازنی کاربرد دارد که در آنها سنگ مخزن فشرده شده و منافذ بین تخلخلها تنگ یا مسدود شده اند و در مقابل جریان نفت مقاومت می کنند. برای ایجاد شکستگی در سنگ و تسهیل حرکت نفت، از تزریق سیالات محتوی ماسه به درون مخزن تحت فشار مناسب استفاده می شود. البته باید خیلی مواظب بود که شکافها به قسمت آبدار مخزن برخورد نکنند و گرنه میزان آب در زونهای تولید نفت بالا خواهد رفت. برای انجام این کار چندین تکنیک مختلف توسط امور پژوهش وزارت انرژی امریکا طراحی شده اند:

شکافت متناسب ضربانی:
این روش برای کنترل میزان کشیدگی و جهت شکستگیها طراحی شده است. مهمترین نکته در این روش تعیین دقیق میزان سوخت پرتابه درون چاه است که فشار کنترل شده ای برای ایجاد الگوی از پیش تعیین شده شکستگی پدید بیاورد.

شکاف با کف:
در این روش از کف با فشار بالا و در مخازن گازی استفاده می شود که مزیتهایی نسبت به تزریق اب با فشار بالا دارد چون باعث آسیب رسیدن به سازند نمی شود و ضمنا عملیات تمیز کاری چاه هم هزینه کمتری می برد.
شکافت با ماسه و گازکربنیک CO2/sand fracturing : باعث می شود میزان تولید بر اثر کاهش تاثیرات منفی تزریق سیالات دیگر افزایش یابد. مشکلاتی مثل مسدود شدن مجراها توسط مواد جامد یا حبس شدن آب در روزنه ها یا واکنشهای شیمیایی ناخواسته.

روش های ازدیاد برداشت از مخازن نفتی:
این فرآیند عبارتست از استخراج نفت از مخزن توسط مکانیزم های رانش نفت و نیروهای طبیعی موجود در مخزن. چهار مکانیزم عمده در این رابطه عبارتند از:
الف) رانش گاز محلول در نفت182
ب) نیروی ناشی از جریان آب183
ج) رانش ناشی از گاز موجود در کلاهک گازی184
د) پدیده ریزش ثقلی185
روش های فوق حدود 30-5 % نفت موجود در مخزن را در دسترس قرار می دهند.
بازیافت ثانویه و بازیافت ثالثیه فرایندهای دیگری جهت بهبود این بازیافت می باشند.

فرایند بازیافت ثانویه 186:
در این روش ها هدف اصلی تثبیت فشار مخزن می باشد و تزریق گاز و آب به مخازن نفتی به منظور حفظ فشار مخزن می باشد. فرایند بازیافت ثانویه را به دو دسته می توان تقسیم کرد:

1- رانش گاز187:
در این روش گاز تحت فشار به درون مخزن تزریق می گردد و طی آن جریان مداوم گازاز چاه های تحت تزریق به چاه های در حال تولید برقرار می گردد.

2- تزریق آب188:
در این روش از سیلاب زنی با آب189 جهت تثبیت فشار مخزن استفاده می شود و نفت را به سمت چاه های تولیدی می راند.

فرایند بازیافت ثالثیه190:
سایر روش ها به جز مکانیزم های گفته شده در بالا را بازیافت مرحله سوم نفت گویند مانند روش های احتراقی، شیمیایی و امتزاجی. روش های ازدیاد برداشت نفت EOR191 نامیده می شود. در این روش ها نفت باقیمانده در خلل و فرج که با دو روش پیشین قابل بهره برداری نبوده است استخراج می گردد.

نسبت تحرک192:
نسبت اختلاف فشار جلو به پشت جبهه جابه جایی نسبت تحرک نامیده می شود و در سیالات غیر قابل تراکم، برابر تحرک سیال جابه جا کننده به سیال جابه جا شونده می باشد، در جابه جایی امتزاجی و غیر قابل تراکم این نسبت برابر است با نسبت ویسکوزیته سیال جابه جا شوند به سیال جابه جا کننده.

انگشتی شدن193:
کل سطح / سطحی که با عامل جابه جا کننده در تماس است = EA
مقدار EA با افزایش تحرک کاهش می یابد، علت این امر ناپایداری جلوی جبهه است. این فرایند انگشتی شدن نامیده می شود و باعث میان شکنی زودرس می گردد.
تزریق گاز امتزاجی:
ازدیاد برداشت امتزاجی یا فرایند جابه جایی امتزاجی عبارتست از تزریق گازهای غنی شده نفتی، متان، دی اکسید کربن، حلال ها نظیر الکل و هیدروکربنهای تصفیه شده، که قادر به حل شدن در نفت مخازن می باشند به داخل مخزن.
مکانیزم اصلی این فرایند، کاهش و در عمل حذف فشار مویینگی و همچنین کاهش ویسکوزیته سیالات مخزن و تشکیل یک فاز می باشد. متان، پروپان و مواد مشابه با آنها، خاصیت اختلاط با نفت را دارا می باشند و اساس تزریق امتزاجی را تشکیل می دهند. در این فرایند سعی می گردد با حداقل حلال مصرفی، فازی به عنوان پیشرو، در صف مقدم تماس با نفت، ایجاد نموده تا متعاقب آن گاز با فشار بالا بتواند نفت را به سمت چاه های تولید هدایت نماید. این حلال بایستی از یک طرف قابلیت امتزاج در نفت را داشته و آن را در خود حل نموده و به طرف جلو براند و از طرف دیگر توانایی امتزاج در گاز خشک عقب جبهه را داشته و آن را به دنبال خود بکشاند. یک جبهه گاز یا حلال قابل امتزاج194 قادر به جابه جا نمودن قسمت اعظم (در بعضی از موارد تا بیش از %90) نفت مقابل خود می باشد و این بر خلاف حالت رانش عادی نفت توسط گاز غیرقابل امتزاج می باشد. در تزریق امتزاجی در هر نقطه صرفا با یک فاز سر و کار داریم که در نتیجه نفت در جلو جبهه قرار گرفته و گاز در عقب آن جریان دارد.
در جابه جایی به وسیله سیالات دیگر، خاصیت چسبندگی و اندازه خلل و فرج، نقش بسیار موثری دارند. چنانچه پیشتر نیز ذکر گردید در عمل تزریق امتزاجی فشار مویین به طور کلی حذف می گردد و در نتیجه با از بین رفتن کشش سطحی میان نفت و سیال جابه جا کننده، تمامی یا حداکثر نفت محبوس شده در منافذ سنگ مخزن استخراج می گردد. باکمک از روش تزریق آب، حداکثر نفت قابل دستیابی استخراج می گردد. در مواردی هم که عمل جابه جایی با گاز صورت می پذیرد، در خاتمه عمل می توان نفت باقیمانده را با بهره گیری از حلال ها استخراج نمود. معمولا پروپان یا مخلوطی از پروپان واتان یا بوتان به صورت گاز مایع نفت LPG برای این منظور به کارمی رود. در این روش اثر زبانه ای شدن نیروی ثقل195 و اثر انگشتی شدن نیروی ویسکوز196 به مراتب بیشتر ازسیلاب زنی با آب می باشد.
دلیل این دو پدیده کم بودن دانسیته و ویسکوزیته حلالها نسبت به نفت مخازن می باشد.
حلال های قابل استفاده در این فرایند عبارتند از: نیتروژن، گاز احتراق، متان، دی اکسید کربن، گازهای هیدروکربنی LPG.
دی اکسید کربن دارای فشار و دمای بحرانی کم و دانسیته زیاد می باشد. 87.2 OF , 106 psia
خصوصیات نزدیک به مایع دی اکسید کربن این حلال را به عنوان یک استخراج کننده خوب معرفی می کند.
دانسیته دی اکسید کربن در شرایط مخزن بسیار به دانسیته نفت نزدیک است. این موضوع به جلوگیری از ایجاد پدیده زبانه ای شدن کمک می کند. ویسکوزیته CO2 حدود 0.06-0.08 cp می باشد. در شرایط یکسان ویسکوزیته متان 3 تا 5 برابر کمتر است، بنابراین نسبت تحرک سیستم نفت خام و CO2 بهتر از سیستم نفت خام و متان می باشد.
نمودار سه تایی و امتزاج پذیری:
اطلاعات مربوط به اجزاء یک سیستم هیدروکربوری روی این نمودارها بهتر قابل مشاهده است. ما فاز غیرآبی را به سه قسمت تقسیم می کنیم:
1- سبک197
2- میانی198
3- سنگین199
نمودار سه تایی امکان بررسی رفتار فازی مخلوط های چند جزیی را با گروه کردن آن ها به صورت زیر می دهد.
1- سبک CO2,N2,C1
2- میانی
3- سنگین

خطوط امتزاج:
در نمودارهای سه تایی ترکیب درصد همه مخلوط های حاصله از ترکیب دو سیال بر روی خطی که دو سیال را به هم وصل می کند، قرار خواهد گرفت. اجزاء سبک و میانی به نسبتی در هم ممتزج هستند. ولی اجزا سبک و سنگین به صورت جزیی درهم ممتزج هستند. این دیاگرام ها در شرایط دما و فشار ثابت رسم می شوند و هر کدا از رئوس بیانگر %100 از جزء مورد نظر می باشند.

انواع جابه جایی:
جابه جایی به وسیله تزریق گاز به دو دسته تقسیم می گردد. امتزاجی و غیر امتزاجی.

فرایند های بازیافت امتزاجی در اولین تماس200:
آسان ترین و مستقیم ترین روش جهت رسیدن به جابه جایی امتزاجی تزریق حلال است که به هر نسبتی با نفت مخزن مخلوط گردد و بنابراین تمام مخلوط به صورت تک فاز درآید. اگر اختلاط فقط به وسیله پراکندگی201 یا نفوذ202 باشد ترکیب نهایی حاصل از اختلاط بین نفت و حلال روی خطی که این دو را به هم وصل می کند قرار می گیرد. اگر این خط به طورکامل خارج از ناحیه دوفازی قرار گیرد فرایند امتزاجی در اولین تماس نامیده می شود.
جهت حصول امتزاج در اولین تماس بین نفت مخزن و حلال تزریق فشار جابه جایی باید بالاتر از حداکثر فشار دوفازی203 هر ترکیبی از نفت و حلال در دمای مخزن باشد.
این مساله به ما اطمینان می دهد که نفت و حلال در حالت تک فاز قرار دارد.

فصل هفتم

بررسی تزریق گاز امتزاجی

رفتار فاز و خواص مایعات:
به جز پلیمر روبی، همه روشهای EOR به رفتار فازی سیالات مخزن و سیالات تزریق شده در مخزن استفاده می کنند.
این رفتار برای دسته بندی روشهای بازیابی و طراحی فرایندهای بازیابی استفاده می شود.
این بخش جنبه های کیفی و کمی رفتار فازی را بررسی می کند.
نفت و گاز از مخزن بدست می آیند آنها در معرض یک سری تغییرات فشار و دما هستند.
این قبیل تغییرات در نتیجه رفتار حجمی و انتقال این سیالات مخزن است و در نتیجه حجمهای گاز و نفت تولید می شود.
ما نیاز داریم که حجمهای واقعی نفت و گاز را تحت دما وفشار متغیر تعیین کنیم.
دو مدل پایه برای انجام این کار وجود دارد:

مدلهای نفت سیاه:
– خواص حجمی را با استفاده از روابط موجود میان خواص ماکروسکوپی اندازه گیری شده مثل درجه گرانروی API، فشار نقطه حباب، و گرانروی گاز، فشار و دما توصیف می کند.

مدلهای ترکیبی:
– به اطلاعات ترکیبی برای افزایش متغیرهای اولیه فشار و دما نیاز دارد.
مدلهای ترکیبی:
1- گاز و نفت مخلوطی از چندین جزء می باشند.
2- همه اجزاء ممکن است در هر دو فاز موجود باشد (گاز و مایع)
3- خواص حجمی فازها به صورت تابعی از فشار و دما و ترکیبات فازی استفاده شده همان مدل یک معادله حالت برای همه فازها به دست می آورد.
مدل نفت سیاه:
مدل نفت سیاه می تواند یک مورد خاص از یک مدل ترکیبی در نظر گرفته شود.
1- تنها دو جزء به صورت فازهای گاز G و نفت O نامگذاری می شوند.
2- جزء G ممکن است در فاز نفت حل نشود و این به واسطه حلال نفت – گاز محاسبه می شود. اگر چه جزء نفت O، نمی تواند در فاز گاز حل شود.
3- خواص حجمی از روابط جدایی برای فازهای گاز و نفت محاسبه می شود.
نمودارهای رفتار فازی:
نمودارهای فشار در مقابل دما می تواند برای تصور کردن مسیر تولید سیالات از مخزن به سطح برای دسته بندی سیالات مخزن بر طبق دمای بحرانی محل نسبت به دمای مخزن استفاده شود.
رفتار فازی نفت خام و آب و سیالات EOR یک زمینه معمول برای فهمیدن مکانیزم های جابجایی فرایندهای EOR است.
این رفتار شامل دو یا چند شکل فازی نفت خام – فرایندهای تزریق حلال امتزاج پذیر، مدلهای گاز – نفت. آب از بخار روبی و دو – و سه رفتار فازی سیستم های نفت – آب نمک – سورفاکتانت است. منظور اصلی از نمودارهای رفتار فازی برای توسعه راهبردهای را نرمال تولید نفت و گاز است.
تعاریف اصلی:
– سیستم: یک گروهی از مواد با مرزهای محدود (فیزیکی یا فرضی) است که می تواند به صورت ایزوله از سیستم در نظر گرفته شود اگر مطلوب باشد.
– سیستم بسته: تبادل جرم با محیط ندارد اما ممکن است تبادل انرژی داشته باشد. (دما)
– سیستم باز: تبادل جرم و انرژی با محیط اطراف دارد.
– سیستم ایزوله (آدیاباتیک): تبادل جرم یا انرژی با محیط اطراف ندارد.
– سیستم ممکن: سیستم از دو یا چند فاز ساخته شده که در سطح تماس فاز خواص شدتی ناگهان تغییر می کند.
– فاز: یک قسمت از سیستم که خواص شدتی همگن دارد و به وسیله یک سطح فیزیکی محدود شده است.
همگن به این معنی است که ممکن است از یک نقطه به نقاط دیگر بین یک محدوده بدون فهمیدن یک تغییر ناپیوسته در یک خاصیت حرکت کند. یک تغییر ناگهانی در یک خاصیت وقتی مشاهده می شود که سطح مشترک شکسته شود . یک سطح مشترک دو یا چند فاز را جدا می کند. این فازها جامد و مایع و گاز هستند.
– خواص: مشخصات یک سیستم (فاز) که ممکن است از لحاظ کمی ارزیابی شود.
این خواص عبارتند از:
– دانسیته فاز (مایع – جامد – گاز)
– تراکم پذیری
– کشش نظمی
– ویسکوزیته (گرانروی) (با کمک از مدلهای انتقال)
– ظرفیت حرارتی
– قابلیت هدایتی حرارتی
– جزء یک گونه مولکولی تعریف شده یا فرض سیالات مخزن حاوی اجزای زیادی هستند و ما معمولا برای ترکیب چندین جزء در اجزای فرضی یا نمایشی برای ساده سازی نمایش رفتار فازی و محاسبات بعدی استفاده کنیم.
تعریف شده C1,C2,H2O
فرضی یا موهوم C+7
– حالت شرایط یک سیستم در یک زمان مشخص وقتی که همه خواص شدتی ثابت باشند بدست می آید. نمودارهای رفتار فازی این نمودارها پوشش های فازی نامیده می شوند منحنی نقطه شبنم و منحنی نقطه حباب در نقطه بحرانی مخلوط همدیگر را قطع می کنند (به هم می رسند) .

خصوصیات پوش فاز204 (ترکیب فاز ثابت است):

شکل 1- خصوصیات پوش فازها

نمودار نقطه حباب: مرز بین فاز مایع و 2- محدوده فاز
نمودار نقطه شبنم: مرز بین فاز گاز و 2- محدوده فاز
نقطه بحرانی: محلی که نقطه حباب و نقطه شبنم با هم ملاقات می کنند.
دمای نقطه میعان: بالاترین دمای پوش فاز
فشار نقطه میعان: بالاترین فشار درپوش فاز
خطوط کیفیت: خطوط ثابت حجمی یا درصدهای مولی یک فاز.
دسته بندی مخازن بر پایه نمودار فازی:1
– مخازن گاز (تک فاز):
– گاز خشک (شکل 2 را نگاه کنید)و
– گاز مرطوب (به شکل 3 نگاه کنید.)
2- مخازن گاز (مخازن نقطه شبنم):
– گازهای میعانی یا برگشتی (معکوس)(شکل 4 را نگاه کنید).
3- مخازن گاز – حلال زیر اشباع:
– نفت سبک (شکل 5 را نگاه کنید) و
– نفت سیاه (شکل 6 را نگاه کنید).

شکل 2- نمودار فازی یک مخزن گاز خشک

شکل 3- نمودار فازی یک مخزن گاز مرطوب.
شرایط جداسازی بین پوش فاز است، بنابراین بیشتر مایعات در سطح تولید خواهند شد.

شکل 4 – نمودار فازی یک مخزن گاز معکوس (برگشتی) یا میعانی

شکل 5- نمودار فازی یک مخزن نفت سبک

شکل 6- نمودار فازی مخزن نفت سیاه
اگر ما پوش فاز را برای همه انواع سیال در یک نمونه روی هم قرار دهیم ما یک سری پوش فازهایی خواهیم داشت که نقاط بحرانی مخلوط ها روند زیر را دنبال می کنند:
– فشار بحرانی ازگاز خشک به گاز میانی و فرار افزایش می یابد جایی که آنها به حداکثر می رسند و دوباره به نفت سیاه بر می گردد.
– دمای بحرانی از گاز خشک به سیستم های نفت سیاه افزایش می یابد.
غلظت C1 از گاز خشک به نفت سیاه افزایش می یابد.
مشخصات یک نوع سیال به وسیله اجزایش ایجاد و مشخص می شود.
صفحه بعدی شامل محاسبات پوش فاز با مخلوط هیدروکربن با همان اجزاء اما با خواص متفاوت است.

شکل 7- پوش فاز مخلوطهای مختلف با همان اجزای هیدروکربنی برای خواص متفاوت محاسبه شده است.
اجزای خاص سیالات مخزن در جدول زیر داده شده است.

جدول 1- درصد مولی اجزای معمولی سیالات مخزن تک فازی.
انتقال بین یک سیال میعانی و یک سیال سبک بر حسب ترکیب مشخصه به خوبی تعریف نشده است.
سیالات مخزن همچنین حاوی گونه های شیمیایی دیگر است که ممکن است رفتار فازی را حتی پیچیده تر کنند.

جدول 2 یک خط هادی کلی از ترکیبات سیالات مخزن ارائه می دهد.
جدول 2- خط هادی ترکیبات سیالات مخزن. (جدول از MC Cain گرفته شده است. خواص سیالات نفتی pen well 1990).

دسته بندی مخازن بر پایه تولید و داده های PVT (فشار – حجم – دما):
قبلا ما از یک گونه سیال معین استفاده می کردیم (ترکیبی با نفت سیاه) ، ما باید چندین خط هادی در مورد نوع سیال مخزن داشته باشیم. ما با نفت سبک، نفت سیاه، گاز میعانی و … در ارتباط هستیم.
پوشش PT می تواند.
اولین ترکیب سیال آماده شده اند.
خطوط هادی دیگر بر حسب تولید و داده های PVT هستند.
مخازن نفت سیاه:
GOR کمتر از SCF/STB 1000
دانسیته کمتر از 45 0API
دمای مخزن کمتر از 250 0 F
FVF نفت کمتر از 2.00 (نفتهای با انقباض کم)
رنگ سبز تیره تا سیاه
ترکیب 30% < C+7
مخازن نفت سبک:
GOR بین 1000-8000 SCF/STB
دانسیته بین 45-60 0 API
FVF نفت بزرگتر از 2 (نفتهای با انقباض زیاد)
رنگ بین قهوه ای روشن تا سبز
ترکیب C+7 12.5%

مخازن گاز میعانی:
GOR بین SCF/STB 70000-100000
دانسیته بزرگتر از 60 0 API
رنگ روشن
ترکیبC+7 12.5 %

مخازن گاز مرطوب:
100000 SCF/STB < GOR
درمخزن به شکل مایع نیست.
شرایط جداسازی بین پوش فاز واقع شده است ومایع در سطح تولید می شود.
مخازن گاز خشک:
GOR بیشتر از 100000 SCF/STB
مایع در سطح تولید نمی شود.
خطوط هادی برای طبقه بندی نوع سیال مخزن.

رفتار خواص سیال برای فرایندهای EOR:
نفت و خواص گاز: نفت خام همیشه با گاز تحت هر شرایطی در سیستم تولید در ارتباط است. رفتار فشار به حجم یک نفت به وسیله نوع و مقدار گاز درمحلول تحت تاثیر زیادی واقع شده است.

چنانچه فشار مخزن کاهش یابد، گاز از محلول خارج شده و به شکل یک سیستم دو فازی در می آید. شدتهای نسبی گاز و نفت از مخزن.
همچنین تزریق گاز ها یک فرایند معکوس است، گاز به محلول اضافه می شود.
تعدادی از محدوده های دما و فشار معمولی:

خواص جالب نفت وگاز برای مهندسین مخزن و واحدهای معمولی دیگر هستند.
– فاکتور حجم لایه های نفت [res bbl/STB]=(B0)
– عامل حجم لایه گاز[cu ft / SCF]=(Bg) یا [res bbl/SCF]
– عامل حجم کل لایه [res bbl/STB]=(Bt)
– نسبت نفت – گاز محلول [SCF/STB]=(Rs)
– ویسکوزیته های نفت و گاز
– ضریب تراکم پذیری و انبساط ناگهانی.
خواص سیال مخزن در طول مدت تولید تغییر خواهد کرد زیرا:
– تغییرات فشار و یا دما
– تزریق عوامل بازیابی (امتزاجی یا شیمیایی)
اضافه کردن سیال به مخزن ممکن است فشار و ترکیبات را تغییر دهد زیرا نتیجتا خواص فیزیکی تغییر خواهد کرد. به اضافه فعل و انفعال سنگ سیال ممکن است به طوری که در قسمت بعدی خواهید دید تغییر کند.

خواص سیالات مورد نظر برای فرایندهای EOR آنهایی هستند که تحت تاثیر قابلیت تحرک سیال بین مخزن هستند.
این خواص شامل:
– دانسیته (BO,Bg ضریب تراکم پذیری و انبساط حرارتی)
– گرانروی
– کشش های سطحی (مطالب بیشتر در این مورد در نمونه بعدی آمده است)
شکل پیش طرح رفتار نفت و خواص گاز را به صورت تابعی از فشار و دما و ترکیب دنبال می کند.
نمودارهای ضریب تراکم پذیری:
شکل عمومی این نمودار در شکل 8 نشان داده شده است.

شکل 8- شکل عمومی ضریب تراکم پذیری.
فقط یک نمودار عامل تراکم پذیری می تواند برای تخمین خواص حجمی هر مخلوط و سیال هیدروکربنی خالص استفاده شود.
آن همراه خواص نقصانی یا شبه نقصانی (Ppr,Tpr),(Pr,Tr) استفاده می شود.
خواص نقصانی به صورت زیر تعریف می شوند:
وابستگی ترکیبی درمیان ارزیابی بحرانی یا خواص شبیه بحرانی مخلوط دیده می شود. اینها افزایش به کاهش یا خواص شبیه بحرانی را می دهند.

خواص شبه بحرانی مخلوط ها معمولا با استفاده از قانون اختلاط خطی با اجزای مخلوط به صورت زیر ارزیابی می شود.
با یک بیان مشابه برای دمای شبه بحرانی.
اینجا Nc تعداد اجزای مخلوط است و Zi جزءهای مولی آنها هستند.
جدول 3 حاوی خواص بحرانی اجزای خالص هیدروکربنی است و بیشتر اجزای غیرهیدروکربنی معمولی (آب و CO2) در سیالات مخزن یافت می شود. (منبع MC Cain – رفتار فازی هیدروکربن).

جدول 3- ثوابت فیزیکی هیدروکربن های خالص.

نمودار زیر تغییرات پوش فاز یک سیال مخزن در طول مدت تولید و یا تزریق را نشان می دهد.
تغییرات ترکیب به علت برداشت و تزریق گاز:

شکل 9- تغییرات ترکیب به دلیل تولید و تزریق گاز (بررسی از Mc cain ، سیالات نفتی، 1990).

طرح های بعدی شامل رفتار خواص سیال اصلی با فشار و دما است.

شکل 10- فاکتور حجم کل لایه
رفتار فازی سیالات مخزن (نفت وگاز) از یک تجزیه آزمایشگاهی یک نمونه سیال مخزن بدست آمده است.
روابط نسبی فشار – دما – حجم می تواند برای ارزیابی رفتار نفت مخزن تحت شرایط دما و فشار استفاده شود.

شکل 11- فاکتور حجم لایه گاز

شکل 12- گرانروی نفت

شکل 13- حلالیت گاز

شکل 14- تراکم پذیری دما ثابت

شکل 15- انبساط حرارتی
این خواص نفت همچنین می تواند از آزمایشهای آزمایشگاهی یا از روابط موجود بدست آید.
دو روش استاندارد برای اندازه گیری کردن رفتار نفت و گاز تحت فشار ودمای متفاوت شامل:
– تبخیر ناگهانی
– جداسازی دیفرانسیلی (آزاد سازی)
آزمایشهای آزمایشگاهی دیگر را برای تخمین امکان یک فرایند تزریق همچنین می توان انجام داد.
این آزمایش های ویژه در طرح پوشش فرایندهای امتزاج دیده خواهد شد.

تبخیر ناگهانی:
تبخیر ناگهانی یک فرایند جداسازی نفت – گاز است که نفت و گاز همیشه در تمام مدت جداسازی با هم در تماس هستند. این کار در دمای مخزن انجام می شود.
شکل زیر فرایند جداسازی ناگهانی را نشان می دهد.

شکل 16- فرایند تبخیر ناگهانی
دمای مخزن = دمای آزمایش
جداسازی دیفرانسیلی:
جداسازی دیفرانسیلی یک فرایند جداسازی نفت – گاز است که گاز جدا شده در مرحله اول، قبل از ورود نفت باقیمانده به مرحله بعدی جداسازی خارج می شود.
فرایند جداسازی در فشار و دمای مخزن انجام می شود به جز مرحله آخر که در شرایط استاندارد اجرا می شود. (P=14.7 psia, T=60 0F)
شکل بعدی فرایند آزاد سازی دیفرانسیلی را بیان می کند.

شکل 17- فرایند جداسازی (آزاد سازی)دیفرانسیلی
این خواص نفت همچنین می تواند از آزمایشهای آزمایشگاهی یا از روابط موجود بدست آید.
آب در مهندسی نفت:
آب نقش مهمی در مهندسی نفت ایفا می کند. آن در مخزن به صورت آب همزاد وجود دارد.
آن مطمئنا در سفره آب موجود می باشد. آن بیشتر اوقات همراه نفت و گاز تولید شده از مخزن خارج نمی شود.

مقاومت ویژه آب نمک (آب + یون های حل شده) به وسیله تحلیل گر نمودارگیری برای محاسبات اشباع استفاده می شود. برای یک آبروبی خوب وموفق آن یک جزء ضروری است.
خواص پایه آب که مورد توجه مهندسین مخزن است تراکم پذیری، عامل حجم لایه، گرانروی، ترکیب شیمیایی و مقاومت ویژه هستد. ترکیب شیمیایی لایه آب برای تخمین منبع آب مخزن، مقاومت ویژه آب برای تحلیل خوب و سازگاری آب تزریق شده برای آب روبی استفاده می شود.
آب موجود:
– آب همراه نفت
– سفره آب
– تولید نمودار گیری چاه
– تزریق
– رفتار آب

خواص لایه آب (آب نمک):
خواص مورد توجه مهندسین مخزن عبارتند از:
– حلالیت گاز در آب
– تراکم پذیری آب
– عامل حجم لایه آب
– گرانروی آب
– خواص شیمیایی
– مقاومت ویژه
تجزیه شیمیایی آب:
همه لایه های آب حاوی یون های حل شده هستند. یون ها ممکن است به دو گروه دسته بندی شوند. یون ها با بار مثبت یا کاتیون ها و یون های با بار منفی یا آنیون ها. این یون ها از نمک در محلول ادامه پیدا می کنند و هدایت الکتریکی به کم یا زیاد بودن مقاومت وابسته به غلظت نمک بر می گردد.
لایه های آب طبیعی هستند که بارهای مثبت و منفی در حال توازن و تعادل است. جدول زیر یون های خاص در لایه آب را نشان می دهد.

جدول 4- یون های خاص در لایه آب.
نمودارهای محکم برای نشان دادن ظرفیت های (+) و (-) یون در آب استفاده می شوند و الگوهای خاصی را دنبال می کنند.
مقاومت ویژه الکتریکی آب:
مقاومت الکتریکی خاصیتی است که در نمودارگیری چاه برای تخمین خواص از سنگ مانند: تخلخل، برخوردهای آب، نفت و … استفاده می شود.
استفاده از داده های تجزیه سیال:
استفاده از این خواص درمحاسبات مهندسی مخزن شامل:

حجم سنجی:
موازنه حجم – نفت سیاه
معادله موازنه مواد – گازها و نفت سیاه
معادله موازنه مواد ترکیبی- نفت سبک و گاز میعانی.

افزایش بازیافت نفت:
استفاده از این خواص درمحاسبات مهندسی شامل:
– طراحی تجهیزات سطحی
– مکانیک سیالات چاه
– آزمایش تولیدات
– تجزیه فشار گذرا
– تکمیل چاه

نمودارهای فازی:
برای دیدن تاثیرات ترکیبات در رفتار فازی ها به سیستم های تجزیه دوتایی و تکی نیاز داریم. نمودارهایی که تا این جا دیدید هیچ وابستگی ترکیبی را نشان نمی دهند. مدلهای معادلات حالت با خواص اجزای خالص تنظیم (کالیبراسیون) می شوند. و بعدا برای مخلوط ها به وسیله استفاده از قوانین اختلاط و ترکیبات مولی تعمیم داده می شوند.
بیشترین انواع معمول نمودارهای فازی عبارتند از:
(PT),(PV),(TV) : تکی
(PT)zi,(PV)zi,(P,x,y)T,(T,x,y)p,… : دوتایی
(PT)zi یعنی: نمودارها بر حسب فشار در یک مخلوط با ترکیب ثابت (zi)

شکل 18- نمودار فازی تک جزیی.
مهندس نفت معمولا به محدوده کوچکتر نمودار فازی توجه می کند. محدوده پوشش دهنده تعادل بخار – مایع.

شکل 19- منحنی فشار بخار (VLE)
این شکل منحنی فشار بخار را برای یک جزء خالص نشان می دهد. چنانچه دما افزایش یابد فشار بخار تا نقطه بحرانی افزایش می یابد. دردماهای بالاتر از دمای بحرانی عبور فاز وجود ندارد (از بخار به مایع و بالعکس) درهر فشار.
حالت جزء (یادآوری: تک جزیی) در یک فشار و یا دمای بالاتر از مقدار بحرانی اش یک حالت سیال است و چنانچه فشار افزایش یابد دانسیته آن به طور یکنواخت از پایین (شبیه گاز) به بالا (شبیه مایع ) تغییر می کند.
شکل همچنین دو خط ازدانسیته ثابت (حجم ثابت) یک بخار و دانسیته یک مایع نشان می دهد. توجه داشته باشید که در یک دما و فشار ثابت دو دانسیته وجود دارد. برای یک سیال تک جزیی در منحنی فشار بخار یک خط است که با نقطه شبنم و حباب یکی می شود.
مدل های فشار بخار:
فشار بخارها با استفاده از معادله آنتوان به خوبی نشان داده شده اند:

که C,B,A ثابتهای خاص برای هر جزء هستند (مثلا: پروپان، دکان) این مدل می تواند در شبیه سازی حرارتی استفاده شود.
دانسیته (حجم / جرم) عکس جرم مخصوص (جرم / حجم) است. برای دیدن تغییرات دانسیته (یا حجم مخصوص) با فشار و دما نمودارهای فازی دیگر باید استفاده شوند.
این نمودار فشار – حجم مخصوص است. برای یک ماده خالص نیز مشابه می باشد.

شکل 20- نمودار فشار بر حسب حجم مخصوص برای یک ماده خالص.
– نقطه بحرانی (CP) بالاترین دما و فشاری است که در یک فاز بخار و یک فاز مایع می تواند وجود داشته باشد.
– حجم های گاز و مایع در نقطه بحرانی یکی می شود.
– دما ثابت ها در محدوده مایع پرشیب تر هستند نسبت به محدوده گاز برای بازگشت تراکم پذیری پایین تر مایع.

رفتار فازی سیستم های تکی ودوتایی:
نمودارهای فازی بعدی برای مخلوط های تکی و دوتایی برای بیان کردن رفتار سیالات چند جزیی در فشار، دما و ترکیبات متفاوت به کار می رود.

شکل 21- نمودار فازی برای مخلوط تکی و دوتایی.
قسمت چپ شکل 21 دو منحنی فشار بخار برای جزء [2].[1] نشان می دهد. در Ta ، فشار بخارها هستند و جزء [1] بسیار سبک (فرار) است.
اجزاء سنگین تر، در کل، مانع دماهای بحرانی بالا می شوند و فشار بحرانی پایین تری نسبت به اجزاء سبکتر دارند.
به عنوان مثال: Tc=89.92 0F Pc=706.5 psia (اتان) C2
Tc=652.0 0F Pc=305.2 psia (دکان) C10
قسمت سمت راست شکل (21) رفتار فازی همه مخلوط احتمالی بین [2],[1] در دمای Ta انتخاب شده را نشان می دهد.
با جا به جا کردن بیشتر اجزای سبک محور X کشیده می شود. دو نقطه با دورترین فاصله فشار بخار اجزای خالص را نشان می دهد.
احاطه کردن در محدوده فازی توسط دو خط فشار حباب (بالا) وفشار شبنم (پایین) را به صورت تابعی از ترکیب در T=Ta نشان دهد.
به یاد داشته باشید که فشار نقطه حباب افزایش می یابد همان طور که ترکیب بیشتر اجزاء سبک افزایش می یابد.

ترکیب هیدروکربن:
ترکیب هیدروکربن ممکن است بر پایه وزن یا بر پایه مول نشان داده شود. برای مدلهای ترکیبی ما از پایه مولی استفاده می کنیم. نسبت بین مول و جرم، وزن مولکولی را به ما می دهد.
(eq.4) وزن مولکولی جزء I / جرم جزء I = مولهای جزء i
(5.eq)

وزن مولکولی برای اجزاء خالص جدول بندی شده است و برای مواد شیمیایی تعریف نشده از روابط زیر بدست می آیند. با جمع شدن اجزای مایع (کسرهای مولی) با X و اجزای گاز با Y نشان داده می شوند.
بنابراین
(eq.6)

(7.(eq

(8.eq)

(9.(eq
قسمت چپ شکل 22، دو فشار بخار اجزاء (1) و (2) و دو نمودار فازی (خطوط ساید) را نشان می دهد که نتیجه دو مخلوط متفاوت از اجزای (1) و (2) است.
هر نمودار فازی یک ترکیب کلی ثابت دارد. نمودار نزدیک تر به جزء (1) یک غلظت بالاتری از آن جزء را نشان می دهد.

شکل 22- نمودار فازی یک مخلوط دوجزیی.

در یک فشار ثابت Pa، دو فشار بخار در دماهای اشباع متناظرشان تقسیم شده اند.
قسمت راست این شکل تصویر ترکیب، دما در فشار انتخاب شده Pa را نشان می دهد.
حالت همه ترکیبات مخلوط بین (1) و (2) در P=Pa در این شکل نمایش داده شده است.
اجزای فوق بحرانی:
در بالای این نقطه، ما فشارها و دماهایی را انتخاب کردیم به طوری که ما می توانیم فشار بخار هر دو جزء را تقسیم کنیم و اگرچه، فشار و دما در هر یک یا هر دو جزء خالص به صورت فوق بحرانی وجود دارد (تک فازی) هر چند مخلوط معین ممکن است به صورت VLE نمایش داده شود.
شکل 23 تصویر سه دمای متفاوت در فضای ترکیب را نشان می دهد.

شکل 23- نمودار فازی یک مخلوط دوجزیی، فشار برحسب ترکیب.
به یاد داشته باشید که در Ta هر دو جزء فوق بحرانی هستند. اگرچه، ممکن است یک محدوده تعادل دو فازی وجود داشته باشد. به همین نحو در شکل 24، ما تصاویر سه فشار متفاوت را داریم که همان خصوصیات را نشان می دهد.

شکل 24- نمودار فازی یک مخلوط دوجزیی، دما بر حسب ترکیب.
مسیر تخلیه:
همه نمودارهای بالای این نقطه ترکیب بخار و مایع را در همان محور نشان می دهد. بعد ما سه جزء متفاوت از همان جزء را تشخیص خواهیم داد. (لطفا به یاد داشته باشید تفاوت بین جزء دو ترکیب را) در همان نمودار.
Z1 = کسر مولی کلی (1)
Y1= کسر مولی بخار (1)
X1= کسر مولی مایع (1)
شکل 25- یک فرایند کاهش مخزن همه ما را برای یک مخزن نفتی با دو جزء نشان می دهد.

شکل 25- فرایند کاهش مخزن همدما برای یک مخزن نفتی با دو جزء.
در فشار A، سیال مخزن در تک فاز بالای فشار نقطه حباب زیر اشباع است و یک ترکیب Z1 دارد.
به طوری که وقتی فشار به نقطه B برسد تولید اتفاق می افتد. در این موقعیت، سیال در نقطه حباب خودش است. سیال مخزن اشباع گفته می شود. همان طور فشار به افت خود به نقطه c ادامه می دهد، ترکیب اصلی مخزن تغییر می کند. گاز ازمحلول خارج می شود و این گاز یک ترکیبی دارد که با Y1 نشان داده شده در شکل. نفت از اجزای سنگین غنی تر شده و این ترکیب با X1 نشان داده می شود.
کسر مولی بخار همراه با منحنی شبنم خوانده می شود همان طور که کسر مولی مایع از منحنی حباب خوانده می شود.
مقادیر نسبی (1)و(2) در مخلوط دوفازی از یک موازنه جرم بدست می آیند.
به یاد داشته باشید که هر ترکیب مخلوط کلی به وسیل خط اتصال افقی X1 محدوده شده است و Y1 همان ترکیب تعادلی را دارد. هر تغییراتی مقادیر نسبی بخار و مایع هستند.
این به صورت ریاضی نشان داده می شود:
(eq.10)

(11.(eq
جایی که fv کسر مولی بخار در مخلوط است. آن هست:
eq.12))

(13.eq)
معادله 13 برای هر تعداد از اجزا و برای همه اجزا قابل استفاده می باشد.
(eq.14)

جداسازی گاز و جداسازی نفت هر دو برای احیای ترکیبات مخزن در کنار هم قرار گرفته است.
وقتی که در یک مسئله ترکیب کردن مجدد کار می کنیم، GOR تولید شده به یک پایه مولی تبدیل می شود و بنابراین ترکیب مخزن می تواند پیدا شود، این بعدا پوشش داده خواهد شد.
شکل 26، VLE را برای یک مخلوط با استفاده از طرح ترکیب – دما نشان می دهد.
همه مفاهیم معادل هستند با آنهایی که در شکل 25 نشان داده شده اند.
هر حالتی در محدوده دو فازی برای اینکه تشخیص داده شوند نیازمند دما و فشار می باشند (محاسبات ناگهانی) برای بدست آوردن سایر خواص فیزیکی مانند: دانسیته، تراکم پذیری و کشش های سطحی معادلات شبیه سازی برای پیش بینی VLE استفاده می شود( معمولا یک EOS درجه سه) که در T,P مربوطه حل شده است و یک دسته از ترکیبات مایع و بخار تعادلی.

شکل 26- یک فرایند تقطیر معمولی نشان داده شده است.(معمولا ستون ها فشار ثابت هستند).
شکل 27 همه حالتهای ممکن یک سیال مخزن با ترکیب کلی ثابت (Zi) را نشان می دهد که در فشارها و دماهای متفاوت بیان شده است.
چنانچه تولید اتفاق بیفتد، وقتی که میانگین فشار مخزن فشار نقطه حباب است، تغییرات ترکیبی وجود خواهد داشت.
مخازن با یک کلاهک گازی همچنین می توانند بیان شوند. دو نمودار فازی برای سیالات با ترکیب متفاوت تقسیم می شوند. Pres,Tres داده شده تقسیم می شوند.

شکل 27- نمودار فشار – دما برای یک مخلوط چند جزیی.
شکل 28 نشان می دهد که چطور تغییرات ترکیبی که در طول مدت تولید اتفاق می افتد، نمودار فازی را به سمت رفتار نفت حرکت می دهد.

شکل 28- نمودار فازی دینامیکی یک سیال مخزن هنگامی که تولید اتفاق می افتد.
همه نمودارهایی که بالای این نقطه دیده می شوند تصویر یک نمودار سه بعدی هستند به طوری که در شکل بعدی می تواند دیده شود.
رفتار فازی یک سیستم سه جزیی:
یک دسته بندی عمومی سیالات مخزن بر حسب توزیع ترکیبی در نمودار سه جزیی نشان داده شده است.

شکل 29- دسته بندی کلی سیالات مخزن بر حسب توزیع ترکیبی.
نمودار سه جزیی: بررسی
قراردادها:
هر گوشه یک نمودار نشانگر % 100 از یک جزء است وجهت های مخالف % 0 از آن جزء هستند.
مخلوط های دوجزیی روی قسمت هایی از نمودار مثلثی نشان داده می شوند، مخلوط های سه جزیی (اجزاء) درمیان سه ضلع نشان داده می شوند.
%100 از سبکترین جزء در بالا کشیده شده است، حد وسط در سمت راست و سنگین در سمت چپ است.
یک نمودار سه جزیی دما و فشار ثابت خودش را دارد. (P,T)

شکل 30- نمودار سه جزیی اجزاء سنگین . حد وسط سبک.

نمایش کیفی تعادل فازی:
شکل 31 تحول یک مخلوط از متان (C1)، پروپان (C3) و نرمان پنتان (C5) در یک دمای خاص 160 0F را نشان می دهد و در فشارهای متفاوت (به یاد داشته باشید که یک نمودار سه جزیی تعادل مخلوط را در یک فشار و یک دما نشان می دهد.)
این شکل داده های واقعی را نشان می دهد و آن رسم مجدد از کتاب Mc Cain است.
در این نمودارهای سه جزیی بعدی در همان دما (160 0F) و درفشارهای متفاوت، شما می توانید تغییرات رفتار فازی خاصی را در مخلوط به صورت تغییرات فشار تجسم کنید.

شکل 31- تکامل مخلوطی از متان (C1)، پروپان (C3) و نرمال پنتان (C5) در 160 0F و در فشارهای متغیر.

خطوط رقیق سازی:
وقتی که روابط رفتار فازی در یک نمودار سه جزیی نمایش داده می شود، ترکیبات همه مخلوط های ممکن از مخلوط دو سیال به خطوط مستقیم افت خواهد کرد.
وصل کردن نقاط ترکیبات دو منبع سیالات را نشان می دهد.
به عنوان مثال، همه مخلوط های n-C4 و نقطه حباب سیال X در شکل در همه نسبتها امتزاج پذیر هستند در حالی که مخلوط های X با C1 در غلظت های بالای C1 امتزاج پذیر هستند.

شکل 32- مثال خطوط رقیق سازی.
نمایش کمی تعادل فازی:
خطوط ارتباط یا تعادل:
خطوط ارتباط شرایط تعادلی گاز و مایع در یک دما و فشار داده شده را متصل می کنند.
– منحنی نقطه شبنم ترکیب گاز را می دهد.
– منحنی نقطه حباب ترکیب مایع را می دهد.
فرض ها: B.P (نقطه حباب) – غنی تر در اجزای سنگین تر.
D.P (نقطه شبنم) – غنی تر در اجزای سبک تر.
همه مخلوط های که با ترکیب کلی (Zi) در امتداد یک خط ارتباط هستند. همان گاز تعادلی (yi) وترکیب مایع (Xi) را دارند. اما مقادیر نسبی بر پایه مولی گاز و مایع (fv,fz) به صورت خطی تغییر می کنند. (مایع در نقطه حباب -1 و بخار در نقطه حباب -0)
مقادیر نسبی گاز هستند:
(eq.15)

به عبارت دیگر :
(eq.16)
که

((eq.17
(18.(eq
یا
(eq.19)
بنابراین :
eq.20))
این همچنین به صورت قانون لور مشخص شده است و fv به صورت گرافیکی نیز می تواند تعیین شود.

شکل 33- یک نمودار فازی سه جزیی خطوط اتصال و نمودار فازی را نشان می دهد.

استفاده از نمودارهای سه جزیی – نمایش یک رفتار فازی چند جزیی با یک نمودار شبه سه جزیی:
نمودار سه جزیی ممکن است رفتار فازی مخلوط های چند جزیی را با استفاده از دسته بندی آنها به 3 شبه اجزاء تعیین کند.
یک راه معمول برای دسته بندی اجزاء متفاوت یک مخلوط بر پایه شباهت های بحرانی و سایر خواص فیزیکی است.
سبک (…,CO2-C2,N2-C1,CO2,C1)
سنگین (C+7)
حد واسط (C2-C6)
نمایش رفتار فازی یک مخلوط سیال مخزن / حلال به وسیله شبه اجزاء یک ابزار مفید برای درک مفهومی فرایندهای امتزاج است که یک حلال در یک مخزن تزریق می شود و با سیال مخزن مخلوط می شود.
برای اهداف محاسباتی با استفاده از EOS (معادلات حالت) یک سری از خواص بحرانی باید به شبه اجزاء تعیین شوند. این ها معمولا در شرایط نقطه جوش نرمال، وزن مولکولی و یا دانسیته خودشان در شرایط استاندارد توصیف می شوند. چندین رابطه برای مشخص کردن این کسرها در دسترس می باشند.
در تصاویر بعدی نسبت مقادیر این خواص طبق کتز و فیروز آبادی نشان داده شده است.

شکل 34- مقادیر نسبی کتز و فیروز آبادی نقطه جوش نرمال، دانسیته در شرایط استاندارد و وزن مولکولی الکانها.

شکل 35- مقادیر نسبی کتز و فیروز آبادی نقطه جوش نرمال، فشار بحرانی، دمای بحرانی و ضریب مرکزی برای الکانها .

– فرایند های بازیافت امتزاج در برخورد اول (FCM):
ساده ترین و بهترین روش برای انجام جابه جایی امتزاجی تزریق یک حلال که اختلاط کامل با نفت مخزن در همه نسبت ها را داراست به طوری که همه مخلوط ها تک فازی هستند.
چند نمونه مثال هستند: هیدروکربنهای با وزن مولکولی متوسط C3-C4 یا مخلوط هایی از LPG.

شکل 36- مثال یک فرایند بازیافت امتزاجی در برخورد اول (FCM):
نفت مخز با ترکیب "O" می تواند با متان تا حد غلظت "A" رقیق شود و تا انجام FCM بی حرکت بماند.

شکل 37- نمودار سه جزیی برای تمرین FCM:
برای اینکه امتزاج در برخورد اول بین حلال و نفت اتفاق بیفتد، فشار جابه جایی باید در بالای فشار نهایی و فشار همه ترکیبات ممکن بین حلال تزریق شده و نفت مخزن در دمای مورد نظر باشد.
همان طور که غلظت متان در سیال تزریق شده افزایش می یابد (به سمت بالای نقطه A در شکل 36 حرکت می کند). CB افزایش می یابد و FCM نخواهد داشت.
اگرچه امتزاج پذیری دینامیکی به وسیله مکانیسم های برخورد متعدد می تواند انجام شود . (MCM).
1- راندن گاز- میعان شده.
2- یا رانش گاز تبخیر شده.
3- رانش گاز تبخیر شده – میعان شده و

مسائل درگیر با FCM:
حلال های هیدروکربنی با وزن مولکولی متوسط برای تماس های ثابت FCM ممکن است مقداری از آسفالت را از آسفالت خام رسوب دهد.
رسوب آسفالت سخت ممکن است نفوذ پذیری را کاهش دهد و قابلیت تزریق و تولید چاه را تحت تاثیر قرار دهد. آن همچنین ممکن است باعث مسدود شدن چاه های تولیدی شود.
تغییرات فشار و دما ویا افزایش هیدروکربن های با وزن مولکولی متوسط یا CO2 به مقداری از سیالات مخزن ممکن است باعث چند فازی شدن آن بشود.
بعضی از این فازها هستند،
– رسوب جامد آسفالتین و یا واکس ها (رسیدن به فوق اشباع به علت تغییرات دما و فشار یا ترکیب)
– دو یا چند فاز مایع (غنی – CO2 و غنی – هیدروکربن)
– فازهای جامد – مایع و گاز – مایع.
در گذشته، حلال های LPG که FCM داشتند برای تزریق مداوم گران بودند.
در عوض حلال در یک حجم محدود تزریق شده بود یا توده، و توده با یک سیال کم ارزش مانند گاز طبیعی یا گاز سوخت جانشین شده بود.

شکل 38- درجه بندی ترکیبی.
با تصور چنین طرح فرایندی، حلال امتزاجی نفت را جا به جا می کند در صورتی که گاز رانش امتزاجی حلال را جا به جا می کند. توده های کوچک حلال را در میان مخزن پیش می برند.
امتزاج پذیری میان حلال و گاز رانش به صورت معمولی حداقل فشار لازم برای جابه جایی امتزاجی در فرایند توده FCM با حلال های LPG را تعیین می کند.

همین طور توده حلال در میان مخزن حرکت می کند، در اختلاط با نفت در لبه هدایت و با رانش گاز در لبه پشتی.

اثرات فشار:
در نمودارهای سه جزیی بعدی اثر فشار بر روی تعادل فازی نشان داده شده است. همه نمودارها با استفاده از EOS محاسبه شده اند. دما در همه آنها ثابت است (T=180 0F) . اما فشار از 4000 psi تا 14.7 متغیر است.

اثرات دما :
در نمودارهای سه جزیی بعدی اثر دما بر روی تعادل فازی نشان داده شده است. همه نمودارها با استفاده از EOS محاسبه شده اند. فشار در همه آنها ثابت است (p=2000psia)

منابع و ماخذ:

* دانشیار، کمال- مهرانفر، رضا؛ تزریق گاز امتزاجی در مخازن نفتی ترک دار- امور پژوهش و توسعه شرکت مهندسی توسعه نفت، واحد انتقال تکنولوژی
* رضایی، محمدرضا؛ زمین شناسی نفت- انتشارات علوی
* امیری بختیاری، حسن؛ مبانی زمین شناسی عمومی- – امور پژوهش و توسعه شرکت مهندسی توسعه نفت، واحد انتقال تکنولوژی
* امین زاده، علی- Jeo.R. Lindley ؛ روشهای افزایش بازیافت نفت خام (ترجمه) – امور پژوهش و توسعه شرکت مهندسی توسعه نفت، واحد انتقال تکنولوژی
* جزوه آموزشی زمین شناسی نفت، اداره کل زمین شناسی گسترش، اداره مطالعات
* بلکه جانی، ویدا؛ اکتشاف و تولید نفت- گزارش کارآموزی

گزارش کارآموزی مقطع کارشناسی رشته صنایع شیمیایی

موضوع:

نگرشی بر فعالیتهای بالادستی صنعت نفت

نگارش:

استاد راهنما:

تابستان 84

فهرست

عنوان صفحه
پیشگفتار 1
مقدمه 2
فصل اول:نفت خام 7
خواص فیزیکی نفت خام 8
فصل دوم: انواع سازنده های زمین شناسی 12
توصیف سازندها 13
فصل سوم: مهندسی مخزن 26
سنگ مخزن 27
انواع مخازن هیدروکربنی 33
پوش سنگ 41
فصل چهارم: اکتشاف 43
اکتشاف 44
فصل پنجم: حفاری 48 انواع روشهای حفاری 49
انواع مته 56
گل حفاری 58
تکمیل چاه 61
فصل ششم: استخراج نفت و روشهای EOR 62
بازیافت حرارتی 64
بازیافت شیمیایی 66
رانش میکروبی 67
بازیافت امتزاجی 69
تکنولوژی بهبود یافته حفاری 74
شکافت هیدرولیکی 76
فصل هفتم: بررسی تزریق گاز امتزاجی 85
رفتار فاز و خواص مایعات 86
آب در مهندسی نفت 112
نمودارهای فازی 116
اثرات فشار 145
اثرات دما 151
منابع 155

تقدیم به :
این کار را تقدیم می کنم به آنهایی که با دستان خویش گلهای زیبای آفرینش را آبیاری می کنند و از قلبشان آشیانی می سازند تا طوفان های سهمگین روزگار نتواند شکوفه های معطر زندگیشان را با خود ببرد، به پدر و مادرم که در دنیای من همتایی ندارند.
1 Petroleum
2 Natural gas
3Crude oil
4 asphalt
5 reservoir
6 Mature source rock
7 Reservoir rock
8 Migration pathway
9 Cap rock
10 Oil trap
11 asphalt
12 Natural seepages
13 Anticline theory
14 Hunt
15 Stratigraphic traps
16 magnetometry
17 gravimetry
18 Seismic surveys
19 Porosity
20 Water saturation
21 micropaleontology
22 Facies models
23 cores
24 cuttings
25 Paleo enviroments
26 Reservoir geometry
27 Hubbert & Hill
28 Acquisition and processing
29 Black oil
30Viscosity
31 Pour point
32 Density
33 Condensate
34 condensate
35compressibility
36 Bakhtiyari formation.
37 Type section
38 Aghajari formation
39 Mishan formation
40 Gachsaran formation
41 Asmari formation
42 Pabadeh formation
43Jahrom formation
44Shahbazan formation
45 Kashkan foramtion
46Taleh zang formation
47 Amiran formation
48Sachoun formation
49 Tarbor formation
50 Gourpy formation
51Bangeston formation
52 Ilam formation
53 So???gah formation
54 Sarvak formation
55 Kaj Domi formation
56 Gero formation
57 Khami group formation
58
59 Gadoune formation
60 Fehliyan formation
61 Heise formation
62Sourmeh formation
63 Tabriz formation
64 Khaneh kat formation
65 The reservoir rock
66 logs
67 Seismic tomography
68 Well testing
69 porosity
70 Primary porosity
71 Secondary porosity
72 Total porosity
73 Effective porosity
74 Isolated porosity
75 Macro porosity
76 Micro porosity
77 Pore filling
78 Pore bridging
79 Permeability
80 Darcy
81 Absolute permeability
82 Effective permeability
83 Relative permeability
84 Base permeability
85 Irreducible water
86 Reservoir wettability
87 Sandstone reservoirs
88 Quartz arenites
89 Lithorenite and sublitharenites
90 Arkosic arenites
91 Greywaeke sandstones
92 pseudomatrix
93 Depth
94 Geothermal gradiant
95 Burial history
96 Time – Depth Index
97 Carbonate reservoirs
98 Giant oil field
99 micrite
100 Skeletal grains
101 ooids
102 pellets
103 peloids
104 pisolites
105 cortoids
106 Aggregate grains
107 intraclast
108 oncoids
109 extraclast
110 Atypical reservoirs
111 Cap rock
112 Seisemic
113 Drilling
114 Cable Tool Drilling
115 Cable Tool
116 Drill collar
117 Rotary Drilling
118 Rotary Drilling
119 tricon
120 Polycrystalline diamond cutters
121 rig
122 Drill collars
123 Drill pipe
124 Rotary table
125 kelly
126 Drill string
127 Steel pipe
128 casing
129 Directional drilling
130 offshore
131 Horizontal drilling
132 Kick off point
133 Jet drilling
134 Roller cone bits
135 Diamond bits
136 cutting
137 Drilling Mud
138 thixotropic
139 Mud pit
140 Water – based mud
141 Oil – based mud
142 Well completion
143 Blow out preventers
144 packer
145 tubing
146 perforation
147 Oil production
148 Improved oil recovery
149 Advanced oil recovery
150 Thermal recovery
151 Gas miscible
152 Chemical flooding
153 Microbial flooding
154 Steam flooding
155 Cyclic steam simulation
156 In situ combustion
157 Carbon dioxide flooding
158 Cyclic carbon dioxide simulation
159 Nitrogen flooding
160 Nitrogen – Co2 flooding
161 Polymer flooding
162 Meiseli- polymer flooding
163 Alkaline flooding
164 Microbial flooding
165 Cyclic microbial recovery
166 Improved drilling technology
167 Hydraulic fracturing
168 Thermal recovery
169 Steam flooding
170 Cyclic steam simulation
171 In situ combustion
172 Fire flooding
173 Chemical recovery
174 Polymer flooding
175 Miceuar – polymer flooding
176 Alkaline flooding
177 Alkaline – surfactant – polymer
178 Microbial flooding
179Cyclic microbial recovery
180 incubation
181 Soak period
182 Solution gas drive
183Aquifer drive
184 Gas cap drive
185 Gravity drainage
186 Secoundary recovery
187 Gas drive
188 Water injection
189 Water flooding
190 Tertiary recovery
191 Enhanced oil recovery
192 Mobility ratio
193 Viscous fingering
194 Miscible bank
195 Gravity tonguing
196 Viscous fingering
197 light
198 intermediate
199 heavy
200 First contact miscubility
201 dispersion
202 diffusion
203 cricondenbar
204 Phase envelope
—————

————————————————————

—————

————————————————————

157