پس از اینکه رانش طبیعی مخزن کاهش یافت، روش هایی مانند سیلاب زنی و بازایافت پیشرفته ی نفت منجر به خروج بخش دیگری از نفت باقی مانده می شوند. در فرآیند سیلاب زنی، از طریق چاه تزریق، آب با فشار به مخزن دچار افت فشار تزریق شده و با اعمال نیرو، نفت را از طریق چاه تولیدی خارج می کند. در فرآیند بازیافت پیشرفته، سیالات غیر طبیعی در مخزن مانند دی اکسید کربن و بخار آب برای تولید بیشتر استفاده می شوند. پس از آنکه چاهی به طور کامل دچار افت فشار شد، بسته شده و با تزریق سیمان به آن کلیه ی فضاهای خالی آن مسدود شده تا از آلوده شدن سفره های آب شیرین زیرزمینی جلوگیری گردد.
ارزیابی واقعی لایه ها در اکتشاف و استخراج نفت
اندازه گیری ضخامت واقعی طبقات در روی زمین از کارهای بسیار مهم در زمین شناسی و علوم وابسته است. این اندازه گیری ها می تواند برای هر مقصودی صورت گیرد. مثلا برای کارهای چینه شناسی، نقشه برداری، زمین شناشی اقتصادی و یا برای مقاصد نفتی[۶۵].
ذخیره ی مخزن مشترک
حجم هیدروکربنی موجود در مخزن ذخیره نامیده می شود. محاسبه و ارزیابی ذخیره ی یک مخزن به دو شیوه ی درجا[۶۶] یا با در نظر گرفتن ضریب بازیافت[۶۷] انجام می شود. ذخیره ی یک مخزن گاز یا نفت در سرنوشت کل توسعه ی میدان موثر است.
این اثرات در برنامه ریزی برای بهره برداری و سرمایه گذاری توسعه ی پروژه به ویژه در پروژه هایی که سرمایه حاصل شده، از تولید اولیه در جهت توسعه ی مراحل یا فازهای آتی به کار گرفته می شود، بیشتر بروز می دهد. ارزیابی ذخیره، همچنین در توافق نامه های مختلف از جمله توافق نامه های توسعه ی مشترک یا آحاد سازی، تعیین میزان ذخایر با هدف تقسیم سهم برابر و قانونمند و تکلیف طرفین در تامین مخارج سرنوشت ساز می باشد. مشخص است که به دلیل سیال بودن نفت و گاز رسیدن به یک توافق ضروری است.
ارزیابی ذخیره میدان
محاسبه حجم یک مخزن از مهمترین مباحث در مطالعات اکتشافی و توصیف مخازن بوده و نقش کلیدی در توسعه، سرمایه گذاری بر روی منابع نفت و گاز را دارد. تخمین دقیق حجم هیدروکربن در یک مخزن، اهمیت بسزایی دارد، چرا که پایه و اساس طرح ها توسعه ای آینده ی مخزن و میزان سرمایه گذاری های آینده را توجیه می کند. بنابراین برای مهندسان و کارشناسان صنایع بالا دستی برآورد حجم مخازن نفتی و گازی از دغدغه های همیشگی است که از زمان کشف شروع شده و تا اتمام ذخیره ی قابل برداشت، ادامه می یابد. بنابراین تخمین دقیق از میزان حجم درجای هیدروکربن، همواره در نظر مهندسان و کارشناسان بوده است. این تخمین همچنین همیشه همراه با نبود قطعیتی است که ناشی از عواملی همچون نوع و منشاء اولیه ی هیدروکربن، کمیت و کیفیت داده های موجود، فن آوری و تجربه و دانش افراد درگیر در برآورد حجم مخزن است[۶۸]. این نبود قطعیت با گذشت زمان بهره برداری از مخزن و در نتیجه افزایش دانش و اطلاعات از مخزن کاهش می یابد و میزان بسیار بالایی محاسبات و ارزیابی ها ار طریق کارها ی تکمیلی و شروع عملیات بهره برداری و تغییرات در گمانه های ابتدایی به واقعیت نزدیک تر خواهد شد.
در این مواقع در بیشتر توافق نامه ای توسعه ی میادین نفت و گاز، با بروز این تغییر شرایط و اوضاع و احوال اجازه باز تعیین مجدد سهم هر دولت داده شده است. در صورتی که میدان بین دو یا چند کشور مشترک باشد، این ارزیابی ها نه تنها در تعیین اینکه هر کشور به نسبت حجمی از مخزن که در داخل مرز و خط مرزی آن قرار دارد نسبت به ذخایر حق و نسبت به تامین مخارج تکلیف دارد، موثر است، که در سرنوشت قرارداد توسعه ی میان آن ها نیز موثر می باشد. در پنج مرحله ای که برای توسعه ی یک میدان در نظر گرفته شده است، مرحله یا فاز ارزیابی پس از مرحله ی اکتشاف صورت می گیرد. اطلاعات زمین شناسی و ارزیابی یک مخزن که از چاه در حال حفاری بدست می آید به چند روش صورت می گیرد. برای محاسبه ی حجم ذخیره ی هیدرو کربن، اطلاعات بدست آمده از روی نمودار گیری از یک چاه، بررسی شکل مخزن بر اساس داده های لرزه ای و حجم سنجی اهمیت فراوان دارد. امروزه از نمودارهای گوناگونی برای ارزیابی مخازن استفاده می شود[۶۹].
از دید فنی برای عملیات حفاری و بهره برداری از یک مخزن نفتی یا گازی، شناسایی کل مخزن و داشتن اطلاعات و محاسبه ی جزییات ضرورت دارد ولی آگاه ی در مورد مخزن نفتی و گازی مشترک بین ایران و دیگر کشورهای کرانه ی خلیج فارس، چندان نیست و تبادل اطلاعات چشمگیری نیز در میان کشورهای صاحب مخزن مشترک صورت نمی گیرد[۷۰].
پیش بینی ذخیره ی گازی جهان و مدت مصرف آن
ذخایر گاز طبیعی در جهان حدود ۲۹ ترلیون متر مکعب ارزیابی گردیده و با نزخ مصرف حدود ۴۵۰ سال می توان از آن بهره برداری کرد، در حالیکه طبق آمار برآورهای انجام شده ذخایر نفت جهان عمر زیادی نخواهند داشت. از این رو استفاده از گاز طبیعی در مناطقی که خوراک آن ها فرآورده های نفتی می باشد، لازم به نظر می رسد[۷۱] .
اصول رفتار فازی
سیالات نفتی مخزن عمدتا از ترکیبات هیدروکربنی تشکیل شده

دانلود کامل پایان نامه در سایت pifo.ir موجود است.

اند. آب نیز در مخازن نفتی و گازی به صورت بین ذره ای حضور دارد. اثر آب بر رفتارفازی و خواص سیالات هیدروکربنی در اغلب موارد کم تر مورد توجه قرار گرفته است. بنابراین رفتار فازی نفت و گاز مستقل از فاز آب بررسی می شود.
رفتار یک مخلوط هیدروکربنی در شرایط مخزنی و سطحی، توسط ترکیب شیمیایی، دما و فشار غالب تعیین می گردد. این رفتار از ملاحظات اولیه در توسعه و مدیریت مخازن بوده و بر کلیه ی جنبه های اکتشاف و تولید تاثیر دارد. اساسا رفتار تمامی سیالات واقعی مخزن از اصول یکسانی پیروی نمی کنند، اما برای سهولت کاربرد تکنولوژی در صنعت، مخزن به گروه های مختلفی مانند گاز خشک، گاز تر، گاز میعانی، نفت فرار و سبک و نفت سیاه دسته بندی می شوند[۷۲].
چگونگی رفتار یک مخلوط هیدروکربنی در شرایط مخزنی و سطحی از پارامترهای مهم میادین نفت و گاز می باشد و باید در مراحل اکتشاف مورد مطالعه ی دقیق قرار گیرد تا میزان فازهای مختلف در هنگام تولید به دقت مشخص شود. چون اکتشاف و استخراج در یک طرف تاثیر مستقیم در طرف دیگر دارد، بنابراین باید با شناسایی دقیق اصول رفتار گازی که بر مراحل اکتشاف و تولید اثر گذار است به توافقی مشترک در سطح وسیع دست یافت.
درجه ی ای پی آی(API)[73]
نفت خام بر حسب چگالی خود توصیف و مقایسه می شوند. متداول ترین مقیاس چگالی درجه ی ای پی آی(API) است این اصطلاح از انجمن نفت آمریکا در واشنگتن دی سی گرفته شده است و فرمول آن به صورت زیر می باشد.
API = – 131/5
برای مثال آب شیرین دارای ۱۰ درجه ی (API) می باشد. درجه ی (API) خام از ۵۵-۵ متغییر است. درجه ی (API) نفت خام متوسط از ۳۵- ۲۵ و نفت های خام سبک از ۴۵-۳۵ می باشد. نفت های خام سبک بسیار سیال، اغلب شفاف و غنی در بنزین و ارزش بیشتری دارند. درجه ی (API) نفت های سنگین زیر ۲۵ است. این نفت ها بسیار غلیظ، سیاهرنگ، دارای مقادیر قابل توجهی آسفالت و ارزش کمتری دارند.
چگالی[۷۴] (API) کمیتی برای سنجش چگالی مایعات نفتی و پترو شیمی است. این کمیت بدون بعد نشان دهنده ی چگالی ماده ی مورد نظر به چگالی آب است، به طوری که اگر واحد (API) برای مایعی کمتر از ۱۰ باشد، نسبت به آب چگال تر بوده و در آن فرو می رود و اگر مقدار آن بیشتر از ۱۰ باشد، ماده ی مورد نظر روی آب شناور خواهد ماند. این واحد اندازه گیری چگالی نخستین بار توسط انجمن پتروشیمی آمریکا[۷۵] معرفی شد. ارتباط چگالی نسبی ماده و چگالی (API) در فرمول بالا آورده شده است.
هرچه نفت ارزشمند تر باشد و شاخصه ی (API) آن بهتر باشد، جهت استحصال بهتر و عدم تجاوز به حق طرف دیگر مشترک میدان لازم است که طرفین با هم به یک توافق دست یابند.
نفت های خام پایه
نفت خام پایه، نفتی است استاندارد که بقیه ی نفت های خام با آن مقایسه و قیمت گذاری می گردند. در ایالات متحده، نفت خام متوسط تگزاس غربی[۷۶] با (API) 40 -38 و ۳% گوگرد بعنوان پایه شناخته می شود. در حالی که نفت ترش تگزاس غربی به عنوان پایه ی ثانویه دارای (API) 33 و ۱٫۶% گوگرد می باشد. نفت خام پایه برنت[۷۷] دریای شمال شبیه به تگزاس غربی و (API) 38 و ۳% گوگرد دارد. نفت خام پایه ی دوبی و خاورمیانه درجه ی (API) 31 و ۲% گوگرد دارد. نفت خام دبی نفت سبک است.
گوگرد
گوگرد ناخالصی زیانبار در سوخت های فسیلی مانند نفت خام، گاز طبیعی، ذغال سنگ است. هنگامی که گوگرد می سوزد، دی اکسید گوگرد که گازی سمی بوده و آلودگی هوا و باران اسیدی ایجاد می کند، را به وجود می آورد. در طول فرآیند پالایش، بایستی گوگرد را از نفت خام جدا کرد، در غیر این صورت گوگرد باعت صدمه زدن به بعضی از وسایل شیمیایی در پالایشگاه می شود. نفت های خام بر حسب مقدار گوگردشان به نفت های ترش، شیرین تقسیم می شوند. نفت خام شیرین کمتر از یک درصد گوگرد دارد، در حالی که نفت خام ترش بیش از یک درصد گوگرد دارد. پالایشگاه معمولا ۳-۱ دلار بیشتر برای هر بشکه نفت خام شیرین پرداخت می کند. معمولا نفت های سنگین، ترش و نفت های سبک، شیرین هستند. در پالایشگاه نفت خام کم گوگرد ۰٫۶ – ۰ درصد گوگرد، نفت خام با گوگرد متوسط ۷/۱-۰٫۶ درصد و نفت خام پر گوگرد بیش از ۱۷درصد گوگرد دارد. اغلب گوگرد در نفت خام با اتم های کربن اتصال دارد (هاین،۱۳۹۱٫ ۱۹-۲۰)[۷۸].
طراحی چاه
قبل از انجام هر کاری برای حفر یک چاه باید اطلاعات راجع به چاه را جمع آوری کرده و به مطالعه ی آن اطلاعات پرداخت تا براساس آن ها توصیه های مورد نظر برای انجام، نوع، چگومگی اجرا، عملیات حفاری و تجهیزات داخل چاه صورت گیرد.
مطالعه ی مخزن مورد حفاری
مکانیزم حرکت سیال نفت و گاز در داخل مخزن
مشخصات مخزن، مخصوصا زمین شناسی
مشخصات جریان نفت در داخل مخزن
توسط این مشخصه ها عملکرد چاه درون مخزن[۷۹] مشخص می شود و از طریق IPR هندسه ی چاه تعیین می شود. این مشخصه ها توسط قانون دارسی افت فشار(P ) و نمودار عملکرد چاه بررسی می شود[۸۰].
چاه تنها رابط با مخزن است. بهینه بودن این عامل، ارتباط یک پارامتر بسار م
هم در تخلیه ی مخزن و به همان میزان در اقتصاد کلی تولید است. چاه یکی از پر هزینه ترین قسمت های توسعه ی مخزن را تشکیل می دهد. چاه های نفتی، چاه های گازی و چاه های تزریقی هر یک مشکلات مریوط به خود را در طول مدت تولید بسته به شرایط کاری ایجاد می کند. شیوه ی تکمیل هر چاه باید طوری طراحی شود که حداکثر بازدهی از آن چاه را میسر کند.
شیوه ی تکمیل ایده آل برای یک چاه، کم هزینه ترین روشی است که بتواند توقعات مورد انتظار از آن چاه را در طول عمر آن برآورد سازد. برای طراحی هوشمندانه ی شیوه ی تکمیل چاه، باید یک تخمین منطقی از خصوصیات تولیدی آن چاه، در طول عمر آن برآورد شود. هم شرایط مخزن و هم امکانات موجود برای تولید در این مخزن باید مورد ارزیابی قرار گیرند.
دبی تولید از مخزن جهت بدست آوردن حداکثر بازیافت اقتصادی، اغلب به عنوان نقطه ی شروع فرآیند طراحی شیوه ی تکمیل چاه در نظر گرفته می شود. دبی تولید چاه عاملی است که اندازه ی لوله های تولیدی را تعیین می کند. مکانیزم های تولید مخزن با توجه به شکل حرکت منطقه ی تماس آب و نفت و منطقه ی تماس نفت و گاز تعیین کننده ی منطقه ی تکمیل چاه هستند. یک مخزن دارای آبده ممکن است، مشکل تولید آب ایجاد کند. یک مخزن با مکانیزم گاز محلول ممکن است به تولید با روش های فرآوری مصنوعی احتیاج پیدا کند.

Tags: