خانه
ایمیل
انگلیسی
نقشه سایت
تماس با ما
 
صفحه اصلی اخبار گزارش ها پروژه ها مقالات مراکز پژوهش و فناوری اسناد بالادستی درباره ما ارتباط با ما
پنجشنبه 28 شهريور 1398   22:05:18



 

 









 

 
  اذان صبح
  طلوع خورشید
  اذان ظهر
  غروب خورشید
  اذان مغرب
اوقات به افق :



چهارشنبه 7 بهمن 1394 ﺟﺪیﺪﺗﺮیﻦ یﺎﻓﺘﻪ ﻫﺎی ﭘﮋوﻫﺸی ﺻﻨﻌﺖ ﻧﻔﺖ در ﺟﻬﺎن- سال 94

تاثیر تزریق فوم بر بازدهی مخزن آکال روی میدان نفتی کانتارل مکزیک بررسی شد



ﺗﺰرﯾﻖ ﮔﺎز در ﮐﻼﻫﮏ ﮔﺎزی ﻣﺨﺎزن ﺷﮑﺎﻓﺪار ﺑﺎ ﻫﺪف ﺗﺜﺒﯿﺖ ﻓﺸﺎر ﻣﺨﺰن سبب اﻧﺒﺴﺎط ﮐﻼﻫﮏ ﮔﺎزی ﺷﺪه و اﯾﻦ اﻧﺒﺴﺎط، ﻧﻔﺖ ﻣﻮﺟﻮد در ﺷﮑﺎفها را ﺗﺨﻠﯿﻪ می کند، اﻣﺎ ﻧﻔﺖ درون ﻣﺎﺗﺮﯾسهای اﺣﺎﻃﻪ ﺷﺪه ﺑﺎ ﮔﺎز ﺑﻪ ﺗﻠﻪ ﻣﯽ اﻓﺘﺪ.
ﻫﺪف از اﯾﻦ بررسی ﭼﮕﻮﻧﮕﯽ ﺑﺮداﺷﺖ اﯾﻦ ﺣﺠﻢ ﻧﻔﺖ باقیمانده از درون ﻣﺎﺗﺮﯾسهاست و از آنجا که ممکن است ﻣﺨزنهای ﻧﻔﺘﯽ در ﺣﺎل ﺗﻮﻟﯿﺪ اﯾﺮان در آﯾﻨﺪه ﺑﺎ اﯾﻦ ﻣﺸﮑﻞ روبرو ﺷﻮﻧﺪ، بررسی درباره راه ﺣﻞ ﻋﻤﻠﯽ مورد استفاده در یکی از بزرگترین مخزنهای نفتی شکافدار جهان که از ﻧﻈﺮ ﺳﺎﺧﺘﺎر و ﻧﺤﻮه ﺗﻮﻟﯿﺪ ﺑﺴﯿﺎر ﺷﺒﯿﻪ ﺑﻪ یکی از ﻣﺨزنهای ﻧﻔﺘﯽ اﯾﺮان اﺳﺖ، اهمیت ویژه ای دارد.
از این رو روش ازدﯾﺎد ﺑﺮداﺷﺖ ﺷﯿﻤﯿﺎﯾﯽ ﺗﺰرﯾﻖ ﻓﻮم، ﺑﺮ روی ﻣﺨﺰن آﮐﺎل ﻣﻮرد ﻣﻄﺎﻟﻌﻪ آزﻣﺎﯾﺸﮕﺎﻫﯽ و ﺷﺒﯿﻪ ﺳﺎزی ﻗﺮار ﮔﺮﻓﺘﻪ و ﻃﺒﻖ ﻧﺘﺎﯾﺞ ﺑﻪ دﺳﺖ آﻣﺪه اﯾﻦ روش ﻣﻮﻓﻘﯿﺖ آﻣﯿﺰ ﺑﻮده و سبب اﻓﺰاﯾﺶ ﺑﺎزدﻫﯽ ﻣﺨﺰن ﺷﺪه اﺳﺖ.
ﻣﯿﺪان ﻧﻔﺘﯽ ﮐﺎﻧﺘﺎرل ﮐﻪ ﺷﺎﻣﻞ پنج ﻣﺨﺰن ﻧﻔﺘﯽ است در ﺳﺎل ١٩٧٦ ﻣﯿﻼدی ﮐﺸﻒ ﺷﺪ و در ﺳﺎل ١٩٧٩  ﺑﻪ ﺑﻬﺮهﺑﺮداری رﺳﯿﺪ. ﻣﺨﺰن آﮐﺎل ﺑﺰرگترین ﻣﺨﺰن ﺗﻮﻟﯿﺪی اﯾﻦ ﻣﯿﺪان ﻧﻔﺘﯽ اﺳﺖ ﮐﻪ در ﺣﺪود ٨٤ درصد از ﻧﻔﺖ درﺟﺎی ﮐﻞ ﻣﯿﺪان را در ﺧﻮد ﺟﺎی داده اﺳﺖ.
پس از ﮔﺬﺷﺖ ﭼﻨﺪ ﺳﺎل، ﺗﻮﻟﯿﺪ از اﯾﻦ ﻣﺨﺰن دﭼﺎر اﻓﺖ ﺷﺪه بنابراین ﺑﺮای ﺣﻔﻆ ﺗﻮﻟﯿﺪ اﯾﻦ ﻣﺨﺰن و ﺗﺜﺒﯿﺖ ﻓﺸﺎر ﻣﺨﺰن، ﮔﺎز ﻧﯿﺘﺮوژن ﺑﻪ درون ﮐﻼﻫﮏ ﮔﺎزی ﺗﺰرﯾﻖ ﺷﺪ اﻣﺎ پس از ﻣﺪﺗﯽ دوباره اﯾﻦ ﻣﺨﺰن دﭼﺎر اﻓﺖ ﺗﻮﻟﯿﺪ ﺷد، ﺿﺮﯾﺐ ﺑﺎزﯾﺎﻓﺖ از اﯾﻦ ﻣﺨﺰن ﺗﺎ ﭘﺎﯾﺎن ﺳﺎل ٢٠٠٩ در ﺣﺪود ٥,٤٣ درصد ﮔﺰارش ﺷﺪه اﺳﺖ.
ﻃﺒﻖ پژوهشهای اﻧﺠﺎم ﺷﺪه در ﻃﻮل ﻣﺪت ﺗﻮﻟﯿﺪ از اﯾﻦ ﻣﺨﺰن، ﻧﻔﺖ درون ﺷﮑﺎفها ﺗﺨﻠﯿﻪ ﺷﺪه و ﮐﻼﻫﮏ ﮔﺎزی ﻣﻨﺒﺴﻂ ﺷﺪه و در ﺣﺪود ٦٥ درصد اﺷﺒﺎع ﻧﻔﺖ درون ﻣﺎﺗﺮﯾسهای ﻣﺤﺼﻮر ﺑﺎ ﮔﺎز ﺑﺎﻗﻣﺎﻧﺪه اﺳﺖ که پس از اﻧﺠﺎم مطالعات ﻏﺮﺑﺎﻟﮕﺮی روشهای ازدﯾﺎد ﺑﺮداﺷﺖ، روش ﺗﺰرﯾﻖ ﻓﻮم در ﻧﺎﺣﯿﻪ ﮔﺎز روﻓﺘﻪ ﺑﺮای اﯾﻦ ﻣﺨﺰن ﭘﯿﺸﻨﻬﺎد ﺷﺪ. 
ﯾﮑﯽ از ﻣﺸﮑﻼت اﺳﺎﺳﯽ در ﻓﺮاﯾﻨﺪ ازدﯾﺎد ﺑﺮداﺷﺖ از ﻣﺨﺎزن ﺷﮑﺎﻓﺪار آن اﺳﺖ ﮐﻪ ﺳﯿﺎل ﺗﺰرﯾﻘﯽ درون ﺷﮑﺎفها ﺣﺮﮐﺖ ﮐﺮده و ﻧﻔﺖ ﺑﺴﯿﺎر ﮐﻤﯽ از ﻧﻮاﺣﯽ ﮐﻢ ﺗﺮاوا (ﻣﺎﺗﺮﯾسها) ﺟﺎروب ﻣﯽ ﺷﻮد. ﻓﻮم ﺑﺎ ﻫﺪف ﮐﻨﺘﺮل ﺗﺤﺮک ﭘﺬﯾﺮی در ﻣﺪت زﻣﺎﻧﯽ ﻃﻮﻻﻧﯽ در ﻣﺨزنهای ﻧﻔﺘﯽ اﺳﺘﻔﺎده ﻣﯽ ﺷﺪه است. ﺧﺎﺻﯿﺖ ﺟﺬاب ﻓﻮم در ﻣﺤﯿﻂ ﻣﺘﺨﻠﺨﻞ ﻧﺎﻫﻤﮕﻦ اﯾﻦ اﺳﺖ ﮐﻪ در ﺣﺎﻟﺖ ﺗﺸﮑﯿﻞ ﻓﻮم درﺟﺎ (درون ﻣﺨﺰن) ﻓﻮم در ﻧﺎﺣﯿﻪ ﺑﺎﺗﺮاواﯾﯽ ﺑﺎﻻ ﺗﺸﮑﯿﻞ ﻣﯽ ﺷﻮد و اﯾﻦ ﺑﺎﻋﺚ ﻣﯽ ﺷﻮد ﺳﯿﺎل ﺑﻪ ﺳﻤﺖ ﻧﻮاﺣﯽ ﺑﺎ ﺗﺮاواﯾﯽ ﭘﺎﯾﯿﻦ ﺣﺮﮐﺖ ﮐﻨﺪ.
ﻓﻮم سبب ﮐﺎﻫﺶ ﺗﺤﺮک ﭘﺬﯾﺮی درون ﺷﺒﮑﻪ ﺷﮑﺎفها ﻣﯽ ﺷﻮد و ﻣﺤﻠﻮل ﺳﻮرﻓﺎﮐﺘﺎﻧﺖ را ﺑﻪ ﺳﻤﺖ ﻣﺎﺗﺮﯾسها ﻫﺪاﯾﺖ ﻣﯽ ﮐﻨﺪ. ﺳﻮرﻓﺎﮐﺘﺎﻧﺖ از ﻃﺮﯾﻖ ﮐﺎﻫﺶ ﺗﻨﺶ ﻣﯿﺎن روﯾﻪ و ﯾﺎ ﺗﻐﯿﯿﺮ ﺗﺮﺷﻮﻧﺪﮔﯽ ﺳﻨﮓ ﻣﺨﺰن ﻣﯽ ﺗﻮاﻧﺪ ﺑﻪ ﺗﻮﻟﯿﺪ ﻧﻔﺖ ﺑﺎﻗﯿﻤﺎﻧﺪه در ﻣﺎﺗﺮﯾﺲ ﮐﻤﮏ ﮐﻨﺪ.

ﻣﻄﺎﻟﻌﻪ اﻧﺠﺎم ﺷﺪه در زﻣﯿﻨﻪ ﭼﮕﻮﻧﮕﯽ ﻋﻤﻠﮑﺮد ﺗﺰرﯾﻖ ﻓﻮم در اﯾﻦ ﻣﺨﺰن ﺑﻪ دو ﺑﺨﺶ ﺗﻘﺴﯿﻢ ﺷﺪه اﺳﺖ. ﺑﺨﺶ اول ﺷﺎﻣﻞ ﺷﺒﯿﻪ ﺳﺎزی ﺗﮏ ﭼﺎﻫﯽ ﺗﺰرﯾﻖ ﻓﻮم و ﺑﺨﺶ دوم ﺷﺎﻣﻞ اﻧﺠﺎم آزﻣﺎﯾشهای ﺗﺰرﯾﻖ ﻓﻮم و ﻣﺪل ﺳﺎزی ﺑﺎ اﺳﺘﻔﺎده از ﻧﺘﺎﯾﺞ آزﻣﺎﯾﺸﮕﺎﻫﯽ است.
در ﻣﺮﺣﻠﻪ اول ﺑﻌﺪ از اﻧﺘﺨﺎب و ﻧﺤﻮه ﺷﺒﯿﻪ ﺳﺎزی ﻣﻨﺎﺳﺐ، ﺷﺒﯿﻪ ﺳﺎزی ﺗﮏ ﭼﺎﻫﯽ ﺗﺰرﯾﻖ ﻓﻮم اﻧﺠﺎم ﺷﺪ و آنطﻮر ﮐﻪ ﻧﺘﺎﯾﺞ ﺷﺒﯿﻪ ﺳﺎزی ﻧﺸﺎن ﻣﯽ دﻫﺪ ﺗﺸﮑﯿﻞ ﻓﻮم در ﺷﮑﺎفها ﺑﺎﻋﺚ ﮐﺎﻫﺶ ﺣﺮﮐﺖ ﺳﯿﺎل در ﺷﮑﺎفها و اﻧﺘﻘﺎل ﺳﻮرﻓﺎﮐﺘﺎﻧﺖ ﺑﻪ درون ﻣﺎﺗﺮﯾسها ﺷﺪه و ﺑﺎﻋﺚ ﺗﻮﻟﯿﺪ ﻧﻔﺖ ﻣﺎﻧﺪه درون ﻣﺎﺗﺮﯾسها ﺷﺪه اﺳت، از ﻃﺮﻓﯽ ﻧﺘﺎﯾﺞ ﻧﺸﺎن ﻣﯽ دﻫﺪ ﮐﻪ ﻫﺮ ﭼﻪ ﻓﻮم ﭘﺎﯾﺪاری ﺑﯿﺸﺘﺮی داﺷﺘﻪ ﺑﺎﺷﺪ، ﻣﯿﺰان ﺑﺎزدﻫﯽ ﺗﻮﻟﯿﺪ ﻧﻔﺖ از ﻣﺎﺗﺮﯾﺲ ﺑﯿﺸﺘﺮ ﻣﯽ ﺷﻮد.
برای ﺗﺎﯾﯿﺪ ﻧﺘﺎﯾﺞ به دﺳﺖ آﻣﺪه از اﯾﻦ ﺷﺒﯿﻪ ﺳﺎزی و ﮐﺎﻟﯿﺒﺮه ﮐﺮدن ﻣﺪل ﺷﺒﯿﻪ ﺳﺎز ﻧﯿﺎز اﺳﺖ ﯾﮏ ﺳﺮی آزﻣﺎﯾشهای ﻣﺨﺼﻮص اﻧﺠﺎم ﺷﻮد،  در ﺑﺨﺶ دوم ﻣﻄﺎﻟﻌﺎت ﺑﻪ ﺑﺮرﺳﯽ این آزمایشها ﭘﺮداﺧﺘﻪ ﺷﺪه اﺳﺖ.
ﺑﺎ ﻃﺮاحی‌های ﻣﺨﺘﻠﻒ ﺷﺮاﯾﻂ آزﻣﺎﯾﺸﮕﺎﻫﯽ و ﺑﻪ دﺳﺖ آوردن ﻧﺘﺎﯾﺞ آزﻣﺎﯾش‌ها و ﺗﻄﺒﯿﻖ آنها ﺑﺎ ﻣﺪل ﺷﺒﯿﻪ ﺳﺎزی در ﻣﻘﯿﺎس ﻣﯿﺪان ﺑﻪ اﯾﻦ ﻧﺘﯿﺠﻪ رﺳﯿﺪﻧﺪ ﮐﻪ در ﺷﺮاﯾﻂ آزﻣﺎﯾﺸﮕﺎه در ﺣﺪود ١٣ درصد از ﺑﺎزدﻫﯽ ﺗﻮﻟﯿﺪ ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ ﺗﺨﻠﯿﻪ ﻃﺒﯿﻌﯽ ﻣﺨﺰن اﺳﺖ و ﺑﺎ آغاز ﺗﺰرﯾﻖ ﻧﯿﺘﺮوژن ﺑﻪ ﻣﻨﻈﻮر ﺗﺜﺒﯿﺖ ﻓﺸﺎر اﯾﻦ ﻣﯿﺰان ﺑﺎزدﻫﯽ ﺑﻪ ٢٨ درصد و ﺑﺎ ﺗﺰرﯾﻖ ﻓﻮم ﺑﺎ ﮐﯿﻔﯿﺖ ﺑﺎﻻ اﯾﻦ ﺑﺎزدﻫﯽ ﺑﻪ ٣٢ درصد ﺧﻮاﻫﺪ رﺳﯿﺪ (شکل١)



شکل ١: ﺗﻄﺎﺑﻖ ﻧﺘﺎﯾﺞ ﺗﻮﻟﯿﺪ از ﻣﻐﺰه در آزﻣﺎﯾﺸﮕﺎه و ﻧﺘﺎﯾﺞ ﺷﺒﯿﻪ ﺳﺎز(١)

در آﺧﺮ ﺑﺎﯾﺪ اﺷﺎره ﮐﺮد ﮐﻪ پس از اﻧﺠﺎم ﻣﻄﺎﻟﻌه هایی درباره ﻣﺨﺰن آﮐﺎل ﻣﯿﺪان ﻧﻔﺘﯽ ﮐﺎﻧﺘﺎرل، ﻣﺠﺮی ﻃﺮح اﯾﻦ ﻣﺨﺰن، تزریق فوم را ﮐﺎﻧﺪﯾﺪای مناسب برای ازدﯾﺎد ﺑﺮداﺷﺖ در این ناحیه ﻗﻠﻤﺪاد ﮐﺮد و ﺗﺼﻤﯿﻢ ﺑﺮ اﯾﻦ ﺷﺪه اﺳﺖ ﮐﻪ ﺗﺎ اواﺧﺮ اﮐﺘﺒﺮ ٢٠١٥ اﯾﻦ روش ﺑﻪ ﺻﻮرت آزﻣﺎﯾﺸﯽ در ﻣﯿﺪان ﭘﯿﺎده ﺳﺎزی ﺷﻮد، اما ﺗﺎ ﮐﻨﻮن ﮔﺰارﺷﯽ در اﯾﻦ باره ﻣﻨﺘﺸﺮ ﻧﺸﺪه اﺳﺖ.



ﻓﻨﺎوری ﺟﺪاﺳﺎزی آب و ﻧﻔﺖ در ﻋﻤﻖ چاههای تولیدی(DOWS)


باﻻ آﻣﺪن ﺣﺠﻢ زﯾﺎدی از آب ﻫﻤﺮاه ﻧﻔﺖ ﺑﻪ ﺳﻄﺢ ﮐﻪ ﮔﺴﺘﺮه زﯾﺎدی از ﺧﺎک، آبهای ﺟﺎری و زﯾﺮ زﻣﯿﻨﯽ را در ﻣﻌﺮض ﺧﻄﺮ آﻟﻮدﮔﯽ ﻗﺮار ﻣﯽدﻫﺪ، ﻫﺰﯾﻨﻪ ﻫﺎی ﮔﺰاﻓﯽ را ﺑﻪ ﻋﻤﻠﯿﺎت ﺗﻮﻟﯿﺪ ﻧﻔﺖ ﺗﺤﻤﯿﻞ ﻣﯽﮐﻨﺪ. از این رو ﻧﯿﺎز اﺳﺖ ﺑﺎ اراﺋﻪ ﻓﻨﺎوریهای ﺟﺪﯾﺪ ﺟﺪاﺳﺎزی آب از ﻧﻔﺖ در ﻋﻤﻖ ﭼﺎه، ﺿﻤﻦ ﮐﺎﻫﺶ ﻫﺰﯾﻨﻪ ﻫﺎی ﻋﻤﻠﯿﺎﺗﯽ باعث به حداقل رساندن بسیاری از تهدید‌های محیط زیست می‌شود.
در ﻓﻨﺎوری DOWS (Down-hole-oil-water Separation)  آب ﺟﺪا ﺷﺪه، در ﯾﮏ ﺳﺎزﻧﺪ دﯾﮕﺮ ﮐﻪ به طور معمول در ﻋﻤﻖ ﺑﯿﺸﺘﺮی از ﺳﺎزﻧﺪ پیشین ﻗﺮار دارد ﺗﺰرﯾﻖ ﻣﯽ شود، در ﺣﺎﻟﯽ ﮐﻪ ﻧﻔﺖ و ﮔﺎز ﺟﺪا ﺷﺪه از آب ﺑﻪ ﺳﻄﺢ زﻣﯿﻦ ﭘﻤﭗ ﻣﯽﺷﻮﻧﺪ.
اﯾﻦ ﻓﻨﺎوری ﺑﻪ ﻃﻮر ﻣﻮﺛﺮ ذرات ﺟﺎﻣﺪ ﻣﻌﻠﻖ در ﺳﯿﺎل را ﺟﺪا ﻧﻤﻮده و از اﯾﻦ رو ﻓﺎﻗﺪ ﻣﺸﮑﻼﺗﯽ اﺳﺖ ﮐﻪ اﻏﻠﺐ از ﺑﺎﺑﺖ ﮔﺮﻓﺘﮕﯽ در ﺳﺎزﻧﺪﻫﺎی ﺗﺰرﯾﻘﯽ در ﻋﻤﻠﯿﺎت ﺑﻬﺮهﺑﺮداری ﺑﺎ آن ﻣﻮاﺟﻪ ﻫﺴﺘﯿﻢ. اﯾﻦ ﻓﻨﺎوری از دو ﺟﺰء اﺻﻠﯽ ﺗﺸﮑﯿﻞ ﺷﺪه است؛ ﯾﮏ ﺟﺰ ﺳﯿﺴﺘﻢ ﺟﺪاﺳﺎزی ﻧﻔﺖ و آب و ﺟﺰ دﯾﮕﺮ ﺳﯿﺴﺘﻢ ﭘﻤﭙﺎژ ﺑﺮای ﺗﺰرﯾﻖ آب ﺟﺪا ﺷﺪه که از ﻓﺮازآوری ﻧﻔﺖ ﺑﻪ ﺳﻄﺢ زﻣﯿﻦ است.
ﺳﯿﺴﺘم‌های ﺟﺪاﺳﺎزی ﺑﻪ دو ﻧﻮع ﺗﻘﺴﯿﻢ ﺑﻨﺪی ﻣﯽﺷﻮﻧﺪ ﯾﮏ ﺳﯿﺴﺘﻢ ﺑﺮ ﻣﺒﻨﺎی ﺟﺪاﺳﺎزی ﺛﻘﻠﯽ و ﻧﻮع دﯾﮕﺮ ﺳﯿﺴﺘﻢ ﺟﺪاﺳﺎزی ﮔﺮﯾﺰ از ﻣﺮﮐﺰ و ﯾﺎ ﺳﯿﮑﻠﻮﻧﯽ ﮐﻪ ﻫﺮ دو در داﺧﻞ ﻟﻮﻟﻪ ﻣﻐﺰی ﺗﻌﺒﯿﻪ ﻣﯽ شود.
ﺳﯿﺴﺘم‌های ﭘﻤﭙﺎژ ﻧﯿﺰ به ﺳﻪ ﮔﺮوه ﻣﺘﻤﺎﯾﺰ ﻃﺒﻘﻪ ﺑﻨﺪی ﺷﺪه اﻧﺪ: ﭘﻤﭗﻫﺎی ﺑﺮﻗﯽ ﻏﻮﻃﻪور ﺷﻮﻧﺪه، ﭘﻤﭗﻫﺎی ﭘﯿﺶروﻧﺪه ﺧﻼء و ﭘﻤپ‌های ﺿﺮﺑﻪ ای ﻣﮑﻨﺪه. ﻣﻌﻤﻮﻻ ﺳﯿﺴﺘمهای ﺟﺪاﮐﻨﻨﺪه ﺳﯿﮑﻠﻮﻧﯽ ﺑﻪ ﻫﻤﺮاه پمپ‌های ﺑﺮﻗﯽ ﻏﻮﻃﻪور ﺷﻮﻧﺪه درون ﭼﺎﻫﯽ ﻣﻮرد اﺳﺘﻔﺎده ﻗﺮار ﻣﯽﮔﯿﺮﻧد. 

ﻣﺰاﯾﺎی ﻓﻨﺎوری ﺟﺪاﺳﺎزی آب و ﻧﻔﺖ در ﻋﻤﻖ ﭼﺎهﻫﺎی ﺗﻮﻟﯿﺪی
١- ﻫﺰﯾﻨﻪ ﮐﻤﺘﺮ ﺗﻮﻟﯿﺪ ﻧﻔﺖ: اﯾﻦ ﻓﻨﺎوری ﻗﺎدر اﺳﺖ ﻫﺰﯾﻨﻪ ﻫﺎی ﺗﻮﻟﯿﺪ آب را ﺑﻪ ﻣﯿﺰان ٧٠ % ﮐﺎﻫﺶ دﻫﺪ. ﺑﺎ ﺟﺪاﺳﺎزی آب در ﻋﻤﻖ ﭼﺎه، ﻫﺰﯾﻨﻪ ﻫﺎی ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ ﺑﺎﻻ آوردن آب از ﻋﻤﻖ ﺑﻪ ﺳﻄﺢ، ﺷﺮاﯾﻂ پاک‌ﺳﺎزی و ﺗﺼﻔﯿﻪ آب و اﻣﺤﺎء آن ﮐﺎﻫﺶ می یابد.
٢- ﮐﺎﻫﺶ اﺛﺮات ﻣﺨﺮب زﯾﺴﺖ ﻣﺤﯿﻄﯽ: ﻣﻌﻤﻮﻻ ﻋﻤﻠﯿﺎت ﺟﺪاﺳﺎزی آب از ﻧﻔﺖ در ﺳﻄﺢ و ﺗﺰرﯾﻖ ﻣﺠﺪد و ﯾﺎ ﺗﺨﻠﯿﻪ در ﺣﻮﺿﭽﻪ ﻫﺎی ﺳﻄﺤﯽ اﺛﺮات ﻣﺨﺮب زﯾﺴﺖ ﻣﺤﯿﻄﯽ ﺑﻪ ﻫﻤﺮاه دارد. ﺑﯿﺶﺗﺮﯾﻦ رﯾﺴﮏ ﻣﺮﺑﻮط اﺳﺖ ﺑﻪ ﺟﺪاﺳﺎزی آب ﻧﻤﮏ و اﻣﺤﺎی آن ﮐﻪ در ﺻﻮرت اﺳﺘﻔﺎده از اﯾﻦ ﻓﻨﺎوری ﺑﻪ ﮐﻠﯽ ﻣﺮﺗﻔﻊ ﻣﯽشود.
٣- ﺟﻠﻮﮔﯿﺮی از آﻟﻮدﮔﯽ ﻣﻨﺎﺑﻊ آب ﺷﺮب: ﺑﻪ دﻟﯿﻞ دﻓﻊ آب ﻫﻤﺮاه ﻧﻔﺖ در ﻋﻤﻖ ﭼﺎه و ﺗﺰرﯾﻖ ﺑﻪ ﻻﯾﻪ ﻫﺎی ﺳﺎزﻧﺪﻫﺎی ﻋﻤﯿق‌تر، ﺷﺎﻧﺲ ﺗﻤﺎس آبهای آﻟﻮده و ﻧﺸﺖ آن ﺑﻪ ﻣﻨﺎﺑﻊ آب ﺷﺮب در ﺣﻮاﻟﯽ ﭼﺎههای ﻧﻔﺖ ﺑﻪ ﺻﻔﺮ ﺗﻘﻠﯿﻞ ﻣﯽﯾﺎﺑﺪ از اﯾﻦ رو ﯾﮏ ﻣﺰﯾﺖ زﯾﺴﺖ ﻣﺤﯿﻄﯽ ﻣﺸﻬﻮد اﺳﺖ.
 ٤- ﮐﺎﻫﺶ ﻫﺰﯾﻨﻪ دﻓﻊ آب و ﻧﻤﮏ در ﺳطح:  ﺑﻪ دﻟﯿﻞ اﯾﻦﮐﻪ اﯾﻦ ﻓﻨﺎوری از ﺗﺠﻬﯿﺰات درون ﭼﺎﻫﯽ و در ﻋﻤﻖ ﭼﺎه اﺳﺘﻔﺎده ﻣﯽ کند، ﺑﻨﺎﺑﺮاﯾﻦ ﻫﺰﯾﻨﻪ ﻫﺎی اﻣﺤﺎی آب آﻟﻮده و ﻧﻤﮏ در ﺳﻄﺢ ﺷﺎﻣﻞ ﺗﺠﻬﯿﺰات ﭘﻤﭗ و ﻟﻮﻟﻪ وﻣﺨﺎزن ﺑﻪ ﻣﻘﺪار ﺑﺴﯿﺎری ﮐﺎﻫﺶ ﺧﻮاﻫﺪ ﯾﺎﻓﺖ.
٥- اﻓﺰاﯾﺶ ﻓﺸﺎر ﻣﺨﺰن: از آن ﺟﺎﯾﯽﮐﻪ آب ﻫﻤﺮاه در ﻋﻤﻖ ﭼﺎه ﻣﺠﺪداً ﺻﺮف ﺗﺰرﯾﻖ ﺑﻪ ﻣﯿﺪان ﻧﻔﺘﯽ ﻣﯽﺷﻮد، از اﯾﻦ رو اﯾﻦ آب ﺳﺒﺐ اﻓﺰاﯾﺶ ﻓﺸﺎر ﻣﺨﺰن و اﻓﺰاﯾﺶ ﻣﯿﺰان ﺗﻮﻟﯿﺪ ﻧﻔﺖ ﺧﻮاﻫﺪ ﺷﺪ.
ﻣﻌﺎﯾﺐ  ﻓﻨﺎوری ﺟﺪاﺳﺎزی آب و ﻧﻔﺖ در ﻋﻤﻖ ﭼﺎهﻫﺎی ﺗﻮﻟﯿﺪی
1. ﺑﺮﮔﺸﺖ آب ﺑﻪ ﻣﺴﯿﺮ ﺗﻮﻟﯿﺪ ﻧﻔﺖ: اﺧﺘﻼط آب ﺗﺰرﯾﻘﯽ و ﺑﺮﮔﺸﺖ آن ﺑﻪ ﻣﺴﯿﺮ ﺗﻮﻟﯿﺪ ﻧﻔﺖ ﮐﻪ ﺑﻪ دﻟﯿﻞ ﻧﺰدﯾﮏ ﺑﻮدن ﺳﺎزﻧﺪ ﺗﺰرﯾﻘﯽ و ﺗﻮﻟﯿﺪی ﻧﻔﺖ اﺗﻔﺎق ﻣﯽ اﻓﺘﺪ.
2. ﺳﺎﯾﺶ در ﭘﻤﭗﻫﺎ و ﺳﯿﮑﻠﻮنﻫﺎ: ﺗﻮﻟﯿﺪ ﺷﻦ در ﭼﺎهﻫﺎ ﺳﺒﺐ ﺳﺎﯾﺶ در ﭘﻤپ‌ها و ﺳﯿﮑﻠﻮنهای ﺟﺪاﮐﻨﻨﺪه می شود.
3. ﺑﺮوز ﺧﻮردﮔﯽ و ﺗﺸﮑﯿﻞ رﺳﻮب: ﺳﺒﺐ ﮐﺎﻫﺶ ﻋﻤﺮ ادوات ﻧﺼﺐ ﺷﺪه درون ﭼﺎه ﻣﯽ شود. ﺷﺮﮐتهای ﺗﻮﺳﻌﻪ دﻫﻨﺪه اﯾﻦ ﻓﻨﺎوری ﺑﻪ ﻣﺮور زﻣﺎن ﺗﻮاﻧﺴﺘﻪاﻧﺪ اﻏﻠﺐ اﯾﻦ ﭼﺎﻟشها را ﺑﺮﻃﺮف و ﺿﻤﻦ ﺑﺮﻃﺮف ﮐﺮدن ﻣﺸﮑﻼت ﻓﻨﯽ، از ﻧﻈﺮ اﻗﺘﺼﺎدی ﻧﯿﺰ اﯾﻦ ﺗﺠﻬﯿﺰات را ﻣﻘﺮون ﺑﻪ ﺻﺮﻓﻪ ﺗﺮ کنند.

نتیجه ﮔﯿﺮی  
در ﺣﺎل ﺣﺎﺿﺮ ﺷﺮﮐتهای ﺻﺎﺣﺐ ﻓﻨﺎوری ﺗﻮﺻﯿﻪ ﻣﯽ کنند ﮐﻪ اﯾﻦ ﺗﺠﻬﯿﺰات در اﺑﺘﺪا در ﻣﺮاﺣﻞ ﺗﮑﻤﯿﻞ ﭼﺎه باید ﻃﺮاﺣﯽ و درون ﭼﺎه ﺗﻌﺒﯿﻪ ﺷﻮﻧﺪ. زﯾﺮا در ﭼﺎه ﻫﺎی ﻗﺪﯾﻤﯽ ﻫﺰﯾﻨﻪ ﺗﻌﻤﯿﺮ و ﺗﮑﻤﯿﻞ دوباره ﭼﺎه ﻣﺎﻧﻌﯽ ﺑﺰرگ ﺑﺮ ﺳﺮ راه اﺳﺘﻔﺎده از اﯾﻦ ﻓﻨﺎورﯾﺴﺖ. ﺗﻮﺻﯿﻪ اﯾﻦ ﺷﺮﮐت برای اﺳﺘﻔﺎده از اﯾﻦ ﻓﻨﺎوری در ﭼﺎهﻫﺎی دوراﻓﺘﺎده و ﮐﻨﺘﺮل از راه دور درﯾﺎﯾﯽ اﺳﺖ ﮐﻪ به طور معمول ﻫﺰﯾﻨﻪ اﻧﺘﻘﺎل آب در ﻣﺴﺎﻓتهای ﻃﻮﻻﻧﯽ ﺑﻪ ﺳﮑﻮﻫﺎی ﻓﺮآورش ﺑﺴﯿﺎر ﮔﺰاف ﺑﻮده و از این رو اﺳﺘﻔﺎده از اﯾﻦ ﻓﻨﺎوری در اﯾﻦ ﮔﻮﻧﻪ ﻣﻮارد ﻣﻘﺮون ﺑﻪ ﺻﺮﻓﻪ و در اوﻟﻮﯾﺖ ﻗﺮار ﺧﻮاﻫﻨﺪ گرفت.



پاکسازی لکه های نفتی توسط آهن ربا و نیروی مغناطیس


 محققان دانشگاه MIT   با توسعه  تکنیک جدید  "جداسازی مغناطیسی نفت از آب" توانستند لکه های نفتی را پاکسازی کنند. آنها اعتقاد دارند که با روش خود  علاوه بر استفاده مجدد از نفت جداسازی شده می توانند باعث کاهش چشم‌گیر هزینه‌های بالای پاکسازی مناطق آلوده نفتی شوند.
در این طرح، نانوذرات آهنی ضد آب با روغن (نفت) مخلوط می‌شوند و سپس با جذب این نانوذرات توسط آهن‌ربا، پاکسازی لکه‌های نفتی در سطح دریا‌ها انجام خواهند شد. محققان تصور می کنند می‌توان از این نانوذرات در کشتی‌های نفتکش استفاده کرد که پس از انتقال نفت، می‌توان این نانوذرات را توسط آهن‌ربا جداسازی کرد و مجدداً مورد استفاده قرار داد، این عملیات تا حد زیادی باعث کاهش ریسک‌های آلودگی محیط زیست در اثر انتقال نفت در سطح دریا‌ها و اقیانوس‌ها خواهد شد.
از دیگر کاربرد‌های این نانوذرات می‌توان به پمپ کردن مخلوطی ازاین نانوذرات آهن به همراه آب تزریقی اشاره کرد که محققان با این عملیات توانسته‌اند بوسیله‌ی آهن‌ربا جریان سیالات درون چاه را به سمت کانال‌های برداشت نفت و یا به سمت کانال‌های خروجی هدایت کنند.




فناوری پالس پلاسما، تازه ترین فناوری ازدیاد برداشت


فناوری پلاسما، تازه ترین فناوری ازدیاد برداشت از مخازن نفتی است که استفاده از آن از سال ٢٠١٣ در آمریکا کلید خورده است. این فناوری در سال ٢٠٠٢ از سوی تیمی از دانشکده معدن دانشگاه ایالتی سن پترزبورگ روسیه توسعه داده شد و شرکتهای مختلفی از جمله کونوکوفیلیپس، لوک اویل، روسنفت، گازپروم، بریتیش پترولیوم، نفت و گاز ریچ فیلد، آس تس، منابع انرژی میلر و... از این فناوری در عملیات انگیزش حدود ٣٠٠ چاه مختلف در روسیه، چین، اروپای شرقی، آمریکا و کویت استفاده کرده اند.
گزارشها نشان می دهد، در ٩٠ درصد موارد استفاده از این روش، بهبود چشمگیری در میزان تولید این چاهها اتفاق افتاده است. این فناوری هم اکنون در چاههای عمودی کاربرد دارد و استفاده از آن در چاههای افقی در دست توسعه است.  بر این اساس در روش بهره گیری از فناوری پالس پلاسما با تولید قوسهای کنترل شده پلاسما در کسری از ثانیه، موج هیدرولیکی با سرعت بالایی در حدود هزار و ٥٠٠ متر بر ثانیه ایجاد می شود که با نفوذ به درون مخزن، گرفتگی‌های رسوبی اطراف چاه را تمیز می‌کند. منشا این گرفتگی‌ها، رسوبات و تجمع دانه های ریزسنگ در اطراف چاه و همچنین گل حفاری است. از طرفی، میزان انرژی تولید شده از ابزار، در حدی است که به تجهیزات تکمیل چاه آسیبی نمی رساند.از مزایای این روش می توان به سرعت بالای عملیات انگیزش، ایمنی بالا و سازگاری با محیط زیست به واسطه استفاده نکردن از هرگونه مواد شیمیایی اشاره کرد.




پمپ‌های درون چاهی الکتریکی


با کاهش توان تولید چاه‌های نفت، نفتی که از مخزن به درون چاه راه می‌یابد، دیگر انرژی لازم برای رسیدن به سطح زمین را ندارد. اینجاست که طیف گسترده‌ای از روش‌های فرازآوری مصنوعی به کار گرفته می‌شوند تا انرژی اضافه به جریان نفت تزریق کنند. از میان روش‌های مختلف، استفاده از پمپ‌های درون چاهی الکتریکی (ESPs: Electrical Submersible Pumps)  به دلیل مزایای قابل توجه خود برای کار در شرایط مختلف عملکردی، سهم ویژه ای را به خود اختصاص داده است و بازار رو به رشدی برای آن پیش بینی می‌شود. اهمیت استفاده از این فناوری در میادینی که از نیمه عمر جوانی خود عبور کرده‌اند نیز از مدت‌ها قبل قابل درک بوده است. پمپ درون چاهی الکتریکی در ساده ترین شکل ممکن، پمپی است که به یک موتور الکتریکی متصل شده و در جای مناسب از رشته تکمیل چاه قرار داده می‌شود. این موتور همچنین توسط یک کابل فشار قوی محافظت شده که از جریان برق سه فاز تغذیه می‌گردد تشکیل شده است. شرایط کاری این پمپ در اعماق چاه توسط حسگرهای تعبیه شده در این سیستم به صورت کامل پایش می‌گردد. با افزایش حجم کاری پمپ،  امکان اضافه کردن واحد‌های بیشتری به پمپ به صورت سری وجود دارد. اندازه و توان موتور  نیز بر اساس تعداد واحد‌های کاری پمپ مشخص می‌گردد. به طور معمول، یک پمپ درون چاهی الکتریکی امکان تولید 200 تا 20000 بشکه در روز از عمق 3500 متر را دارد. دوره عمر مفید این پمپ ها به طور متوسط 8 تا 15 ماه است، اما عمر‌آن از چند هفته تا 10 سال ثبت شده است. برآوردها نشان می‌دهد که بین 80 تا 100 هزار پمپ درون چاهی در سطح جهان به کار گرفته شده است که از این میان، حدود 50 درصد در کشور روسیه در حال کار است. البته پمپ های بکار گرفته شده در بازار روسیه ساده‌تر و کوچک‌ترند و تنها حدود 20 درصد کل ارزش 3/1 میلیارد دلاری بازار پمپ های درون چاهی را  به خود اختصاص می‌دهد.













ساخت ابزار جدید درون چاهی برای جلوگیری از تشکیل رسوب آسفالتین

ساخت ابزار جدید ته چاهی که به صورت یکی از اجزای رشته تکمیلی در ادامه لوله مغزی  نصب می‌گردد، با ایجاد امواج انرژی غیرعملگرا، هسته‌های اولیه‌ی شروع رسوب آسفالتین با واکس را پایدار می‌نماید. این پایدار شدن از شکل گیری توده‌های آسفالتینی یا واکسی در حین تولید در درون چاه جلوگیری می‌کند. این ابزار در چاه‌های عمودی، انحرافی و افقی که دارای مشکل رسوب و تشکیل آسفالتین است قابل نصب و کارکردن است. طول این ابزارها معمولاً 15/1 متر و قطر داخلی و خارجی آن بر اساس نیاز مشتری قابل تغییر است.
 از دیگر کاربردهای این ابزار، نصب آن در چاه‌های تولید نفت سنگین با درجه API‌ بین 6 تا 16 است. این فناوری اکنون در بیش از 1000 حلقه چاه در کانادا و دیگر نقاط دنیا توسط بیش از 90 شرکت کوچک و بزرگ تولید کننده نفت پیاده سازی شده است. با استفاده از این فناوری، مشکل بستن متناوب چاه‌ها برای تزریق مواد شیمیایی حلال یا گرم کردن نقطه محل تشکیل رسوب را رفع نموده و به تولید پایدار رسیده‌اند. به طور مثال، در یک نمونه، نیاز به انجام تعمیر چاه از هر دوهفته یک بار به یک بار در سه سال کاهش یافته است.

نفت خام از چهار جزء اصلی ( نفت، رزین، آسفالتن و پیش آسفالتن) تشکیل می‌شود و مشخصات فیزیکی و شیمیایی یک نمونه نفت خاص، بطور قابل ملاحظه‌ای به نسبت هریک از این اجزا و ویژگی‌های آن ها بستگی دارد. دراین میان، آسفالتن دارای ترکیبات آروماتیک متراکم بیشتری نسبت به نفت و رزین است و رزین شامل آروماتیک‌ها، هیدروکربن‌های نفت و مقداری مواد پارافینی است. آسفالتین و پیش آسفالتین در حالت طبیعی دارای یک مرکز باردار (مثل فلز، رس یا‌ آب) است که با جمع کردن مولکول‌های رزین موجود در نفت، حالت کلوییدی به خود می‌گیرد. در شرایط مخزنی امولسیون آب و نفت از شکل گرفتن این مولکول‌های‌جدید جلوگیری می‌نماید، ولی با تولید نفت و افت فشار، دمای سیال نفت کاهش می‌یابد و پارافین از این امولسیون جدا شده به صورت جامد در می‌آید و مولکول‌های آسفالتینی نیز شکل می‌گیرند. این توده های جامد شکل گرفته در درون لوله تولید،  باعث بسته شدن قطر لوله و مشکلات ناشی از‌ آن مانند کاهش تولید، افزایش هزینه های تولید، نیاز به عملیات‌های تعمیر چاه و ... می‌گردد. ابزار ته چاهی ساخته شده با ایجاد امواج مادون قرمز ارتعاشی منفعل، هسته های باردار آسفالتین و پیش آسفالتین را پایدار می‌نماید و جلوی شروع ایجاد درشت مولکول‌های آسفالتین و واکس را می‌گیرد. در رابطه با این تکنولوژی پایدار ساز که از تشکیل رسوبات جلوگیری می‌‌نماید، تا کنون مطالعات اندکی برروی این روش‌ها در مراکز دانشگاهی انجام شده است.
از مزایای اختصاصی این روش حذف مشکل رسوب آسفالتین می توان به نصب ساده و آسان ابزار ته چاهی، عدم نیاز به تعمیرات در یک بازه زمانی 10 ساله، غیر مغناطیسی و غیررادیواکتیو بودن، تمیز نگه داشتن سطح دیواره چاه‌ها و کاهش اصطکاک سیال و لذا تولید روان‌تر و بهتر نفت اشاره کرد.






نرم افزارهای IBM به کمک مهندسان نفت و گاز می‌آید



همکاران سیستم- شرکت آی بی ام قصد دارند با همکاری شرکت اسپانیایی رپسول (Repsol) از فناوری‌ها و پردازشگرهای شناختی برای بهبود فرایندهای صنعت استخراج نفت استفاده کنند.
به‌گزارش وب‌سایت pc world، دو شرکت آی بی ام و رپسول قصد دارند با همکاری یکدیگر از تکنیک‌های پردازش شناختی برای تسهیل فرایندهای صنعت انرژی استفاده کنند. کشف منابع نفتی جدید فعالیتی بسیار پرمخاطره و پرهزینه در صنعت انرژی است. این دو شرکت می‌کوشند به دست اندرکاران این صنعت کمک کنند تا از فناوری‌های پردازش و سیستم‌های رایانه‌ای به گونه‌ای استفاده کنند که بتواند تصمیمات خود را به شیوه کارآمدتر و اثربخش‌تری اتخاذ کنند.
براساس ‌این گزارش، صنعت نفت و گاز بستر بسیار مساعدی برای آزمایش نرم‌افزارها و اپلیکیشن‌های تصمیم‌گیری است. امروزه از هر چهار یا پنج چاه نفت فقط یکی به سودآوری می‌رسد. به همین دلیل هر فناوری و تکنیکی که بتواند این مخاطره را کاهش دهد بسیار سودآور خواهد بود. به همین دلیل شرکت رپسول که یکی از شرکت‌های فعال در این صنعت است می‌کوشد با اقدامات خلاقانه‌ای از این دست به یک مزیت رقابتی دست یابد. این شرکت به کمک آی بی ام می‌کوشد چندین نرم‌افزار ویژه در این حوزه را مورد آزمایش قرار دهد. یکی از این نرم‌افزارها قرار است به مهندسان کمک کند تا بهترین میادین نفتی را شناسایی کنند. نرم‌افزار دیگری قرار است به مهندسان کمک کند تا از چاه‌های موجود،  نفت بیشتری استخراج کنند.
پژوهشگران آی بی ام و رپسول می‌کوشند تا برای طراحی این نرم‌افزار ها از تکنیک‌های پردازشی شناختی جدیدی استفاده کنند که توانایی تجزیه و تحلیل داده‌های به دست آمده از منابع مختلف را به آن‌ها می‌دهد. سیستم‌های پردازشی شناختی می‌توانند طیف مختلفی از اطلاعات از داده‌های زمین‌شناسی و لرزه‌نگاری گرفته تا اطلاعات اقتصادی را تجزیه و تحلیل کنند و کاربران را در اتخاذ تصمیماتشان یاری کنند.


معرفی فن آوری جهت دستیابی به نقشه ی راه استخراج نفت



محققان دانشگاه ماساچوست آمریکا فن‌آوری جدیدی جهت دست یابی به نقشه‌ی راه برای استخراج نفت ارائه کرده اند. این فن‌آوری با استفاده از فشرده سازی عکس های دیجیتالی، نقشه هایی تولید می کند که از توانایی بالقوه‌ای در زمینه ی بازیافت به هنگام نفت برخوردارند. در این روش با استفاده از داده‌های جمع آوری شده از چاه‌های نفتی پراکنده، فشرده سازی تصاویر JPEG  با هدف ایجاد نقشه های زیر زمینی مخازن نفتی انجام می شود. با استفاده از این قابلیت تعداد بسیار زیادی پیکسل در یک تصویر به مقدار اندکی اطلاعات تبدیل می‌شود.
پژوهشگران در این روش با بهره‌گیری از داده‌های نرخ تولیدی و فشار، نقشه‌ی زیر زمینی مخزن را به دست می‌آورند. به گفته ی دنیس مک لوگلین یکی از محققان این طرح، از یک سو به تصویر کشیدن یک مخزن پیچیده، نیازمند تعداد بسیار زیادی پیکسل است و از سوی دیگر اطلاعات لرزه نگاری و چاه‌های مشاهده‌ای برای تخمین این پیکسل ها بسیار محدود می باشد.
این روش به عنوان مطالعه ای موردی جهت تخمین تصویری پروفایل اشباع سیال در یک مخزن انجام شد که پروفایل اشباع سیالی به دست آمده با استفاده از داده های محدود (تنها از 23 چاه) تقریباً شبیه به آنچه بود که از طریق مدل اصلی مخزن حاصل می‌شود. دکتر جعفرپور، دیگر محقق این پروژه می‌گوید این روش می‌تواند سبب ارتقاء چشمگیر روش های توصیف مخزن و تخمین مقدار تولید گردد.


کاربرد فن‌آوری لیزر در تشخیص نوع نفت


واحد پژوهش و توسعه‌ی شرکت سعودی آرامکو (Saudi Aramco) با بهره گیری از فن آوری لیزر، دستگاهی جهت شناسایی نوع نفت ساخته که می تواند کاربردهای فراوانی در زمینه های اکتشاف و تولید داشته باشد.این دستگاه که لیزر را در فرکانس های مورد نظر، به نمونه ی نفت می تاباند در مدت بسیار کوتاهی (حدود 5-2 نانوثانیه)، طیف فلوئورسانس، نمونه ی نفت را برانگیخته می کند. دستگاه سپس با تلفیق داده های فلوئورسانس نمونه ی نفت، دو نمودار بدون بعد به عنوان مشخصه های نفت مورد نظر تولید می نماید.این توانایی که در آن نوع نفت بر اساس طیف فلوئورسانس قابل تشخیص است امکان تمیز دادن نمونه های مختلف نفت (با درجات متفاوت و از نظر ملاک های تجاری) را از یکدیگر فراهم می آورد. کاربردهای بالقوه ی این دستگاه را می توان به شرح ذیل بیان کرد:

  •    ارزیابی پیوستگی زمین شناسی در زمینه های اکتشاف در کنار سایر دستگاه های موجود
  •        اندازه گیری مقدار آب موجود در نفت،  پایداری و ناپایداری امولسیون و مقدار سولفور موجود در نفت
  •        پایش مقدار نمک موجود در نفت
  •        تشخیص آسفالتین موجود در نفت
  •        پایش گرانروی در خطوط لوله

سرعت تقریبی دستگاه برای هر نمونه حدود 30 ثانیه است. در حال حاضر این دستگاه قابل انتقال به میادین است و یک نوع کنترل از راه دور آن نیز در حال ساخت می باشد. یکی از کاربردهای مهم آن تشخیص و شناسایی محل نشت نفت در آب  از فواصل دور (مثلاً در بالگرد) می‌باشد.


ازدیاد برداشت نفت با استفاده از آنزیم



تنها سوخت های زیستی نیستند که جهت تولید انرژی از آنزیم استفاده می کنند، بلکه روش های ازدیاد برداشت نفت نیز از مزیت های آنزیم ها بهره می گیرند. آنزیم ها به عنوان گروه وسیعی از کاتالیزورهای موجود در تمامی مواد زنده، برای افزایش سرعت واکنش های  شیمیایی در صنایع مختلف استفاده می شوند. به تازگی تولید سوخت های فسیلی توسط آنزیم ها توجه زیادی را به خود جلب کرده است که در آن از کاتالیزورها جهت شتاب دادن به یک تقسیم بیولوژیکی (تبدیل مواد سلولی به قندهای مناسب تولید سوخت های زیستی) استفاده می شود.

این فن آوری، ازدیاد برداشت نفت با آنزیم (EEOR, Enzyme-enhanced oil recovery) نام دارد. شرکت جامپ استارت (Jump Start Co.) یک فن آوری سیال آنزیم ارائه کرده که با نام تجاری Greenzyme به بازار مصرف عرضه می شود. این ماده‌ی محلول در آب،  به شکل DNA تغییر یافته ی پروتئین های استخراج شده از میکروب های نفت دوست در فرآیند تخمیر است. مزیت اصلی EEOR نسبت به EOR میکروبی، وجود خود آنزیم به عنوان موجودی غیرزنده است. آنزیم به پیش آماده سازی نیاز ندارد. در روش EEOR  تنها محلول رقیق آنزیم به آب تزریقی اضافه می شود و دیگر به مواد مغذی بعدی نیاز نیست و بدین ترتیب دامنه ی گسترده تری جهت عملیات روی چاه فراهم می آید. بر اساس گزارش ها این روش به طور ایده آل برای ماسه سنگ ها، سازند هایی با مکانیسم آبران و API کمتر از 30، تخلخل بیش از 20 درصد و تراوایی بیش از 100 میلی دارسی قابل استفاده است و برای استفاده در سایر موارد مثل سیلاب زنی با آب، دامنه ی گسترده تری هم دارد. استفاده از این روش در سازندهای شکاف دار آهکی نیز موفقیت هایی به همراه داشته است.

برای توضیح عملکرد EEOR، در مرکز فن آوری وستپورت اینترتیک آزمایش هایی جهت تشخیص مکانیزم بهبود در برداشت نفت انجام شد. در این آزمایش ها برای شبیه سازی شرایط مخزن، از نمونه های نفت با API 30 با آنزیم و بدون آنزیم ( Greenzyme با غلظت 10 درصد در آب) ‌در فشار زیاد استفاده شد.

این باور وجود داشت که استفاده از آنزیم ها سبب شکسته شدن کاتالیزورهای مولکول بزرگ نفت به مولکول های کوچکتر و در نتیجه بهبود حرکت نفت های سنگین می شود. برای بررسی این فرض  آنالیز

 (Saturates, Aromatics, Resins and Asphaltenes SARA ) انجام شد که فرضیه‌ی شکسته شدن را در قالب شکست مواد اشباع اثبات کرد. اشباع مواد نمونه های با آنزیم نسبت به نمونه های بدون آنزیم، 5 درصد کمتر بود.

نتایج آنالیزهای کروماتوگرافی با گاز بیانگر آن است که در حالی که نمونه های بدون آنزیم(حداقل تا C44 )، از پیک های هیدروکربنی  بسیار واضحی برخوردار بودند، نمونه های با آنزیم، پیک های بسیار کمتری (بیش از C30 )  داشته و پیک هیدروکربنی قابل مشاهده‌ای (بیش از C37)  نداشتند. کاهش پیک ها در مولکول هایی با تعداد کربن زیاد و در نتیجه کاهش اندازه ی مولکول ها، ناشی از تاثیر مثبت آنزیم ها بوده است.



سیستم هوشمند پایش بین چاهی


شرکت شلمبرژر (Schlumberger Co.) فن‌آوری جدیدی را تحت عنوان دیپ لوک اِی اِم (Deep Look EM Technology)  معرفی کرده است که قابلیت‌هایی از جمله طراحی قبل از نمودارگیری، مدل‌سازی، شبیه‌سازی و اکتساب، پردازش و برگردانی داده‌ها را دارا می‌باشد. این قابلیت‌ها همه براساس پروفایل‌های مقاومت بین چاه‌ها تعریف شده‌اند. از مزایای این فن‌آوری نسبت به نمودارهای کابلی  پیشین، که پروفایل اطلاعات اطراف یک چاه را به دست می‌آوردند، این است که اطلاعات خواص مورد نظر مخزن را بین چاه‌ها اندازه‌گیری می‌نمایند. دقت این سیستم از روش‌های لرزه‌نگاری در پایش میزان بازدهی جاروبی ، شناسایی نواحی نفتی  و بهینه‌سازی شبیه‌سازی مخزن بسیار بالاتر بوده، همچنین این سیستم می‌تواند تصاویر دقیقی از تغییرات خواص مخزن بین دو چاه با حداکثر فاصله 3280 فوت ارائه دهد. نمودار پرتونگاری سیستم لوک اِی اِم خروجی‌هایی از جمله پروفیل جریان سیال مخزن، تشخیص نواحی نفتی کنار زده شده و اندازه‌گیری میزان بهره‌دهی تزریق در بازدهی جاروبی را ارائه می‌دهد.

براساس اصول کارکرد نمودارهای القایی، سوندهای فرستنده‌های دینامیک در یک چاه نصب می‌شوند و در چاه مجاور گیرنده‌های مربوطه قرار دارند؛ از این طریق اطلاعات بین دو چاه بدست می‌آیند. چاه‌ها می‌توانند در حالت حفره باز یا با لوله جداری باشند. در حالت حفره باز، با کم کردن فرکانس برانگیختگی دستگاه، تداخل منفی لوله‌ی جداری در انجام کار را به حداقل می‌رساند. تست‌های میدانی به وسیله ی این فناوری، اطلاعات ارزش‌مندی در مورد اثربخشی برنامه‌های تزریق بخار یا آب با مشخص نمودن مکانیسم‌های تولید و به تصویر کشیدن نواحی کنار زده شده نفتی در اختیار می‌گذارد. ناهمگنی‌های موجود بین دو چاه، که ممکن است با استفاده از روش‌های لرزه‌نگاری نتوان آن‌ها را تشخیص داد، از این روش قابل تشخیص و ارزیابی می‌باشند. تغییرات مقاومت الکتریکی بین دو چاه ممکن است ناشی از فرونشست تغییرات در تخلخل، تغییرات در اشباع سیال (مثلاً در سیلاب‌زنی) و تغییرات دما (تزریق بخار) باشد. بنابراین از این طریق با پایش حرکت سیال در مخزن بکارگیری این سیستم می‌تواند راه‌گشای خوبی در پیش‌بینی رفتار دینامیک مخزن باشد.



تکنیک‌های برتر برای انجام تست پایلوت در فرایند‌های ازدیاد برداشت نفت

پیاده‌سازی ازدیاد برداشت از مخازن فرایندی پیچیده است و برای هر مخزن باید یک برنامه‌ی کاربردی ازدیاد برداشت سازماندهی گردد. برای اعمال به هر مورد ویژه، یک فرایند ارزیابی و توسعه‌ی نظام مند و مرحله به مرحله برای غربال، ارزیابی، انجام تست پایلوت  و اعمال فرایند‌های ازدیاد برداشت مورد نیاز می‌باشد. انجام تست پایلوت می‌تواند نقش مهمی را در این خصوص ایفا نماید. پیش از انجام آزمایش‌های میدانی، اهداف اصلی از انجام تست پایلوت باید کاملا مشخص شده و فاصله‌ی بین چاه‌ها، نوع الگوی قرارگیری چاه‌ها و همچنین میزان مورد نیاز مواد تزریقی باید تعیین گردد.

 

اهداف تست پایلوت

در هنگام توسعه‌ی یک فرایند پایلوت باید به این نکته توجه داشت که فرایند تست پایلوت جزئی از استراتژی توسعه یک میدان می‌باشد. تست‌های پایلوت باید فرایند‌های بازیافت را که قبلا از اینکه نظریه های تکنیکی و اقتصادی بررسی شوند، در مقیاس میدانی تخمین بزند. همچنین فرایند بازیافتی که قرار است در مقیاس میدانی آزمایش شود باید با محوریت تولید حداکثر و هزینه ی حداقل بهینه سازی گردد.  و همچنین قبل از آزمایش میدانی، مناسب‌ترین انتخاب برای فاصله‌ی چاه‌ها، نوع الگوی قرارگیری چاه‌ها، طول و جهت گیری چاه‌ها، مواد تزریقی و استراتژی تزریق باید تعریف گردد.

 

 نکاتی در مورد طراحی تست پایلوت

تخصیص زمان مناسب به طراحی و بهینه سازی تست پایلوت می‌تواند منجر به عملیاتی سازی زودتر فرایند ازدیاد برداشت شود. یک تست پایلوت ضعیف (چه در مرحله ی طراحی و چه در مرحله ی اجرا) می‌تواند منجر به نامطلوب تلقی شدن یک فرایند ازدیاد برداشت موثر یا بر عکس مطلوب تلقی شدن یک فرایند ازدیاد برداشت غیر موثر گردد. تست‌های پایلوت عدم قطعیت‌های موجود در تصمیم گیری را کاهش می‌‌دهند. هنگام طراحی یک تست پایلوت باید اولا تاثیر اختلاف مقیاس تست پایلوت و تست میدانی را بدانیم و در وهله‌ی بعد بتوانیم تاثیر منفی این مسئله را کاهش دهیم. کاهش فواصل بین چاه‌ها، مشخص نمودن محل منطقی برای چاه‌های مشاهده‌ای و افزایش دبی چاه‌های تزریقی، تکنیک‌هایی هستند برای دست یابی به اطلاعات مربوط به عملکرد مخزن در تست‌های پایلوت اهمیت دارد. از سویی نتایج حاصل از تست پایلوت (در مقیاس‌پایین‌تر) باید قابلیت تبدیل به تست میدانی (در مقیاس بالاتر) را داشته باشد. عواملی چون نوع الگوی قرارگیری چاه‌ها، طراحی چاه، ماده‌ی تزریقی انتخاب شده و نوع عملیات فراورش باید میزان اطمینان را درفرایند آپ اسکیل کردن (اعمال نتایج حاطل از تست پایلوت به تست‌های میدانی) افزایش دهد. به عنوان آخرین نکته، در مورد محل تعیین شده برای انجام تست پایلوت می‌بایست این اطمینان تا حد امکان حاصل شده باشد که محل انجام تست پایلوت به خوبی مراحل توصیف را طی کرده باشد که بتواند بیانگر رفتار فرایند ازدیاد برداشت در مقیاس وسیع تر (میدانی) باشد.

 

 انواع تست‌های پایلوت: مزایا و معایب

این مهم است که بتوانیم تمایز بین جمع آوری داده، تست پایلوت و عملیات فاز‌بندی شده را تشخیص دهیم. داده‌های میدانی را جمع آوری کرده تا از این طریق بتوان موارد ویژه‌ی کلیدی عدم قطعیت را که در تصمیمات کاری تاثیرات شایانی دارند را، شناسایی کرد.  تست پایلوت، عملکرد یک فرایند ازدیاد برداشت را در میدان تایید می‌نماید.

 

تست‌های پایلوت غیر تولیدی 

 ساده‌ترین حالت، طراحی یک چاه برای انجام تست تزریق پذیری، جهت تعیین میزان سهولت تزریق گاز در سازند برای ارزیابی هدرروی تزریق در فرایندWAG ، می‌باشد. با افزودن یک چاه مشاهده‌ای می‌توان میزان بازدهی جاروبی عمودی و راندمان جابجایی‌های محلی  گاز در چاه مشاهده‌ای را تعیین نمود. اضافه نمودن چاه دوم مشاهده‌ای این امکان را فراهم می‌سازد که میزان بازدهی جاروبی عمودی در فضای بین دو چاه مشاهده‌ای را بتوان محاسبه نمود. محل چاه‌های مشاهده‌ای باید به گونه‌ای انتخاب گردد که ناهمگنی مخزن در نظر گرفته شده باشد و همچنین گرادیان محدوده‌ی نزدیک چاه، که گاه ممکن است بجای حرکت سیال به سمت چاه باعث فرار آن از محدوده ی چاه گردد، باید مد نظر قرار گیرد. از آنجا که گاز تزریقی دارای چگالی کمتری است نسبت به نفت درون مخزن، چاه مشاهده‌ای اطلاعات با ارزشی را در مورد روراندگی گرانشی  که ممکن است به بازدهی جاروبی ضعیفی منجر شود، فراهم می‌کند.


تست‌های پایلوت تولیدی

در تست‌های پایلوت که چاه‌های تولیدی در مدار قرار دارند، می‌توان مستقیماً داده‌های بازیافت، اطلاعات جریان سیال درون مخزن و افت فشار بین چاه‌های تولیدی و تزریقی را به دست آورد. نکات مهم در هنگام طراحی و عملیاتی سازی تست‌های پایلوت تولیدی از قرار زیر است:

هدر روی : آیا الگوی پیاده شده یک سیستم جریانی محدود است؟

تعادل : آیا دبی نسبی چاه‌های تولیدی و تزریقی طوری تنظیم شده‌اند که حد اکثر میزان بازدهی جاروبی را نتیجه دهد؟

ایزوله کردن : آیا محدوده‌ای که در آن تزریق صورت می‌گیرد تنها محدوده ایست که از آن تولید انجام می‌گیرد؟

 

جمع بندی و نتیجه گیری

یک دیدگاه مرحله به مرحله برای توسعه و پیاده سازی پروژه‌های ازدیاد برداشت از مخازن با تمرکز بر انجام تکنیک‌های برتر تست‌های پایلوت شامل ملاک‌هایی است که طبق آنها می‌توان نتیجه گرفت انجام تست پایلوت مورد نیازهست یا خیر. تعریف اهداف تست پایلوت، شناخت ملزومات یک تست پایلوت موفق، انواع تست پایلوت که به صورت بالقوه می‌توانند تعریف شوند با آگاهی از مزایا و معایب آنها، شناسایی ابزار و تکنیک‌های لازم برای ارزیابی مکانیزم‌های کلیدی مخزن ، مراحل اصلی و کلیدی در انجام تست پایلوت می باشند.




توصیف مخزن با استفاده از نانو ریپورترها


پژوهشگران دانشگاه رایس (Rice University) در هیوستون تحقیقاتی در زمینه‌ی تزریق به اصطلاح نانوریپورتر با هدف افزایش بازیافت از مخازن انجام داده‌اند. طبق گفته‌ی پروفسور جیم تور، استاد مهندسی مواد و مکانیک دانشگاه رایس، نانوریپورتر صدها میلیون خوشه‌ی کربنی هستند، که اندازه‌ی تقریبی هر یک در حدود 30 هزار برابر کوچکتر از پهنای موی انسان می‌باشند و با آب به درون مخزن پمپ می‌شوند. ترکیب مولکولی این مواد طوری طراحی شده‌اند که براساس نوع موادی که با آنها در مخزن برخورد میکنند، از جمله نفت، سولفید هیدروژن، آب یا دیگر مواد، تغییر ساختار می‌دهند. همچنین این نانوذرات توانایی اندازه‌گیری فشار و دمای مخزن را نیز دارند که اطلاعات ارزشمندی برای متخصصین برای شناسایی محل نفت و گاز در مخزن به شمار می‌آید. این نانوذرات مشخصه‌ی منحصر به فردی مانند بارکد دارند که به وسیله ی آن می‌توان مشخص نمود که نانوذرات قبل از تولید چه مدتی در زیر زمین بوده اند، سه ماه، شش ما و یا....، که از این طریق می‌توان به عنوان مثال تعیین نمود در حالتی که مقدار بسیار زیادی نانوذرات 9 ماهه نسبت به 3 ماهه با نفت تولید شود، می‌توان نتیجه گرفت نفت مورد نظر از اعماق بیشتری به سطح زمین آمده است. لازم به ذکر است طبق گفته ی دکتر تور، تست میدانی نانوریپورترها در دست مطالعه بوده و به زودی انجام می‌پذیرد.



توصیف مخازن شکافدار با استفاده از نانو حسگرها

دست‌یابی به اطلاعات مخزن، نواحی دور از چاه، از قبیل ساختارهای هندسی حفرات، شکاف‌ها و کیفیت ارتباط بین شکاف‌ها و برقراری ارتباط بین این اطلاعات و داده‌های فشار و دمای مخزن نقش شایانی در شناخت عوامل کلیدی تأثیرگذار بر نحوه‌ی تولید بهینه از یک مخزن شکاف‌دار را ایفا می‌کنند. در این زمینه یک گروه تحقیقاتی در دانشگاه استنفرد آمریکا با بهره‌گیری از فناوری نانو نتایج جالب توجهی را کسب نموده‌اند. به گفته‌ی ایشان، ابزارهای موجود در توصیف خصوصیات شکاف‌ و تحلیل آن‌ها از دقت کافی برخوردار نمی‌باشد، چراکه دامنه بررسی این ابزار عموماً به ناحیه اطراف چاه محدود می‌شود. از این‌رو بهره‌گیری از فناوری‌های جدید با دقت بالاتر ضروری می‌نماید. این گروه تحقیقاتی بکارگیری نانو حسگرها را در این زمینه مورد بررسی قرار داده‌اند.
در یک پژوهش به بررسی آزمایشگاهی برای امکان‌سنجی استفاده از نانوحسگرها به عنوان ردیاب در اندازه‌گیری‌ خصوصیات مخزن بصورت درجا پرداخته شد. در این مطالعه آزمایشگاهی که بر روی سنگ برا  و اِسلیم تیوب (Slim tube)  متخلخل انجام شد سیال حاوی نانو حسگر به محیط متخلخل تزریق شد و خواص آن در سیال خروجی از محیط اندازه‌گیری ‌شد. همچنین در این آزمایش‌ها دو نوع نانو حسگر (نانوذرات و نانوسیم)  بکار برده شد. دو گونه اطلاعات می‌توان از محیط متخلخل بدست آورد، یکی نحوه توزیع اندازه حفرات است و دیگری کیفیت ارتباط بین چاه‌ها (ورودی و خروجی محیط متخلخل) که این اطلاعات از داده‌های توزیع اندازه نانوذرات خروجی از محیط و همچنین تاریخچه تولید این نانو حسگر بدست می‌آیند. همچنین این نانوذرات قابلیت اندازه‌گیری فشار و دمای محیط متخلخل و نیز تعیین نوع سیالاتی که نانو ذرات طی فرایند با آنها تماس پیدا می‌کنند، را دارا می‌باشند.
لازم است که نانوذرات و نانو سیم‌های مورد استفاده در مطالعات و در نهایت در مخزن، ایمن و دوستدار محیط زیست باشند. ذرات سیلیس (SiO2) و نانوسیم های نقره ای (AgNW) از کلیه ی شرایط مربوط به ایمنی و محیط زیست برخوردار بودند.
به منظور بررسی امکان سنجی بکارگیری نانوحسگرها در مشخص ساختن خواص مخزن بطور کلی و خواص شبکه شکاف به طور خاص، نیاز است تا مکانیزم‌های انتقال آن‌ها درون نمونه‌های مغزه سازند تعیین شود.



فن‌آوری استفاده از ذرات ریز در بهبود فرآیند سیلاب زنی با آب

برای افزایش میزان تولید از یک مخزن، روشهای برداشت ثانویه مثل سیلاب زنی با آب معمولا مد نظر قرار می‌گیرد. اگر چه روشهای رایج قدیمی سیلاب زنی با آب معمولا با بازدهی جاروبی  پایینی همراه هستند که معمولا 40% تا 50% نفت در جا در مخزن باقی می‌ماند. فن‌آوری بی‌نظیر شیمیایی شرکت نالکو (Nalco Holding Co.) که برایت واتِر (Bright Water Technology) نامیده می‌شود، در نظر دارد بازدهی سیلاب زنی با آب را با تزریق مستقیم در ناحیه نفتی، بهبود بخشد. این فن‌آوری در واقع مواد شیمیایی با ذرات ریز میکرونی است که برای بهبود بازدهی سیلاب زنی با آب طراحی شده‌اند. این ذرات بسیار ریز از فن‌آوری فعال سازی حرارتی استفاده می‌کنند و وقتی به مکان از قبل تعیین شده می‌رسند، متورم می‌شوند. این مکان‌ها توسط دمای مخزن دیکته می‌شود. این متورم شدن توسط دما شبیه به متورم شدن ذرت بو داده در حضور حرارت است. این ذرات بسیار ریز به چندین برابر حجم اولیه خود متورم می‌شوند و انباشته می‌شوند که با این روش گلوگاه‌های نواحی با تراوایی بالا  را مسدود می‌کنند. که این آب تزریقی را مجبور به حرکت در نواحی نفتی که قبلا جاروب نشده‌اند، هدایت می‌کند و در نتیجه نفت بیشتری به سمت چاه هل داده می‌شود و نفت بیشتری تولید می‌شود.
بر اساس برآوردهای دپارتمان انرژی آمریکا  (DOE) بیشتر مخازن نفت ضریب بازیافت کمی دارند. بر اساس گزارش  DOE بیش از 600 میلیارد بشکه از نفت مخازن شناخته شده آمریکا که حدود نصف تا دوسوم نفت درجا است، توسط فن‌آوری کنونی غیر قابل بازیافت است. این حجم بسیار عظیم از نفت هدف استفاده از فن‌آوری ذرات بسیار ریز است.

فناوری ذرات ریز جهت تقویت ازدیاد برداشت با سیلاب‌زنی

قبل از فعال سازی حرارتی (شکل بالا)، تمام ذرات اندازه‌ای کمتر از یک میکرون دارند و بعد از فعال سازی اندازه آنها 10 تا 100 برابر شده است. ایده استفاده از فن‌آوری برایت واتِر در سال 1997 توسط دو مهندس بی‌پی  شکل گرفت.
برای استفاده ازفن‌آوری دارای ذرات ریز، محصول به صورت مایع به محل انجام سیلاب زنی با آب منتقل می‌شود و از مواد شیمیایی فعال، پراکنده‌ساز  و یک حلال هیدروکربنی سبک تشکیل شده است. محصول گرانروی پایینی دارد و بنابراین به راحتی تزریق می‌شود و با آب تزریقی مخلوط‌پذیر است، وقتی که با پراکنده‌ساز به طور همزمان تزریق می‌شود به خاطر اینکه به صورت مایع است به راحتی می‌تواند در خط تزریق آب، تزریق شود و اصلا نیازی به پیش آمیختن و مخزن‌های ذخیره در میدان ندارد. محصول به طور پیوسته بسته به قابلیت پمپ کردن میدان، برای دوره یک تا دو هفته تزریق می‌شود و با شروع و قطع کردن تزریق مواد، عملیات سیلاب زنی با آب اصلا منقطع نمی‌شود.
برای اطمینان از رسیدن ذرات به مکان درست خود، قبل از فعال شدن به طور کامل، درک وفهم درست از مخزن مفید است. مانند هر واکنش شیمیایی فعال سازی توسط یک سری متغیر مشترک کنترل می‌شود که عبارتند از دما، زمان وpH . دانستن گرادیان گرمایی مخزن بین چاه تولیدی و تزریقی بسیار مهم است.
این فن‌آوری برای مخازن ماسه سنگی طراحی شده است و برای مخازن شکافدار به دلیل بسیار بزرگ بودن قطر حفرات، مناسب نیست. استفاده از این ذرات در محدوده دمایی 100 تا ºF 220 کاربرد دارد. در دمای بالاتر از این محدوده، ذرات به آهستگی شروع به تجزیه شدن می‌کنند و در دمای پایین تر از این محدوده واکنش‌های شیمیایی بسیار آهسته اتفاق می‌افتد که ممکن است موثر نباشند.

تصویر سیلاب‌زنی و نقش مواد ریز

فن‌آوری برایت واتِر در خیلی از نواحی توسط بی‌پی و چورون (Chervon corporation) امتحان شده است. اولین بار توسط چورون در میدان میناس  اندونزی (Minas oil field Indonesia) مورد استفاده قرار گرفت. در این میدان 300000 بشکه افزایش در تولید نفت مشاهده شد. طولانی‌ترین مورد استفاده از این فن‌آوری تا کنون در میدان نفتی پرودهو بِی (Prudhoe Bay oil field)  شرکت بی‌پی بوده است. استفاده از مزیت‌های فن‌آوری در این میدان هنوز ادامه دارد و تاکنون افزایش 475000 بشکه‌ای در تولید نفت مشاهده شده است



حیات تازه برای میدان نفتی ویلمینگتن کالیفرنیا به کمک فناوری جدید


آزمایشگاه فناوری انرژی ملی آمریکا (National Energy Technology Laboratory)  برای استخراج نفت سنگین در بخش غربی میدان نفتی ویلمینگتن کالیفرنیا (Wilmington California oil field)، از روشهای پیشرفته توصیف مخزن و استخراج حرارتی بهره گرفته است. هدف از این پروژه استفاده از تکنیکهای بازیافت حرارتی برای استخراج حدود 13 میلیون بشکه نفت سنگین باقیمانده در این میدان می‌باشد. شرکت نفتی تیدلندز (Tidelands oil production Co.)، دانشگاه کالیفرنیا جنوبی  و دانشگاه استنفورد نیز در پیشبرد این پروژه همکاری داشتند.
میدان نفتی ویلمینگتن که از جنوب شرق تا شمال شرق حوزه لس آنجلس را در برمی‌گیرد، سومین میدان نفتی ایالات متحده محسوب میشود. اگر این طرح استخراجی در کل این میدان نفتی به کار گرفته شود، با استخراج 525 میلیون بشکه نفت، میزان دخایر نفتی ایالات متحده 5/2 % افزایش می‌یاید. به علاوه، به کمک این راهکار در میدان‌های مشابه موجود در کالیفرنیا، می‌توان 4/1 میلیارد بشکه نفت سنگین راکد را استخراج نمود.
از سال 1934، برای استخراج نفت از این بخش از میدان 3400 حلقه چاه توسط شرکت تیدنلندز حفر شده است. از سال 1950 نیز ازدیاد برداشت با روش تزریق آب آغاز شده است. در فاز مطالعاتی، برای استخراج نفت باقیمانده، بکارگیری روش ازدیاد برداشت حرارتی مورد مطالعه قرار گرفت. برای شناسایی مشکلات و مدیریت تولید، از روش‌های پیشرفته توصیف سه‌بعدی ساختار و شبیه‌سازی حرارتی مخزن استفاده شد. جزئیات دقیق برهمکنش بین سیال تزریقی با ساختار سازند و نفت موجود به دقت بررسی شد. برای کار طراحی در مقیاس پایلوت، 4 حلقه چاه (2 حلقه برای تزریق و 2 حلقه برای تولید) حفر گردید؛ یک سیستم تزریق متناوب آب داغ و بخار برای بهبود بازیافت حرارتی به کار گرفته شد. برای انتقال جریان بخار به سر چاه مورد نظر برای تزریق، یک کانال‌کشی زیرزمینی عایق‌بندی‌شده به طول 732 متر انجام شد و برای کنترل شن، برای اولین بار از بخار قلیایی برای تزریق استفاده شد. به علاوه از همان آغاز کار، از یک سیستم کنترل و مدیریت پیشرفته مخزن بهره گرفته شد تا به کمک رایانه‌های قدرتمند همه جوانب عملیاتی اعم از شناسایی، مهندسی، نظارت و ارزیابی به بهترین نحو انجام گیرد.

فاز دوم به تکمیل کار طراحی و بهینه‌سازی فرایند اختصاص داشت. هدف یافتن شرایط بهینه فرایندی برای عملیات بازیافت حرارتی و حفاری، شناسایی شرایط و وضعیت دقیق سازندی مخزن و به روزرسانی مدل‌های شبیه‌سازی سه‌بعدی بود. بدین ترتیب جزئیات توزیع غیریکنواخت دانه‌بندی مخزن بدست می‌آید، موقعیت و توزیع نفت دست‌نخورده شناسایی می‌شود و در نهایت مکان مناسب برای تزریق و جریان بخار مشخص می‌گردد. با تکیه بر اطلاعات به دست آمده، با حفر اندک چاه ممکن، نواحی مرده و مستعد برای استخراج شناسایی می‌شوند و می‌توان با ارتباط دادن چاه‌های مختلف به هم، چاه‌های بدون استفاده را نیز به کار گرفت. همچنین می‌توان امکان استخراج با جریان تزریقی سرد را نیز مورد مطالعه قرار داد تا پروژه با بهینه کردن شرایط اقتصادی ممکن اجرا شود.
 از نوآوری‌های این پروژه می‌توان به موارد زیر اشاره کرد:
• استفاده از مدلسازی رایانه‌ای برای شبیه‌سازی و بهینه‌سازی تزریق بخار، آب داغ و آب بدون فرونشست سطحی خاک و مشکلات ناپایداری
• طراحی نوین تزریق بخار با چاه‌های افقی با شبیه‌سازی سه‌بعدی رایانه‌ای
• تزریق نوع جدید بخار قلیایی برای کنترل شن با صرفه‌جویی اقتصادی 25%
• - استفاده از نوع فناوری جدیدحذف     H2S
• استفاده از سیستم جدیدی برای تولید بخار از گازهای کم ارزش خروجی



نفت سنگین تولیدشده از میدان نفتی ویلمینگتن



استخراج بیشتر نفت توسط شرکت توسعه نفت عمان و شل، با کمک ازدیاد برداشت

عمان مثال خوبی از کشورهایی است که به سرعت فناوری‌های ازدیاد برداشت را برای تولید بیشتر نفت به خدمت گرفته است. شرکت توسعه نفت عمان که حاصل سرمایه‌گذاری مشترک دولت عمان و شرکت‌های نفتی شِل، توتال و پارتِکس است، پروژه‌های در ابعاد بزرگ با استفاده از روش‌های رایج ازدیاد برداشت را دنبال می‌کند. روش‌های رایج ازدیاد برداشت شامل تزریق بخار، تزریق امتزاج‌پذیر گاز و تزریق مواد شیمیایی است.
مخزن فاتح (Fateh oil field)  در بزرگترین میدان عمان فهود (Fahud oil field) ، برای بیش از  37 سال است در حال تولید است. اما هنوز حدود چندین میلیارد نفت درجا دارد و استفاده از روش‌های رایج برداشت فقط توانایی تولید 30 % نفت درجای این میدان را دارد که حدود 6 میلیارد بشکه نفت درجا در این منطقه است. استفاده از روش‌های ازدیاد برداشت می‌تواند باعث افزایش بازیافت 10در صدی از این مخزن می شود. تیم‌ کاری بر روی میدان فهود، معتقد است که موثرترین راه ازدیاد برداشت در این میدان، تزریق بخار در فشار بالاست. به زودی این تکنیک در این میدان وارد فاز پایلوت خود می‌شود. شرکت توسعه نفت عمان بر روی توسعه میدان عظیم دیگر خود قَرن عالم( Gharan Alam oil field )با روشی مشابه متمرکز شده است.


فناوری نوین بازیافت نفت سنگین در کانادا

اخیرا شرکت پتروبنک (Petrobank) در کانادا با استفاده از فرایند ثبت شدة THAI  خود نقطة عطفی در تولید نفت همراه با شن را پشت سر گذاشته است. این تکنولوژی نسبت به روش‌های رایج اعتبار زیادی در زمینة استخراج بسیار بیشتر نفت از مخازن کسب کرده است،‌ و عملکرد آن پایدار و از لحاظ اقتصادی سودمند بوده‌است.
فرایند THAI فرایند احتراق درجا برای تولید نفت سنگین است که در اوایل دهة جاری در دانشگاه بس (Bath University)  در انگلستان توسعه یافت و توسط پتروبانک ثبت اختراع گردید. در این روش چاه تولیدی افقی و چاه تزریق هوای عمودی که در انتهای چاه تولیدی قرار دارد با هم به کار گرفته می‌شوند. به مدت 2 تا 3 ماه، بخار به چاه عمودی تزریق می‌شود تا مخازن اطراف آن را آماده کرده و به چاه افقی حرارت دهد. بعد از گذشت این زمان،‌ هوا به درون چاه عمودی تزریق می‌شود. این هوا منجر به شروع احتراق در مخزن شده و دما را بین 400 تا 600 درجه سانتی گراد بالا می‌برد که این دما مربوط به رژیم دمایی است که در آن شکست حرارتی و کک سازی نفت سنگین آغاز می‌گردد.
با تزریق پیوستة هوا در چاه عمودی، احتراق به وجود آمده از پنجة  چاه به پاشنة  آن حرکت می‌کند. بر اساس ادعای شرکت، کراکینگ حرارتی در چاه افقی باعث ارتقاء نفت سنگین بین 6 تا 8 درجه API می‌گردد. این نفت ارتقاء یافته با گرانروی پائینی که دارد با کمک بخار آب موجود در مخزن و گازهایی مثل CO2 که در طول احتراق تولید می‌شوند به راحتی در چاه افقی جریان می یابد و به سطح چاه می‌رسد. بعد از رسیدن به سطح، نفت تولیدی پیش از فرستاده شدن به بازار تحت عملیات پالایش قرار می‌گیرد.
 پتروبانک اذعان کرده است که در طول سالهای گذشته تست‌های آزمایشگاهی و شبیه‌سازی‌های عددی متعدد انجام شده نشان داده است که این فرایند توانایی بازیافت 60 تا 80 درصد نفت سنگین در مخازن را داراست. این عدد برای روش‌های درجای دیگر مثل ریزش گرانشی با بخار‌  بین 20 تا 50 درصد است. همچنین شرکت اظهار داشته است در طول عملیات THAI 10درصد از نفت با واکنشهای کک سازی مصرف می‌شود.



شمای انجام عملیات   THAI

شرکت ادعا می‌کند که مزایای زیست محیطی بسیاری با استفاده از THAI حاصل خواهد شد که از آن جمله می‌توان به محدود کردن مصرف آبهای زیرزمینی و گاز اشاره نمود. با اینکه در طول 3 ماه اول تزریق بخار به آب و گاز طبیعی نیاز است اما با شروع احتراق و ورود چاه به مرحلة تولید که ممکن است 5 سال یا بیشتر طول بکشد، دیگر از بخار و گاز استفاده نخواهد شد. دیگر مزیت زیست محیطی کاهش نیاز به پالایش است زیرا که نفت تا حدودی ارتقاء می‌یابد، همچنین انتشار گازهای گلخانه‌ای نسبت به دیگر روش‌های فراورش نفت سنگین تا 50 درصد کاهش می‌یابد.







 
امتیاز دهی
 
 


پژوهش و فناوری
چند لحظه صبر كنيد