آشنایی با روش های بهبود بازیابی نفت

از آن جا که بیشتر مخازن کشور در نیمه دوم عمر خود به سر می برند و هر چه از عمر مخزن می گذرد برداشت از آن دشوار تر می شود باید با روش های خاصی با توجه به شرایط مخزن، برداشت از آن را بهتر و بیشتر کرد، البته این نکته را نباید فراموش کرد که در روش های ازدیاد برداشت باید از میان روش های مختلف بهترین آن را از لحاظ عملی و اقتصادی انتخاب کرد. در این مقاله سعی شده روش های مختلف ازدیاد برداشت معرفی و موارد کاربرد آن ها توضیح داده شود.

مخزن هیدروکربوری ساختاری است متخلخل و نفوذپذیر در زیرزمین که انباشتی طبیعی از هیدروکربورها را به صورت مایع و یا گاز در خود جای داده و به وسیله ی سنگ های غیرتراوا از محیط اطراف مجزا گردیده است. درتوصیفی ملموس تر می توان مخازن هیدروکربوری را به بادبادکی پر از هوا تشبیه کرد که پوسته ی این بادبادک نقش همان سنگ های غیرتراوا را بازی می کند و به محض سوراخ کردن این محیط متعادل سیال های مخزنی (هم چون هوا که به سرعت از بادبادک خارج می شود) توسط نیروهای هیدرولیکی به درون چاه رانده می شوند. البته قدرت این رانش طبیعی هم زمان با تولید از مخزن کاسته می شود، چنان که برای نمونه گفته می شود مخازن ایران به طور متوسط سالانه ۱۰ ۸ درصد افت طبیعی فشار مخزن و افت دبی تولید از چاه افت دبی تولید از چاه با افت فشار مخزن رابطه مستقیم دارد دارند.

با افت مداوم فشار مخزن، دبی تولید رفته رفته کم شده تا جایی که دیگر تولید طبیعی از مخزن مقرون به صرفه نخواهد بود. این نقطه زمانی اتفاق می افتد که بازیابی (Recovery) نفت از مخزن به نسبت پائین است. این بازیابی برای مخازن ایران حدود ۱۵ ۲۰ درصد است؛ به عبارتی ۸۵ تا ۸۰ درصد کل نفت مخزن در سازند باقی می ماند. بنابراین برای برداشت نفت های باقی مانده در مخزن نیازمند روش های جدید و تکنیک های پیشرفته هستیم.

ازاین رو می توانیم مراحل تولید از یک چاه را به طور کلی به دو دسته ی زیر تقسیم کنیم (که البته این تقسیم بندی به نحوه ی برداشت از مخزن اطلاق می شود):

۱) تولید طبیعی (Primary Recovery)

۲) تولید بهبودیافته (IOR or Improved Oil Recovery)

فشار اشباع(Bubble Point Pressure):

با افت فشار مخزن، گاز محلول در نفت توانایی آن را پیدا می کند که از نفت خارج شود، «فشار اشباع» فشاری است که اولین حباب گاز از نفت جدا می شود. روشن است که در فشار های بالاتراز آن تنها یک فاز مایع و در فشار های پایین تر از آن دو فاز مایع و گاز وجود دارد.

کلاهک گازی (Gas Cap):

در صورتی که در یک مخزن نفتی هر سه سیال آب، نفت و گاز وجود داشته باشد، ترتیب قرار گرفتن سیالات درون مخزن به گونه ای است که از پایین به بالا ابتدا آب، بعد نفت و سپس گاز قرار می گیرد. به سازند ی که در آن گاز قرار دارد، سازند گازی و به سازندهای دیگر سازندهای نفتی و گازی می گویند.

به بخش بالایی مخزن که حدفاصل میان پوش سنگ و سطح تماس نفت و گاز است، کلاهک گازی مخزن نفتی می گویند. گفتنی است که برخی از مخازن فاقد کلاهک گازی، برخی دیگر فاقد بخش آب ده هستند و برخی فاقد هر دوی آن ها هستند.

سفره آبی(Aquifer):

سازند آبی ای که در پایین مخزن می تواند وجود داشته باشد.

امتزاج پذیری (Miscibility):

دومایع را وقتی امتزاج پذیر می گویند که کاملاً درهم حل شده و امولیسون نسازند.

اوپک (OPEC):

اوپک که شکل خلاصه شده ی (Organizations of Petroleum exporting Countries) یعنی سازمان کشورهای صادرکننده ی نفت است . این سازمان در ۱۴ ۱۰ سپتامبر ۱۹۶۰ توسط ۵ کشور ایران، عربستان، ونزوئلا و کویت و عراق تشکیل شد که بعد از آن ۹ کشور دیگر الجزائر، قطر، نیجریه، امارات، اندونزی، لیبی، الجزیره، اکوادور، آنگولا به آن ها اضافه شدند. هدف از تشکیل این سازمان کنترل سیاست های قیمتی نفت بود.

تولید طبیعی(Primary Recovery)

برداشت اولیه یا تولید طبیعی به استحصال نفت تحت مکانیسم های رانش طبیعی موجود در مخزن و بدون استفاده از انرژی خارجی نظیر آب و گاز اطلاق می شود. همان گونه که بیان شد از یک مخزن تا مدت تقریباً کمی می توان به طورطبیعی تولیدی اقتصادی داشته باشیم . در تولید طبیعی از مخزن رانش نفت به علت مکانیسم های خاصی انجام می پذیرد که درزیر به بیان آن ها خواهیم پرداخت:

انبساط سنگ و سیال (Rock and Fluid expansion)

رانش توسط گازمحلول (Solution Gas Drive)

رانش کلاهک گازی (Gas Cap Drive)

رانش توسط آب ورودی به مخزن (Aquifer Drive)

انبساط سنگ و سیال:

دراین مکانیسم فشار وزنی لایه های بالا برروی سازند مخزن و انبساط خود سیال باعث رانش نفت به درون چاه خواهد شد.

رانش توسط گازمحلول:

به طور طبیعی نفت درشرایط دما و فشار مخزن مقداری گاز درخود به صورت حل شده دارد که با تولید و رساندن نفت به سطح زمین این گاز آزاد می شود. بنابراین می توان گفت حجم نفت درشرایط مخزن بیشترازحجم آن درسطح زمین است. البته شاید این گونه به نظر برسد که در این جا این پدیده بدون درنظرگرفتن تفاوت دما و فشار سازند با سطح زمین توضیح داده شده است. درصورتی که با کمی دقت متوجه می شویم که تغییرات دما و فشار نفت از سازند به سطح زمین به ترتیب باعث کاهش حجم و افزایش حجم می شوند، چون دما و فشار درسازند نفتی نسبت به دما و فشار درسطح زمین بالاتر است که این کاهش درمورد دما باعث کاهش حجم و درمورد فشار باعث افزایش حجم می شود. در این صورت کاهش و افزایش حجم پدید آمده تقریباً اثر یکدیگر را خنثی می کنند، بنابراین می توان گفت مهم ترین عامل تغییر حجم نفت از سازند به سطح زمین همان گازحل شده درنفت است. نسبت حجم نفت در شرایط دما و فشار مخزن به حجم نفت در شرایط دما و فشار سطح زمین را با ضریب حجمی سازند تعریف می کنند که با توجه به توضیحات قبلی همواره بزرگتر از یک خواهد بود.

به دلیل آن که با تولید از مخزن فشار آن افت می کند، اگر این افت فشار تا رساندن فشار مخزن به فشار اشباع ادامه یابد مقداری از کل گاز محلول درشرایط مخزن آزاد شده که انبساط این گاز باعث رانش نفت به درون چاه خواهد شد.

رانش کلاهک گازی:

دربرخی از مخازن دربالای سازند نفتی کلاهک گازی وجود دارد که انبساط این کلاهک گازی در زمان تولید از مخزن، نفت را مانند پیستونی از بالا به سمت پائین می راند که مسلماً هرچه کلاهک گازی بزرگتر باشد بازیابی نفت ازاین مخزن بالاتر خواهد بود.

ورود آب به سازند نفتی:

بر خلاف شیوه رانش گازی، به جای آن که گاز از بالا به سیال (نفت) نیرو وارد کند و باعث تولید طبیعی نفت شود، می توان لایه ی آبی ای را تجسم کرد که از پائین سازند نفتی همانند پیستون نفت را به درون چاه می راند.

البته باید توجه کرد که درتولید طبیعی نفت، انبساط سنگ و سیال و گازمحلول درتمامی مخازن به عنوان نیروی رانشی نفت به درون چاه عمل می کند اما می توانیم مخازنی داشته باشیم که هردو یا یکی ازدوعامل کلاهک گازی و سفره آبی را داشته باشند و یا اصلاً هیچ یک را نداشته باشد.

تولید بهبودیافته (IOR or Improved Oil Recovery )

پیش از توضیح تولید بهبود یافته می توان این گونه بیان کرد که اصولاً تولید طبیعی نفت ازهر مخزنی به فشار اولیه مخزن، نفوذپذیری سنگ مخزن و گرانروی نفت رابطه دارد. روشن است که هرچه فشاراولیه مخزن و نفوذپذیری سنگ مخزن بالاتر و گرانروی نفت پائین تر باشد، بازیابی اولیه بالاتر خواهد بود. عدم تعادل دراین پارامترها باعث می شود که تکنیک های دیگری دربازیابی نفت به کار برده شود. کلیه روش هایی که طی آن به مخازنی که تحت شرایط طبیعی خود قادر به تولید اقتصادی نیستند و از بیرون انرژی داده شده و یا موادی درآن ها تزریق می شود، روش های ازدیاد برداشت نامیده می شوند. (Enhanced Oil Recovery : EOR)

البته دربعضی مواقع که سیال (نفت) درته چاه وارد شده و فشار سیال درته چاه توانایی بالا آوردن آن را به سرچاه ندارد، تکنیک های دیگری مانند فرازش گاز (بدین گونه که گاز را ازسطح زمین به درون چاه تزریق می کنند واین گاز با نفت درون چاه مخلوط امتزاج پذیری را به وجود می آورد که چگالی آن از چگالی نفت اولیه پائین تر است و می توان با همان فشار ته چاه ، نفت را به سرچاه انتقال داد) و یا پمپ های درون چاهی (که نفت را از ته چاه به سر چاه پمپاژ می کنند) به کار گرفته می شود؛ اما اصولاً ازاین تکنیک ها به عنوان یکی ازروش های ازدیاد برداشت یاد نمی شود؛ آن چه روش های ازدیاد برداشت(EOR) اطلاق می شود روش هایی است که ازطریق تزریق مواد به درون مخزن به سیال انرژی داده می شود و هدف این روش ها، کاهش میزان نفت پس ماند مخزن است، این روش ها را به دودسته زیر تقسیم می کنند:

۱) برداشت ثانویه (Secondary Recovery)

۲) برداشت ثالثیه (Tertiary Recovery)

۱ ۲) برداشت ثانویه (Secondary Recovery):

این روش، افزودن انرژی های خارجی بدون اعمال هیچ گونه تغییر در خواص فیزیکی سیالات و سنگ مخزن است . به زبان ساده تر، سیال تزریقی تنها نقش هل دهنده و تعقیبی دارد. لازم به ذکر است اگر چه این تکنیک درابتدا با تزریق هوا که ارزان ترین و دردسترس ترین ماده بوده است، اجرا شده، اما تاکنون در موارد قلیلی، ازهوا به عنوان ماده تزریقی استفاده شده است. تزریق هوا گرچه معمولاً تولید را برای مدت کوتاهی افزایش می داد اما به سرعت مشکلات عملیاتی زیادی را پدید می آورد.

بسیاری از مشکلات پدید آمده درتزریق هوا، ناشی از وجود اکسیژن در آن است. چراکه اکسیژن به شدت واکنش دهنده است و مشکلات عدیده ای را درتسهیلات سرچاهی و داخل مخزن پدید می آورد. برخی ازاین مشکلات عبارتند از:

اشتعال خود به خودی نفت در نزدیکی چاه تزریق

خوردگی (که مهم ترین عامل آن اکسیژن است)

تشکیل امولسیون ها

این مشکلات و مشکلات دیگر باعث شد که از هوا به عنوان ماده تزریقی در روش های ازدیاد برداشت ثانویه استفاده نشود. امروزه از گاز و آب به جای هوا در این تکنیک استفاده می شود. اولین برنامه بازیابی ثانویه درایران درسال ۱۳۵۵ درمیدان هفتکل با روش تزریق گاز به مرحله اجرا در آمد پس ازآن درسال ۱۳۵۶ تزریق گاز درمیدان گچساران با هدف فشارزدائی و تثبیت فشار شروع شد که تزریق گاز دراین دو میدان عظیم نفتی کشورهم چنان ادامه دارد و باعث بالابردن بازیابی از حدود ۲۰ ۱۵ درصد به حدود ۲۵ ۳۰ درصد شده است. هم اکنون ایران از برنامه ی تزریق گاز به مخازن عقب است و بر اساس گزارش مرکز پژوهش های مجلس شورای اسلامی محاسبات انجام شده نشان می دهند که ۲۴ مخزن از کل مخازن نفتی مناطق نفت خیز جنوب در اولویت تزریق – گاز قرار دارند که در۱۶ مخزن زمان تزریق سپری شده و هر چه سریعتر باید از افت فشار آنها جلوگیری به عمل آید، ۸ مخزن دیگر نیز ظرف ۲۰ سال آینده نیاز به تزریق خواهند داشت.

۲ ۲)روش های ازدیاد برداشت ثالثیه :(Tertiary Recovery)

دراین روش انرژی خارجی به مخزن اعمال می شود و درنتیجه ی آن تغییرات اساسی فیزیکی و شیمیایی درخصوصیات سیال مخزن پدید می آید. به زبان ساده تر دراین جا ماده ی تزریقی با تغییردادن خصوصیات سیستم سیالی (مانند کم کردن گرانروی و یا تغییر چسبندگی میان سنگ و سیال) باعث ازدیاد برداشت خواهد شد. عملیات ثالثیه را می توان به موارد زیر تقسیم کرد:

سیلاب زنی امتزاجی با گاز

سیلاب زنی شیمیایی

فرآیندهای حرارتی

فرآیندهای استفاده از کف

فرآیندهای تزریق میکروب (البته دربعضی تقسیم بندی ها تزریق میکروب را به عنوان فرآیندهایی جدا از "EOR" و تحت عنوان (MEOR (Microbial Enhanced Oil recovery می شناسند. در این روش میکروب ها و مواد غذایی را به درون چاه تزریق می کنند و این میکروب ها تحت عواملی یا تولید اسید می کنند که برای حل کردن سنگ های کربناتی بکار می رود و یا تولید گاز کرده که باعث بالابردن فشارمخزن و یا پائین آوردن گرانروی نفت می شوند.

متأسفانه در حال حاضر در بزرگ ترین کشورهای تولید کننده عضو اوپک (OPEC) همچون ایران، کویت، عربستان و عراق روش های ازدیاد برداشت ازنوع سوم (ثالثیه) هنوز به مرحله ی اجرا درنیامده است اما در برخی از مخازن ایران و کویت روش های بازیابی حرارتی مانند تزریق بخار آب در حال بررسی است. کل روش های ازدیاد برداشت را به تازگی به صورت زیرتقسیم می کنند: (برخلاف تقسیم بندی قدیم به صورت ثانویه و ثالثیه)

۱) گرمایی:

تزریق بخارآب (Steam Flooding)

سیلاب زنی آب گرم (HOT Water Flooding)

احتراق درجا (In situe combustion ) [خشک (Dry) یا مرطوب (Wet)]

گرم کردن حرارتی ( تزریق آب) (Water Flooding)

۲) غیرگرمایی:

سیلاب شیمیایی(Chemical flooding)(پلیمری یا قلیایی)

جابه جایی امتزاج پذیر(Miscible Flooding ):

رانش گازغنی شده

سیلاب الکلی

سیلاب گاز Co۲

سیلاب گاز N۲

جابه جایی غیرامتزاج پذیر(immisible Flooding )( گاز طبیعی یا گاز طبیعی سوخته شده)

تدوین:

مهندس ابوالقاسم کاظمی‌نیا