ماهنامه اکتشاف و تولید نفت و گاز
پیاپی 165 (خرداد 1398)

تزریق دی‌اکسید کربن به مخازن نفتی جهت ازدیاد برداشت و ذخیره‌سازی به‌طور هم‌زمان، موضوعی است که هم به‌لحاظ زیست‌محیطی و هم به‌لحاظ منافع مادی حاصل از برداشت نفت امروزه اهمیت بسیاری یافته است. با صرف‌نظر از مباحثی همچون "بیان اهمیت موضوع"، "نقش مخازن نفتی به‌عنوان سایت‌های ذخیره دی‌اکسید کربن"، "جنبه‌های مختلف تزریق دی‌اکسید کربن" و "مکانیزم‌های متداول تزریق دی‌اکسید کربن"، در این مقاله، "غربالگری مخازن نفتی جهت تعیین روش مناسب ازدیاد برداشت" مطرح و نتایج کار محققان مختلف ارایه می‌شود. سپس پارامترهای موثر در بهینه‌سازی هم‌زمان ازدیاد برداشت و ذخیره‌سازی دی‌اکسید کربن و روش‌های عملیاتی جهت انجام اینکار مورد بحث قرار می‌گیرد. همچنین، جایگاه این فرایند به‌عنوان حلقه‌ای از زنجیره جذب، انتقال و ذخیره‌سازی دی‌اکسید کربن مورد توجه قرار گرفته و اقتصاد آن بررسی می‌گردد.

تحلیل استراتژیک حوزه بالادستی صنعت نفت نشان‌دهنده شکل گرفتن رقابت مبتنی بر فناوری و نوآوری در این عرصه و در نتیجه لزوم قرار گرفتن پژوهش و فناوری به‌عنوان محوریت کسب و کار برای تحقق برتری رقابتی در کلاس جهانی است. با توجه به اهمیت فعالیت‌های پژوهش و فناوری و نقشی که در دستیابی به نوآوری فناورانه دارند، ایجاد و بهره‌برداری اثربخش از واحدهای پژوهش و فناوری در بنگاه‌های فعال در حوزه بالادستی صنعت نفت ضرورتی انکارناپذیر است.
نگاه به ساختار و نحوه عملکرد واحدهای پژوهش و فناوری در حوزه بالادستی صنعت نفت بدون توجه به الگوی کسب و کار سازمان های مادر آنها و نحوه تعامل آن الگو با فناوری و نوآوری کار ناقصی است. براین اساس در این مقاله به بررسی ماهیت فعالیت‌های پژوهش و فناوری در شرکت‌های مختلف حوزه بالادستی صنعت نفت، پرداخته می‌شود. در این راستا ابتدا ماهیت رقابت‌پذیری در محیط دارای رقابت مبتنی بر فناوری و نوآوری تبیین گردیده و سپس انواع سازمان‌های نوآور بر مبنای انواع رقابت‌پذیری فناورانه تعیین می‌شود. در ادامه، الگوهای کسب و کار بازیگران مختلف حوزه بالادستی صنعت نفت بر مبنای انواع سازمان‌های نوآور تشریح می‌شود و بر اساس آن، ماهیت فعالیت‌های واحدهای پژوهش و فناوری در هریک از الگوهای کسب و کار بازیگران حوزه بالادستی صنعت نفت تبیین خواهد شد.

تحریم‌های جدیدی که در تابستان 2017 برای صنعت نفت روسیه تحمیل شد‌، همراه با کاهش چشمگیر کیفیت ذخایر این کشور، ابهامی را در مورد چشم‌انداز تولید نفت و همچنین عدم‌اطمینانی را در مورد درآمدهای بودجه‌ای صنعت نفت روسیه در بلند‌مدت ایجاد کرده است. بعد از اعمال تحریم‌های آمریکا،‌ دسترسی شرکت‌های روسی به بازارهای مالی با محدودیت‌هایی روبه‌رو شد. همچنین بخش تولید صنعت نفت روسیه از منظر جذب تکنولوژی و به‌خصوص تکنولوژی‌های اکتشاف در آب‌های عمیق و قطب شمال و پروژه‌های شیل که توسط بزرگ‌ترین شرکت‌های نفت و گاز روسیه توسعه پیدا می‌کرد،‌ شامل تحریم قرار گرفتند. سرمایه‌گذاری‌های عظیم قبلی روسیه در حوزه‌ی نفت‌، معافیت‌های مالیاتی متعدد و همچنین کاهش ارزش روبل موجب مقاومت زیاد صنعت نفت روسیه در برابر تحریم‌ها و کاهش قیمت گردید. اما چشم‌انداز تولید نفت روسیه در اثر تحریم‌ها با مشکلات و چالش‌هایی روبه‌رو خواهد شد. در این مقاله این چالش‌ها بررسی گردیده است.

در این مطالعه، سازندهای پابده و گورپی به‌عنوان سنگ‌های منشا احتمالی در میدان نفتی گچساران مورد بررسی و مقایسه خصوصیات ژیوشیمایی آلی قرار گرفتند. در ابتدا به‌منظور ارزیابی آلودگی نفتی نمونه‌های مورد مطالعه، از ترسیم نمودار S1 در مقابل  TOCاستفاده شد. این نمودار عدم‌آلودگی نفتی تمام نمونه‌های هر دو سازند پابده و گورپی و به‌عبارتی برجا بودن هیدروکربور موجود در این سازندها را نشان می‌دهد. ترسیم نمودار S2در مقابل TOC، وTOC در مقابل پتانسیل ژنتیکی (PP=S1+S2) حاکی از قرارگیری سازند پابده در طیف وسیعی از پتانسیل تولید هیدروکربور از ضعیف(Poor)تا خوب (good)و قرارگیری سازند گورپی در محدوده ضعیف (Poor)تا مناسب  (Fair)می‌باشد. همچنین این نمودارها به‌وضوح نشان می‌دهند که سازند پابده نسبت به سازند گورپی از پتانسیل هیدروکربورزایی بالاتری برخوردار است. نمودار‌های شاخص هیدروژن (HI)در مقابل شاخص اکسیژن(OI)،HIدر مقابل T maxوTOC در برابرS2 حاکی از طیف وسیعی از انواع مختلف کروژن، از نوعII، مخلوطII وIII، نوعIII و حتی نوعIV (یک نمونه) برای سازند پابده می‌باشد که گویای نهشته شدن سازند پابده در شرایط بسیار متغیری از محیط رسوبی و در پیشروی و پسروی‌های متعدد آب دریا می‌باشد. در مقابل، سازند گورپی حاوی کروژن های نوع مخلوطIIو IIIو نوعIII می‌باشد. همچنین، نمودارTOCدر برابرHI حاکی از نفت‌زا‌تر بودن سازند پابده نسبت به سازند گورپی است. نمودار T maxدر برابر شاخص تولید(PI) حاکی از این است که سازند پابده وارد پنجره نفت‌زایی نشده است؛ به‌عبارتی، به میزان بلوغ حرارتی موردنیاز برای تولید هیدروکربور نرسیده که مقادیر میانگین انعکاس ویترینایت آن را تایید می‌کند. در طرف مقابل، تعدادی از نمونه‌های سازند گورپی حاکی از ورود این سازند به اوایل زون پنجره نفتی و تولید هیدروکربور از این سازند می‌باشند که با توجه به قرارگیری سازند گورپی نسبت به سازند پابده در عمق بیشتر، بیشتر بودن بلوغ سازند گورپی نسبت به سازند پابده، طبیعی است.

به‌منظور دستیابی به بازده مناسب برای تولید از مخازن هیدروکربوری، محاسبه حجم اولیه هیدروکربن ضروری است. بنا به تعریف، حجم خالص (بخش خالص) ضخامت لایه متخلخل و تراوای سنگ مخزن است که دارای هیدروکربور اقتصادی باشد. ضخامت بخش مولد[1] یا خالص با ضخامت کلی مقایسه می شود و به عنوان نسبت خالص به کل[2] شناخته می شود. نسبت خالص به کل یک پارامتر مهم در محاسبات حجمی ذخیره هیدروکربن درجا، تهیه طرح توسعه میدان، طراحی تاسیسات سطح‌الارضی و فعالیت های تحت‌الارضی می باشد. ممکن است بخشی از هیدروکربن موجود در مخزن به دلایل متعدد امکان تولید نداشته باشد. پس حجم آن بخش از هیدروکربن نباید به‌عنوان هیدروکربن اولیه ی قابل تولید مخزن در نظر گرفته شود. لذا از نسبت خالص به کل برای بیان و یا نمایش بخشی از سنگ مخزن که در تولید مشارکت موثر دارد، استفاده خواهد شد. این نسبت به وسیله اختصاص حد برش در نمودارهای پتروفیزیکی و سپس کاربرد آن برای محاسبه بخش خالص استفاده می شود.
در مطالعه حاضر روش های مرسوم و نوین محاسبه حد برش برای پارامترهای مختلف پتروفیزیکی و مخزنی از جمله تخلخل، اشباع آب، حجم شیل، تراوایی، پویایی و شعاع حفره مورد بررسی قرار گرفته‌اند. در ادامه، الگوریتم‌های محاسبه حد برش با روش های مرسوم و روش های نوین ارایه شده و همه روش ها در قالب یک نرم‌افزار جامع ارایه شده است. به‌کمک نرم‌افزار تعیین حدود برش برای مخازن هیدروکربوری (UT-CDP) به‌صورت یک نرم‌افزار یکپارچه گرافیکی می‌توان حد برش را با روش های مختلف انجام دهد محاسبه نمود و نتایج به‌دست آمده را با نتایج تست‌های مخزنی و تولید مقایسه کرده، از نتایج آن  در تمام مراحل مطالعات مخزن استفاده نمود. نرم‌افزار مورد نظر در دو میدان تولیدی اجرا گردید و نتایج به‌دست آمده با نتایج تولید میدان مطابقت داشت.

در سیمان کاری لوله های جداری چاه نفت معمولا پیش از پلاگ پایینی از یک سیال بعنوان سیال حایل بین گل و سیمان استفاده می شود. در چاه هایی که با گل سنگین (PCF 100<) حفر شده اند برای  جلوگیری از افت فشار استاتیکی چاه از همان گل سنگین موجود در چاه می توان به عنوان حایل سیمان کاری استفاده کرد. اما در صورت تماس سیمان با گل حفاری؛ گرانروی سیمان افزایش یافته و دچار ژل شدگی می شود. این قضیه ریسک سخت شدن ناگهانی سیمان در لوله جداری را افزایش می دهد. بنابراین وجود ماده ای در گل حایل برای جلوگیری از ژل شدگی سیمان در تماس با گل کمک بسیاری به عملیات حفاری چاه می کند.در این مقاله تاثیر استفاده از مگنست تینر در گل سنگین پایه آبی بعنوان سیال حایل سیمان کاری لوله جداری چاه نفت بررسی شد.

در سال‌های اخیر، با وارد شدن مخازن کشور به نیمه دوم عمرشان، نیاز به افزایش بهره‌وری ،کاهش آسیب سازند و جلوگیری از هرزروی گل در عملیات حفاری، منجر به معرفی استفاده از فناوری حفاری فروتعادلی[1]، UBD، شده است. ازاین‌رو، در مخازنی که با افت فشار در اثر تولید روبرو بوده اند، استفاده از سیالات حفاری با چگالی بسیار پایین مانند فوم‌ها[2] یا گل‌های هوازده[3]، برای دستیابی به فشار ستون سیالی کمتر از فشار درون منفذی سازند پیشنهاد شده است. در چنین مواردی، تغییرات القایی ناشی از تنش‌های درجا، بایستی به‌طور عمده توسط ساختار سازند جبران شود. زیرا درصد مشارکت سیال حفاری به دلیل فشار پایین‌تر ستون آن، نسبت به روش‌های حفاری متداول، کاهش‌یافته است. در این مقاله چندین مورد حفاری با استفاده از روش  UBDمورد بررسی قرارگرفته است، تا بتوان با استفاده از این تحلیل ها، دلایل شکست آن ها و امکان استفاده در موارد بیشتر را موردبررسی قرارداد. عمده دلایل موفقیت شامل استفاده در مخازن تخلیه‌شده[4] و سازندهای شکافدار کربناته[5] است. درحالی‌که، موارد شکست این پروژه‌ها عمدتا در مخازن شیلی تحت‌فشار و یا نواحی تحت تنش تکتونیکی بسیار بالا و یا به علت خرابی تجهیزات در درون چاه بوده است. لازم به ذکر است که کاربرد اصلی این فناوری تنها در لایه مخزنی پیشنهادشده است و هدف عمده آن کاهش آسیب‌های مخزن، بهبود بهره‌وری، کاهش هرزروی گل و بهبود ضریب بازیافت نفت است.

در اغلب میادین بزرگ نفتی، نفت تولیدی مخازن مختلف با ویژگی های ناهمسان، در منیفولدهای مشترک اختلاط یافته و از طریق خطوط لوله مشترک به واحد بهره برداری منتقل می شود که نتیجه آن تاثیر و برهمکنش جریان چاه ها بر یکدیگر و در نتیجه پیچیدگی بیشتر رفتار جریان چندفازی در شبکه گسترده تولید میدان می باشد. این موضوع، شناسایی و ارزیابی راهکارهای بهینه افزایش و نگهداشت تولید بعنوان یکی از الزامات مدیریت صیانتی میادین نفتی را پیچیده و پرچالش می سازد. یکی از ابزار های قدرتمند متخصصین برای غلبه بر این چالش، شبیه سازی شبکه تولید میدان می باشد. خوشبختانه امروزه با پیشرفت های روز افزون علمی، نرم افزارهای قدرتمندی برای این منظور توسعه یافته است.
در این تحقیق، یکی از میادین توسعه ای جنوب غربی کشور که هم زمان با توسعه در مدار تولید زودهنگام قرار دارد، جهت شناسایی و ارزیابی راهکارهای افزایش و نگهداشت تولید مورد مطالعه قرار گرفته و پس از ساخت و تطابق گیری مدل شبیه ساز یکپارچه شبکه تولید، تاثیر اجرای سناریو های مختلف بهینه سازی تولید بر سقف تولید میدان مورد ارزیابی قرار گرفته است. از سناریو های مورد بررسی میتوان به نصب پمپ چندفازی در منیفولدهای زودهنگام، تعمیر و راه اندازی تفکیک گر خط گراویتی کلاسترها، اسیدکاری گسترده مجدد 10 حلقه چاه کاندیدا ، نصب پمپ درون چاهی در 10 حلقه چاه کاندیدا، کاهش فشار تفکیک گر واحد بهره برداری و جابجایی مسیر تولید برخی چاه ها اشاره نمود. یکی از ویژگی های منحصر به فرد این مدل، استفاده از رابطه اختصاصی پیش بینی نرخ جریان کاهنده های سرچاهی در مدل شبکه می باشد که موجب افزایش دقت مدل در پیش بینی نرخ تولید چاه های شبکه گردیده است.
براساس نتایج حاصل از این مطالعه پیش بینی می شود، اجرای راهکارهای پیشنهادی بهینه سازی تولید، افزایش سقف تولید زودهنگام میدان بمیزان 24630 بشکه در روز را بهمراه داشته باشد.

کسب پارامترهای مخزنی از مراحل مهم برنامه ریزی جهت تولید از مخازن هیدروکربوری می باشد و تراوایی یکی از مهمترین خواص مخزنی محسوب می گردد. توزیع اندازه شعاع حفرات دیگر پارامتری است که نقش تعیین کننده ای در تخمین تراوایی، افزایش بازیافت و نگه داشت تولید را دارد. یکی از روش های اندازه گیری تراوایی با استفاده از ابزارهای چاه پیمایی، نمودارهای تشدید مغناطیسی هسته (NMR) می باشند. در این پژوهش ابتدا توسط نمودارهای مخزنی مرسوم، سازند کربناته  در یکی از میادین نفتی جنوب ایران مورد ارزیابی قرار گرفته و نواحی دارای پتانسیل مخزنی مشخص گردید. سپس تلاش گردید که دو پارامتر تراوایی و توزیع اندازه حفرات اندازه گیری گردد. دو شیوه بکار گرفته شده برای ارزیابی این پارامترها، روش نمودار تشدید مغناطیسی هسته (ابزار CMR-PLUS) و روش استفاده از ابزار MDT بوده است که نتایج تراوایی حاصل از تشدید مغناطیسی هسته با نتایج حاصل از MDT مورد مقایسه قرار گرفت. از سویی به منظور مقایسه دقیق تر نتایج تراوایی حاصل ازNMR و تراواییMDT ، تشدید مغناطیسی هسته با سه مدل تخمین تراوایی (Timur-Coates, Taper Timur-Coates, SDR) با استفاده از نرم افزار ژیولاگ محاسبه گردیده است. در انتها نتایج نشان داد که اندازه گیری تراوایی با استفاده شیوه تشدید مغناطیسی هسته در مخزن کربناته داری دقت نسبتا خوبی می باشد و استفاده از مدل Taper Timur-Coates از دقت بهتری نسبت به سایر مدل ها برخواردار است.

فرآیند ذخیره سازی کربن دی اکسید در منابع زیرزمینی یکی از موثرترین راه های کاهش مقدار کربن دی اکسید ساطع شده به اتمسفر است. این فرایند شامل گرفتن کربن دی اکسید از منابع صنعتی و تزریق زیرزمینی آن در محیط های متخلخل است. مخازن نفت و گاز، مخازن تخلیه شده ی نفت و گاز، آبده ها، لایه های زغال سنگ و گودال های نمکی از جمله منابع پیشنهاد شده برای انجام این فرایند هستند. تزریق و ذخیره سازی گاز کربن دی اکسید6 در مخازن نفتی علاوه بر مزایای زیست محیطی، موجب افزایش تولید نفت و کاهش میزان نفت باقی مانده در این مخازن می شود.
انحلال سنگ مخزن توسط اسید کربنیک و رسوب مجدد این ذرات، رسوب آسفالتین، تغییر ترشوندگی ناشی از رسوب آسفالتین، رسوب نمک و تشکیل لجن7 ، برخی از مشکلاتی هستند که در طول فرایند ذخیره سازی کربن دی اکسید در سازند ایجاد می شوند. چندین عامل، از جمله دما، فشار، نرخ تزریق و... بر این فرایند اثر می گذارند و می توانند این فرایند را با چالش های جدی روبرو کنند. بنابراین بررسی عوامل مختلف و تاثیر هر کدام از آنها بر روی آسیب سازند، ضروری است.
یک سیستم سیلابزنی برای انجام آزمایشات تزریق کربن دی اکسید و مطالعات آسیب سازند تهیه و ساخته شد. هدف این مطالعه، بررسی اثر پارامترهای مختلف شامل فشار، دما و نرخ تزریق گاز بر آسیب سازند ایجاد شده طی فرایند ذخیره سازی کربن دی اکسید است.
نتایج نشان داد که تزریق کربن دی اکسید در مخازن کربناته موجب کاهش تراوایی می شود و این کاهش تراوایی تحت تاثیر عوامل مختلف تغییر می کند. همچنین نتایج نشان داد که تزریق کربن دی اکسید گازی، آسیب سازند را افزایش می دهد در حالیکه تزریق کربن دی اکسید فوق بحرانی، آسیب سازند کمتری ایجاد می کند. همچنین افزایش نرخ تزریق موجب کاهش آسیب سازند می شود. مقدار آسیب سازند، با افزایش دمای کربن دی اکسید، روند کاهشی را نشان داد.

در صنایع نفت و گاز معمولا شبیه سازی و مدل سازی مخازن نفتی با استفاده از نرم افزار های رایج ماننده اکلیپس انجام می شوند. در این مطالعه یک مخزن نفتی تحت فرایند ازدیاد برداشت با استفاده از تزریق آب با نرم افزار متلب شبیه سازی و مدل سازی شده است. میدان نفتی واقع شده در جنوب غربی ایران دارای مخازن نفتی با ابعاد 14×4کیلومتر مربع در لایه آسماری و 18×5 کیلومترمربع در لایه بنگستان می باشد. که در این مطالعه مخزن بنگستان واقع در میدان شبیه سازی شده است. جنس سنگ مخزن کربناته بوده و دارای نفت با درجه سبکی API 7/27، فشار 5,000 پام در عمق مبنای 11,430 فوت زیر سطح دریا، فاقد کلاهک گازی و دمای 238 درجه فارنهایت می باشد. از جمله نوآوری های کد متلب ارایه شده، جامعیت این کد جهت مدل سازی مخازن نفتی و گازی در ابعاد وسیع و در حالت های همگن و ناهمگن می باشد به طوریکه اگر در مخزن نفتی و یا گازی بلوک های غیرفعال، تغییرات چینه ای، گسل در ابعاد وسیع، اثر پوسته، شکاف و سفره آب فعال وجود داشته باشد قابلیت مدل سازی مخزن را دارد. نتایج دقیق ارایه شده، تسهیل فرایند مدل سازی مخازن نسبت به نرم افزار اکلیپس از قابلیت های دیگر کد متلب ارایه شده می باشد. در این مطالعه جهت بررسی عملکرد کد متلب ارایه شده برای مدل سازی مخزن نفتی بنگستان، یک مخزن نفتی مستطیل شکل با ابعاد 180×50 بلوک مربعی با طول و عرض برابر با 100 متر در نظر گرفته می شود. مخزن نفتی شکافدار بوده و انتقال پذیری در جهات عمودی و افقی برای لایه هایی از مخزن به دلیل تغییرات چینه ای متفاوت می باشد. چاه های تولیدی و تزریقی با استفاده از آرایش 5 نقطه (چهار چاه تولیدی و یک چاه تزریقی) قرار داده شدند. صحت کد نوشته شده با استفاده از آنالیز پایداری[1] بررسی شد. با توجه اینکه مخزن نفتی شبیه سازی شده، شکافدار می باشد با مقایسه نتایج حاصل از کد متلب و اکلیپس مشاهده گردید که اختلاف متوسط بین فشار چاه های تولیدی در طول عملیات ازدیاد برداشت با تزریق آب کمتر از 3% می باشد که نشان دهنده قابلیت بالای کد متلب ارایه شده برای شبیه سازی مخازن شکافدار می باشد. . با مقایسه زمان اجرا کد متلب ارایه شده برای شبیه سازی مخزن نفتی بنگستان با زمان اجرا نرم افزار اکلیپس، مشاهده می شود که کد ارایه شده منجر به کاهش 31 درصدی زمان اجرا شبیه سازی می شود. با توجه به اینکه در کد متلب ارایه شده برای هر بلوک فلاکس های جرمی در نظر گرفته می شود، کد متلب ارایه شده قادر خواهد بود که مخازن نفتی ناهمگن تحت تاثیر سفره آب فعال را نیز با دقت بالا شبیه سازی کند.