مخازن نفتی

[javadaria61]

گروه علمی تحقیقاتی نفت تایمز: در زمین شناسی نفت یکی از تخصصهای مهم که توسط زمین شناسان و مهندسین حفاری بسیاری مورد توجه قرار گرفته است، نحوه استخراج نفت از چاه می‌باشد. که در این رابطه ابتدا انرژی طبیعی موجود در مخزن را نسبتا به نوع سنگ ذخیره (ماسه‌ای - کربناتی) مشخص می‌نمایند و سپس نسبت به برداشت کامل از چاه با بکار بردن روشهای پر هزینه و نیز تزریق بخار یا گاز نظر می‌دهند.
انرژی موجود در مخازن
در غالب مخازن نفت و گاز موجود در مخازن ، تحت فشار بخصوص آن مخزن قرار دارند. یعنی وقتی که چاهی در یک مخزن نفتی حفر می‌شود در نتیجه فشار موجود در چاه ، نفت بالای چاه و حتی تا سطح زمین نیز می‌تواند بالا بیاید که به اینگونه مخازن در اصطلاح مخازن خود تولید می‌گویند.
فشار مخازن نفتی
آب و نفت از نظر حجمی یک ضریب بالنسبه پایینی با همدیگر دارند، بدین جهت هنگام استخراج نفت ، فشار چاه به سرعت پایین می‌آید و هر قدر مخزن کوچکتر باشد این افت فشار سریعتر صورت می‌گیرد و از این افت فشار می‌توانیم اطلاعات هم در مورد اندازه مخزن و ارتباط داخلی آن در طول بهره برداری تهیه نماییم.
گاز جهنده
در این رابطه چون گاز نسبت به نفت قدرت گسترش زیادی دارد در نتیجه کاهش فشار مخزن ممکن است گاز مایع را به حالت گازی شکل در آورد و گاز حل شده در نفت از حالت محلول خارج می‌شود. لذا حجم قسمت گاز افزایش می‌یابد و این حالت به نگهداری و تنظیم فشار چاه در موقع استخراج به مدت طولانی کمک می‌کند به این گاز اصطلاحا گاز جهنده می‌گویند.
سفره تحت فشار
فشار آب را در مخازن بزرگ بیشتر نگهداری می‌کنند، چون حجم بزرگتری دارند و آب در بهترین وضعیت حالتی است که در مخزن تحت فشار باشد که به آن اصطلاحا سفره تحت فشار می‌گویند.
آبهای جهنده
در طول بهره برداری از مخازن نفتی فشار ثابتی خواهیم داشت. زیرا آبهای جدید جای نفت استخراج شده را گرفته و این فشار را تأمین می‌کنند که به آنها در اصطلاح آبهای جهنده می‌گویند. از وجود آب جهنده برای خنثی کردن افت فشار در مخازن نفتی استفاده می‌کنند و در صورت کمبود آن از طریق چاههای تزریقی ویژه آب یا گاز به داخل مخازن تزریق می‌کنند و اگر هیچگونه انرژی جهت تولید فشار در مخزن نفتی موجود نباشد در آنصورت باید نفت به بیرون پمپاژ شود.
نفوذپذیری در مخازن نفتی
اگر چند نوع فاز گازی یا مایع در سنگهای ذخیره وجود داشته باشد، بطوری که قبلا شرح داده شد، نفوذ پذیری از اندازه خلل و فرج و تخلخل تبعیت نخواهد کرد بلکه به میزان ارتباط سایر فازها نیز بستگی خواهد داشت. نفوذ پذیری مؤثر در واقع نفوذ پذیری یک فاز در ارتباط با سایر فازها را برای ما نشان می‌دهد. مثلا اگر در خلل و فرج ۴۰ درصد آب و ۶۰ درصد نفت موجود باشد در آنصورت نفوذ پذیری نفت کمتر از زمانی خواهد بود که تمامی خلل و فرج از نفت پر شود، یعنی ۱۰۰ درصد اشباع از نفت باشد.
ارتباط بین آب و نفت استخراجی از مخازن
اگر در یک مخزن نفتی کمتر از ۴۰ تا ۵۰ درصد آب باشد (یعنی درجه اشباع شدگی نفت بین ۵۰ تا ۶۰ درصد باشد) در آنصورت از مخزن تنها نفت استخراج می‌گردد. اگر درصد اشباع آب بین ۴۵ تا ۸۵ درصد باشد در آن صورت نفت و آب استخراج می‌شوند. و اگر درصد اشباع آب بین ۸۵ تا ۱۰۰ درصد باشد در آنصورت فقط از مخزن آب استخراج می‌گردد.
دلیل این حالتها
چون آب سطح کانیها را خیلی راحتتر از نفت خیس می‌کند، بطوری که ممکن است بیشتر از ۳۰ الی ۴۰ درصد آب در اطراف دانه‌های کانیها موجود باشد و وقتی که مقدار آن بین ۴۰ الی ۵۰ درصد و یا بیشتر برسد در آنصورت نمی‌توانیم به مدت طولانی فاز پیوسته نفت را داشته باشیم و قطرات نفت همراه با آب می‌توانند جریان پیدا کنند و اگر مقدار نفت کم باشد در اینصورت نفت بصورت قطرات کوچک در خلل و فرج سنگ ذخیره باقی خواهد ماند و آب از کنار آن عبور خواهد نمود.
سنگهای ذخیره کربناتی
از سنگهای ذخیره نفت و گاز از نوع کربناتی تا زمانی که درجه اشباع نفتی بین ۳۰ الی ۴۰ درصد و بیشتر باشد چون چسبندگی گاز کمتر است و خیلی راحت از کنار آب عبور می‌کنند، لذا می‌توان فقط گاز استخراج نمود. و در درجه بالاتری از اشباع شدگی ، گاز همراه نفت جریان یافته و در درجه اشباع نفتی حدود ۵۵ درصد ، نفت و گاز نفوذ پذیری مشابهی خواهند داشت.

 

[javadaria61]

چرا تزریق به مخازن نفت، اولویت اصلی در مصرف گاز طبیعی است؟

چرا تزریق به مخازن نفت، اولویت اصلی در مصرف گاز طبیعی است؟

امروزه روش‌های مختلفی برای افزایش بازیافت نفت در دنیا اعمال می‌شود که بنابر ویژگی‌های هر مخزن نفتی، با یکدیگر متفاوت هستند. از این رو، یافتن روش بهینه برای افزایش بازیافت نفت از مخازن، نیازمند انجام مطالعات جامع و سپس اعمال روش مناسب است. در کشور ما بنابر شرایط موجود، تزریق گاز به مخازن نفتی برای بازیافت نفت، برای بیشتر مخازن کشور مناسب تشخیص داده شده است. در مطلب، نظرات خانم مهندس خالقی، رییس امور برنامه­های بلندمدت برنامه‌ریزی تلفیقی شرکت ملی نفت، در این مورد بیان شده است:
مقدمه
در حوزة صنعت انرژی و اقتصاد کلان جامعه، صیانت از منابع و ذخایر نفت خام به‌عنوان یکی از ضروریات مهم و استراتژیک مطرح است. زیرا در حال حاضر، وابستگی کشور به درآمدهای نفتی به‌گونه‌ای است که حتی نوسانات قیمت نفت خام از طریق تأثیر بر درآمدهای ناشی از صدور، بر روند فعالیت‌های اقتصادی کشور تاثیر قابل ملاحظهِ‌ای خواهد داشت.
اهمیت تزریق به مخازن نفتی
تزریق گاز به میادین نفتی همواره یکی از اولویت‌های مهم شرکت ملی نفت ایران در چارچوب اهداف کیفی این شرکت به شمار رفته است. این امر به چند دلیل عمده از اهمیت خاصی برخوردار است:
• لزوم حفظ حق آیندگان از منابع هیدروکربوری
• لزوم نگهداشت ثروتی ملی که باید تأمین‌کننده سرمایه‌گذاری‌های بلندمدت بخش نفت و دیگر بخش‌های اقتصاد و استحکام‌بخش زیرساخت‌های اقتصادی کشور باشد.
• وابستگی اقتصاد ایران به درآمدهای ناشی از صادرات نفت خام
سه عامل تعیین‌کننده
با توجه به ویژگی‌های خاص منابع نفتی کشور و نیز رفتار مخزن در قبال تزریق گاز، توجه به دونکته اساسی در تزریق گاز به مخازن، ضروری است:
۱- با توجه به ویژگی‌های خاص فیزیکی و شیمیایی هر میدان، تزریق گاز با حجم و ترکیبی مناسب با مدیران صورت پذیرد.
۲- تزریق گاز در زمان مقتضی و مناسب انجام شود تا از هرزروی نفت میدان جلوگیری گردد. عدم تزریق به موقع به یک میدان، آسیب‌های جبران‌ناپذیر و غیرقابل برگشتی را به میدان وارد خواهد ساخت؛ به گونه‌ای که افزایش تزریق گاز به یک میدان در زمانی پس از زمان مقتضی در بسیاری موارد، هیچگونه تأثیری در بازیافت ثانویه نفت نخواهد داشت.
بنابراین، توجه به حجم و ترکیب گاز تزریقی و نیز زمان مناسب تزریق، سه عامل مهم و تعیین‌کننده برای تأثیرپذیری هرچه بیشتر میدان از برنامه‌های تزریق است.
لزوم تزریق گاز به میادین
بررسی مقایسه‌ای استفاده از گاز در بخشهای مختلف مصرف‌کننده، نشان می‌دهد که شاخص نت یک گاز در بخش تزریق معادل ۱۱ سنت / متر مکعب است که از نت یک گاز در سایر بخشهای مصرف‌کننده بیشتر است (شاخص نت یک، نشان‌دهندة بازدهی اقتصادی هر واحد گاز طبیعی مصرف شده در هر بخش از بعد اقتصادی است) بر این اساس می‌توان گفت نخستین اولویت مصرف گاز، تزریق است.
بنابراین صیانت از منابع نفتی کشور و انجام به موقع برنامه‌های تزریق، نه تنها از بعد اقتصاد بخشی بلکه از بعد استراتژیک اقتصاد شرکتی و اقتصاد کلان جامعه از اولویت خاصی در مقایسه با سایر مصارف برخوردار است و این امر، ضرورت توجه هرچه بیشتر به این بخش را آشکار می‌کند
تأمین گاز مورد نیاز تزریق و منافع اقتصادی کشور
برای تأمین گاز مورد نیاز تزریق به میادین نفتی، تدوین برنامه‌های تولید (عرضه) و نیز، پیش‌بینی میزان تقاضای گاز طبیعی، اهمیت فراوان دارد. گاز طبیعی یکی از حامل‌های انرژی با ویژگیهای خاص اقتصادی (جایگزینی با فرآورده‌های نفتی)، اجتماعی و زیست‌محیطی است که جاذبه خاصی را از نظر مالی و بخشی دارد. علاوه بر آن ایجاد امنیت عرضه انرژی در کشور رابطه مستقیمی با برنامه‌های تولید این حامل انرژی دارد. اما باید به این واقعیت توجه کرد که تخصیص تولید محدود گاز طبیعی در دوره‌های زمانی مشخص، باید با درنظر گرفتن اولویت‌های مصرف (اعم از مصارف‌بخشی، تزریق و صادرات) انجام شود؛ به‌عبارتی منافع اقتصادی کوتاه‌مدت، میان‌مدت و بلندمدت کشور را باید در چارچوب سیاستهای کلان اقتصادی کشور و به طور همزمان مورد توجه قرار داد .

 

[javadaria61]

بازیافت رسوبات نفت‌خام در مخازن

بازیافت رسوبات نفت‌خام در مخازن

ذخیره و نگهداری نفت‌خام در مخازن پالایشگاهی و پایانه‌های صادراتی، سبب می‌شود به مرور زمان مقدار زیادی نفت خام در ته مخزن رسوب كند. در صورت بازیافت این رسوبات و بازگرداندن آن‌ها به سیستم پالایش، در پالایشگاه‌ها و سیستم ذخیره‌سازی در پایانه‌ها، مقدار زیادی در نفت‌خام صرفه‌جویی می‌شود. در این گزارش، به اهمیت بازیافت این رسوبات، معایب روش‌های متداول بازیافت در كشور و معرفی سیستم كراش اویل واشینگ (C.O.W.S) می‌پردازیم.
میزان و ارزش رسوبات نفت‌خام در مخازن
همراه با نفت‌خام خوراك پالایشگاه‌ها، علاوه بر نمك و آب، مقداری هیدروكربورهای سنگین و همچنین گل‌ولای از طریق خطوط لوله به مخازن انتقال می‌یابد كه در زمان نگهداری به مرور زمان ته‌نشین شده و لجن‌های نفت‌خام را تشكیل می‌دهند. در پالایشگاه‌های كشور معمولا این مواد پس از یك دورة چند ساله، به روش سنتی توسط نیروی انسانی جدا شده و در خاك مدفون می‌گردند كه این امر علاوه بر از دست دادن تركیبات باارزش هیدروكربوری، آلودگی شدید محیط زیست را نیز در پی دارد. در بعضی موارد، رسوبات حاصله از مخازن ذخیره‌سازی نفت‌خام در پایانه‌ها، صادر می‌شوند.
طبق بررسی‌های صورت گرفته در سال ۱۳۷۷، میزان رسوبات نفت‌خام در پالایشگاه‌ها حدود ۴۱۵ هزار تن و با ارزش تقریبی ۳۰ میلیون دلار برآورد شده است كه با اعمال نرخ تورمی سال ۸۱ نسبت به ۷۷، ارزش كنونی آن تقریباً ۵۲ میلیون‌دلار می‌باشد
ظرفیت مخازن در پایانه‌ها بیشتر بوده، لذا رسوبات بیشتری هم تشكیل می‌شود؛ در پالایشگاه‌ها و پایانه‌ها از ۳۵ میلیون‌ بشكه ظرفیت ذخیره نفت خام، حدود ۲.۵ تا ۳.۵ میلیون بشكه، به‌علت تشكیل رسوب غیرقابل استفاده است.
معایب روش‌های رسوب‌زدایی متداول در كشور
۱. روش سنتی:
در این روش كه نیاز به سرمایه‌گذاری اولیه ندارد، نیروی انسانی، رسوبات را از كف مخزن جدا و خارج می‌كند؛ در نتیجه هزینة عملیاتی، هزینة پیمانكاری می‌باشد. این روش نیاز به زمان طولانی دارد و در طول انجام مراحل، مخازن از سیستم خارج ‌شده و عملأ ظرفیت ذخیره‌سازی كاهش می‌یابد. در این روش، برای نرم‌كردن رسوبات از نفت‌گاز و آب گرم استفاده می‌شود و به همین دلیل، محیط از نظر ایمنی نامناسب می‌باشد. علاوه بر این‌، قسمت بیشتر رسوبات بازیافت نمی‌شود.
۲. روش شیمیایی
در این روش علاوه بر نفت‌گاز و آب‌گرم، از مواد شیمیایی برای تسهیل انحلال رسوبات استفاده می‌شود. از مهمترین معایب به‌كارگیری این روش مشكلات تهیه، حمل و استفاده از حجم نسبتاً زیاد مواد شیمیایی بویژه برای مخازن ذخیره با ظرفیت زیاد، اختلاط مواد شیمیایی با مواد نفتی بازیافتی و در نتیجه آلودگی خوراك پالایشگاه‌ها و نفت خام صادرات و نیز هزینة گزاف مواد شیمیایی در حجم مورد نیاز می‌باشد. بدیهی است كه از نظر ایمنی به‌دلیل استفاده از مواد شیمیایی، شرایط بدتر از روش سنتی است.
فعالیت‌های نوپا در این حوزه‌، در كشور
البته جهت پیشرفت بیشتر در بازیافت رسوبات، كارهای دیگری نیز صورت گرفته است كه از آن جمله می‌توان به یك پروژه تحقیقاتی اشاره كرد كه بازیافت براساس روش‌های مبتنی بر بیوتكنولوژی را مورد توجه قرار داده است.
از دیگر فعالیت هایی كه اخیراً انجام شده است، خرید دو دستگاه بازیافت مکانیکی ( (Crash Oil Washing System ، تحت لیسانس یک شرکت ژاپنی است که در حال حاضر، عمدة به کارگیری آن، ‌بازیافت رسوبات مخازن در پایانه‌هاست. علت عدم استقبال پالایشگاه‌ها از این تكنولوژی، هزینة نسبتاً بالای آن ذكر می‌شود. در ادامه به معرفی این تكنولوژی و مزایای آن می‌پردازیم.
تكنولوژی بازیافت مكانیكی (C.O.W.S)
در این روش، نفت‌خام از مخازن دیگر گرفته‌شده و با فشار برروی رسوبات پاشیده می‌شود تا انحلال رسوبات صورت ‌گیرد. ابتدا نفت خام ازمخزن سرویس به مخزن مورد رسوب‌زدایی انتقال می‌یابد و سپس توسط دستگاهی با فشار روی رسوبات در جهات مختلف ‌پاشیده می‌شود تا انحلال رسوبات انجام شود. در نهایت رسوبات حل شده از مخزن مورد رسوب‌زدایی خارج شده و به مخزن سرویس انتقال داده می‌شود.
نتیجه‌گیری
همانطوركه گفته شد فعالیت‌های انجام شده در این زمینه، نوپا و محدود می‌باشد. یك راه برای سرعت بخشیدن به این امر آن است كه در پالایشگاه‌ها و پایانه‌ها، با توجه به حجم مخازن، نوع نفت‌خام و میزان رسوبات و با بهره‌گیری از اطلاعات تكنولوژی‌های متعدد به‌كار رفته در دنیا، پروژه‌های تحقیقاتی مناسب از نظر هزینه و زمان، تعریف و نتیجه آن‌ها به كار گرفته شود.
نكته دیگر در مورد ارزیابی اقتصادی روش بازیافت مكانیكی ( C.O.W.S ) در كشور می‌باشد. براساس اطلاعات و ارقام موجود، به‌كارگیری آن كاملاً اقتصادی است. به‌عنوان مثال در یكی از پالایشگاه‌های كشور، ارزش رسوبات در ۹ مخزن حدود ۹ میلیون‌دلار برآورد شده كه با صرف هزینة ۱۰۰ میلیون تومان برای هر مخزن، حدود ۸۰۰ میلیون تومان برای هر مخزن صرفه‌جویی می‌شود.
مآخذ:
۱. گفتگو با مدیر شركت مجری روش بازیافت مکانیکی
۲. مجلة اقتصاد انرژی_شمارة۴۷
۳. طرح مطالعات صرفه جویی انرژی در سطح کلان، موسسة مطالعات بین المللی انرژی

 

[javadaria61]

باكتری های نفت خوار، تهدیدی برای مخازن نفتی

باكتری های نفت خوار، تهدیدی برای مخازن نفتی

میكروارگانیسم های زنده كه بر همه باكتری ها، مخمر ها، كپك ها و قارچ های رشته ای برتری دارند، می توانند تركیبات مختلف موجود در نفت خام را دچار تغییر و تبدیل كنند. این تغییر و تحول در نفت خام سبب كاهش ارزش اقتصادی نفت می شود؛ از این رو اهمیت داردكه واكنش ها و موقعیت های مخازن نفتی را به لحاظ زمین شناسی بررسی كنیم. به این مجموعه واكنش‌ها، تجزیه بیولوژیك نفت (Oil Biodegradation) می گویند. تجزیه بیولوژیك نفت خام به وسیله فعالیت های آنزیماتیك باكتری ها كه در مخازن اصلی نفت روی می دهد، سبب می شود كه میزان زیادی از كیفیت نفت در این گونه مخازن كاسته شود. تجزیه بیولوژیك نفت در همه موقعیت ها، چه درشرایط هوازی و چه در مخازن نفتی عمیق، كه شرایط بی هوازی بر آن حاكم است، می تواند صورت گیرد. نزدیك به چهل سال پیش دانشمندان فكر می كردند كه این تجزیه و تغییر تنها در مخازن عمیق صورت می گیرد، ولی امروزه این دگرگونی نفتی را در مخازن كم عمق هم یافته‌اند. تجزیه بیولوژیك نفت سبب تغییرات كلی زیر در ویژگی های نفت خام می شود:
- ویژگی های مایع بودن نفت یعنی درجه API و گرانروی نفت خام را تغییر می دهد؛
- سبب تغییر در شیمی خاك نفت می شود؛
- سبب ارزش واقعی و رایج نفت خام را تغییر می دهد.
تجزیه بیولوژیك نفت به تدریج سبب تجزیه تركیبات مختلف موجود در نفت می شود ودرنتیجه ویژگی های مایع بودن نفت و قابلیت سوختن آن دچار اختلال می شود. این تغییرات را به صورت زیر می توان مشاهده كرد:
- بالا رفتن گرانروی نفت كه در نتیجه آن توانایی تولید كاهش می یابد؛
-كاهش درجه API نفت و سنگین تر شدن آن كه در نتیجه ارزش تولید نفت كاهش می‌یابد؛
- افزایش میزان آسفالتین كه با میزان هیدرات كربن های آروماتیك و اشباع ارتباط دارد؛
- افزایش میزان غلظت بعضی از فلزات خاص مانند نیكل و وانادیوم؛
- افزایش میزان حجم گوگرد.
باكتری های نفت خوار، ارگانیسم هایی هستند كه درهمه شرایط مانند مناطق بسیار عمیق ودرداخل رسوبات و شرایط هوازی و بی هوازی می توانند به زندگی عادی خود ادامه دهند و در مناطقی كه منابع غذایی مانند نفت در اختیار آنها باشد، سبب تجزیه نفت می شوند، اگر چه تجزیه نفت براثر همكاری و تعامل میان چند گونه از این میكروارگانیسم ها صورت می گیرد. در مخازن نفتی زیرسطحی و عمیق، نخست تجزیه بیولوژیك نفت درشرایط بی هوازی صورت می گیرد. این عمل را باكتری هایی كه گوگرد را اكسید می كنند و یا باكتری هایی كه از پذیرنده های دیگر الكترون استفاده می كنند، انجام می دهند. به طور تجربی ثابت شده است كه تجزیه انباشت های نفتی در مخازنی صورت می گیردكه دمای آنها یك كمتر از ۸۰ درجه سانتی گراد باشد. در دمای بالاتر از این حد، میكروارگانیسم های تجزیه كننده قادر به ادامه حیات نیستند و در نتیجه تجزیه بیولوژیك هم صورت نمی گیرد. بر همین اساس دانشمندان الگویی را پیشنهاد كرده اند كه اگر یك مخزن نفتی تا دمای بیش از ۸۰ درجه سانتی گراد حرارت ببیند، سبب استریلیزاسیون آن مخزن می شود و تمام میكروارگانیسم های تجزیه گر آن از بین می روند و حتی هنگامی كه دما به زیر ۸۰ درجه سانتیگراد نیز می رسد، تجزیه بیولوژیك صورت نمی گیرد، زیرا احتمال برگشت میكروارگانیسم ها به این مخازن استریل شده بسیار ضعیف است. در یك نتیجه گیری كلی می توان گفت كه ارزش زیاد محصولات نفتی، محافظت بیشتری را در میدان ها و مخازن نفتی می طلبد و محافظان این مخازن باید همواره در نظر داشته باشندكه تزریق تعداد محدودی از این گونه باكتری ها به از بین رفتن ارزش واقعی این مخازن منجر می شود.

 

[javadaria61]

نگاهی به مدیریت جامع مخزن، سبک تیمی

نگاهی به مدیریت جامع مخزن، سبک تیمی

متخصصان حوزة بالادستی صنعت نفت، در دهة اخیر برای بهینه‌ساختن فرآیند توسعه و تولید از مخازن نفت، درصدد تدوین چارچوب‌ها و متدهایی برآمده‌اند تا بتوانند به هماهنگ‌کردن گروه و انسجام بخشیدن به اجزای مختلف عملیات توسعة میدان بپردازند و با اتلاف کمتر هزینه و زمان، حجم بیشتری از کار را با کیفیتی قابل قبول به انجام برسانند. حاصل این تلاش‌ها، رشتة نوپای مدیریت مخازن است. در این نوشتار سعی داریم برخی از وجوه و مبانی تئوریک جدیدترین متد مدیریت مخزن (سبک تیمی) را روشن سازیم که در آن بر تعامل گروهی و مشارکت واحدهای دخیل در اجرای پروژه، تأکید می‌شود:
تعریف مدیریت مخازن:
با نگاه دقیق به پروسة تولید و توسعة مخزن، آنرا فرآیندی عمیق و برخوردار از متغیرهای پیچیده و درهم‌تنیده خواهیم یافت؛ کنترل نظام‌یافته این متغیرها جهت رسیدن به اهداف از پیش تعیین‌شده،”مدیریت مخزن” نام دارد. مکانیسم تعیین و تنظیم اهداف نیز مرحله‌ای اساسی از پروسة طولانی مدیریت مخزن است که دارای زوایا و ابعاد مختلف (علمی، اقتصادی، سیاسی، انسانی و غیره) است. درک و شناخت مدیریت مخازن در چند سال گذشته رشد قابل توجهی داشته است؛ به طوریکه به‌تدریج، شاهد شکل‌گیری متدولوژی واحدی جهت تسهیل در اجرای فرایند مدیریت مخزن هستیم. در ابتدا، مدیریت مخزن با مهندسی تولید و بهره‌برداری معادل شناخته می شد؛ سپس معنایی مترادف با شبیه‌سازی مخزن پیدا کرد. معنایی که امروزه از آن ارایه می‌گردد، عبارت است از فرآیندی مبتنی بر حدس وخطا، که شبیه‌سازی مخزن و مهندسی تولید، تنها دو جز‌ء آن هستند؛ مدیریت مخازن در تعریف امروزی آن، جامع انواع ملاحظات فنی، اقتصادی، زیست‌محیطی، اجتماعی و غیره می‌باشد.
چالش‌های مدیریت مخازن:
مخازن نفت و گاز، فرسنگ‌ها زیر زمین‌ هستند و اساساً غیرقابل مشاهده؛ این مهم، ضریب ریسک را در کلیة عملیات‌ها و فرآیندهای مرتبط با مخزن، افزایش می‌دهد. مهندسی مخزن، حرکت روی طناب باریکی است که دارای مخاطرات و ظرایف بسیاری است؛ غفلتی کوچک از برنامه و یا حرکت در خارج از چارچوب برنامه‌ریزی‌شده، منجر به دفن ثروت و سرمایة عظیمی می‌شود که به نوبه خود می‌تواند عامل جهشی در اقتصاد ملی باشد. بنابراین شاید بتوان گفت اساسی‌ترین چالش یک مدیر مخزن، ضریب بالای ریسک است. ویژگی دیگری که مدیریت مخزن را با مشکلاتی جدی مواجه می‌سازد، منحصر به فرد بودن هر مخزن است که در نتیجة آن، نمی‌توان مدل‌های حل مسأله را تعمیم داد؛ چرا که مخزن جدید، بسان مسأله‌ای جدید با مفروضات جدید است. بالاخره می‌توان گفت عدم قطعیت، پیچیدگی و تنوع متغیرها، اساسی‌ترین چالشهایی هستند که در کنار متغیرهای خارجی و محیطی (اجتماعی، فرهنگی، سیاسی و غیره) مدیریت مخزن را با مشکلاتی اساسی مواجه می‌سازند.
رویکرد جامع و نظام‌گرا:
در نگاهی عمیق‌تر شاید بتوان مؤلفه‌های “عدم قطعیت”، “پیچیدگی” و “تنوع متغیرها” را، فصل مشترک همة پدیده‌ها (اعم از طبیعی، اجتماعی و غیره) دانست. توجه به همین معنا بود که روش‌های مدیریت را به رویکردهای سیستمی و نظام‌گرا (جامع) معطوف ساخت. روش‌های نظام‌گرا و مدرن، بر خلاف روشهای کلاسیک که پدیده‌ها را به صورتی استاتیکی و فاقد پیچیدگی تصویر می‌کردند، بر سیالیت و دینامیک بودن پدیده‌ها متمرکز هستند. این روش‌ها، سبک مطالعه و تحلیل اطلاعات را دچار تحولی جدی ساخت و مطالعة پدیده‌های طبیعی و اجتماعی را از حالتی منفرد و مجرد، به حالتی بین‌رشته‌ای و تیمی (interdisciplinary) متحول ساخت. پروژة تولید و توسعه مخازن نیز همچون سایر پروژه‌ها، خصلتی متغیر، متحول و غیرقطعی دارد و مدیریت و کنترل چنین شرایطی، ناگزیر از مطالعه‌ای جامع و همه‌جانبه‌گر است؛ نگاهی بین‌رشته‌ای که می‌تواند ما را به پاسخ‌هایی بهینه (optimum) و به عبارتی دقیقتر، پاسخ‌هایی رضایت‌بخش برساند. از این رو، هرگونه بررسی کارشناسانه در باب “مدیریت مخزن”، مستلزم بررسی و کاوش در ابعاد و وجوه مختلف این پروژه به صورت بین رشته‌ای است.
ابعاد مدیریت مخازن:
با نگاهی دقیق به پروسة تولید و توسعة مخزن، آنرا فرایندی برخوردار از زوایا و ابعاد مختلف خواهیم یافت؛ برخی از آن وجوه عبارتند از:
- مدیریتی (مدیریت پروژه، مدیریت تولید، پژوهش عملیاتی)
- فنی ( اکتشاف، استخراج، مخازن، تولید)
- اقتصادی (محدودیتها و ضرورتها، مدیریت ریسک)
- سیاسی (محدودیتها و شرایط سیاسی)
- انسانی (ملزومات و محدودیتهای انسانی)
- حقوقی(محدودیتها و ملزومات قانونی)
نتیجه‌گیری و تحلیل:
توجه در بحث مختصری که گذشت، نشان می‌دهد که رویکرد سیستمی و نظام‌گرا در مطالعات و مدیریت مخازن، مستلزم بسط و توسعة برخی زیر ساخت‌ها است که به دو مورد از مهمترین آنها اشاره خواهیم کرد:
- زیر ساختهای آموزشی:
ایجاد زیرساخت‌های آموزشی مستلزم آن است که تدریس و آموزش گرایش‌های مختلف مهندسی نفت، از حالت مجرد و منفرد خارج گشته و صورتی یکپارچه و نظام‌یافته به خود بگیرد تا دانشجو قادر به برقراری ارتباط بین انواع مختلف اطلاعات و داده‌های حاصل از مخزن باشد و بتواند تحلیلی سیستمی از کل فرایند تولید و توسعة مخزن ارایه دهد. همچنین باید طی دوره‌هایی کوتاه‌مدت و با ارایة بسته‌هایی آموزشی (برنامه‌ریزی مدولار) و یا در خلال دروس، مهارت‌ها و دانش لازم برای تحلیل اقتصادی، سیاسی، انسانی و… پروسة مدیریت مخزن را به دانشجویان انتقال داد.
- زیر ساخت‌های اطلاعاتی:
یکی دیگر از لوازم مهم توسعة تفکر نظام‌گرا، ایجاد و توسعة ساختارها و مکانیسم‌های اطلاع‌رسانی است. طراحی و توسعة نرم‌افزارهای مدیریت اطلاعات مخازن، اساسی‌ترین گامی است که در این مرحله باید برداشته شود. علاوه بر موارد فوق، ایجاد زیرساخت‌های فرهنگی، تکنولوژیک، حقوقی، سیاسی و اداری، از دیگر ملزومات توسعة رویکرد نظام‌گرا در مدیریت مخازن هستند که باید با نگاهی دقیق و جامع، به طراحی و پی‌ریزی آنها پرداخت.
مآخذ:
۱- Integrated reservoir management-abdus- satter- Houston university
۲- برنامه‌ریزی و کنترل پروژه، محمود نادری پور، انتشارات سازمان برنامه و بودجه سال
جلال فهیم پور ، حسین خوشدل ، عظیم کلانتری اصل ، علی خواجوی/

 

[javadaria61]

مدیریت مخزن فراتر از مهندسی مخزن است

مدیریت مخزن فراتر از مهندسی مخزن است

یکی از موضوعات مهم و مطرح در مهندسی نفت، مدیریت مخازن نفت و گاز است. تولید بهینه و بیشتر از مخزن مستلزم برنامه‌ریزی، سازماندهی و نظارت صحیح و قوی بر عملیات‌های مرتبط با مخزن و توسعه آن است. “مدیریت مخزن” پاسخی به این دغدغه‌هاست. متن ذیل حاصل گفتگویی است که با مهندس آل‌آقا، مدیر مهندسی نفت شرکت متن (مهندسی و توسعه نفت)، صورت گرفته است.
اگر بخواهیم مدیریت مخازن را به عنوان یک مقوله علمی در نظر بگیریم، باید آن را به صورت علمی تعریف کنیم. اما اگر سؤال شما این باشد که بنده به عنوان یک کارشناس مخزن، از این عنوان چه چیزی می‌فهمم، باید عرض کنم که مدیریت مخزن ضمن اینکه شامل مهندسی مخزن است، خیلی فراتر از آن است.
مخزن به مثابة‌ یک موجود واقعی است که دور از دسترس ماست و ما صرفاً بنا به بازتاب‌های مخزن به فعالیتهای خود مثل تولید و غیره حدسیاتی راجع به مخزن می‌زنیم. این حدس‌ها با به‌دست آوردن اطلاعات بیشتر از مخزن کامل‌تر می‌شود. این مساله که شناخت مخزن نام دارد، ابزاری برای رسیدن به هدف اصلی، یعنی تولید صحیح از مخزن است. مدیریت مخزن شامل کلیه مسائل مربوط به مخزن است؛ یعنی چگونه یک مخزن را از آغاز تا پایان مدیریت کنیم: حفاری و تولید از مخزن جزو آن است، انجام روش‌های ازدیاد برداشت به‌موقع جزو‌ آن است، چگونگی استفاده از فرآوری مصنوعی گاز (gas lifting) جزو آن است و خلاصه آنکه مدیریت مخزن عبارت است از برنامه‌ریزی برای کلیه امور مربوط به مخزن و نظارت بر آن. البته مدیر مخزن، حفاری نمی‌کند، اما تعیین می‌کند که حفاری باید در چه عمقی و در چه مکان‌هایی انجام شود و چند چاه حفر شود. اتخاذ تصمیماتی در خصوص اینکه در چه مراحلی حفر چاه توصیفی باید شروع شود، چگونگی تولید، اندازه‌گیری فشار، اندازه گیری میزان گاز و چگونگی کنترل آن و غیره، از جمله وظایف مدیر مخزن است. مدیریت مخزن مثل مدیریت یک دانشگاه، یعنی رسیدگی، نظارت، برنامه‌ریزی در تمام مسائل مربوط به آن. پس مدیریت مخزن عبارت است از یک جریان فعال و یک ارگانیزم متغیر و متحول.
آیا مدیر مخزن در برنامه‌ریزی نیروی انسانی هم دخالت می‌کند؟
برنامه‌ریزی نیروی انسانی و مدیریت مخزن، لازم و ملزوم یکدیگر هستند. اگر برنامه‌ریزی نیروی انسانی نداشته باشید، نمی‌توانید مدیریت مخزن داشته باشید. گروه مدیریت مخزن، مخصوصاً سرگروه‌ها، فقط مهندس مخزن نیستند؛ بلکه باید فردی را به عنوان مدیر انتخاب کرد که با داشتن زمینه قبلی آشنایی با مهندسی مخازن، به صورت عملی با بهره‌برداری هم آشنا باشد. شما وقتی می‌گویید این چاه را آزمایش کن، باید بدانید در این چاه‌ها آزمایش ممکن است یا خیر. شما اگر در این میدان کار کرده باشید و آنرا بشناسید، مثلاً می‌دانید که فلان چاه محدودیت فلان را دارد، بنابراین وقتی برنامه آزمایش چاه را می‌دهید یک برنامه واقعی می‌دهید. به عنوان مثال، وقتی یک مخزن را شناسایی کردیم و دیدیم که این مخزن یک شرایط خاص سیال دارد، نتیجه می‌گیریم که بعد از دو سال باید برنامة‌ تزریق را شروع کنیم. این کار لازمه‌اش این است که نیروی انسانی که این کار را باید بکند؛ وجود داشته باشد. می‌بینید که مدیریت مخزن به نوعی یک شرکت نفت کوچک است.
بد نیست یک بار دیگر فرآیند مدیریت مخزن را به طور نسبتاً کاملتری توصیف می‌کنید تا بررسی کنیم که آیا چنین فرایندی هم‌اکنون در کشور ما وجود دارد یا خیر؟
مدیریت مخزن شامل تمام مسائل مرتبط با مخزن و حتی شناخت جغرافیایی منطقه است. هیچ چیزی وجود ندارد که بیرون از این دایره باشد. روند تصمیم‌گیری و فرآیند مدیریت مخزن متاثر از ساختار کلی شرکت نفت است و بنابر اینکه به چه شیوه ای تصمیم‌گیری کنید، فرایند مدیریت مخزن فرق می‌کند.
در هر حال اکتشاف را مدیریت اکتشاف انجام می‌دهد. مدیر اکتشاف بر اساس زمین‌شناسی، ژئوشیمی، ژئوفیزیک و غیره، لرزه‌نگاری می‌کند و ساختمان‌های مناسب را پیدا می‌کند. اگر منطقة مناسبی پیدا کردند، موضوع را به مدیریت نفت و به برنامه‌ریزی تلفیقی ارجاع ‌می‌دهند. از طرف دیگر، برنامه‌ریزی تلفیقی برنامه تولید از واحدهای بهره‌برداری را تهیه می‌کند. در کنار آن از طریق سازمان مدیریت و برنامه‌ریزی و مصوبات هیأت دولت و وزارت نفت، نیاز دولت، برنامه‌های مورد نظر و دستورات و انتظارات را ابلاغ می‌کند. بنابراین دستور توسعه فلان میدان را برنامه‌ریزی تلفیقی صادر می‌کند.
یک وقت هست که شما می‌گویید نمی‌خواهیم تولید کنیم ولی می‌خواهیم ظرفیت اضافی داشته باشیم که در مواقعی که فرصتی در بازار پیدا شد از آنها استفاده کنیم. این سیاست‌ها ربطی به مهندس مخزن ندارد. برنامه‌ریزی تلفیقی بنابر مطالعه تجاری شرکت اکتشاف و بنابر برنامه‌های ملی، اولویت‌های توسعه را اعلام می‌کند. بنابراین اگر برای سه تا پنج سال مثلاً یک مقدار نفت می‌خواهیم، برنامه‌ریزی تلفیقی آنرا ابلاغ می‌کند. برنامه‌ریزی تلفیقی روش توسعه را نیز از جهت نوع قرارداد مشخص می‌کند. بعد از اینکه این برنامه به واحد مربوطه داده شد، تعدادی مجهولات عمده دارید که برای توسعه لازم است. ابتدا چند چاه توصیفی حفر می‌کنیم برای اینکه سطح آب و نفت را پیدا کنیم و پتانسیل و وسعت مخزن را ارزیابی کنیم. بعد از آن در منطقه‌ای که اطمینان حاصل شده است، توسعه شروع می‌شود. تا عملکرد مخزن را نبینیم نمی‌توانیم مکانیزم حاکم بر آن را شناسایی کنیم. از فشار مخزن نمی‌توان فهمید که آب وجود دارد یا خیر. اینها را از اطلاعات دینامیکی مخزن بدست می‌آوریم. طبیعتاً با بدست آوردن اطلاعات جدید تولید، کار واضح‌تر می‌شود.
بعد از اینکه برنامه به شرکت بهره‌بردار اعلام شد؛ در حقیقت مدیریت عملی مخزن از آن نقطه شروع می‌‌شود، (دقت کنید که از این مرحله، “مدیریت عملی” شروع شده و “کل فرایند مدیریت” اما در واقع از روز اول شروع شده است.) مثلاً فرض کنید که بنده در ابتدا دیدم تزریق گاز خوب است و بر این اساس به شرکت بهره‌بردار کمپرسور داده شد و چاه تزریق حفر شد. او باید تزریق کند ولی مجبور نیست؛ اگر برای او یقین حاصل شد، می‌تواند برنامه را متوقف کند. اگر بخواهیم به خاطر ریسک، برنامه‌ها را متوقف کنیم، هیچ کاری نمی‌توانیم انجام دهیم. ولی باید مقدار ریسک را ارزیابی کنیم و ریسک را بشناسیم و ریسک قابل رفع باشد. نکته مهم دیگر، اینکه ما باید در صورت رد یک گزینه، بدیل آن را معرفی کنیم. متأسفانه در کشور ما بیشتر ایراد می‌گیرند تا اینکه بدیل قضیه را مطرح کنند. ما معمولا به اینکه باید چه کار کنیم کار نداریم. فقط می‌گوییم این کار را نکنیم چون ریسک دارد و خطرناک است. بنابراین در اینجا شرکت نفت تعیین‌کننده است. بازوی اجرایی او در اکتشافات است، مدیریت اکتشاف، در توسعه، شرکت متن است و در تولید، شرکت‌های بهره‌بردار هستند. حال اگر سؤال این باشد که آیا مخازن ما مدیریت می‌شوند یا خیر؟ می‌گویم بله می‌شوندولی البته اگر سؤال این باشد که آیا این مقوله جدید “مدیریت مخازن” در کشور ما اعمال می‌شود یا خیر؟ می‌‌گویم خیر. این دو مقوله، با یکدیگر متفاوت هستند. مخازن ما رها نیستند و به هر حال مدیریت می‌شوند. سؤال شما مثل پدیدة IT (تکنولوژی اطلاعات است)؛ IT یک روش جدیدی برای پردازش اطلاعات است ولی معنی آن این نیست که قبلا اطلاعات پردازش نمی‌شده است.
بله بهرحال مخازن، ما رها نیستند ولی از صحبت شما این نتیجه به دست می‌آید که “مدیریت مخزن” به معنای جدیدش را در کشور نداریم، همینطور است؟
اصلاً ما واحدی به نام مدیریت مخزن نداریم. این واحد باید مرکز فکر فنی و think-tank شرکت در برنامه‌ریزی مخازن باشد. هر مخزن باید یک تیم مدیریتی داشته و فردی به‌عنوان هدایت‌کننده اینها در رأس کار قرار داشته باشد. این فرد باید راجع به کلیه فعالیت‌ها و مراحل توسعه میدان اطلاعات و دانش کافی داشته باشد نه اینکه در همه مراحل بالا متخصص باشد. پس فرق است بین اینکه مخزن مدیریت می‌شود با پدیدة جدید مدیریت مخزن.
مختصات این پدیدة جدید “مدیریت مخزن” که می‌فرمایید در کشور ما وجود ندارد، چیست؟
اولاً‌ دقت کنید که این مقوله‌های جدید، زیرساخت‌های ویژه‌ای را نیاز دارند. از جملة این زیرساخت‌ها، تفکر فنی است که ما در کشور نداریم. مثلاً می‌گوییم ما بیمارستان داریم، بیمارستان CCU دارد، فلان امکانات را دارد، اما به اینکه چرا فلان بیمارستان در فلان کشور رتبه اول را دارد، توجه نمی‌کنیم. مثال دیگری می‌زنم: چند درصد از ما هنگام خرید خانه، به طراحی و نقشه خانه دقت کند اما چند نفر نگاه می‌کنند به اینکه چراغ‌های خانه هلیوم است یا خیر؟ ما در اغلب مسائل از تفکر فنی برخوردار نیستیم. از طرف دیگر ما برنامه‌ریزی درست نیروی انسانی نداریم. ما مسئولیت و تشویق و تنبیه درست نداریم. ظرف ۱۰ سال فرد باید ۵ بار ارتقا پیدا کند اما سیستم فعلی ما دو رتبه بیشتر ندارد. شما نردبان ترقی فنی ندارید. یعنی یک فرد برای رشد و ارتقای رتبه باید حتما وارد فاز مدیریتی شود. نهایتاً برای حل این موضوع و مسأله باید به نوعی کل سیستم را مدنظر داشت و به اصلاح کل سیستم توجه کرد.
یکی از دوستان ما که قبل از انقلاب در جنوب با ما همکار بود، سال‌هاست که مسئول مدیریت مخزن یکی از شرکت‌های بزرگ خارجی است و وارد سطوح مدیریتی هم نشده است. هم حرمت دارد و هم حقوق مادی‌اش بیشتر از خیلی از مدیران است. ما این زیرساخت‌ها را نداریم. خلاصه اینکه برای اینکه جامعه را ارتقای دهیم، باید به ارتقای فکری بیندیشیم. کسانی که می‌گویند ما مخازن را مدیریت می‌کنیم از این دیدگاه به مسئله نگاه می‌کنند.
مدیریت مخازن، در هر زمان، باید به‌طور بهنگام، دقیقاً آخرین شرایط مخزن را بر اساس اطلاعات موجود بدهد. فرض کنید که مهندس مخزن می‌گوید این تخلخل به این تراوایی نمی‌خواند و پس لایه می‌تواند از نوع chalk limestone‌ باشد. برای اینکه از صحت اطلاعات مطمئن شود، درخواست مغزه‌گیری از چاه بعدی را می‌نماید. اگر زمین‌شناس بگوید من حرفه‌ام را بلد هستم؟ یا حفار بگوید که من کارم را خوب بلد هستم و نیازی به نظر دیگران نیست، مدیریت مخزن محقق نمی‌شود. در مدیریت علمی مخزن، یک مطالعه جامع صورت می‌پذیرد که دائماً در حال ارتقا است. اما در کشور ما برای مطالعه مخزن، ۶ سال یک بار، با یک شرکت و یک گروه قرارداد بسته می‌شود، دوباره این گروه باید برود و اطلاعات جمع کند؛ بعضی از آن اطلاعات هم گم شده است و در این بین، هزینه زیادی را خرج کرده‌ایم. مدیر مخزن پیش‌بینی مشکل می‌کند و برنامه‌ریزی می‌کند و برای اینکه اطمینان حاصل کند، فعالیت‌هایی را به قسمت‌های مختلف دیکته می‌کند.
پس اگر بخواهیم جمع‌بندی کنیم باید بگوییم صورت ناقصی از مدیریت مخازن در ایران اجرا می‌شود و راه‌اندازی مدیریت مخزن به معنای جدید نیازمند ساخت‌های مختلفی از جمله زیرساخت‌های اطلاعاتی، آموزشی، تکنولوژیکی و غیره می‌باشد. درست است؟
هیچ سیستمی بی‌مسأله نیست. اما بنده چون خیلی مخالف نظراتی هستم که ایراد می‌گیرند، معتقدم، امروز هم می‌توانیم این ارگان‌ها را ایجاد کنیم. باید به یاد داشته باشیم که ایجاد یک واحد، ما را به هدف غایی نخواهد رساند. دستیابی به هدف، مستلزم قراینی است که ما از آن بی‌بهره‌ایم. فراموش نکنیم که مدیریت مخزن،‌ پله دهم پیشرفت است و ما نمی‌توانیم دفعتاً به پلة دهم برسیم. باید مقدمات آن را هم ایجاد کنیم.

 

[javadaria61]

روش­های ازدیاد برداشت از مخازن نفتی

روش­های ازدیاد برداشت از مخازن نفتی

استفاده صحیح از منابع نفتی كشور، به منظور افزایش طول عمر آنها و برخورداری نسل­های آینده از این ذخایر خدادادی، ایجاب می‌كند تا با مدیریت صحیح این منابع آشنا شویم.. از نكات قابل توجه در مدیریت مخازن، اتخاذ روش­هایی برای حفظ و صیانت مخزن، بالابردن راندمان تولید و سعی بر نگه ‌داشتن آن در حد مطلوب در طول زمان می­باشد.
در متن زیر سعی شده است تا ضمن آشنایی اجمالی با روش­های ازدیاد برداشت از مخازن نفتی، بستری برای انعكاس نظرات كارشناسان كشور به منظور ارائه راه حل­های مناسب در بهبود عملكرد مخازن نفتی ایجاد شود.
روش­های به‌كار رفته جهت افزایش بازده عبارتند از :
* تزریق گاز
* تزریق آب
* تزریق متناوب آب و گاز
* روش حرارتی
* تزریق فوم و ژل­های پلیمری
* استفاده از مواد شیمیایی كاهش‌دهندة نیروی كشش سطحی
* استفاده از روش میكروبی(M.E.O.R.)
تزریق گاز: روش تزریق گاز به دو صورت امتزاجی و غیر‌امتزاجی صورت می­گیرد. در روش امتزاجی، گاز طبیعی با افزودن تركیبات هیدروكربنی میانی c۲ تا c۶ غنی می­شود؛ به‌طوری كه بخش غنی‌شدة گاز تزریقی كه در ابتدای كار تزریق می­گردد، با نفت مخزن امتزاج یافته و آن را از درون خلل و فرج سنگ مخزن به طرف چاه­های تولیدی هدایت می­كند. راندمان افزایش بازیافت در این روش، بیشترین درصد را به خود اختصاص می­دهد و اگر سنگ مخزن دارای خواص همگن و یك­دست و تراوایی آن نیز مناسب باشد، به ۶۵ تا ۷۵ درصد حجم نفت باقی‌مانده، می­توان دست یافت.
در روش غیر امتزاجی، گاز به مخازن نفتی تزریق می­گردد كه این تزریق نسبتاً ارزان است و در تعدادی از مخازن نفت‌خیز خشكی و دریایی ایران اعمال می­گردد. در این روش، گاز تزریقی در قسمت بالای مخزن متراكم می­شود و فشار مخازن را افزایش می­دهد و حركت نفت را سهولت می­بخشد.
باید توجه داشت كه لزومی ندارد گاز تزریقی حتما از نوع تركیبات هیدرو­كربنی باشد. در كشورهای صنعتی، از گازهای خروجی از تاسیسات بزرگ صنعتی كه بخش اعظم آن ‌را دی­اكسیدكربن تشكیل می­دهد، برای تزریق استفاده میشود. در این روش، حتی راندمان بالاتر از تزریق گاز­های هیدرو­كربنی است و فواید زیست‌محیطی نیز در پی دارد.
تزریق آب: در این روش، آب به عنوان عامل فشار‌افزایی به مخزن به كار برده می­شود.
تزریق آب و گاز: از تزریق متناوب آب و گاز برای افزایش فشار در مخزن نیز می­توان سود جست.
در مورد روش تزریق آب به مخزن نیز باید در استفاده از این روش كمال احتیاط را به كار برد. برخی كارشناسان اعتقاد دارند، بازده این روش مطلوب نیست، زیرا راندمان كار نهایتاً ۳۵ درصد می­باشد و اولویت در استفاده از روش تزریق گاز خواهد بود. تزریق آب بیشتر برای مخازن شنی كاربرد دارد و برای مخازن نفتی كشور كه عمدتا شكاف­دار هستند نباید مورد استفاده قرار گیرد.
روش حرارتی: روش‌های حرارتی معمولاً در بهره­برداری از مخازنی كه نفت آنها نسبتا سنگین است، به كار برده می­شود و برای نفت خام با شاخص API بین ۱۰ تا ۲۰ كاربرد دارد. حرارت‌دادن به منظور كاستن گران‌روی شامل تزریق آب داغ یا بخار به درون مخزن و یا ایجاد حرارت به كمك انرژی الكتریكی می­باشد.
روش تزریق مواد شیمیایی و یا فوم: این روش به منظور كاهش نیروی كشش سطحی بین سنگ و سیال، با تنظیم نسبت تراوایی به گران‌روی نفت مخزن, مورد استفاده قرار می­گیرد. استفاده از روش تزریق فوم و مواد شیمیایی، به طور مثال در برخی از میادین نروژ به صورت آزمایشی با موفقیت انجام پذیرفته است.
روش میكروبی: استفاده از میكروب­ها جهت تولید گاز به منظور افزایش بازده و یا دفع موادی كه باعث كاهش غلظت و گران‌روی نفت و انتقال آسان آن به سمت چاه­های تولیدی می­شود، تحت روشی به نام MEOR انجام می­شود. روش‌های میكروبی از روش‌های نوین افزایش بازده ذخایر به شمار می­رود كه این روش از جنبه‌های نوین كاربرد علوم بیو­تكنولوژی در صنعت نفت می­باشد.

 

[javadaria61]

ازدیاد برداشت از مخازن نفتی به روش میكروبی

ازدیاد برداشت از مخازن نفتی به روش میكروبی

یكی از كاربردهای بیوتكنولوژی، استفاده از ریزسازواره­ها (میكروارگانیزم‌ها) در صنایع نفتی می‌باشد. این كاربرد, با توجه به گستردگی صنعت نفت در كشور ما بایستی مورد توجه خاص قرار گیرد. مطلب زیر از طرف خانم اعظم لقمانی برای شبكه ارسال شده است كه در پروژة كارشناسی ارشد خود (در دانشگاه صنعتی امیركبیر), بر روی ازدیاد برداشت از مخازن نفتی با استفاده از ریزسازواره‌ها، تحقیقاتی آزمایشگاهی داشته و در این رابطه مقالاتی نیز در ششمین كنفرانس ملی مهندسی شیمی و دومین همایش ملی بیوتكنولوژی ایران ارائه كرده است.
استفاده از میكروب‌ها در ازدیاد برداشت نفت بحث جدیدی نیست. اولین مورد مكتوب، در سال ۱۹۱۳ مربوط به ج.ب.دیویس (J.B.Davis) است. در سال ۱۹۴۶، سی.ای.زوبل (c.a.zobell) فرایندی برای بازیافت ثانویه نفت با استفاده از میكروب‌های بی‌هوازی و مكانیزم انحلال مواد معدنی سولفاتی ثبت كرد.
اولین آزمایش میدانی ازدیاد برداشت نفت به‌روش میكروبی (MEOR)، در سال ۱۹۵۴ در یكی از میادین نفتی آركانزاس انجام گرفت. اما با وجود موفق بودن، به‌دلیل در دسترس بودن منابع نفتی ارزان‌قیمت، این شیوه‌ها كنار گذاشته شدند. در دهة ۱۹۷۰ مجدداً به‌دلیل ناپایداری قیمت نفت و گرایش به بیوتكنولوژی، این شیوه‌ها مورد توجه قرار گرفتند. از ۱۹۸۰ به بعد به‌دلیل افزایش قیمت نفت در كشورهای گوناگون، این روش‌ها كم و بیش متداول شدند و به‌نظر می‌رسد كه در آینده تنها شیوة افزایش برداشت عملی باشند. مخازن مناسب برای MEOR باید واجد شرایط زیر باشند:
دما كمتر از C ˚۷۵، شوری تا ، pH ۱۰۰۰۰این ۴ تا ۹ ، تراوایی بیش از ۷۵mD ، سنگینی نفت بر اساس API بیش از ۱۸، فشار تا ۱۲۰۰۰atm و عمق كمتر از m۳۵۰۰. در این میان بیشترین تاثیر مربوط به دما و تراوایی است. میكروب‌ها با سازوكارهای مختلفی به شرح زیر به افزایش برداشت نفت كمك می‌كنند:
۱- تولید اسید آلی كه منجر به انحلال سنگ‌های كربناتی و توسعة كانال‌ها می‌شود.
۲- احیاء گوگرد در تركیبات گچی و انیدریدی و مواد معدنی سولفاتی كه نفت به دام افتاده درآنها را آزاد می‌كند.
۳- تولید گازهایی از قبیل متان، دی‌اكسیدكربن، هیدروژن و نیتروژن كه نفت را از فضاهای مرده به خارج می‌رانند.
۴- تولید حلال‌های مختلف از قبیل اتانول، استون و الكل كه با انحلال یا تورم رسوبات آلی به تحرك فاز نفت كمك می‌كنند.
۵- تولید مواد فعال سطحی و دترجنت كه كشش سطحی وكشش فصل مشترك نفت و آب را كم می‌كنند و نفت را از سنگ جدا می‌كنند.
۶- تولید بیوپلیمر كه به‌طور انتخابی، مناطقی با تراوایی بالاتر را مسدود نموده، در نتیجه جریان سیال به طرف نقاطی با تراوایی كمتر هدایت می‌شود.
۷- تجزیه مولكول‌های هیدروكربنی بزرگ و كاهش گرانروی نفت.
باكتری مناسب برای MEOR باید:
۱- كوچك باشد،
۲- رشد سریعی داشته و از تحرك لازم برای انتقال در داخل چاه برخوردار باشد،
۳- تركیبات متابولیكی مناسب از قبیل گاز و اسید و حلال تولیدكند،
۴- قادر به تحمل شرایط محیطی خشن از قبیل دما و فشار و شوری بالا باشد،
۵- برای رشد و متابولیسم به مواد مغذی پیچیده نیاز نداشته باشد،
۶- بتواند مواد ضدخوردگی و میكروب‌كش را به خوبی تحمل كند،
۷- در حضور فلور میكروبی چاه جمعیت غالب باشد و
۸- بتواند شرایط بدون اكسیژن یا غلظت اندك آن را تحمل كند.
شیوه های متداول استفاده از میكروب‌ها در ازدیاد برداشت به شرح زیر است :
۱- روش برون محل (Ex-Situ): در این روش محصولات میكروبی از قبیل پلی‌ساكاریدها و سورفاكتانت‌ها (فعال‌كننده‌های سطحی) در فرمانتورهایی تولید شده و پس از جداسازی و خالص‌سازی به مخزن اضافه می شود.
۲- روش در محل (In-Situ ):
الف) تحریك جمعیت میكروبی مخزن به‌وسیله تزریق مواد مغذی برای افزایش فعالیت میكروبی
ب) تزریق میكروب‌هایی خاص همراه با مواد مغذی به داخل مخزن. این میكروب‌ها می‌توانند فعالیت مناسبی در مخزن داشته و محصولاتی را تولید نمایند كه باعث تحرك نفت می‌شوند. (این میكروب‌ها را می‌توان از مخزن جدا كرد و پس از تغییرات ژنتیكی به مخزن تزریق نمود.)
از بین روش‌های فوق بهترین شیوه، ۲– ب است چرا كه در شیوة ۱ به‌دلیل قابل تجزیه‌بودن محصولات، مواد ورودی به سرعت توسط میكروب‌های موجود در مخزن تجزیه می‌شوند.
روش ۲- الف هم به‌دلیل اینكه تعداد، نوع و نحوه فعالیت میكروب‌های مخزن مشخص نیست, روش چندان جالبی به‌شمار نمی‌رود. به‌دلیل تنوع مكانیزم‌های MEOR، از آن می‌توان در مواردی كه به سازند، در اثر اعمال شیوه‌های دیگر MEOR آسیب رسیده باشد یا كاهش تراوایی نفت اتفاق افتاده باشد یا به دلیل نیروهای موئینگی نفت به دام افتاده باشد یا در شرایطی كه در مخزن رسوب پارافینی یا نمك‌های حاصل از رسوب در حین تزریق آب باشد، استفاده نمود.
علی‌رغم محدودیت‌هایی كه ممكن است فعالیت میكروبی مخزن را تحت تاثیر قراردهد، گزارش‌های متعددی از حضور میكروب‌ها ارائه شده‌اند و به همین علت انواع گوناگونی از باسیلوس، پسودوموناس، میكروكوكوس، مایكوباكتریوم، كلاستریدیوم، اشرشیاكلی و برخی دیگر از انواع انتروباكتریاسه در MEOR بكار می‌روند. با وجود حضور میكروب‌ها در مخازن، فعالیت آن‌ها به‌دلایل زیر اندك است:
۱- شرایط بی‌هوازی مخزن كه در این شرایط امكان تجزیه تركیبات نفتی وجود ندارد و در نتیجه فقدان منبع كربن داریم.
۲- در اكثر مخازن نفتی غلظت فسفر پایین است.
۳- غلظت اندك نیتروژن می‌تواند دلیل كم بودن تعداد میكروب‌ها باشد.
از آنجایی كه فعالیت میكروب‌های بومی در مخزن بسیار اندك است، تغییر قابل ملاحظه‌ای در تركیب نفت مشاهده نمی‌شود. اما در صورتی‌كه منبع غذایی و فاكتورهای مكمل مناسب فراهم شوند تركیب نفت تغییر خواهد كرد. نفت فقط شامل مواد هیدروكربوری نیست و هرگونه تغییر در محتوای آن می‌تواند منجر به تغییر قابل ملاحظه‌ای در مشخصه‌های نفت خام گردد كه از آن جمله تولید گاز است كه منجر به سبك شدن نفت می‌شود. یك سیستم عملی MEOR شامل میكروب و مواد غذایی است. مشكلات و راه حل‌های متداول در این سیستم‌ها به شرح زیر هستند:
۱- آیا كاهش یا قطع تزریق به‌دلیل انسداد حفره چاه ناشی از تجمع میكروبی صورت می‌گیرد؟ قبل از تزریق می‌توان از مواد پركننده كه فضاهای خالی سنگ‌ها را پر می‌كنند یا تركیباتی كه مانع از جذب میكروب به سطح می‌شوند استفاده كرد تا میكروب در یك نقطه تجمع نیابد. همچنین می توان از اسپورها یا اولترامیكروباكتری‌ها استفاده كرد.
۲- آیا انتشار موفق و انتقال تمام تركیبات ضروری به نقاط هدف صورت می‌گیرد؟ عوامل مختلفی از قبیل خواص فیزیكی و شیمیایی سنگ، خواص سلول میكروبی و نحوة تزریق از قبیل نرخ تزریق، محتوای نمك و چگالی سوسپانسیون سلولی مهم هستند. استفاده از تزریق ضربانی از به دام افتادن سلول‌ها جلوگیری می‌كند.
۳- افزایش فعالیت متابولیكی درمحل چگونه صورت می گیرد؟ با مطالعه دقیق شرایط میكروب و مخزن و سازگاركردن میكروب با شرایط مخزن این مشكل برطرف خواهد شد.
۴- از رقابت یا فعالیت نامطلوب میكروب‌های بومی چگونه می‌توان پیشگیری نمود؟ آزمایشات میدانی نشان می‌دهد كه در MEOR كه با تزریق مواد مغذی از قبیل ملاس همراه باشد رقابت با میكروب‌های بومی عامل مهمی نیست. مزایای اقتصادی این روش:
مقالات متعدد اشاره دارند كه MEOR از نظر هزینه شیوه مناسبی برای افزایش تولید است. مزایای دیگری كه می توان بیان كرد عبارتند از: میكروب‌ها و مواد مغذی تزریق شده ارزان هستند، به‌راحتی در دسترس بوده و به‌سهولت به میادین نفتی حمل می‌شوند. MEOR از نظر اقتصادی برای میادین تولید فرعی مناسب است.
هزینه سیال تزریقی به قیمت نفت وابسته نیست. اجرای فرایند فقط نیاز به اصلاحات اندكی بر روی تسهیلات میدانی موجود دارد و در نتیجه هزینة زیادی نخواهد داشت. این شیوه به سادگی با تجهیزات موجود برای آب‌روبی قابل اجراست. اجرای MEOR نسبت به فرایندهای دیگر ساده‌تر و ارزانتر است.
محصولات MEOR همگی قابلیت تخریب زیستی دارند و در محیط‌زیست تجمع نمی‌یابند. جمعیت میكروبی را می‌توان با مقدار ماده مغذی موجود تنظیم نمود. به عبارت دیگر اگر مواد مغذی تزریق نشود میكروب‌ها از بین نمی‌روند و در نتیجه حضور جمعیت میكروبی قابل كنترل است. برخی از كاربردهای میدانی MEOR
میدان نفتی كانادا Loyid minister:
به‌میزان ۶% ، میكروب لكونوستوك (هوازی) با غلظت ml / ۱۰۳ – ۱۰۲ و ml / ۱۰۴ میكروب بی هوازی و ۱۱.۶ مترمكعب ملاس در ۱۲۰ مترمكعب آب تزریق شده است. پاسخ مخزن تولید اسید و الكل و كاهش pH و كشش سطحی بوده است.
میدان‌های نفتی رومانی با شوری g/l ۱۸۰ – ۵: میكروب‌های باسیلوس–كلاستریدیوم، اشرشیاكلی و…. با مخلوط میكروبی ml/ ۱۰۹ ×۹ – ۱۰۸ × ۴ تزریق شد. پاسخ، تولید گاز و اسید، افزایش تولید نفت، افزایش گرانروی و چگالی نفت و افزایش كسر سبك نفت بوده است.
میدان نفتی لیسبون آركانزاس با شوری ppm ۴۲۰۰۰: میكروب كلاستریدیوم و ملاس (gal ۴۰۰۰ محلول ۲% وزنی) تزریق شد. پاسخ به صورت تولید گاز (عمدتاً H۲ و CO۲) و اسید بوده حداكثر نرخ افزایش تولید ۲۵۰% بوده است.
یكی از میادین نفتی هلند: میكروب كلاستریدیوم و ملاس تزریق شد. پاسخ بصورت افزایش CO۲ و افزایش بازیافت حدود ۲۰۰ – ۲۰% بود.
اهمیت MEOR برای كشور
با توجه به قدمت چاه‌های نفتی ایران (نخستین چاه نفتی در ایران در سال ۱۲۸۷ در منطقه نفتون حفر شده است) و از آنجایی كه MEOR معمولاً پس از اجرای روش‌های دیگر بكار می‌رود، به نظر می‌رسد اهداف متعددی در ایران برای این شیوه وجود داشته باشد. به ویژه اینكه MEOR برای چاه‌هایی كه به‌دلیل تزریق آب، دیگر قادر به تولید نفت نیستند و در اصطلاح غرقاب شده‌اند و همچنین چاه‌هایی كه به‌دلیل رسوب تركیبات آلی و معدنی مسدود شده‌اند روش مناسبی است.
از آنجایی‌كه حتی پس از تزریق آب و گاز حداكثر ۴۰ – ۳۸ % از مخزن برداشت می‌شود، اگر با بكاربردن MEOR بتوان ۱% هم نفت آزاد نمود مقدار قابل ملاحظه‌ای خواهد بود

 

[javadaria61]

ازدیاد برداشت به طریق ایجاد لرزه

ازدیاد برداشت به طریق ایجاد لرزه

در میادینی که به منظور ازدیاد بردداشت از آبشویی استفاده می کنند، حجم بردداشت نفت از ۵۰ درصد بیشتر نبوده بنابراین محققان همواره به دنبال راهی بودند که این مقدار را افزایش دهند. یکی از روش هایی که امروزه مطرح است و تا حدودی در روسیه جواب داده است، استفاده از یک منبع تولید موج برای افزایش بردداشت از مخازن مشابه (مخازنی که عملیات آبشویی قبلا انجام شده) می باشد.
این روش بر این اساس پایه گذاری شده است که یک منبع تولید موج با تولید و انتقال موج لرزه ای به درون زمین (البته در یک دوره زمانی خاص) باعث بوجود آمدن دو متغیر شود:

۱- تغییر در نفوذ پذیری نسبی آب و نفت
۲- افزایش سرعت جابجایی نفت توسط آب
​

ایده این روش زمانی شکل گرفت که مشاهده شد در مناطق زلزله خیز بعد از وقوع یک زلزله، بردداشت نفت از مخازن نفتی، افزایش یافته و این میزان برای مدت قابل ملاحظه ای باقی مانده است.
این پدیده باعث شد تا دانشمندانی چون Simkon، Surguchev و Kouznetsov در دهه اخیر آزمایشات متعددی را در رابطه با ارسال موج لرزه ای و میزان تغییرات بهره برداری از مخازن نفتی انجام دهند.
آزمایشات و نتایج تجربی نشان می دادند که حرکت سیال در محیط متخلخل به موج لرزه ای وابسته است.
Kro/Krv و سرعت جابجایی نفت توسط آب با وجود موج لرزه ای افزایش می یابد.
اثر موج لرزه ای در محیط تراوا با چند عامل غیر خطی قابل تعریف است:
۱- اعمال موج لرزه ای باعث جابجایی فاز نفت و آب بصورت دوره ای می شود. این جابجایی که همواره با تغییر جهت در حفره ها نیز همراه است، باعث کاهش چسبندگی آب و نفت به دانه های سنگ می شود. مقدار شتاب حرکتی آب و نفت با توجه به فرمول زیر به هم مربوط می شود:

​

در اینجا ROo وROw بترتیب چگالی نفت و آب هستند و Xo و Xw نیز مسافت طی شده توسط نفت و آب معرفی می شوند.
فرمول بالا نشان می دهد که شتاب حرکت نفت که چگالی کمتری نسبت به آب دارد بیشتر از فاز آب است. بنابراین اثر موج در جهت سرعت بخشیدن به سیال در محیط متخلخل بیشتر متوجه نفت است و نرخ افزایش در سرعت نفت نسبت به آب خیلی بیشتر است.
۲- حرکت متناوب آب و نفت و همچنین تغییرات فشار نسبت به عمق در اثر اعمال موج لرزه ای باعث از بین رفتن فیلم آب شده و این پدیده نفوذپذیری نسبی را برای آب و نفت افزایش می دهد. همانطور که می دانیم ملکول های نفت بزرگتر از ملکول های آب هستند و با از بین رفتن فیلم آب، اندازه حفره ها بیشتر شده و اثر بیشتری روی نفوذ پذیری نسبی نفت دارند.
۳- با استفاده از موج لرزه ای می توانیم زاویه تماس نفت و آب را کم کنیم بنابراین کشش سطحی نفت و آب کم شده و نفوذ پذیری نسبی نفت افزایش می یابد.
نتایج حاصله در آزمایشگاه بر روی یک SnadPack مصنوعی و یک مغزه طبیعی یکبار بدون موج و یکبار با اعمال موج لرزه ای انجام شدند. در این آزمایشات فاکتور های زیر مورد نظر بود:

الف) تغییرات اشباح نفت با زمان
ب) تغییرات سرعت جابجایی نفت توسط آب
ج) تغییر نفوذ پذیری نسبی نفت
​

که در همه موارد افزایش تولید نفت زمانی حاصل شد که موج در مغزه فرستاده شده بود.
این روش می تواند یک تکنیک جدید و موثر در ازدیاد بردداشت از مخازن نفتی محسوب شود و پتانسیل این را دارد که همردیف روش هایی چون Thermal قرار گیرد ولی احتیاج به آزمایشات و نتایج عملی بیشتری دارد.

 

[javadaria61]

پیچیدگی های مخزن و چاه نفت و گاز

پیچیدگی های مخزن و چاه نفت و گاز

یک مخزن نفتی مانند بدن انسان است. مملو از پیچیدگی، عدم قطعیت در شرایط و وضعیت و سرشار از نادانسته ها. در یک کتاب مهندسی مخزن، این دانش را به باستان شناسی تشبیه کرده بود.
باستان شناس باید بتواند با استفاده از کمترین یافته ها و مشاهدات از یک بنای کشف شده، آن را به تصویر بکشد و داستان زندگی آن دوران را به دست آورد. مهندسی مخزن هم بدین گونه است.
حداکثر اطلاعات موجود در خصوص یک میدان نفتی یا گازی از یک یا چند چاه با قطر های کوچک به دست می آید که ابعاد آنها نسبت به ابعاد مخزن واقعا ناچیز است.
به همین دلیل، یافته های اولیه و استنتاج های مبتنی بر آن همواره توام با خطا است. حتما بارها شنیدید که قرار است نفت کشور تا ۱۰-۲۰ سال دیگر تمام شود. ۱۰-۲۰ سال میگذرد و باز هم می شنویم که نفت کشور ۱۰-۲۰ سال دیگر به پایان می رسد! یکی از علت های اصلی اشتباه در براورد عمر مفید مخزن نفتی، همین عدم قطعیت در داده های به دست آمده از چاههای اکتشافی است.
به همین دلیل، همزمان با توسعه میدان و آغاز بهره برداری، از داده های تولید نیز در به روز رسانی اطلاعات مربوط به ذخایر استفاده می شود.
گفتم که یک مخزن نفتی مانند بدن انسان است. برخی از مجهولات و عدم قطعیت های مخزن ممکن است تا پایان عمر تولید آن، ناشناخته باقی بمانند. ما انسانها نیز از پیچیدگی های ذاتی برخورداریم که به آسانی قابل کشف نیست.
در طول دوران بهره برداری، لازم است که مخزن به طور مرتب و دوره ای “چک آپ” شود، درست مثل انسان. این کار با آزمون های فشار و تولید صورت می گیرد. همچنین، چاه نگاری با استفاده از دستگاههای الکتریکی، رادیو اکتیو، صوتی، الکترونیکی و … نیز از روشهای “چک آپ” چاه است. مجموعه این داده ها، به مهندسین کمک می کند تا وضعیت کنونی مخزن و چاه را براورد و ارزیابی نمایند. بدین طریق، هرگونه اختلال در شرایط فیزیکی و مشکلات چاه تشخیص داده می شود و به روشهای مهندسی برطرف می شود. با گذشت زمان، این اطلاعات بیشتر می شود و تفسیر بهتری از عملکرد چاه و مخزن به دست می دهد.
یک چاه واقع در مخزن نفت یا گاز نیز مثل ما انسانها گاهی “قاطی می کند”! مثلا قرار است نفت تولید کند، اما به جایش گاز تولید می کند! گاهی هم به عوض نفت یا گاز، آب تولید می کند!! گاهی اوقات که مشکلات چاه غیر قابل حل باشد، آن را “می کشند”!
بدین معنی که با بستن چاه، آن را از مدار تولید خارج می کنند. شرایطی که منجر به کشتن چاه می گردد بستگی به عوامل بسیاری دارد.

 

[javadaria61]

صیانت از مخازن به روش تزریق

صیانت از مخازن به روش تزریق

یکی از راههای صیانت از مخازن در بردداشت های ثانویه و ثالثیه از مخازن حفظ فشار مخازن و جلوگیری از افت فشار آنها می باشد. یکی از روش های جلوگیری از افت فشار تزریق ماده مناسب به درون زمین می باشد. قبل از تزریق معمولا آزمایشات مخزنی و ژئوفیزیکی در منطقه انجام می شود. با این روش حرکت ناحیه هیدروکربنی و نوع مناسب تزریق را شناسایی می کنند.

چهار نوع تزریق در مخازن نفت صورت می گیرد. تزریق غیر امتزاجی، تزریق امتزاجی، گرمایی و میکروبیولوژی.
در تزریق غیر امتزاجی میان ماده تزریق شده و هیدروکربن های موجود در زیر زمین واکنشی صورت نکرفته و دو ماده بصورت دو فاز مختلف در زیر زمین عمل می کنند. تزریق های شامل تزریق آب، گاز سنگین و مواد هیدروکربنی می باشد. مکانیزیم حرکتی نفت در این نوع تزریق فشار تولیدی توسط ماده تزریق شده می باشد.
در تزریق امتزاجی میان ماده تزریق شده و هیدروکربن های واکنش صورت می گیرد. این اوکنش باعث ایجاد هیدروکربن هایی با ساختار ملکولی میانی (نه سنگین و نه سبک) خواهد شد. مکانیزیم حرکتی این نوع تزریق شامل کم شدن جاذبه میان نفت و سنگ مخزن، افزایش فشار بوسیله ماده تزریق شده و سبک شدن هیدروکربن در مخزن می باشد.
معمولا زمانیکه با نفت سنگین سر و کار داریم برای حرکت این نوع نفت در مخزن به سمت چاه از روش گرمایی و تزریق آب یا بخار آب به درون چاه استفاده می کنیم. این سبب بالا رفتن تمایل حرکتی نسبی نفت به آب درون مخزن خواهد شد. روش جدید ایجاد انفجار درون چاه نیز برای روش گرمایی پیشنهاد داده شده است.
روش میکروبیولوژی استفاده از باکتری هایی که موجب شکسته شدن ساختارهای ملکولی هیدروکربن های درون مخزن و بالا رفتن حرکت نسبی آنها می باشد. این روش جدید بوده و هنوز در مرحله آزمایش و پایلوت می باشد.
برای تزریق می بایستی تمامی عوامل سنگ مخزن، نوع هیدروکربن درون مخزن، فشار مخزن، مرحله بردداشت از مخزن، تجهیزات و پول تعریف شده برای پروژه و عوامل زیست محیطی مورد توجه قرار گیرند. معمولا تزریق در چاه دیگری با فاصله محاسبه شده از چاه تولیدی انجام می شود. در روش گرمایی توجه به نکات ایمنی اولویت دارد زیرا این روش خطرناک می باشد. با توجه به نوع روش های انتخاب شده، نتیجه مطلوب ممکن است سال ها زمان نیاز داشته باشد. معمولا پروژه های تزریق با توجه به قیمت های بازار نفت تعریف می شوند و ممکن است پروژه ای که امروز مقرون به صرفه باشد، در چند هفته آینده متوقف شده و روش های دیگری پیاده شوند. پس برای صرفه جویی در هزینه، مطالعه وضعیت بازار و قیمت ها از اولویت های پروژه های تزریق می باشد. تعیین نوع تزریق همچنین به مواد مورد استفاده و نزدیک بودن مواد اولیه مورد نیاز بستگی دارد. ممکن است در جایی تزریق آب مناسب باشد. ولی به علت دور بودن از منبع آب، از نظر اقتصادی تزریق آب در منطقه مقرون به صرفه نبوده و از اولویت دوم تزریق مثلا تزریق گاز استفاده شود.
ولی در هر صورت به علت هزینه های بالای تزریق و زمان بردن برای بازگشت سرمایه در پروژه های تزریق، شرکت ها قبل از عملیات مطالعات گسترده زمین شناسی، مخزنی و ژئوفیزیکی را انجام می دهند.

 

[javadaria61]

علت پائین تر بودن ضریب بازیافت مخازن نفتی

علت پائین تر بودن ضریب بازیافت مخازن نفتی

چرا ضریب بازیافت نفت از مخازن ایران در مقایسه با نقاط دیگر جهان پایین‌تر است؟
قبل از ورود به این بحث لازم است مكانیسم‌های جابه‌جایی نفت را به دو روش زیر مورد بررسی قرار دهیم.
الف) «جابه‌جایی نفت به‌طر ف جلو » یا به عبارت بهتر «جابه‌جایی با استفاده از فشار».
ب) جابه‌جایی از طریق «ریزش ثقلی» یا به عبارت بهتر «جابه‌جایی به‌صورت طبیعی[۱] كه بر اثر اختلاف وزن مخصوص بین مایع تزریقی و نفت ایجاد می‌شود. این فرآیند در یك سیستم متخلخل مرتفع به‌صورت فیزیكی اندازه ‌گیری شده[۲] و به‌لحاظ نظری نیز مشخص شده است كه اختلاف فاحشی بین بازیافت نفت در دو روش فوق الذكر وجود دارد. بازیافت نفت با روش كندتر «ریزش ثقلی» از بازیافت نفت با روش سریع «جابه‌جایی رو به جلو» بیشتر است.

اما در اوایل دوره تولید، روش بازیافت نفت از طریق جابه‌جایی سریع رو به جلو از روش جریان نفت از طریق ریزش ثقلی، عملكرد بهتری دارد. براساس میزان تزریق، بازیافت نفت از طریق ریزش ثقلی می‌تواند تا دو برابر روش جابه‌جایی رو به جلو یا «استفاده از فشار» باشد.
از مجموعه بررسی‌ها چنین برمی‌آید كه بازیافت نفت در مخازن تك تخلخلی اصولاً تابعی است از نفوذپذیری سنگ مخزن، سرعت جابه‌جایی، فشار موئینگی و میزان «سیال دوستی»[۳] سنگ مخزن. درصورتی كه سایر عوامل فوق ثابت فرض شوند، میزان نفت اشباع شده باقی‌مانده تابعی از سرعت جابه‌جایی نفت خواهد بود. در این صورت در حالت جابه‌جایی از طریق ریزش ثقلی، میزان نفت باقی‌مانده كمتر و در حالت جابه‌جایی با فشار یا رو به جلو، میزان نفت باقیمانده بیشتر خواهد بود.
قابل ذكر است كه در مخازن شكاف‌دار شكستگی‌ها به‌مثابله محدوده یا اضلاع بلوك‌ها عمل می‌كند و به همین دلیل فرآیند جابه‌جایی رو به جلوی نفت در چنین سیستمی به‌جز در حوزه‌های خیلی نزدیك به چاه‌های تزریقی كارآمد نیست.
فرآیند سریع جابه‌جایی نفت به‌طرف جلو، همراه با فشار موئینگی چندان قابل توجه نیست، زیرا نیروهای «گرانروی»[۴] در حال حركت از نیروهای ناشی از فشار موئینگی بیشتر است. این درحالی است كه در فرآیند جابه‌جایی براساس ریزش ثقلی به‌علت آهسته بودن جابه‌جایی، فشار موئینگی نقش بارزی در نگهداری نفت در بلوك‌ها ایفا می‌كند. از طرف دیگر، سرعت بالای تزریق در سیستم تك تخلخلی موجب می‌شود كه سیال تزریقی از بخش میانی خلل و فرج‌های كوچك عبور نموده و لذا نفت قابل ملاحظه‌ای برجای می‌گذارد.
برای مقایسه عوامل كاهش بازیافت نفت از مخازن ایران با مخازنی كه دارای بازیافت بالاتری هستند لزوماً باید این مخازن را تحت شرایط یكسان مقایسه كرد. به‌عبارت دیگر، ناچاریم پرتقال را با پرتقال و سیب را با سیب مقایسه كنیم، نه این‌كه سیب را با پرتقال.
به‌عنوان مثال ما نمی‌توانیم میدان نفتی «لالی»[۵] ایران را با ۱۰ درصد بازیافت با مخزن «لیك‌ویو»[۶] واقع در آمریكا ۷۷ درصد بازیافت مقایسه كنیم. مخزن لالی مخزنی سنگ‌آهكی شكاف‌دار با میانگین نفوذپذیری ۱/۰ میلی دارسی با فشار موئینگی بالا و عمدتاً «نفت دوست»[۷] است، درصورتی كه مخزن لیك‌ویو مخزنی تك تخلخلی از جنس سنگ ماسه‌ای با نفوذپذیری ۲۰۰۰ میلی دارسی و با فشار موئینگی بسیار پایین و «آب دوست»[۸] است. اگر مخزن لالی در امریكا كشف و از آن بهره ‌برداری می‌شد حتی ۱۰ درصد نفت آن را بهره‌برداری نمی‌كردند زیرا آن‌ها با استفاده از روش سریع در بهره‌برداری، این میدان را بسیار كمتر از آن‌چه كه می‌توانست تولید كند به اتمام می‌رساندند.
مثال مناسب دیگر مقایسه مخزن شكاف دار «اسپرابری»[۹] در امریكا با میانگین نفوذپذیری ۱/۰ میلی دارسی با میدان نفتی هفتكل در ایران است. این دو میدان دارای نفوذپذیری تقریباً یكسان هستند، اما میزان نسبی تولید روزانه از میدان نفتی هفتكل به‌مراتب پایین‌تر از میدان اسپاربری در ابتدای بهره‌برداری می‌باشد.
ضریب بازیافت نفت به‌صورت طبیعی در هفتكل حدود ۲۲ درصد است درصورتی كه ضریب بازیافت طبیعی نفت در میدان اسپرابری كمتر از ۸ درصد بوده است، ولی آن‌ها بیش از ۳۰۰۰ حلقه چاه در این میدان حفر كردند، درحالی كه میزان نفتِ درجا در این میدان ۲ میلیارد بشكه و میزان نفت درجا در میدان هفتكل حدود ۷ میلیارد بشكه است و حال آن‌كه تنها حدود ۴۰ حلقه چاه در آن حفر شده است. پس از یك دوره كوتاه برداشت نفت به‌صورت طبیعی از میدان اسپاربری، برای مدتی طولانی آب و متعاقب آن برای مدت كوتاهی CO۲ تزریق شد، در نتیجه كل بازیافت نفت از مخزن فوق تاكنون حدود ۱۲ درصد بوده است.
درصورتی كه فشار میدان نفتی هفتكل را به حد اولیه آن در تاج مخزن یعنی [PSI۱۴۲۰[۱۰ رسانده شود، ضریب بازیافت نفت این مخزن به بیش از ۲۷ درصد می‌رسد. از سوی دیگر اگر می‌توانستیم فشار مخزن هفتكل را به حد اولیه فشار مخزن اسپرابری یعنی معادل PSI۲۲۵۰ افزایش دهیم، ضریب بازیافت نفت مخزن فوق به حدود ۳۵ درصد می‌توانست برسد.
تفاوت اصلی بازیافت نفت در میدان‌های هفتكل و اسپرابری نشان‌دهنده آن است كه میدان هفتكل اولاً با سرمایه‌گذاری بسیار پایین‌تر به نحو بهتر و صحیح‌تر بهره‌برداری شده است و ثانیاً تخلیه سریع از مخازن شكاف‌دار، همواره افت شدیدی در بازیافت نفت به‌دنبال دارد.
نمونه‌های بالا نشانگر آن است كه مخازن ایران با حداكثر ضریب بازدهی، تحت شرایط تخلیه طبیعی قرار داشته‌اند و نباید آن‌ها را با مخازنی كه از ویژگی‌های دیگری برخوردارند مقایسه كرد. در حقیقت ضریب بازیافت نفت در مخازن مشابه در كشور امریكا یا هرجای دیگر، فاصله بسیار زیادی با ضریب بازیافت نفت در ایران دارد، چنان‌كه به نمونه‌ای از آن درمورد هفتكل اشاره شد. بنابراین ضریب بازیافت نفت در ایران را نباید با هیچ جای دیگر جهان كه دارای خصوصیات مخزنی متفاوت و دارای طبیعت تولیدی خاص خود است و یا از ویژگی‌های دیگری برخوردارند مقایسه كرد.
با وجود این، در مطالعه تطبیقی ضرایب بازیافت نفت از مخازن شكاف‌دار ایران با مخازن مشابه در سایر نقاط جهان باید به موارد زیر توجه كرد.
الف) كشورهایی كه دارای مخازن شكاف‌دار از جنس سنگ آهك هستند (مشابه آن‌چه در ایران وجود دارد) غالباً در تملك شركت‌های دولتی است، مانند كشورهای مكزیك، عراق، عمان، لیبی و سوریه. این كشورها اطلاعات كافی درمورد ذخایر نفتی خود منتشر نمی‌كنند، به‌ویژه درمورد ضریب بازیافت نفت از آن‌ها.
ب) مخازن نفت كشورهای فوق عموماً شكاف‌دار است، اما برای مثال مخازن نفتی كشور مكزیك غالباً دارای فشار بسیار بالاتری از «فشار نقطه اشباع»[۱۱] است و بخش عمده‌ای از بازیافت نفت ناشی از جریان انبساط سیال در سنگ مخزن است، درصورتی كه بیشتر میدان‌های نفتی ایران از ابتدا درحدود فشار نقطه اشباه هستند و از انبساط سیالِ بسیار كمی برخوردارند.
بنابراین برای مقایسه ضرایب بازیافت نفت از مخازن مكزیك با مخازن ایران در شرایط تقریباً یكسان، باید میزان بازیافت نفت را از فشار نقطه اشباع تا پایان طول عمر مخزن محاسبه و مقایسه كرد.
ج) بعضی از مخازن كشورهای فوق الذكر، حاوی غارهای بزرگ است مانند میدان نفتی كركوك در عراق و یا قوار در عربستان و بعضی دیگر حاوی «حفره‌های كوچك»[۱۲] مانند بسیاری از ذخایر نفتی مكزیك. ضریب بازیافت نفت از این مخازن به‌دلیل وجود غارهای بزرگ نفتی یا حوزه‌ها به مراتب بیش از ذخایر مشابه آن در ایران است.
د) حدود ۱۵ مخزن شكاف‌دار در قسمت شمال شرقی سوریه وجود دارد كه دارای نفت تقریباً سنگین و فشار كم است. این مخازن به‌وسیله متخصصین شوروی سابق و بدون تجربه كافی مورد بهره‌برداری قرار گرفته بود. میزان بازدهی این مخازن كمتر از ۱۶ درصد گزارش شده است كه نسبت به موارد مشاقه آن در ایران پایین‌تر است.
ه) در بسیاری از نشریات نفتی به میزان «تولید – فشار» مخازن مختلف اشاره می‌شود، ولی هیچ‌گاه از بازیافت‌ نهایی در این مخازن ذكری به‌میان نمی‌آید. این‌گونه نشریات معمولا به میزان نفتی که در مدت زمانی معین استخراج می‌شود تكیه می‌كند، بنابراین مرجع مستند و كافی در زمینه مقایسه مخازن وجود ندارد.
از توضیحات بالا پیچیدگی مسئله تا حدودی روشن می‌شود. به‌هرحال براساس اطلاعات منتشر شده موجود درمورد مخازنی كه تا حدودی مشابه مخازن ایران هستند می‌توانیم از روش‌های درجه‌بندی استفاده كنیم تا تخمین بهتری از ضریب بازیافت به‌دست آورد.

 

[javadaria61]

تحریک لرزه ای مخازن (Seismic Wave Stimulation)

تحریک لرزه ای مخازن (Seismic Wave Stimulation)

اولین بار در دهه ۱۹۵۰ میلادی در فلوریدا رابطه بین امواج لرزه ای و افزایش بردداشت مشاهده شد. برای مثال با احداث ریل راه آهن در نزدیکی چاهها مشاهده شد که با عبور قطار چاه آب با افزایش سرعت بردداشت همراه است.

در زلزله ۲۱ ژانویه ۱۹۵۲ کالیفرنیا دو چاه از دو مخزن مجاور، یکی به اندازه ۱۴ بشکه افزایش برداشت و دیگری اندازه ۴۸ بشکه کاهش برداشت را نشان می داد که این نشان از پیچیده بودن عملکرد این امواج بر مخزن دارد.
در زلزله دیگری که در تاریخ ۱۴ می ۱۹۷۰ در تاجیکستان رخ داد، تغییر مثبتی در چاههای نفتی مشاهده شد که تا مدت ها ادامه داشت. ناگفته نماند که بهره برداری از این چاهها سالها متوقف شده بود.
کار و تحقییق روی امواج در اواخر قرن ۱۸ و اوایل قرن ۱۹ انجام شد و مشخص شد که زمین لرزه ها قادرند امواج الاستیک را درون زمین منتشر کنند.
بطور کلی دو نوع موج بوسیله زمین لرزه تولید می شود:
۱- امواج P که به امواج فشاری یا Compressional معروفند.
۲- امواج S که به امواج ثانویه یا Shear معروفند.
با توجه به دانسته های ما از مکانیک سیالات، امواج P قادرند در سیالات (مانند نفت، گاز و آب) و جامدات منتشر شوند در حالی که امواج S فقط در جامدات منتشر می شوند.
استفاده از دو نوع موج لرزه ای برای تحریک چاه متداول می باشد:
۱- موج پر قدرت فرا صوتی (High Power Ultra Sonic Wave)
۲- موج صوتی با فرکانس پایین (Low Frequency Sonic Wave)
امواج فراصوتی بوسیله ابزاری که دارای نوسان گرهای هیدرو دینامیکی می باشد، بدرون چاه فرستاده می شود و مورد استفاده آن برای تمیز کردن کف چاه از scale ها، کاهش دادن اثر پوسته و Mud Penetration می باشد. در پروژه های نمونه موفقیت این روش در ازدیاد بردداشت ۴۰ تا ۵۰ درصد می باشد. تاثیر این اموج می تواند تا سالها و ماهها وجود داشته باشد. اما مشکل این روش محلی بودن آن می باشد.
استفاده از امواج صوتی با بسامد پایین برای تحریک تمام مخزن می باشد که توسط یک ویبراتور در سطح زمین قرار می گیرد و مانند یک عملیات ساده ۳D طراحی و مدیریت می شود. عملیات با توجه به نوع مخزن، سیال و زمین شناسی زیر زمینی منطقه از چند هفته تا ۲ الی سه ماه انجام می شود و نتیجه آن می تواند تا یک سال ادامه داشته باشد.
تاثیر امواج لرزه ای بر مخازن
۱- تغییر تراوایی که به دلیل تغییر تخلخل، گسترش شکاف و درز و تغییر حجم سنگ مخزن می باشد.
۲- تغییر فشار سیالات مخزن
۳- جابجایی محل سنگ های مخزن و گرادیان گرمایی در سنگ مخزن
الف) می دانیم که در مخازن سیالات مانند آب و نفت با هم ترکیب می باشند. به عنوان مثال اگر یک فضای خالی را در نظر بگیریم، ملکول های آب و نفت کنار هم قرار گرفته اند و معمولا در مخازن ماسه سنگی معمولا فیلم آب قادر است به دیواره سنگ بچسبد و قطر مخزن را کم می کند و خروج ملکول نفت را مشکل می سازد. اموج لرزه ای باعث کاهش نیرو های کشش سطحی (Interfacial Tension) شده و فیلم آب را ویران می کند و باعث افزایش قطر منفذ شده و حرکت ملکول نفت را آسان می کند.
ب) علاوه بر ویران کردن فیلم آب، امواج فرا صوتی قادرند یک نوع آشفتگی و خلازایی (Turbulancy and Cavitation) در داخل فضای خالی ایجاد کند که باعث افزایش تحرک (Mobility) نفت در مخزن می شود.
ج) امواج لرزه ای فراصوتی هنگام انتشار انرژی خود را از دست داده و باعث افزایش دمای مخزن می شود و گرانروی سیال مخزن به خصوص پارافین و آسفالتین شده و حرکت آنرا آسانتر می کند و در واقع باعث افزایش فشار سیال مخزن می شود.
د) یکی دیگر از کارکردهای اموج لرزه ای بدین گونه است که باعث ایجاد نیرو های جاذبه میان ملکول های فاز سیالی در مخزن که از نظر اندازه حداقل می باشد شده (مثلا در مخازن نفتی با آب همراه بالای ۹۰ درصد مورد ذکر شده برای نفت مطرح می شود) و باعث چسیبده شدن (Coalescence) ملکول های بهم شده و ایجاد یک فاز پیوسته می کند.
ر) حرکت اموج لرزه ای در مخازن ماسه ای باعث حرکت ذرات سازنده سنگ شده که این حرکات باعث تبدیل شدن دانه های درشت تر به دانه های ریز تر می شوند و با توجه به اینکه تخلخل و تراوایی دانه های ریز تر در طبیعت کمتر می باشد این مورد می تواند یک تاثیر منفی به شمار آید.
شرایط مخزنی برای استفاده از اموج فرا صوتی
۱- چاه با کاهش تولید همراه باشد و Scale باید علت آن باشد و فقط ناحیه کمی باید تحت تاثیر این امواج قرار گیرد زیرا بسامد بالاست و عمق نفوذ کم می باشد.
۲- مخزن نباید افت فشار شدیدی را نشان دهد.
۳- تخلخل باید بالای ۵ درصد باشد.
۴- گرانروی کمتر از ۲-۱۰ پاسکال باشد.
۵- عملیات باید در چاههای با لوله های جداری شکافدار انجام شود.
۶- بهترین دما برای تحریک چاه توسط این اموج ۱۰۰ تا ۱۱۰ درجه سلسیوس می باشد.
شرایط مخزنی برای استفاده از موج صوتی با فرکانس پایین
۱- عمق چاه بین ۱۵۰۰ تا ۱۷۰۰ متر
۲- درصد آب نباید کمتر از ۹۰ درصد باشد. چون این روش برای Coalescencing و چسباندن ذرات نفت مناسب می باشد.
۳- گرانروی باید کم باشد.‏‏‏
در واقع استفاده از امواج الاستیک یک روش جدید، ارزان، بدون آلودگی محیط زیست و با کارایی بالا می باشد. دانشمندان پیشنهاد می کنند که از Wave Seismic Excitation و Gas Drive بعنوان روشی در EOR استفاده شود.
چون مطالعات جدی در این زمینه از ۱۵ سال قبل شروع شده هنوز نتایج مدون و دسته بندی شدهبدست نیامده است و ذکر جزئیات و محاسبات کمی (Quantity) وجود ندارد.

 

[javadaria61]

عملیات لرزه نگاری ۴D در مدیریت مخازن

عملیات لرزه نگاری ۴D در مدیریت مخازن

لرزه نگاری چهار بعدی (۴D) همان لرزه نگاری سه بعدی است ولی در تعدادی معین و از یک منطقه که بعد از قرار دادن آنها پشت سر هم بر روی نمودار زمان، یک تاریخچه اطلاعاتی را در رابطه با منطقه به ما می دهد.
بلوغ:
طی ۱۰ سال گذشته، تحولی چشمگیر در علم عملیات لرزه نگاری ۴ بعدی صورت گرفت که هم اکنون تعداد زیادی کتاب و مقاله در رابطه با آن نوشته شده و در مناطقی نیز اجرا و یا در حال اجراست.

نکات:
 از آخرین تکنولوژی های معقول در این زمینه استفاده شود. که این خود باعث بالا رفتن کیفیت کار خواهد شد.
 اطلاعاتی که در مدیریت مخازن مورد استفاده قرار می گیرند شامل فشار و اشباع سیالات مخزن (So، Sw و Sg) می باشند. اما مواردی که بر روی داده های لرزه نگاری تاثیر گذارند شامل نوع سنگ مخزن، استرس، تخلخل و در بعضی موارد کانی های موجود در سنگ مخزن می باشند. بنابراین نیاز به تفسیر دقیق برای محاسبه موارد مورد توجه مشاهده می شود.
 برداشت ها در کوتاه ترین زمان ممکن و یا به عبارتی Real-time در اختیار گروه تفسیر قرار داده شود. هر چه این زمان کوتاهتر باشد، تصمیمات متعاقب نیز صحیح تر خواهد بود.
 قدرت تفکیک عمودی داده های لرزه نگاری در مقایسه با داده های نمودار گیری ضعیف تر می باشد. ولی قدرت تفکیک فضایی آن (که در حدود ۲۵ متر می باشد) از دیگر مدل ساز های مخزن، موثر تر شناخته شده است.
 هزینه عملیات لرزه نگاری بالاست اما در مخازن با نفت زیاد، می توان از دستگاه های لرزه نگاری در جا استفاده نمود. که در این صورت هزینه پهن کردن دستگاه ها حذف شده و فقط هزینه تفسیر داده ها باقی می ماند. البته قابل ذکر است که قبل از هزینه، باید اقتصادی بودن کار بررسی شود.
 هدف اصلی مدیریت مخازن رسیدن با حداکثر تولید و در کنار آن افزایش عمر مفید چاه و حداکثر نفت قابل استحصال می باشد. پس هدف تعیین حد اپتیمم (Optimum) ایندوست. این حد اپتیمم با توجه به نمودار زیر دریافت است.

​

Observation: به تمامی اطلاعات برداشتی از چاه که شامل استفاده و عدم استفاده از اطلاعات عملیات لرزه نگاری است، گفته می شود.
Orientation: به آنالیز داده های برداشتی گفته می شود.
Decision: به تصمیمی که بر اساس آنالیز ها صورت گرفته گفته می شود.
Action: عملیاتی کردن تصمیمات
عملیات مختلف در طی دوران عمر چاه:
۱- قبل از تولید
با توجه به تعریف ۴D در صورتیکه مبنای اولین اطلاعات زمان قبل از تولید باشد، اطلاعاتی دقیقتر از مخزن در حالت اولیه آن به ما خواهد داد.

۲- مدت زمان خیلی کم بعد از تولید
در این زمان در نواحی چاه کم کم از فشار اولیه فشار ته چاه نزدیک خواهند شد. در صورت برداشت دقیق این کاهش فشار، تخمین مناسبی از تراوایی موثر محلی خواهد داد.
دوره توصیه شده برای اجرا عملیات لرزه نگاری در این مرحله هر ۳ ماه یکبار می باشد.
۳- مدت زمان کمی بعد از تولید
در این زمان تاثیر فشار آب و ناحیه آبی و گازی در مخزن بیشتر نمایان شده و بررسی قدرت ناحیه آبی و طرز گسترش کلاهک گازی از نیاز های اساسی مطالعه مخزن می باشد.
دوره توصیه شده این فاز هر سه ماه یکبار برای مطالعه کلاهک گازی در موارد بحرانی و هر ۶ �” ۱۲ ماه یکبار در موارد عادی است.
۴- زمان به ثبات رسیدن تولید
در این زمان مدیریت مخازن نقش اصلی خود را نشان می دهد. مواردی همچون اشباع فاز های مختلف سیال و زمان ترک بعضی از چاه ها را با استفاده از لرزه نگاری تعیین کرد. همچنین بعضی از تصمیمات استراتژیک نیز در این میان قابل بررسی است که از آن جمله می توان به تعیین زمان شروع تزریق آب و گاز را نام برد که تعیین این زمان ها از کار نقش اساسی را در عمر مخزن بازی می کنند.
بهترین دوره زمان توصیه شده برای اجرای تصمیمات استراتژیک هر ۲ �” ۳ سال یکبار و برای موارد دیگر مدیریت مخازن هر ۶ �” ۱۲ ماه یکبار می باشد.
۵- زمان بعد از کم شدن نرخ تولید
در این زمان چاه های تزریقی برای حفظ چاه حرف اول را می زنند که با استفاده از داده های لرزه نگاری بهترین زمان، مکان و نرخ تزریق آنها قابل بررسی است.
بهترین دوره توصیه شده برای اجرای این عملیات هر ۶ �” ۱۲ ماه یکبار می باشد.
۶- اواخر زمان عمر چاه
در این زمان نیز با استفاده از چاه های تزریقی، تولید در حد معقولی نگهداری خواهد شد.
دوره توصیه شده برای اجرای عملیات لرزه نگاری هر ۲ �” ۳ سال یکبار می باشد ولی عملیات در صورت توجیه اقتصادی آن اجرا می شود.
در پایان سوالاتی در رابطه با کشور ایران بیان می شود:
الف) آیا مدیریت مخازن به عنوان یک اصل در راه حفاظت از مخازن توجیه شده است؟
ب) آیا در ایران عملیات لرزه نگاری غیر از مورد ۱ که قسمت اکتشاف مخزن است، برای موارد دیگر برنامه ریزی منظمی صورت گرفته است؟
ج) آیا راهی برای نجات مخازنی که موارد ذکر شده در رابطه با آنها اعمال نشده ، وجود دارد؟
د) آیا توجیهی اقتصادی برای این نوع مدیریت ارائه داد که این عملیات جز موارد ضرورت برای شرکت نفت ایران تعریف شود؟

 

[javadaria61]

ارزیابی عملیات تزریق آب با استفاده از داده های لرزه ای چهار بعدی

ارزیابی عملیات تزریق آب با استفاده از داده های لرزه ای چهار بعدی

بررسی لرزه ای را می توان در ارزیابی عملیات تزریق آب استفاده نمود. نقشه های تغییرات لرزه ای، نقاطی را نشان می دهد که نفت موجود در آن توسط تغییرات آب رانده شده است. سرعت امواج لرزه ای تابعی از ۱۲ پارامتر متفاوت مخزن می باشد. با استفاده از سرعت امواج لرزه ای، می توان میزان اشباع آب را در یک عملیات تزریق آب تخمین زد. یک روش جدید ریاضی در این مقاله معرفی شده است و این روش بر روی یک مدل از مخزن اعمال شده است.
مقدمه :
اکثر منابع هیدرو کربن در کره زمین شناسایی شده و در حال بهره برداری می باشند و متأسفانه به سرعت در حال تخلیه شدن می باشند. از سویی دیگر، تقاضای جهانی برای نفت در حال افزایش می باشد. برای فائق آمدن بر این مشکل باید با استفاده از روش های مدیریت مخزن، میزان بهره برداری از این منابع را افزایش داد. ضریب بهره برداری از اکثر مخازن در دنیا در حال حاضر کمتر از ۴۰% می باشد و در ایران، این ضریب از این میزان نیز کمتر می باشد. بنابراین بهبود استراتژی های مدیریت مخزن برای ما بسیار حیاتی می باشد.
تکرار یک مطالعه (برداشت) لرزه ای در یک موقعیت مشخص و در زمان های مختلف در مشاهده روند حرکت سیالات درون مخزن بسیار مفید خواهد بود. لایه های اطراف مخزن معمولاً دچار تغییر چندانی نمی شوند ولی خصوصیات مخزن در خلال تولید تغییر می کند. ۲ پارامتر مهم متغیر در مخزن فشار منفذی و درجه اشباع سیالات می باشد.
محاسبه اختلاف بین دو برداشت لرزه ای سه بعدی که در زمان های مختلف و از یک موقعیت برداشت شده باشند منجر به ایجاد نقشه های تغییرات لرزه ای می شود. این تصاویر تغییرات لرزه ای نشانگر تاثیر تغییرات خواص مخزن بر روی داده های لرزه ای می باشند. اینگونه آنالیز چهار بعدی لرزه ای می تواند در جهت درک روند حرکت سیالات درون مخزن و نیز تصمیم گیری در مورد روش های ازدیاد برداشت بکار برده شود.
هدف اصلی لرزه نگاری چهار بعدی، تشخیص و مطالعه حرکت سیال در داخل مخزن می باشد. با این وجود، در عمل، مشکلات زیادی در جهت رسیدن به این هدف وجود دارد. برای مطالعه چهار بعدی قابل قبول، باید روش های مناسب و یكسان برای برداشت لرزه ای و پردازش داده ها بکار برده شود. تنها در چنین حالتی است که نقشه های تغییرات لرزه ای بیانگر تغییرات مخزن هستند.
تغییرات خصوصیات مخزن در طول تولید شامل تغییرات فشار منفذی و میزان سیالات موجود می باشد. دمای مخزن در طول تولید ثابت است ولی در بعضی از فرآیند های ازدیاد برداشت نظیر روشهای برداشت حرارتی، این پارامتر نیز تغییر می کند. خواص لرزه ای سیالات مخزن نه تنها به خواص فیزیکی سیال بستگی دارد بلکه به فشار و دمای مخزن نیز بستگی دارد. فشار منفذی در نزدیکی چاه های تولیدی به جهت تولید سیالات کاهش می یابد و در اطراف چاه های تزریقی به خاطر تزریق سیالات زیاد می شود که این تغییرات فشار منجر به تغییر سرعت امواج لرزه ای می شود.
در این مقاله تئوری های مربوط به مطالعات چهار بعدی ژئوفیزیکی به بحث گذاشته شده اند و یک روش جدید ریاضی برای محاسبه میزان اشباع آب با استفاده از داده های لرزه ای ارائه شده است. در این مقاله یک عملیات تزریق آب به داخل یک مدل مخزنی شبیه سازی شده است. مدل مذکور بر اساس داده های واقعی شرکت ملی نفت ایران طراحی شده است و پس از آن روش ابداعی بر روی آن اعمال شده است.
تئوری :
در یک برداشت لرزه ای، امواج لرزه ای توسط یک منبع در یک نقطه مشخص تولید می شود و این امواج در داخل زمین منتشر می شود. بعضی از این امواج پس از بازتاب ها، شکست ها، پراش ها و یا ترکیبی از این پدیده ها به سطح زمین و به سمت گیرنده ها باز می گردند.
انواع متفاوتی از امواج توسط منبع تولید می شود. امواج اولیه (طولی) بوسیله کرنش های طولی ماده در جهت انتشار موج منتشر می شوند و امواج ثانویه (برشی) توسط کرنش های برشی خالص و در جهت عمود بر امواج منتشر می شوند. سرعت امواج طولی و برشی در محیط متخلخل به خواص الاستیک محیط بستگی دارد. تئوری Gassmann جهت تخمین سرعت این امواج استفاده می شود. در این تئوری، سرعت امواج طولی و برشی در فرکانس های پایین از فرمول های زیر محاسبه می شوند.

(۱)

(۲)
که در این روابط ksat ، satµ و ρsat به ترتیب عبارتند از ضریب جمعی ، ضریب برشی و چگالی کلی محیط اشباع شده. برای اثبات روابط Gassmann باید موارد زیر را فرض نمود :

• فرکانس های پایین بطوریکه فشار منفذی القاء شده بطور یکسان در فضای منفذی محیط متخلخل توزیع شود.
• هیچگونه سیالی وارد و یا خارج مدل نمی شود. این بدان معناست که تغییرات حجم منافذ و تغییرات حجم سیالات داخل منافذ با هم برابر است.
• منافذ به هم متصل هستند و ارتباط فشاری بین منافذ برقرار است.
• در این تئوری، ضریب برشی محیط اشباع و محیط عاری از سیال برابر فرض می شود.
​

چگالی کلی محیط اشباع شده بوسیله میانگین گیری از چگالی سیالات و ماتریس بدست می آید:

(۳)
که در این رابطه j بیانگر تخلخل، fρ چگالی سیالات داخل مخزن و mρ چگالی ماتریس تشکیل دهنده مخزن می باشد.
مقادیر ضریب حجمی و برشی کلی محیط اشباع توسط روابط زیر در سال ۱۹۷۶ توسط Toksöz و همکارانش ارائه شد.

(۴)

(۵)
که در این روابط µm ضریب برشی ماتریس، km ضریب حجمی ماتریس و kf ضریب حجمی میانگین سیالات مخزن می باشد.
یکی از مهمترین نتایج این روابط این است که ضریب برشی کلی محیط اشباع شده مستقل از خواص سیالات می باشد. خواص الاستیکی ماتریس توسط خواص اجزای شیمیایی آن، پیوند اجزا و شاختمان کانی های آن کنترل می شود. همچنین خواص مذکور وابسته به فشار و دمای محیط می باشند. با این وجود، میزان تراکم پذیری کانی های تشکیل دهنده ماتریس بسیار ناچیز می باشد و در فشار های مورد بحث در مهندسی مخازن، قابل اغماض می باشد. این مسئله توسط آزمایش های انجام شده بر روی مواد معدنی تأئید شده است (Birch, ۱۹۶۶ ). تأثیرات دما نیز در محدوده مورد بحث در مهندسی نفت قابل چشم پوشی می باشد. وابستگی سرعت امواج لرزه ای به دما در محیط متخلخل بیشتر متاثر از حضور سیال در منافذ مخزن است (Wang and Nur, ۱۹۸۸ ). مهمترین دلایل تغییرات سرعت با دما عبارتند از :

• وابستگی خواص الاستیک کانی های تشکیل دهنده سنگ به دما
• وابستگی خواص الاستیک محتویات منافذ به دما و نیز تغییرات فاز این محتویات
​

برای دماهایی تا حداکثر ۱۵۰ درجه سانتیگراد، تغییرات در خواص سیالات بیشترین تأثیر را دارد (Schön, ۱۹۹۶ ). بنابراین می توان از تغییرات خواص ماتریس صرف نظر نمود و مقدار متوسط را برای ضرایب حجمی و برشی و نیز چگالی ماتریس در نظر گرفت (Toksöz et al., ۱۹۷۶ ). مقادیر ضریب حجمی سیال و چگالی سیال نیز توسط میانگین گیری از خواص یکایک سیالات بدست می آید. چگالی مخلوط از طریق میانگین گیری زیر بدست می آید :

(۶)
که در این رابطه Sbr ، So و Sg به ترتیب عبارتند از درجه اشباع آب شور، نفت و گاز. این رابطه تحت شرایط مرزی زیر قرار دارد :

(۷)
بر اساس نوع توزیع سیالات مختلف در مخلوط سیال، مقدار میانگین ضریب حجمی سیال از یکی از روابط زیر محاسبه می شود. البته باید فرض کنیم که هیچگونه تبادل جرم بین فاز های مختلف سیال وجود ندارد زیرا باعث پیچیدگی زیاد آنالیز خواهد شد (Batzle and Wang, ۱۹۹۲) . در حالتی که سیالات به صورت مجزا و جداگانه توزیع شده باشند از روش زیر برای میانگین گیری استفاده می شود:

(۸)
و در صورتی که سیالات به صورت یکپارچه توزیع شده باشند و حباب های گاز داخل نفت و آب پراکنده باشند از روش زیر استفاده خواهد شد :

(۹)
که در هر دوی این روابط، kbr ، ko و kg به ترتیب بیانگر ضریب حجمی آب شور، نفت و گاز می باشد. ضرایب حجمی و چگالی هر سیال تابعی از فشار، دما و نیز یک پارامتر مشخصه می باشد. این پارامتر مشخصه برای آب شور، نفت و گاز به ترتیب عبارت است از میزان درجه شوری آب، درجه API نفت و وزن مخصوص گاز. این روابط توسط فرمول های بسیار پیچیده ارائه شده است (Batzle and Wang, ۱۹۹۲ ).
ترکیب کردن روابطی که تا کنون در مورد آنها بحث شد، منجر به تشکیل یک رابطه بسیار پیچیده برای محاسبه سرعت امواج طولی و برشی خواهد شد. این سرعت ها تابعی از ضرایب حجمی و برشی ماتریس، چگالی ماتریس متخلخل، درجه اشباع آب شور، نفت وگاز، فشار، دما، درجه شوری آب، درجه API نفت و وزن مخصوص گاز می باشد.
مطالعه چهاربعدی لرزه ای عبارت از تکرار یک برداشت لرزه ای پس از گذشت زمان مشخص جهت تخمین تغییرات خواص مخزن است. ایجاد یک نقشه تغییرات لرزه ای نشان دهنده بخش هایی از مخزن است که تغییراتی در آن صورت گرفته است. در بررسی چهاربعدی یک عملیات تزریق آب، با در نظر گرفتن بعضی از فرض ها، فقط با تغییرات فشار منفذی و اشباع آب و نفت سر و کار داریم که البته می توان اشباع آب و نفت را به یکدیگر مرتبط نمود. فرض های مورد نظر عبارتند از :

• برابر بودن دمای آب تزریق شده با دمای مخزن
• برابر بودن شوری آب تزریق شده با درجه شوری آب درون مخزن
• عدم وجود گاز در ستون نفت، جایی که آب شور تزریق می شود.
​

بنابراین تحت شرایط فوق با دو متغییر روبرو هستیم : فشار منفذی و اشباع آب. با توجه به این نکته، بدیهی است که می توان از نقشه اختلاف لرزه ای جهت مطالعه ماکروسکوپی تزریق آب استفاده نمود و میزان کارامدی ماکروسکوپی عملیات محاسبه نمود زیرا این گونه نقشه ها منعکس کننده نواحی است که در آن با تغییرت فشار و درجه اشباع آب مواجه هستیم. از این نقشه ها می توان جهت تصحیح و یا تغییر نوع عملیات افزایش برداشت استفاده نمود.
همچنین با در نظر گرفتن دو معادله سرعت امواج لرزه ای و نیز دو متغییر عنوان شده (فشار و درجه اشباع)، با یک مسئله از نوع دو معادله و دو مجهول روبرو هستیم که حل کردن این دستگاه دو معادله و دو مجهول مقادیر متغییر ها را بدست می دهد. به بیان دیگر با حل کردن این دستگاه می توان مقدار اشباع آب در مخزن را محاسبه کرد.

 

[javadaria61]

مدلسازی :
جهت مطالعه دقیق تر این تئوری، از داده های بدست آمده از یک مدل استفاده کردیم. در این قسمت یک عملیات تزریق آب به درون مخزن شبیه سازی شده است. سپس داده های لرزه ای مصنوعی قبل و بعد از انجام تزریق مقایسه و مطالعه شده اند.
مدل مخزن : مخزن مورد نظر توسط یک لایه افقی تعریف می شود که دارای ابعاد ۲۵ ´ ۶۲۵ ´ ۱۲۵۰ متر می باشد و به تعداد ۱ ´ ۲۵ ´ ۵۰ شبکه تقسیم بندی شده است. به عبارت دیگر ابعاد هر بلوک از شبکه ۲۵ ´ ۲۵ ´ ۲۵ متر می باشد. نقشه تخلخل این مخزن در شکل ۱ نشان داده شده است. مقادیر تراوایی مخزن در جهت X توسط رابطه زیر محاسبه گردیده است :

(۱۰) و مقادیر تراوایی در جهات Y و Z ، با ضرب نمودن مقادیر تراوایی در جهت X به ترتیب در ضرایب ۴/۰ و ۱/۰ محاسبه شده است. عمق مخزن ۸۰۰ متر می باشد و لایه های اطراف مخزن دارای خواص ثابت و مشخص می باشند. مخزن مورد نظر در بین لایه هایی با سرعت های ثابت m/s ۴۶۰۰ Vp = وm/s ۲۴۰۰Vs = و نیز چگالیg/cc ۳/۲ قرار دارد. مخزن مورد نظر از نوع آهکی بوده و خواص الاستیک ماتریس آن در جدول ۱ نشان داده شده است. دمای اولیه مخزن ۵۰ درجه سانتیگراد و نیز فشار اولیه آنMPa ۸۵/۲۵ می باشد.

شکل ۱: نقشه تخلخل مدل مورد نظر. مقادیر واقعی یکی از مخازن ایران در مدل استفاده شده است.

جدول ۱: خواص الاستیک ماتریس ​

جدول شماره ۲، خواص PVT سیال داخل مخزن را خلاصه نموده است. درجه شوری آب تزریق شده نیز مشابه آب درون مخزن و برابر با ۰۰۵/۰ بخش در میلیون می باشد. این فرض باعث ساده تر شدن مدل می شود و نیاز به معرفی روابط پیچیده جدید را مرتفع می نماید.

جدول ۲: خواص اولیه سیالات مخزن ​

شبیه سازی جریان : عملیات تزریق آب به درون مخزن با استفاده از نرم افزار ECLIPSE شبیه سازی گردیده است. در این شبیه سازی از واکنش های شیمیایی داخل مخزن صرف نظر شده است. در طول عملیات تزریق، دمای مخزن ثابت فرض شده است. همانگونه كه قبلا ذكر گردید، تزریق آب باعث تغییر درجه اشباع آب و نفت و نیز تغییر فشار درون مخزن می گردد. شکل ۲ میزان اشباع آب در مخزن پس از تزریق را نشان می دهد.

شکل ۲: نقشه درجه اشباع آب در مخزن پس از تزریق آب. تهیه شده توسط نرم افزار ECLIPSE .

مدل لرزه ای : جهت انجام مطالعه چهار بعدی، نقشه های لرزه ای قبل و بعد از عملیات تزریق باید مقایسه شوند. بنابراین نقشه های مربوطه با استفاده از روش های مصنوعی لرزه ای تهیه گردیدند. این نقشه ها با استفاده از روش ray-Born تولید شده اند. روش ray-Born در واقع ترکیب تئوری اشعه تابشی (ray) و روش تخمین Born می باشد. تئوری اشعه های تابشی جهت بدست آوردن حل معادله موج در محیط پس زمینه می باشد و روش تخمین Born جهت بدست آوردن پاسخ امواج به آشفتگی های موضعی داخل محیط می باشد (Beydoun and Mendes, ۱۹۸۹) .
نقشه های تغییرات لرزه ای برای امواج طولی و برشی توسط روش ray-Born تهیه شده اند. البته تغییرات موجود شامل تغییر در دامنه امواج و نیز سرعت امواج می باشد که در این مطالعه، فقط تغییرات سرعت مورد بررسی قرار خواهند گرفت.
سرعت بازه ای امواج لرزه ای برای ناحیه مخزن بوسیله اندازه گیری زمان عبور امواج از درون لایه های مخزن محاسبه می شود. ذکر این نکته ضروری است که ضخامت مخزن مشخص و برابر ۲۵ متر می باشد و با داشتن زمان، می توان سرعت را محاسبه نمود.
شکل های ۳ و ۴، نقشه این سرعت ها قبل و بعد از تزریق آب را برای امواج طولی و برشی نشان می دهد. این تصاویر وابستگی سرعت امواج به تخلخل را به خوبی نشان می دهد.

شکل ۳: نقشه سرعت امواج طولی قبل و بعد از عملیات تزریق آب در مخزن.

شکل ۴: نقشه سرعت امواج برشی قبل و بعد از عملیات تزریق آب در مخزن.

این نقشه ها به تنهایی، نشاندهنده حركت سیال درون مخزن نمی باشد. برای درک بهتر حرکت سیال درون مخزن، تصاویر تغییرات لرزه ای بسیار مفید می باشند. شکل های ۵ و ۶ نیز این نقشه ها را نشان می دهند. همان طور که قبلاً بحث شد، این نقشه ها نواحی که فشار منفذی و اشباع آب تغییر کرده را نشان می دهد. مقایسه این شکل ها با نقشه اشباع آب حاصل از شبیه سازی مخزن، نشان می دهد که نقشه های تغییرات لرزه ای قابلیت نشان دادن مناطق اشباع شده با آب را دارد. این نقشه ها، آثاری از تخلخل مدل را نیز شامل می شود. این آثار بدان علت بوجود می آید که تغییرات فشار در تمام مخزن صورت می گیرد و نقاطی که دارای تخلخل بیشتری هستند تغییرات لرزه ای بیشتری از خود نشان می دهند. با استفاده از تئوری ارائه شده در این مقاله می توان مقدار اشباع آب در هر نقطه از مخزن را با استفاده از حل دستگاه دو معادله لرزه ای و دو مجهول مخزن بدست آورد.

شکل ۵: نقشه اختلاف سرعت امواج طولی قبل و بعد از عملیات تزریق آب در مخزن.

شکل ۶: نقشه اختلاف سرعت امواج برشی قبل و بعد از عملیات تزریق آب در مخزن.

شکل ۷، نقشه مقادیر حساب شده اشباع آب را نشان می دهد. این نقشه بسیار شبیه به نقشه ارائه شده در شکل ۲ می باشد. این بدان معنی است که محاسبه اشباع آب از طریق داده های لرزه ای می تواند قابل قبول باشد و تطابق مناسبی با داده های واقعی دارد.
برای نشان دادن میزان شباهت این دو نقشه، از مفهوم R۲ استفاده شده است. این پارامتر که به ضریب تخمین معروف است، مقداری بین صفر و یک را دارا می باشد و هرچه به واحد نزدیک تر باشد میزان شباهت دو نقشه بیشتر است. در این مورد مقدار محاسبه شده برای R۲ برابر ۹۹۸۶/۰ می باشد. این مقدار شباهت بسیار بالای دو نقشه را تائید می کند.

شکل۷ : نقشه درجه اشباع آب در مخزن پس از تزریق آب كه توسط حل دستگاه ۲ معادله سرعت و ۲ پارامتر مجهول در مخزن بدست آمده است.

نتیجه گیری :

• مطالعات چهار بعدی لرزه ای روش مطلوبی جهت مشاهده حرکت سیال در درون مخزن می باشد.
• سرعت امواج لرزه ای تابعی است از ۱۲ پارامتر مخزن که عبارتند از مدول حجمی و برشی ماتریس، چگالی ماتریس، تخلخل، اشباع سیالات داخل مخزن، درجه شوری آب، درجه API نفت، چگالی مخصوص گاز، فشار و حرارت مخزن
• در طول عملیات تزریق آب، فقط دو مورد از پارامتر های فوق متغییر هستند که عبارتند از فشار منفذی و درجه اشباع آب. از آنجائیکه دو معادله برای سرعت امواج طولی و امواج برشی در دست است، با حل این دستگاه دو معادله و دو مجهول می توان مقدار اشباع آب را محاسبه نمود.
• محاسبه اشباع آب بدین روش، تطابق مطلوبی با داده های اولیه اشباع آب نشان می دهد.
​

منابع :
• Gassmann, F., “Elastic waves through a packing of spheres,” Geophysics, Soc. of Expl. Geophys., ۱۶ (۱۹۵۱), ۶۷۳-۶۸۵.
• Toksöz, M. N., Cheng, C. H., and Timur, A., “Velocities of seismic waves in porous rocks,” Geophysics, Soc. of Expl. Geophys., ۴۱ (۱۹۷۶), ۶۲۱-۶۴۵.
• Birch, F., “Compressibility, elastic constants,” in Handbook of Physical Constants, S. P. Clark, ed., GSA Mem, ۹۷ (۱۹۶۶), ۹۷-۱۷۳.
• Wang, Z., and Nur, A., “Effect of temperature on wave velocities in sands and sandstones with heavy hydrocarbons,” SPE Reservoir Engineering, Vol. ۳, ۱ (۱۹۸۸), ۱۵۸-۱۶۴.
• Schön, J. H., Physical Properties of Rocks: Fundamentals and Principles, Elsevier (۱۹۹۶).
• Vasheghani Farahani, F., “Vp/Vs correlation with reservoir properties: applications in cold production,” M.Eng. project progress report, University of Calgary (۲۰۰۴).
• Batzle, M., and Wang, Z., “Seismic properties of pore fluids,” Geophysics, Soc. of Expl. Geophys., ۵۷ (۱۹۹۲), ۱۳۹۶-۱۴۰۸.
• Bentley, L., and Zhang, J., “Four-D seismic monitoring feasibility,” CREWES research report (۱۹۹۹).
• Faires, J. D., and Burden, R.,, Numerical Methods, ۳rd edition, Thomson Learning Inc (۲۰۰۳).
• Beydoun, W. B., and Mendes, M., “Elastic ray-Born l۲-migration/inversion,” Geophys. J., ۹۷ (۱۹۸۹), ۱۵۱-۱۶۰.
تهیه کنندگان:
فریدون واشقانی فراهانی
دانشجوی کارشناسی ارشد مهندسی نفت، دانشگاه صنعت نفت
سید سعید سید علوی
دانشجوی کارشناسی ارشد مهندسی نفت، دانشگاه آزاد واحد علوم و تحقیقات