استخدام الغازات في عملية الاستخلاص المعزز للنفط

مقدمة :

منذ قرن ونيف أصبح عالمنا البشري يعتمد اعتماداً رئيسياً على النفط وفي منتصف القرن الماضي استطاع الأمريكي ادوين ديريك أن يحصل على النفط عن طريق الحفر .

وكانت طرق إنتاج النفط لم تصل إلى المستوى المطلوب في ذلك الوقت ولم تحصل على مردود عالي للطبقة حيث بقيت كميات هائلة من النفط تقبع في مسامات وشقوق المكامن النفطية مما حث العلماء على البحث عن طرق كفيلة باستخراج هذه الكميات حتى توصلوا إلى طرق تعطي الطبقة طاقة فوق طاقتها ورفعت مردود المكمن , وسميت هذه الطرق بالتحسين .

- ومن هذه الطرق نشرح طريقة حقن غاز CO₂ :

حيث قام ستراون عام 1964 بتجربة ناجحة هي الأولى إذ أظهرت النتائج أن حقن دفعة من CO₂ متبوعة بحقن مياه تؤدي إلى مردود أفضل . ثم تم استخدام هذه الطريقة باستعمال خزانات طبيعية لـ CO₂ .

1- تشكيل جبهة الإزاحة :

إن غاز CO₂ المحقون يمتزج أولاً مع النفط وذلك بالانحلال حتى ضغط الإشباع بعد ذلك تظهر منطقة مزيج ( غاز HC + CO₂ ) مع ( نفط في توازن مع الغاز). منطقة المزيج هو فيها مساحة واسعة للتبادل وخلال مسار غاز CO₂ في الوسط المسامي فإنه يحصل تبادل مادي سريع بين غاز CO₂ وأجزاء من النفط .

الجزء الأمامي من جبهة المزيج يصبح أكثر غنى تدريجياً بالأجزاء الخفيفة من المركبات الهيدروكربوناتية حتى يختفي الحد الفاصل بين النفط وغاز CO₂ وهنا يصبح الطوران ممتزجان تماماً . إن نهاية جبهة النفط المتبقي تصبح ثقيلة أكثر فأكثر وتكون مشبعة بغاز CO₂ ولها قابلية تبلل أقل بسبب فقدان كل المركبات الخفيفة والمتوسطة .

2- طرق حقن غاز CO2 :

يتم حقن غاز CO₂ بعدة طرق وتعتمد هذه الطرق على خصائص المكمن المراد كسحه ومنها:

‌أ- الحقن المستمر : يتم حقن غاز CO₂ في الطبقة بشكل مستمر حتى تصبح نسبة الغاز المنتج مع النفط عالية جداً وبحيث تبقى العملية اقتصادية .

‌ب- الحقن المتناوب : يتم حقن غاز CO₂ في هذه الطريقة على دفعات صغيرة وبنسبة معينة من حجم المسامات وذلك بالتناوب مع دفعات مائية حيث تنخفض حركية غاز CO₂ بشكل واسع ويتم حجر كميات كبيرة منه في الماء . وفي النهاية يتم دفع كل السدادات الغازية والمائية بواسطة الماء . يتحكم بهذه الطريقة ما يلي :

1- حجم السدادة الأولية .

2- نسبة غاز CO₂ إلى الماء المحقون .

3- حجم المسامات .

وتعتمد فعالية هذه الطريقة من الحقن على نسبة الغاز إلى الماء , فعندما تقل نسبة غاز CO₂ إلى الماء يتناقص احتمال تغلغله أمام الماء , وهذا يعني التقليل من احتمال عبور الغاز إلى الطبقات عالية النفوذية في آبار الحقن . وعند زيادة نسبة الغاز إلى الماء فإنه يمكن ظهور تأثير قوى الجاذبية نتيجة اختلاف كثافة غاز CO₂ والماء وعندئذ ستدخل المياه القسم السفلي بينما يذهب الغاز إلى القسم العلوي وبالتالي سوف يعبر غاز CO₂ إلى آبار إنتاج من خلال الطبقات عالية النفوذية . إن العامل الأساسي في اختيار نسبة غاز CO₂ إلى نسبة الماء هو عدم السماح للغاز بالتغلغل باتجاه الآبار المنتجة .

‌ج- حقن غاز CO₂ على شكل دفعات : يتم حقن دفعة من غاز CO₂ ويتم دفعه أفقياً بمائع كسح على الأغلب هو الماء بحيث يتم اصطياده في الماء عندما تنخفض حركته . أما عندما يكون الكسح عمودياً فإن موائع الطرد أو الدفع هي غازات أخف من غاز CO₂ المحقون مثل غاز الآزوت .

‌د- الحقن الحلقي : هو تنشيط أو تحريض الضغوط الثقيلة على الحركة حيث تحقن عدة أطنان من غاز CO₂ في البئر ثم نغلقه حتى يتم إذابة قسم كبير من غاز CO₂ في النفط .

3 - تحسين فعالية الكسح بغاز CO2 :

يمكن تحسين فعالية الكسح بغاز CO₂ بوسائل متعددة نذكر منها :

1- تثبيت البواكر وإجراء عملية التنقيب للمواسير في مجالات محددة بدقة

2- إغلاق بعض الآبار الإنتاجية لتجنب انخفاض الضغط .

3- حقن متناوب لغاز CO₂ والماء لتخفيض حركية غاز CO₂ في الطبقة وذلك للحصول على أكبر مساحة تماس ممكنة بين النفط والماء .

4- تنظيم حقن غاز CO₂ مع محاليل رغوية حيث تعمل الرغوة على كبح جماح غاز CO₂ ضمن الطبقة حتى لا ينتقل لمسامات كبيرة لا يمكن السيطرة عليها وخاصة إذا كانت المناطق نفوذة وبالتالي فإن وجود المحاليل الرغوية يعمل على توجيه غاز CO₂ باتجاه المناطق الأقل نفوذية .

5- استخدام البوليميرات : حيث تدخل البوليميرات ضمن الشقوق وتغلقها وتمنع غاز CO₂ من الدخول في الأوساط المسامية الأقل نفوذية , فيما يزيد عامل المردود ويحسن فعالية الكسح بغاز CO₂ .

4 - شروط استخدام طريقة حقن غاز CO2 في الطبقة :

يعتبر مجال استخدام غاز CO₂ كبير بالمقارنة مع استخدام الطرق الأخرى للاستثمار المدعم ولكن يوجد عدة شروط يجب مراعاتها عند استخدام هذه الطريقة:

1- يجب أن يكون عمق الطبقات المراد معالجتها بهذه الطريقة تقع على أعماق كافية أكثر من 600 M بحيث يمكن الوصول إلى ضغط الامتزاج الأصغري لغاز CO₂ مع النفط .

2- عدم وجود القبعة الغازية وبتركيز عال للغاز الحر .

3- وجود مصدر لغاز CO₂ لا يزيد عن 700 كم عن مكان الحقن وذلك لتقليل الكلفة الاقتصادية .

4- تأمين عملية تخزين غاز CO₂ بشكل لا يؤثر على البنية .

5- تجهيز آبار الحقن وآبار الإنتاج بتجهيزات خاصة لهذه العملية ( محطات ذوات استطاعة عالية , شبكة توزيع خاصة لغاز CO₂ حتى آبار الحقن , فواصل ماء ونفط وغاز وضواغط .... الخ ) .

6- أن لا يكون تجهيز وتأمين غاز CO₂ مكلف وغير اقتصادي وذلك عندما نلجأ إلى طريقة الحرق لتأمين غاز CO₂ وخصوصاً عند الحاجة لكميات كبيرة .

5 - مشاكل وسيئات حقن غاز CO2 في الطبقة وطرق معالجتها :

1- ترسب البارافينات والمواد الأخرى (مثل ترسب الأملاح والإسفلتين) السبب الرئيسي لترسب الإسفلتين هو حدوث اضطرابات تركيبية (اختلاف تركيب الأطوار ) التي تسببها عملية الإزاحة بالامتزاج وتزداد الترسبات كلما كان النفط غروياً .

2- تآكل المعدات المعدنية المستخدمة في الحقن وكذلك معدات آبار الإنتاج وذلك بسبب تشكل حمض الكربون ويمكن تلافي التآكل باستخدام موانع التآكل .

3- نقصان إحاطة الطبقة في أثناء الإزاحة بغاز CO₂ بالمقارنة مع الإزاحة بالمياه العادية لكون غاز CO₂ طور غير مبلل .

4- غاز CO₂ يأخذ القطفات الخفيفة من النفط أما القطفات الثقيلة فإنها تبقى في الطبقة ويصبح استخراجها أصعب من ذي قبل وذلك لنقصان قدرتها الحركية .

5- ضياع فعالية المضخات الإنتاجية بسبب تسرب غاز CO₂ بالفراغ الحلقي ولذلك يفضل استخدام الإنتاج بالرفع الغازي .

6- فقدان كمية من غاز CO₂ تبقى محجوزة ضمن الفراغات المسامية الضيقة وضمن المجالات المعزولة وقد تصل هذه النسبة إلى 75 % من الكمية الكلية المحقونة من غاز CO₂ وهذا يزيد من كلفة استخراج الطن الواحد من النفط باستخدام هذه الطريقة.

7- عدم وجود مصدر لغاز CO₂ بالقرب من مكامن الاستثمار المستخدمة لهذه الطريقة ( أبعد من 700 كم ) يزيد من تكاليف العملية .

8- إن نقل غاز CO₂ يتطلب شروطاً خاصة وكذلك أنابيب خاصة مصنوعة من خلائط مقاومة وهذا يرفع كلفة العملية وبالتالي كلفة الطن المستخرج بهذه الطريقة .

ترسب الأملاح في الطبقة ونقصان نفوذيتها بسبب وجود حمض

الكربون.

والبيكربونات المتشكلة تنحل في الماء وتنتقل معه . بالإضافة إلى ما سبق فإن حمض الكربون قد يقوم بحل جزئي لبعض أنواع الصخور غير القابلة للانحلال وتصبح بعض جزيئات الصخر حرة , وتعمل هذه الجزيئات على سد الفراغات المسامية والتقليل من النفوذية مثل ترسب سلفات الكالسيوم , إضافة إلى ماءات الكالسيوم والألمنيوم وغيرها .

ثانياً: غاز الآزوت

1 - تأثيرات حقن الآزوت على النفط :

تم دراسة تأثير الآزوت على النفط الثقيل والنفط الخفيف فوجد :

a- في كلا الحالتين يزداد ضغط الإشعاع بزيادة درجة الحرارة .

b- يزداد ضغط الإشباع بزيادة قيمة عامل الغاز G.O.R للآزوت .

c- في عينة النفط الثقيل يرتفع ضغط الإشباع فوق الضغط الطبقي عند قيمة عامل الغاز عند G.O.R = 10 أما في عينة النفط الخفيف فلم يصل ضغط الإشباع إلى الضغط الطبقي حتى عند G.O.R = 20 وهي أعلى قيمة لـ G.O.R للضغط الطبقي .

d- في عينة النفط الثقيل ظهر تأثير الغاز عند قيمة G.O.R = 5 بينما تأثيره على عينة النفط الخفيف لم يظهر عند نفس قيمة G.O.R .

e- في عينة النفط الثقيل تزداد الفرو قات بين ضغط الإشباع عند درجتي الحرارة 30°C و 110°C في عينة النفط الخفيف والسبب يعود إلى ما يلي : في عينة النفط الثقيل التباعد كبير بين الأوزان الجزيئية للنفط الثقيل والغاز ولذلك فبازدياد كمية الغاز المحقونة تصبح الانحلالية صعبة بينما انفصال الغاز عن النفط أسهل عند ضغط إشباع أعلى ولذلك تزداد الفرو قات . أما عينة النفط الخفيف فإن الأوزان الجزيئية للنفط الخفيف والغاز متقاربة وبالتالي بازدياد كمية الغاز المحقون تصبح الانحلالية أسهل بينما انفصال الغاز أصعب ولذلك تنقص الفرو قات .

2- شروط استخدام غاز الآزوت لغاز حقن :

a- دراسة دقيقة لمواصفات النفط ضمن الحقل بل ضمن المكمن الواحد الذي يحوي على طبيقات مفصولة وتحديد ضغط الإشباع بشكل دقيق ودراسة فيما إذا كانت عملية الحقن تؤدي الغرض المطلوب .

b- قبل إجراء أي عملية حقن لغاز الآزوت يجب دراسة أهمية حقن هذا الغاز وتأثيره على سير عملية الاستثمار فإذا كانت هذه الدراسة إيجابية يحقن غاز الآزوت عند G.O.R = 10 بالنسبة للنفط الثقيل والسبب هو ارتفاع ضغط الإشباع فوق الضغط الطبقي عند G.O.R = 10 . قد يحقن غاز الآزوت عند قيم G.O.R = 10 إذا أثبتت الدراسة أن زيادة كمية غاز الآزوت المحقونة تقوم بتحسين نسب الاستثمار وزيادة كمية النفط المستخرجة أو أنه يمكننا عدم التقيد بقيمة الإشباع فيما إذا كانت أكبر أو أصغر من قيمة الضغط الطبقي بما يخدم رفع نسبة الاستثمار . أما بالنسبة لعينة النفط الخفيف فيمكننا استخدام أي قيمة لعامل الغاز G.O.R لأنه مهما زادت هذه القيمة فإن ضغط الإشباع لم يتجاوز الضغط الطبقي .

c- في عينة النفط الخفيف يجب عدم حقن غاز الآزوت عند قيم G.O.R = 5 وما هو أقل من ذلك لأنه لم يظهر أي أهمية لتأثير هذه الكمية على ضغط الإشباع إلا إذا أظهرت دراسات أخرى أن التأثير ضمن المجال من G.O.R = 0 إلى G.O.R = 5 ذو أهمية بما يخدم سير عملية الاستثمار ورفع نسبتها .

d- قبل البدء بعملية حقن غاز الآزوت يجب إجراء دراسة شاملة لتأثير غاز الآزوت على لزوجة النفط حيث أنه معلوم لدينا أن N₂ يسلك سلوكاً شاذاً بين الغازات المحقونة بالنفط إذ أنه يرفع قيمة اللزوجة وهذا خلاف للمألوف حتى نسبة معينة بعدها تعود لزوجة النفط لتنخفض بزيادة كمية غاز الآزوت لذلك يجب حقن غاز الآزوت بكمية أكبر مباشرة من الكمية التي تبدأ عندها لزوجة النفط .

e- ويقترح إجراء دراسة لتأثير غاز الآزوت على المكامن التي تعمل بنظام دفع الغاز وذلك للاستفادة منه في تشكيل قبعة غازية اصطناعية كبديل عن حقن الهواء لما له من مساوئ .

f- لدى الإقرار بحقن غاز الآزوت يجب دراسة الناحية الاقتصادية لهذه العملية وخاصة أن عملية حقن أي غاز تأتي ضمن عملية الاستثمار المدعم وبالتالي فإن كمية النفط الموجودة في الطبقة لم نتمكن من استثمارها ضمن عمليات الإنتاج الأولي والثانوي فإذا كانت الموارد الاقتصادية لكمية النفط المستخرجة بعملية حقن غاز الآزوت تغطي نفقات الحقن والاستثمار والنقل مع وجود نسبة معينة من الأرباح , نقوم بعملية الحقن أما خلاف ذلك فعملية الحقن غير مجدية .

- طرق حقن الغازات:

لدينا طريقتين لحقن الغازات في المكامن النفطية:

1- حقن الغاز في المكمن النفطي (الإزاحة غير الامتزاجية).

- الحقن في القبعة الغازية.

- الحقن في المنطقة النفطية.

- تطبيقات خاصة لحقن الغاز.

2- حقن الغاز في المكمن النفطي (الدفع الامتزاجي).

- حقن الغاز تحت الضغط العالي.

- حقن الغاز المغنى.

- حقن غاز النفط المسيل.

1 - حقن الغاز الطبيعي

1-1 - في المكمن النفطي (الإزاحة غير الامتزاجية)

Gas injection in an oil reservoir (immiscible displacement)

يتم حقن الغاز في عملية الإزاحة غير الإمتزاجية إما في المنطقة النفطية مباشرة أو في القبعة الغازية في حال وجودها.

إن الغاز الطبيعي هو غاز ذو تركيب هيدروكربوني,ويعد العامل الأساسي في اتخاذ قرار البدء بعملية حقن الغاز هو توفر مصدر قريب للغاز رخيص وبكميات كبيرة، حيث يتم تأمين الغاز لعملية الحقن من عدة مصادر:

- من البئر الذي يحقن فيه الغاز وذلك بإعادة تدويره وتعد هذه الطريقة مصدر رئيسي للغاز غير أنه يستطيع الإبطاء من هبوط الضغط المكمني ولكن لا يوقفه.

- من الآبار النفطية والغازية المجاورة.

- من محطات الغاز القريبة، أو من خط قريب لأنابيب الغاز.

قد يكون حقن الغاز الطبيعي مكلف وخطر في نفس الوقت ولكنه ذو مردود عال إذا طبقناه بالشكل الأمثل. ولقد جرب حقن الهواء سابقاً وتبين مدى خطورته فهو يسبب تآكل معدات الإنتاج البئرية وتأكسد النفط بالإضافة إلى خطر الانفجار.

1-1-1 - حقن الغاز في القبعة الغازية:

. Gas injection into a gas-cap

عند وجود قبعة غازية في المكمن أصلاً أو عند تكوينها بواسطة الانفصال أثناء الإنتاج الأولي فإن حقن الغاز في هذه القبعة يساعد على الحفاظ على الضغط المكمني ويدفع الغاز باتجاه المنطقة النفطية مما يؤدي إلى دفع النفط باتجاه حفرة البئر. وهي عملية مماثلة تماماً لعملية حقن الماء في المنطقة المائية المتاخمة للمنطقة النفطية.

1 -1 -2- حقن الغاز في المنطقة النفطية:

Gas injection into an oil zone.

يتم حقن الغاز في المنطقة النفطية للمكامن التي لا تحتوي قبعات غازية وبالتالي يجري الغاز بصورة شعاعية من آبار الحقن دافعاً النفط باتجاه آبار الإنتاج.

فإذا كان للمكمن نفوذية شاقولية كبيرة بما فيه الكفاية، فإن الحقن في القبعة الغازية أفضل من الحقن في المنطقة النفطية وذلك لأن المساحة عند تماس الغاز-النفط تكون كبيرة بينما في الإزاحة الشعاعية تكون مساحة التماس بين الغاز والنفط صغيرة.

لذلك يفضل البدء بحقن الغاز في القبعة الغازية حالما يكون ذلك ممكناً لكي نتفادى حدوث تشبع عالي للغاز الحر في المنطقة النفطية وبالتالي نتفادى الزيادة في لزوجة النفط ونحصل على نفوذية نسبية وإنتاجية عاليتين للنفط.

لقد فحصت المزايا لحقن الغاز والماء واستخلصت الاستنتاجات التالية:

* إن رأس المال المستثمر المطلوب لحقن الغاز يكون عادة أكبر من رأس المال المطلوب لحقن الماء.

* إن كفاءة الإزاحة المجهرية للغاز أقل بكثير من مثيلتها للماء.

مع العلم أنه إذا حقن غاز جاف في مكمن نفطي فإن النفط المنتج يكون مؤلفاً من كل النفط المزاح من الوسط المسامي وأجزاء النفط المتبخرة بواسطة الغاز المحقون، فإذا كان النفط خفيف جداً فإن كتلة النفط المتبخرة ستكون كبيرة جداً وبالتالي نحصل على مردود عال جداً.

هذا وتوجد ظروف معينة يجب أخذها بعين الاعتبار تحد من أفضلية حقن الماء على حقن الغاز الطبيعي وهي:

-a إذا كانت القبعة الغازية كبيرة الحجم تشكل ممراً مفضلاً للماء المحقون وبالتالي سيتجنب المنطقة النفطية، وبالمقارنة فإن حقن الغاز في القبعة الغازية يؤدي إلى استخلاص نفط إضافي يكفي لتغطية ثمن عدة آبار لحقن الغاز.

-b إذا كان المكمن ذو تشبع مائي أولي عالي فهو غير ملائم لحقن الماء حيث تزداد خطورة تشكل الألسنة المائية وبالتالي مردود نفطي ضئيل.

1 -1 -3 - موقع بئر الحقن:

Injection well location

في حالة حقن الغاز الطبيعي لا نحتاج غالباً إلى حفر عدد كبير من الآبار الجديدة بل غالباً ما يتم تحويل آبار الإنتاج الحالية إلى آبار حقن.

1"-الحقن في القبعة الغازية:

كل أبار الحقن (الآبار الإنتاجية السابقة و الآبار التي حفرت خصيصا" ) تتركز في قمة التشكيلة .

بالنسبة لأبار الإنتاج المحولة ,يمكننا الوصول إلى سد المنطقة المحفورة في النطاق النفطي وذلك عن طريق الاسمنت والحفر ضمن الغاز .

يتعلق عدد أبار الحقن بالمردود الكلي المرجو .وبتقريب أولي درجة تقبل كل بئر يمكن أن تؤخذ على الشكل التالي :

q=a(Pf ² - PG ²)

حيث أن : Pf:الضغط في قاع بئر الحقن .

PG:الضغط الطبقي في منطقة الغاز .

-2"- الحقن في المنطقة النفطية:

إن كثافة الآبار هنا متغيرة . لكن في كل الأحوال تكون أقل .ففي المشاريع القديمة لحقن الغاز كان توزع الآبار لا يخضع لأي قانون توزع . حيث جرت العادة أن كل بئر حقن يقابله 6 أبار منتجة , لكن مثل هذا التوزع (inverted seven-spot) هو صعب التحقيق إذا أخذنا بعين الاعتبار الآبار المحفورة في مرحلة الإنتاج الأولي .تكون كل آبار الحقن الجديدة منها والمحولة متوضعة حول قمة التركيب، وقد تحتاج آبار الإنتاج المحولة إلى عملية سمنتة لسد ثقوبها وفتح ثقوب جديدة في القبعة الغازية. يعتمد عدد آبار الحقن في هذه الحالة على معدل الحقن الكلي المطلوب.

1 -1 -4- كفاءة الاكتساح:

Sweep efficiency

يؤدي حقن كل من الغاز والماء إلى تشكيل جبهة إزاحة، وتكون هذه الجبهة أقل وضوحاً في الحقن الغاز أي أقل تباين في التشبع بالنفط لأن الغاز المحقون لا يبلل سطوح الصخر ولكنه يكتسح النفط ويميل لأن يكون طور غازي مستمر خلال المكمن.

أثناء الحقن في القبعة الغازية هناك فرصة أوفر للاحتفاظ بجبهة واضحة وذلك لأن الجاذبية تساعد في فصل الطورين الغاز والسائل عن بعضهما البعض.

قام العالمان Day & Yuster بعض التجارب للإزاحة الغازية على نماذج لعينات أسطوانية تحت ضغوط قريبة من الضغط الجوي، تم الحصول على النتائج التالية:

* تتناسب كمية النفط المنتج التراكمية طرداً مع لوغاريتم كمية الغاز المحقون التراكمية.

* عند حجم معلوم من الغاز المحقون ، كلما كان تدرج الضغط أكبر أي سرعة أكبر للغاز كان حجم النفط المنتج أكبر.

* عند حجم معلوم من الغاز المحقون، كلما كانت لزوجة النفط المكمني أكبر كان حجم النفط المنتج أقل.

* عند تدرج ضغط معين يكون معدل إنتاج النفط عند تواجد تشبع بالماء أولي أقل قليلاً مما لو كانت الصخور مشبعة بالنفط بالكامل. ومن ناحية أخرى فإنه عند حجم معين من الغاز المحقون يكون معامل المردود أكبر عند وجود تشبع بالماء أولي.

على سبيل المثال :

-ليكن الاستثمار r ( 1000 حجم من المسامات المحقونة الغاز )

- عينة مشبعة بالنفط .درجة التشبع الأولية Soi =1,00

0.53 = (So)1000

r = (1-0.53)/1 =0.47

-عينة كانت الشروط الأولية لها على الشكل التالي :

Soi=0.5 Swi=0.4

(So)1000=0.17 Sgi=0.1

0.66 = r= (0.5-0.17)/0.5

وضع كل من Yuster و Day بعد ملاحظاتهم المخبرية قانون الإزاحة التالي : So=So1 – aLogV

So:درجة التشبع بالنفط

So1 : درجة التشبع بالنفط المتبقي في واحدة الحجم من المسامات المحقونة عند الضغط الوسطي .

بتحليل صارم . يخضع الكتاب المذكورين للعلاقة :

1/Qo = C+ Dt

إن مقلوب إنتاجية النفط يتغير خطيا"مع الزمن , في هذه الحالة يمكن تقدير حدود المدة الاقتصادية .

1 -1 -5- تطبيقات خاصة لحقن الغاز:

Special application of gas injection

أ- تكون القبعة الغازية الثانوية:

في المناطق ذات التركيب الجيولوجي المعقد قد يحتجز النفط العلوي عند قمة التكوين المائل بعيداً عن متناول الآبار الحالية. ومن هنا كانت إحدى طرق استخلاص النفط بحقن الغاز في القسم السفلي من المكمن فإذا كانت النفوذية والانحدار كبيرين بما فيه الكفاية فإن الغاز سيهاجر إلى قمة التكوين ويكون قبعة غازية ثانوية. ولهذا سيزاح النفط العلوي باتجاه أسفل الانحدار وبذلك يمكن استخلاصه بواسطة نفس الآبار المستخدمة لحقن الغاز.

ب-الحقن المشترك للغاز والماء:

يعتقد أنه بواسطة الحقن المتعاقب لكتل الماء والغاز سيتكون مزيج متجانس داخل المسامات يتصرف كمائع ذو حركية قليلة بسبب تأثيرات النفوذية النسبية وهكذا ستنخفض النسبة الحركية لنظام الغاز+ماء/نفط وتتحسن كفاءة الإزاحة.

يفضل الحقن المتعاقب على الحقن الآني للأسباب التالية:

- المعدات السطحية أرخص وأبسط.

- توزع شاقولي أفضل للمائعين خلال السماكة الكلية للتكوين.

- قابلية الحقن أعلى.

ولكن يجب أن تقيم مزايا هذه الطريقة لكل بئر على حدا لأنها ليست طريقة شاملة فعلى الرغم من الزيادة في الاستخلاص التي قد يتنبأ بها فإن المشاكل المتشابكة عند وضعها قيد الاستعمال يجب أن لا يستهان بها.

1 -2- الدفع الامتزاجي: Miscible drive

يقصد بالدفع الامتزاجي الإزاحة التي يصبح خلالها المائع المزيح والمائع المزاح ممتزجين في كل النسب، وعلى الأقل على نطاق موضعي. ومن الواضح أن طبيعة المائع المزيح ذات أهمية كبيرة في الحصول على مردود أعلى للنفط.

ولقد أصبح الاهتمام بعملية الإزاحة الامتزاجية واضحاً عندما اكتشف أنه:

- يكفي حقن كتلة من المذيب بحجم محدود (نسبة مئوية قليلة من الحجم المسامي المكتسح) ثم تزاح بمائع لاحق.

- تحت ظروف معينة من درجة حرارة وضغط ومكونات الطور فإن موائع مختلفة تصبح ممتزجة مع النفط المكمني.

يدعى النوع الأول للإمتزاجية بالامتزاجية المطلقة أما النوع الثاني فيدعى بالامتزاجية الثرموديناميكية.

وتتعلق الإزاحة الامتزاجية بكفاءة الإزاحة الشاقولية والمسامية، وإذا كان المائع المزيح غاز ذو حركية عالية قد تحدث ظواهر مثل التصبع اللزج والفصل الجاذبي وهذه الظواهر قد تقضي على الفائدة المطلوبة من العملية.

الطرق الأساسية لدفع الامتزاجي:

إن الطرق الأساسية للدفع الامتزاجي هي:

- حقن الغاز تحت الضغط العالي.

- حقن الغاز الغني.

-حقن كتلة من غاز النفط المسيل.

-1 -2- 1 حقن الغاز تحت الضغط العالي:

"1) تطبيق حقن الغاز الطبيعي تحت الضغط العالي:

تكون ضفة الامتزاج مستقرة للغاية وإذا حصل تمزق الامتزاجية بسبب عدم التجانس مثلا يعاد تكوين ضفة الامتزاج كما شرح سابقاً.

إن تطبيق هذه العملية يتطلب الظروف التالية:

- ضغط مكمني عالي (تكوينات عميقة لأن أقل ضغط مطلوب بحدود 200-300 بار.

- نفط غني بالمركبات الوسطية.

"2) حقن الغاز الخامل تحت الضغط العالي:

High pressure inert gas injection

حالما يتم تحقيق الامتزاج فإن معظم الغاز المحقون فيما بعد يقوم فقط بدفع جبهة الامتزاج إلى الأمام وملء الوسط المسامي.

لهذا يتم حقن حجم محدود من الغاز الطبيعي (حوالي 5% من الحجم المسامي) والذي يعد كافيا لتأمين الامتزاجية ثم يحقن غاز أرخص من الغاز الطبيعي مثل غاز المداخن. كما ويطبق استخدام الغاز الخامل في الإزاحة الامتزاجية في عمليتي حقن الغاز المغنى وحقن غاز النفط المسيل.

1 -2 -2- حقن الغاز الغني (الرطب) Enriched gas injection

في هذه الحالة تتشكل ضفة الامتزاج عن طريق المركبات الوسطية المتواجدة في الغاز المحقون والذي يكون غنياً بالمركبات C6-C2 .وكما يكون تركيب النفط O والغازG يقعان على جهتين متقابلتين بالنسبة للمماس في النقطة الحرجة.

في بداية عملية الحقن تكون الإزاحة غير امتزاجية أي يكون النفط O على تماس مع الغاز G.

وبشكل مشابه لما يحدث في حالة حقن الغاز تحت الضغط العالي، يصبح النفط خلف الجبهة أغنى تدريجياً بالمركبات الوسطية التي يمتصها من الغاز المحقون حتى يصل إلى تركيب معين يصبح عنها قادراً على الحركة أي في هذه الحالة لا يوجد نفط متبقي (يفترض عدم ترسب المركبات الإسفلتية والمكونات الثقيلة بواسطة الألكينات الخفيفة) على عكس حالة حقن الغاز تحت الضغط العالي والذي يكون فيه النفط الثقيل المتكون غير قابل للاستخلاص.

يمكن الحصول على غاز غني من مكمن قريب أو قد يكون غاز طبيعي جاف أضيف إليه البروبان والبوتان قبل الحقن.

بما أن البروبان والبنتان غازات غالية الثمن لا يمكن حقنها بصورة مستمرة لذلك وعند تكون ضفة الامتزاج يستبدل الغاز الغني بغاز جاف. ويجب ألا يقف حقن الغاز الغني حتى التأكد من وجود كميات كافية منه خلف جبهة الامتزاج لضمان الحفاظ على جبهة الامتزاج مستقرة. ويعتمد حجم الغاز المحقون على طبيعة كل من النفط والغاز المستخدم. فكلما كانت مركبات الغاز والنفط أكثر تباعداً عن بعضهما في الرسم البياني الثلاثي كلما ازداد حجم الغاز الغني المفترض حقنه.

إن حقن الغاز المغنى أكثر ملائمة لإزاحة النفط الحاوي على كميات قليلة من المركبات الوسيطة عندما تكون درجة الحرارة والضغط المكمنيين عاليين بصورة معتدلة. ويتراوح ضغط الإزاحة عادة بين 140- 200 بار.

1 -2 -3- حقن كتلة من غاز النفط المسال: LPG slug injection

تتكون ضفة الامتزاج في هذه الطريقة منذ بدء حقن غاز النفط المسيل LPG ذو التركيب L متبوعاً بحقن الغاز الجاف G.

يكون غاز النفط المسيل LPG ممتزجاً بصورة تامة مع المخزون النفطي المكمني من جهة ومع الغاز الدافع من جهة أخرى مادام الضغط المكمني أعلى من الضغط الحرج لخليط الغاز- غاز النفط المسيل LPG .

تلتقط كتلة غاز النفط المسيل .LPG النفط المكمني أثناء فترة الإزاحة ويتغير تركيبها على طول الخط LO