بررسی آزمایشگاهی ازدیاد برداشت نفت (EOR) به روش تزریق آب و بخار آب

مقدمه

بر اساس اطلاعات و آمار موجود بعد ار مرحله اول تولید نفت به روش طبیعی ( Natural Drive ) مقدار زیادی از نفت اولیه (OOIP) در مخرن باقی می ماند. این مقدار از نفت بسیار با ارزش بوده و سزمایه گذاری جهت تولید آن دارای اهمیت بسزایی است. یک مخزن ( بالاخص مخزن نفت سنگین ) بعد ار مقداری نفت اولیه دچار افت تولید می شود. با توجه به اینکه ایران جزو کشور های نفت خیز بوده و افتصاد آن تا حد زیادی به نفت وابسته است ، ضرورت استحصال بیشتر این ماده و تبدیل آن به محصولات با ارزش افزوده بالا احساس می شود. بنابر این وجود روش هایی که بتوان با آن تولید را افزایش داد و یا مقداری از نقت باقی مانده در مخزن را به صورت اقتصادی تولید نمود حائز اهمیت فراوان است.

برای حفظ و افزایش فشار مخزن سیالات مختلفی به آن تزریق می شود. این کار بازیابی ثانویه ( Secondary Recovery ) نام دارد معمولاً در این حالت از تزریق آب یا تزریق گاز محلول استفاده می شود. با تزریق سیال به مخزن تولید نفت افزایش یافته و با ادامه عملیات تهایتاً خود ماده تزریقی از مخزن خارج می شود. لازم به ذکر است که سیال تزریقی نمی تواند تمام نفت را جابجا کند زیرا مقدار قابل ملاحضه ای از نفت در منافذ سنگ ها به دام می افتد. بازده کلی عملیات مرحله دوم به تعداد و محل تزریق کننده ها ، مشخصات مخزن ، مشخصات نفت و عوامل متعددی بستگی دارد. در صورتی که ادامه عملیات تولید نفت توسط بازیابی ثانویه توجیه اقتصادی نداشته باشد ، از روش بازیابی مرحله سوم ( Tertiary Recovery ) استفاده می شود. روش های بازیابی مرحله سوم را روش های ازدیاد برداشت نفت ( Enhanced Oil Recovery ) می نامند.

متوسط درصد بازیابی نفت از عملیات مرحله اول ( تولید طبیعی ) حدود 19 درصد ، عملیات مرحله دوم 32 درصد ( 32 درصد نفت باقی مانده از مرحله اول ) و عملیات مرحله سوم 13 درصد ( 13 درصد نفت باقی مانده از مرحله اول و دوم ) می باشد. با توجه به اطلاعات فوق درصد بازیابی متوسط به صورت زیر محاسبه می شود:

یعنی به طور متوسط 52 درصد از نفت اولیه مخزن را می توان بازیابی کرد. به کار گیری روش های ازدیاد برداشت نفت در جهان رو به گسترش بوده و از این طریق میانگین بازدهی مخازن نفتی به میزان قابل ملاحظه ای افزایش یافته است. بطوری که در حال حاضر حدود 725 هزار بشکه در روز از تولیدات نفت آمریکا بوسیله روش های ازدیاد برداشت صورت می گیرد. به ازای هر بشکه نفت خامی که در ایالات متحده تولید می شود ، دو بشکه نفت خام در زیر زمین باقی می ماند. میانگین بازیافت نفت از ذخایر ایالات متحده حدود 32 درصد است.

تاریخچه نفت در ایران

کشور ایران یکی از با سابقه ترین کشورهای استخراج کننده نفت می باشد. تاریخچه اکتشاف نفت در ایران با واگذاری امتیازات در اواخر دوره قاجاریه همراه است که ورود به آن از اهداف این مقدمه خارج است اما در هر صورت اقدامات عملی برای اکتشاف نفت در ایران، در سال 1901 میلادی برابر با 1280 خورشیدی ، ابتدا در غرب کشور آغاز گردید و سپس در نواحی جنوبی کشور ادامه یافت دنبال چند سال تلاش مداوم و مستمر گروه اکتشاف انگلیسی، نهایتاً در سال 1908 میلادی برابر 1287 خورشیدی، اولین چاه اکتشافی و قابل بهره برداری نفت به میزان اقتصادی در منطقه مسجد سلیمان حفر گردید. این چاه با وسایل ساده و ابتدایی آن زمان حفر و در عمق 338 متری سطح زمین، در سازند آسماری به نفت رسید و بهره برداری از آن از سال 1290 خورشیدی ، با تولید روزانه 500 بشکه آغاز گردید.

پس از کشف نفت در مسجد سلیمان عملیات کاوش برای کشف مخازن دیگر ادامه یافت و پس از آن حوزه های نفتی هفتگل در سال 1306، آغاجار (1315) ،گچساران و پازنان (1316)، نفت سفید (1317) کشف گردید و به دنبال آن مخازن بسیار غنی و مهم دیگری نظیر میادین نفتی لالی (1327)، اهواز(1337)، بینک (1338) ، بی بی حکیمه (1340)، مارون و کرنج (1342)، پارسی و رگ سفید (1343) نیزکشف ومورد بهره برداری قرار گرفت.

جایگاه نفت در اقتصاد ایران

واقعیت آن است که بخش نفت در اقتصاد کشور نقش مسلط را ایفا می کند و به نظر می رسد در آینده این بخش همچنان از نقش قابل توجهی در عملکرد اقتصاد کشور برخوردار می باشد. مهم ترین نقش بخش نفت ، تامین بیش از 85 درصد از درآمدهای ارزی کشور و در نتیجه اتکای انکار ناپذیر بخش های مختلف اقتصادی برای تامین نیازهای وارداتی خود به درامدهای حاصل از صادرات نفت از یک طرف و تامین بیش از 98 درصد از انرژی مورد نیاز کشور سوی دیگر است. ضعف بخش نفت در هر یک از عرصه های صدور به دنیای خارج و یا عرضه داخلی انرژی به صورت مستقیم تحرک اقتصاد را تحت الشعاع قرار می دهد و در نتیجه رونق و روکود اقتصادی کشور به میزان قابل توجهی تابع عملکرد این بخش است. نقش مهم دیگر بخش نفت در مقیاس اقتصاد کلان کشور ، تاثیر تعیین کننده آن بر توازن بودجه عمومی است.

تفاوت برآوردهای مختلفی که توسط موسسات مختلف در مورد پیش بینی تقاضای جهانی نفت تا سال 2020 به عمل آمده است حداکثر در حدود 6 میلیون بشکه در روز می باشد. در این میان بیشترین رشد تقاضا برای نفت به کشورهای در حال توسعه و کشورهای تازه استقلال یافته مربوط می شود. نتایج یکی از این پیش بینی ها شامل پیش بینی ظرفیت تولید نفت و میعانات گازی کشورها عضو اوپک برای پاسخ گویی به تقاضای فزاینده جهانی به شرح جدول زیر است:

جدول 1- برآورده قیمت و تقاضای نفت خام در سال های آینده

براساس آمار و اطلاعات تولید ایران در میان اعضای اوپک از 3/14 درصد فعلی به 4/9 درصد در سال 2020 کاهش یافته و با وجود این نشان می دهد که ظرفیت تولیدا ایران حتی برای پاسخ گویی به سهم ناچیز مذکور باید به 5/6 میلیون بشکه در روز افزایش یابد. حال با توجه به مطالب ذکر شده جهت تعیین اهداف بلند مدت تولید نفت تا سال 2020 و برای این که کشور ما تنها سهم خود در بازار جهانی نفت را حفظ کند. باید تولید کشور به حداقل 5/6 میلیون بشکه در روز افزایش یابد. چنین جهت گیری افزایشی با توجه به سرمایه گذاری مورد نیاز برای حفظ ظرفیت موجود ضرورت تحقق حجم عظیم سرمایه گذاری در بخش نفت را دیکته می کند.

ذخایر نفت خام و گاز

مجموع ذخایر قابل استحصال نفت خام و میعانات گازی کشور در آغازسال 1380 برابر با 53/99 میلیارد بشکه و مجموع ذخایر گازی کشور در ابتدای همین سال 6/26 تریلیون متر مکعب است. تاریخ اتمام ذخایر قابل استحصال کشور در صوت کشف نشدن ذخایر جدید و برداشت سالانه معادل سال 1378 برای نفت خام و میعانات گازی حدود 65 سال و برای گاز 5/251 سال است. میزان ذخایر هیدروکربوری کشور در اغاز سال 1380 با تبدیل ذخایر گازی به معادل نفت خام از نظر ارزش حرارتی حدود 266 میلیارد بشکه برآورده شده است میزان ثروت ملی کشور از ذخایر هیدروکربوری در ابتدای سال 1380 با در نظر گرفتن قیمت 15 دلار برای هر بشکه نفت و 20 دلار برای هر بشکه میعانات گازی و 4 سنت برای هر متر مکعب گاز طبیعی، معادل 7/2 تریلیون دلار پیش بینی می شود.

=با گذشت زمان از عمر مخازن و در نتیجه افت فشار آن ها ، روش های ازدیاد برداشت ، چه در مرحله ثانویه و چه در مرحله ثالثیه ، اهمیت و ارزش حاصی پیدا می کنند و توجه به اینگونه روش ها بیشتر می شود. اما از آنجا که چنین روش هایی معمولاً پر هزینه هستند ، لذا انتخاب روش مناسب و کم هزینه و در عین حال با راندمان بالا اهمیت بسزایی دارد.

اکثر مخازن ایران به دلیل شکستگی ها و ترک در آن ها ، در بین مخازن دنیا منحصر به فرد می باشند. تقریباً حدود 400 میلیارد بشکه نفت تخمین زده شده در مخازن ایران در اینگونه از مخازن می باشند. و نیز باید توجه داشت که تنها بیش از 91 میلیارد بشکه از این مقدار، یعنی تنها حدود 20 درصد آن ها ، قابل برداشت است. لذع هرگونه تحقیقات مرتبط با خصوصیات اینگونه مخازن از اهمیت زیادی برخوردار است.

دو روش عمده در مرحله ثانویه برداشت از مخازن شکافدار که تاکید نسبتاً زیادی بر آن ها شده است تزریق آب و گاز است که در این پروژه به آنها پرداخته می شود.

طراحی و ساخت سیستم آزمایشگاهی

برای انجام آزمایشات و شبیه سازی آزمایشگاهی core نفت دستگاهی طراحی و ساخته شد. به همین منظور پس از مطالعات و جمع آوری اطلاعات اولیه در مورد کار های تجربی انجام شده سیستمی طراحی شد که شرح اجزای آن یصورت ذیل است. لازم به ذکر است که کلیه آزمایشات غیر حرارتی ( تزریق آب ) و حرارتی ( تزریق بخار آب ) در این سیستم انجام شده است. برای شبیه سازی مخزن از یک لوله 4 اینچی استفاده شد. جنس لوله طوری در نظر گرفته شده است تا در برابر فشار های بالا نیز مقاوم باشد. برای تحقق این امر از لوله صنعتی بدون درز ( MANNESMANN ) استفاده شد. بنا به اطلاعات بدست آمده از کار های آزمایشگاهی انجام شده ، نسبت طول core به قطر آن در حدود 17 الی 12 بود که به این دلیل لوله را از 150 سانتی متر انتخاب شده است تا نسبت طول به قطر در لوله به کار گرفته شده نیز در این محدوده باشد. کلیه آزمایشات در دو درجه تخلخل 32 و 22 درصد انجام شد. چون سنگ مخزن در اختیار نبوده از سنگ های هم نوع و هم اندازه استفاده شده است. به این ترتیب که ابتدا مقداری سمگ ریز تهیه شده و سپس آن ها را از مش های 6 ، 8 ، 10 ، و 16 اینچ عبور داده شده است. از سنگ های غربال شده بین مش های 6 و 8 اینچ برای مخزن با درجه تحلحل 32 درصد و از سنگ های غربال شده بین مش های 10 و 16 اینچ برای مخزن با درجه تخلخل 22 درصد استفاده شده است. برای ادامه آزمایشات در مراحل بعدی می توان از سنگ های محزن یک تکه تراش داده شده یا سنگ هایی که بصورت چمد تکه هستند استفاده کرد.

جهت تعین درجه تحلحل سنگ ها از روش وزنی استفاده شده است. بدین ترتیب که ابتدا مقداری از سنگ را داخل استوانه مدرج ریخته و حجم سنگ را معین می کنیم سپس کل مجموعه را وزن می کنیم. در مرحله بعد آنقدر داخل استوانه آب می ریزیم تا آب هم سطح ینگ ها شود. در این مرحله با وزن کردن مجدد کل مجموعه و اختلاف آن با مرحله قبل ، مزن آب اضافه شده تعیین می شود. با استفاده از جرم حجمی آب ، حجم اضافه شده و نهایتاً حجم فضای خالی به حجم کل درجه تخلخل سنگ ها تعیین می شود.

جهت تعیین نفوذ پذیری سنگ ها از قانون دارسی استفاده شده است. بدین ترتیب که آب را با دبی های محتلف به مخزن تزریق کرده و هر بار اختلاف فشار ابتدا و انتهای مخزن را اندازه گیری می کنیم و نهایتاً با استفاده از فرمول دارسی نفوذ پذیری سنگ ها تعیین می شود. در صورتی که رابطه برای سیتم بر قرار باشد ضرایب a,b به ترتیب با 0.04368,1.9366 برابر می باشند. یعنی :

برای جلوگیری از خروج و مهاجرت سنگ ها همگام انجام آزمایشات در ابتدا و انتهای core دو عدد فیلتر قرار می دهیم. این فیلتر ها فلزی بوده و مش آن ها در حدود 30 می باشد.

برای اتصال core به خطوط تزریق و تولید از چهار عدد فلنج ( Flange 9 4 اینچی استفاده می شود که جهت انجام آزمایشات در فشار های بالا نوع فلنج ها را با ضخامت 300 میلی متر انتخاب شده است. با تغییر دادن نوع اتصالات به فلنج ها ، می توان اندازه core را تغییر داد. برای آب بندی و جلوگیری از نشت نفت و بخار از اتصالات مابین فلنج ها از چهار عدد واشر استفاده می شود. واشر ها بین فلنج ها قرار گرفته و بین واشر ها فیلتر قرار داده شده است. بعلت بالا بودن دما و فشار در سیستم و بعلت اینکه سیال مورد آزمایش نفت می باشد ، از روش های گرافیتی ( Klinger Gaskets ) استفاده می شود. برای کنترل و محدود کردن جریان در ورودی و خروجی core از چند عدد شیر استفاده شده است. شیر ها از نوع Globe Valve بوده طوری انتخاب شده اند که برای سیستم بخار مناسب باشند. برای انجام آزمایشات غیر حرارتی ( تزریق آب به مخزن ) از یک پمپ گریز از مرکز 32-160 استفاده می شود. مشخصات پمپ به کار گرفته شده به صورت جدول 2 است.

جدول 2- مشخصات پمپ گریز از مرکز

در صورتی که نفت مخزن را اشباع کند نفت مازاد وارد محفظه خلاء خواهد شد. با چند بار تخلیه این محفظه و خلاء مجدد آن مخزن اشباع خواهد شد. فشار پمپ خلاء در حدود 350 میلی متر جیوه می باشد. برای خلاء کردن مخزن و جلوگیری از ورود نفت به سیستم پمپ خلاء از این محفظه استفاده شده است. این مخزن طوری طراحی شده که با خلاء شدن آن نیروی مکشی برای حرکت نفت در مخزن و نهایتاً اشباع سازی آن به وجود می آورد. قطر محفظه خلاء 4 اینچ و ارتفاع آن 37 سانت متر می باشد.

برای انجام آزمایشات حرارتی (تزریق بخار به مخزن) از دیگ بخار استفاده شده که حداکثر فشار آن baro است. بخار تولید شده، بخار اشباع بوده و حداکثر فشار در لوله های برداشت حدود psi 44 می باشد. همچنین برای انجام آزمایشات حرارتی در فشارهای مختلف لازم بود از شیر کاهنده فشار استفاده شود لذا برای تبدیل فشارهای بالا به فشارهای پایین در ورودی سیستم تزریق از یک کاهنده فشار استفاده شده است. شیر اهنده ، فشار تزریق بخار در سیستم تزریق را به صورت ثابت نگه داشته و مانع افزایش فشار و Back pressure می شود. شیر استفاده شده از نوع BRVS25 بوده و شرایط عملیاتی آن به صورت زیر است:

جدول 3- شرایط عملیاتی شیر کاهنده فشار

برای تزریق گاز یا مواد شیمیایی به Core مسیری در ورودی سیستم تزریق در نظر گرفته شده که به راحتی می توان این موارد را تزریق کرد. برای جمع آوری آب و نفت در تزریق بخار آب از مخزن دریافت استفاده شده است. این مخزن در خروجی Core و انتهای سیستم به دستگاه وصل می شود. رای جع آوری آب و نفت در تزریق آب و جمع آوری نفت قبل از نقطه شکست در تزریق بخار آب از مخزن شیشه ای مدرج استفاده می شود. دستگاه ساخته شده در شکل 4 نشان داده شده است.

شرح آزمایشات

آزمایشات ازدیاد برداشت به دو روش حرارتی و غیر حرارتی صورت گرفت. در آزمایشات حرارتی از بخار اشباع در فشارهای مختلف و در آزمایشات غیر حرارتی از آب سرد در دبی های مختلف استفاده شد. هدف از انجام آزمایشات بررسی ازدیاد برداشت نفت در مخازن مختلف( از نظر درجه تخلخل و نوع نفت ) توسط روش های حرارتی و غیر حرارتی بود. که کلیه آزمایشات در سیستم مذکور صورت گرفت. همچنین سعی شد تا کلیه آزمایشات در دو درجه تخلخل 22 و 32 درصد و با دو نوع نفت با درجه API 17 و 20 صورت گیرد. چون برای انجام آزمایشات سنگ مخزن یک تکه یا جند تکه (تراش داده شده ) در اختیار نبود از سنگ های ریز هم اندازه استفاده کردیم. همچنین به خاطر در اختیار نبودن نفت سنگین از ته مانده برج اتمسفریک و نفت کوره پالایشگاه تبریز استفاده شد که مشخصات آنها به صورت زیر است:

جدول 5- مشخصات نفاهای مورد آزمایش

آزمایشات غیر حرارتی (تزریق آب)

در آزمایشات غیر حرارتی استحصال نفت به وسیله تزریق آب صورت گرفت. در این آزمایشات ابتدا مخزن را از نفت اشباع کرده، سپس آب را با دبی ثابت به ان تزریق می کنیم و در شروع عملیات تزریق آب ، به علت بالا بودن مقاومت سیستم (بالا بودن ویسکوزیته نفت و پایین بودن درجه تخلخل) و پایین بودن قدرت پمپ ، بلافاصله نفت از مخزن خارج نمی شود. با ادامه عملیات نفت با دبی کم شروع به خارج شدن از مخزن می کند. چنانچه مشاهده می شود ابتدا دبی نفت تولیدی کم بوده ولی به تدریج دبی آن افزایش می یابد. با ادامه عملیات نفقطه شکست (Breakthrough) فرا رسیده علاوه بر نفت، آب نیز تولید می گردد. پس از نقطه شکست به تدریج سرعت تولید نفت کم شده، سرعت تولید آب افزاش می یابد. عملیات تزریق آب را تا تولید PV 2 (Pore voume) حجم آب و نفت از مخزن ادامه داده سپس تزریق آب را متوقف می کنیم. پس از تخلیه سستم و اشباع مجدد، آزمایشات را در همان سیستم (از لحاظ نوع نفت و درجه تخلخل مخزن ) و دبی های مختلف تکرار می کنیم. کلیه آزمایشات غیر حرارتی در دو مخزن با درجه تخلخل 22 و 32 درصد و نفت با درجه API 17 انجام شده است. به علت بالا بودن ویسکوزیته نفت با درجه API 12 و پایین بودن قدرت پمپ، آزمایشات تزریق آب در این حالت نتیجه مطلوب دربر نداشت و جهت جلوگیری از آسیب دیدن آب با نفت با درجه API 17 به مخزن با درجه تخلتخل 22 رصد در جدول 6 نشان داده شده است.

آزمایشات تزریق آب به مخزن با درجه تخلخل 22 درصد،در چهار دبی 6.06،5.23، 4.63و cc/se7.15صورت گرفت و چندین بار تکرار شد. با توجه به نتایج آزمایشات که در جدول آمده است مشاده می شود که با افزایش سرعت تزریق آب زمان شکست کاهش یافته ، سرعت تولید نفت نیز افزایش می یابد ولی برخلاف سرعت تولید نفت، مقدار نفت تولیدی همواره افزایش نمی یابد. یعنی ملاحظه می شود که فقط در یکی از دبی های تزریقی بازیابی ماکسیمم است. در آزمایشات انجام شده ماکسیمم بازیابی نفت با % 28.57 بازیابی در دبی cc/se 6.06 فقط مشاهده شد. لازم به ذکر است که دبی cc/se 6.06 مشاهده شد. لازم به ذکر است که دبی cc/se 6.06 فقط در بین دبی های تزریقی موجب ماکسیمم بازیابی می شد و برای تعیین دبی بهینه تزریق نیا به انجام آزمایشات دیگر است. آزمایشات تزرق آب به مخزن با درجه تخلخل 32 درصد نیز، در پنج دبی 11.76 ، 14.21 ، 16.45، 18.92 و cc/se 20.41 صورت گرفت و چندین تزریق مقدار نفت بازیابی شده کاهش می یابد و چنین به نظر می رسد که به یک مقدار ثابت میل می کند .

با افزایش دبی تزریق سرعت آب نیز بیشتر شده و تحرک آن از فاز نفت افزایش می یابد در نتیجه ا نوذ سریع از لایه های نفت از مخزن خارج می شود . نکته قابل توجه در نمودار فوق این است که در دبی تزریقی cc/se 11.76 نفت بازیابی شده تا PV 2 تقریبا با نفت بازیابی شده تا نقطه شکست در دبی cc/se 14.21 برابر است. علت این امر پایین بودن قدرت آب برای راندن فاز نفت به سمت خروجی مخزن در دبی تزریق cc/se11.76 می باشد که با افزایش دبی تزریق در cc/se 14.21 توان آب نیز برای حرکت دادن نفت افزایش می یابد. در نمودار 6 درصد بازیابی نفت در دبی های مختلف در مخزن با درجه تخلخل %22 در دو حالت بررسی شده است. در حالت اول مقدار نفت بازیابی شده تا نقطه شکست و در حالت دوم نفت از مخزن نشان داده شده است. چنانچه ملاحظه می شود درصد نفت بازیابی شده در دبی تزریق cc/se 6.06 (در بین دبی های تزریق شده ) ماکسیمم است.

با افزایش دبی تزریق سرعت آب نیز بیشتر شده و تحرک آن از فاز نفت افزایش می یابد در نتیجه با نفوذ سریع از لایه های نفت از مخزن خارج می شود. در صورتی که دبی تزریقی کاهش یابد آب قدرت کافی برای راندن فاز نفت به سمت خروجی مخزن را نداشته و با نفوذ از لایه های نفت از مخزن خارج می شود. یعنی در دبی تزریق cc/se 6.06 نسبت به دبی های دیگر نفوذ آب از لایه های مخزن کمتر صورت گرفته است.

آزمایشات حرارتی (تزریق بخار آب)

در آزمایشات حرارتی استحصال نفت به وسیله تزریق بخار آب صورت می گیرد. در این آزمایشات ابتدا مخزن را از نفت اشباع کرده، سپس بخار آب را با فشار ثابت به آن تزریق می کنیم و در هر لحظه حجم نفت تولیدی از مخزن را اندازه می گیریم. در شروع عملیات تزریق بخار آب، به علت بالا بودن مقاومت سیستم (بالا بودن ، ویسکوزیته نفت و پایین بودن فشار بخار) بلافاصله نفت از مخزن خارج نمی شود. با ادامه عملیات نفت با دبی کم شروع به خارج شدن از مخزن می کند. چنانچه مشاهده می شود ابتدا دبی نفت تولیدی کم بوده ولی رفته رفته دبی آن افزایش می یابد. با ادامه عملیات نقطه شکست فرا ریده علاوه بر نفت، آب و بخار نیز تولید می گردد. پس از نقطه شکست به تدریج سرعت تولید نفت کم شده، سرعت تولید آب و بخار افزایش می یابد.

یکی از مشکلات آزمایش تزریق بخار آب، خارج شدن بخار از نقطه شکست می باشد. این موجب نوسان سطح مایع شده و اندازه گیری مقدار نفت تولیدی را مختل می کند. جهت جلوگیری از مسائل ذکر شده ، برای اندازه گیری حجم نفتع و آب پس از نقطه شکست از مخزن دریافت استفاده می شود. در این حالت نفت و بخار کندانس شده در مخزن دریافت جمع شده، بخار کندانس نشده نیز از بالای مخزن دریافت خارج می شود. عملیات تزریق بخار آب را تا تولیدPV 2 حجم آب و نفت (مایعات خروجی از مخزن) ادامه داده، سپس تزریق بخار آب را متوقف می کنیم. پس از تخلیه سیستم و اشباع مجدد آن آزمایشات را در همان سیستم( از لحاظ نوع نفت و درجه تخلخل مخزن) و فشارهای مختلف تکرار می کنیم. کلیه آزمایشات حرارتی در دو مخزن با درجه تخلخل 22 و 32 درصد و نفت های با درجه API 17 و12 انجام شده است. نتایج حاصل از آزمایشات تزریق بخار آب با نفت با درجه API 17 در مخزنبا درجه تخلخل 22 و 32 درصد در جداول 7 و 8 نشان داده شده است.

کلیه آزمایشات حرارتی در چهار فظار 22،28،36،44 psi صورت گرفت . ستون های جداول فوق به ترتیب نشان دهنده فشار تزریق بخار آب، زمان شکست و درصد بازیابی تا خارج شدن PV 2 حجم آب و نفت از مخزن می باشد. با توجه به نتایج بدست آمده از آزمایشات تزریق بخار آب مشاهده می شود که با افزایش فشار تزریق بخار آب، زمان شکست کاهش یافته و برای هر سیستمی در یک فشار خاص مقدار بازیابی ماکسیمم می شود. یعنی می توان گفت برای هر سیستمی فشار خاص و منحصر بفردی وجود دارد که در آن بازایابی ماکسیمم است. به نظر می رسد در فشارهای پایین دما بخار آب کم بوده و انرژی لازم برای کاهش ویسکوزینپته و راندن نفت به سمت چاه تولید را ندارد. با افزایش فشار تزریق ، دمای بخار آب نیز بالا رفته و توان لام برای کاهش ویسکوزیته نفت نیز افزایش می یابد و نفت بیشتری از مخزن خارج می شود. در صورتی که فشار تزریق بخار آب از یک حد معین افزایش یابد زمان اقامت بخار آب در مخزن کم شده و با نفوذ از لایه های نفت از مخزن خارج می شود. می توان گفت فشار بهینه برای بازیابی ماکسیمم ، به خصوصیات مخزن و مشخصات نفت و بخار آب بستگی دارد. لازم به ذکر است که در بعضی از آزمایشات انجام شده به علت بالا بودن ویسکوزیته نفت و پایین بودن فشار بخار آب تزریقی نقطه بازیابی ماکسیمم بطور دقیق مشخص نیست. نتایج حاصل از آزمایشات تزریق بخار آب با نفت های با درجه API 17 و 12 در نمودارهای 7 و 8 نشان داده شده است.

نمودار 7 مقدار نفت بازیابی شده در مخزن با درجه تخلخل %32 و نفت های متفاوت را نشان می دهد. چنانچه ملاحظه می شود بعلت بالا بودن مقاومت مخزن (بالا بودن ویسکوزیته نفت در API 12 ) با افزایش فشار بخار تزریقی و در نتیجه افزایش دمای بخار تزریقی،مقدار بازیابی افزایش می یابد. همچنین بعلت پایین بودن مقاومت مخزن (پایین بودن ویسکوزیته نفت در API 17) با افزایش فشار بخار تزریقی و در نتیجه کاهش زمان ماند بخار تزریقی داخل مخزن، مقدار بازیابی کاهش می یابد. همچنین بعلت پایین بودن مقاومت مخزن (پایین بودن ویسکوزیته نفت با درجه API 17) نسبت به مخزن با نفت با درجه API 12، مقدار نفت بازیابی شده نیز بشتر است.

نمودار 8 مقدار نفت بازیابی شده در مخزن با درجه تخلخل % 22 نفت های متفاوت را نشان می دهد. چنانکه ملاحظه می شود بعلت بالا بودن مقاومت مخزن (بالا بودن ویسکوزیته نفت در API 12) با افزایش فشار بخار تزریقی و در نتیجه افزایش دمای بخار تزریقی ، مقدار بازیابی افزایش می یابد. همچنین بعلت پایین بودن مقاومت مخزن (پایین بودن ویسکوزیته نفت در API 17) با افزایش فشار بخار تزریقی مقدار بازیابی ابتدا افزایش یافته سپس به علت کاهش زمان ماند مقدار بازیابی کاهش می یابد همچنین بعلت پایین بودن مقاومت مخزن(پایین بودن ویسکوزیته نفت با درجه API 17) نسبت به مخزن با نفت با درجه API 12 ، مقدار نفت بازیابی شده نیز بیشتر است.

نمودار 9 مقدار نفت بازیابی شده توسط عملیات حرارتی و غیر حرارتی در مخزن با نفت با درجه API 17 و با درجه تخلخل %32 را نشان می دهد. چنانچه ملاحظه می شود بعلت پایین بودن دمای آب تزریقی نسبت به بخار، مقدار بازیابی نیز کمتر است. همچنین به علت بالا بودن تحرک آب نسبت به بخار، آب در لایه های نفت کرده، در نتیجه زمان شکست نیز زودتر اتفاق می افتد.

در نمودارهای فوق در هر یک از عملیات های حرارتی و غیر حرارتی ، مقدار بازیابی ماکسیمم از تک تک آزمایشات انجام شده مد نظر بوده است. از آزمایشات انجام شده در سیستم فوق می توان گفت مقدار نفت بازیابی شده توسط تزریق بخار آب تقریبا40 درصد بیشتر از نفت بازیابی شده از تزریق آب است.

نمودار 10 مقدار نفت بازیابی شده توسط عملیات حرارتی و غیر حرارتی در مخزن با نفت با درجه API 17 و با درجه تخلخل %22 را نشان می دهد. در تایید نتایج حاصل از نمودار 9 چنانچه ملاحظه می شود بعلت پایین بودن دمای آب تزریقی نسبت به بخار، مقدار بازیابی نیز کمتر است. همچنین به علت بالا بودن تحرک آب نسبت به بخار ،آب در لایه های نفت نفوذ کرده، در نتیحه زمان شکست نیز زودتر اتفاق می افتد. در نمودارهای فوق نیز مجددا در هر یک از عملیات های حرارتی و غیر حرارتی ، مقدار بازیابی ماکسیمم از تک تک آزمایشات انجام شده مد نظر بوده است . با مقایسه نمودارهای فوق می توان گفت با وجود اینکه تحرک آب از بخار بیشتر است ولی به علت بالا بودن دمای بخار با تزریق آن به مخزن ویسکوزیته نفت کاهش یافته در نتیجه مقدار نفت بازیابی شده بیشتر می شود.

با توجه به آزمایشات انجام شده نتایج زیر را می توان بیان کرد.

1- با افزایش درجه تخلخل یا درجه نفوذپذیری سنگ میزان بازیابی افزایش می یابد.

2- برای بازیابی نفت های سنگین در هر سیستمی دبی بهینه ای برای تزریق وجود دارد.

3- همواره با افزایش دبی تزریق زمان شکست کاهش می یابد.

4- با افزایش دبی تزریق تا یک حد میزان بازیابی افزایش یافته ولی زمان شکست کاهش می یابد.باید سعی در این باشد که حالت تعادلی بین میزان تزریق و بازیابی نفت به وجود آید.

5- با افزایش دما و فشار بخار تزریقی مقدار بازیابی افزایش یافته ولی در عوض نقطه شکت زودتر فرا می رسد. بنابراین باید حالت تعادلی بین دما و فشار بخار تزریقی و یمان شکست برقرار باشد .

6- با کاهش درجه API نفت در سیستم های مشابه بازیابی کاهش می یابد

7- با کاهش درجه تخلخل در مخازن با نفت یکسان بازیابی کاهش می یابد .

8- با کاهش درجه تخلخل در مخازن میزان دما و فشار بخار تزریقی برای بازیابی ماکسیمم، افزایش می یابد.

9- با کاهش درجه API نفت میزان دما و فشار بخار تزریقی برای بازیابی ماکسیمم، افزایش می یابد .

10-میزان استحصال نغت های سنگین از تزریق بخار آب به مراتب بیشتر از تزریق آب است.

11-در استحصال نفت های سنگین از تزریق آب باید تحرک آب از تحرک فاز نفت کمتر باشد.

12- دز استحصال نفت های سنگین از تزریق بخار آب بهتر است از بخار داغ استفاده شود ولی این عمل باید با هزینه نفت تولیدی حالت توجیه برقرار کند.

13- بهتر است برای بازیابی نفت های سبک و یا بازیابی در سیستم های با درجه نفوذپذیری بالا از تزریق آب استفاده شود.

14- با توجه به بازیابی نفت از تزریق آب و بخار آب مشخص شد که نمودار حجم نفت تولیدی در برابر زمان از معادله ب آنبت پیروی می کند. نمودار فوق به نام نمودار Logistic مشهور است.

از Regression Logisti نمودارها می توان هر یک ضرایب را بدست آورد.

برای دریافت اصل مقاله از طریق ارتباط با ما اقدام نمائید