بخشی از مقاله
چکیده:
یکی از مسائل مهم گرفتن سهم اوپک افزایش تولید است. در این زمان میزان تولید از چاههای افزایش یافته و چاههای جدید حفر میشود. برنامه حفر چاه جدید باید به گونهای باشد که ضمن افزایش تولید، بتواند در کوتاهترین زمان ممکن به نقطه سر به سری برسد و نیز بیشترین سودآوری را داشته باشد. همچنین از لحاظ فنی موجب افت فشار بیش از حد مخزن نشود . در این مقاله در یک مطالعه موردی دو سناریو برای توسعه میدان در نظر گرفته شده است.
در این دو سناریو با حفر دو یا سه چاه در یک میدان رسیدن به نقطه سر به سری و نیز میزان سود نهایی مورد بررسی قرار گرفته است. همچنین در یکی از چاهها استفاده از پمپ در نظر گرفته شده است، زیرا علاوه بر حفر چاه، پمپ نیز میتواند تولید را افزایش دهد. نتایج نشان میدهد که حفر چاه اضافه علاوه بر میزان هزینه اولیه بالاتر میتواند فشار مخزن را تحت تاثیر قرار دهد و با توجه به قیمت نفت ممکن است به رغم میزان تولید بالاتر سودآوری کمتری داشته باشد.
مقدمه
با توجه به سهمیه اوپک، ایران نیاز دارد که هر چه سریعتر تولید نفت خود را افزایش دهد. برای این کار نیاز به توسعه میدان و حفر چاه بیشتر است. توسعه بهینه میدان به گونهای که موجب بیشترین سودآوری شود و زودتر به نقطه سر به سری منتهی شود از اهمیت به سزایی برخوردار است. در ادامه مطالعات گوناگون از جهت بررسی اقتصادی توسعه میدان بررسی میشود. در 1958 آرنوفسکی و لی “Lee & Aronofsky, 1958 - از یک روش برنامهریزی خطی برای ماکسیمم کردن سود تولید از چند مخزن همگن استفاده کردند.
در 1970 بوهانن“Bohannon, 1970” 3 از برنامهریزی خطی برای برنامهی 15 سالهی توسعهی سیستم خط لولهی ارتباطی چند مخزن استفاده کرد. او در این مطالعه، نرخ تولید سالانهی هر مخزن، تعداد چاههایی که در هر سال حفاری میشود و سود حاصل را بررسی کرد. در سال 1992 کارول4 و هورن - Carroll And Horne, R.N., R.N., 1992 - از الگوریتم بهینهسازی نیوتون برای بهینه کردن قطر لولهی مغزی و فشار جداکننده استفاده کردند.
در 1992 راویندران - RAVINDRAN, 1992 - 5 کار آنها را ادامه داد و پارامترها را نسبت به زمان متغیر فرض کرد. در 1995 فوجی6 و هورن - Fujii & Horne, 1995 - از الگوریتم ژنتیک برای بهینه کردن سیستم تولید چند چاهه استفاده کردند. در 1996 ژانگ7 و ژو - Liu, Wu, & Zhang, 1996 - 8 در شبکهی تخصیص گاز با استفاده از یک برنامهریزی دو سطحه قطر لولهها را بهینه کردند. در 1997 پالک1 و هورن - Palke & Horne, 1997 - 2 از الگوریتم ژنتیک، روش پلی تیوپ و روش نیوتون برای بهینه کردن قطر لولهی مغزی، فشار جدا کننده و حجم گاز تزریقی استفاده کردند و نتیجه گرفتند در مورد کار آنها الگوریتم ژنتیک بهترین نتیجه را میدهد.
همچنین در این سال بیتنکورت - Bittencourt & Horne, 1997 - 3 الگوریتم ژنتیک را با روش پلی تیوپ هیبرید کرد و با در نظر گرفتن موارد اقتصادی مکان حفر چاه را بهینه کرد. در 2002 نیز یتین4 و همکاران - Yeten, Durlofsky, & Aziz, 2002 - با استفاده از شبکه های عصبی مصنوعی مسئلهی بهینهسازی مکان حفر چاه را سریعتر کردند. در 2005 اوزدوگان - Ozdogan, Sahni, Yeten, Guyaguler, & Chen, 2005 - 5 برنامهی حفر چاهها را برای بیشینه کردن تولید بهینه کرد. در 2008 اونونلا - Onwunalu & Aziz, 2008 - 6 از پراکسی مدل برای سریعتر کردن روشهای بهینهسازی توسعهی میادین استفاده کرد. در 2012 جورجیا - Giorgio, 2012 - 7 برنامهی تولید از چاه را با مدیریت تاسیسات سطح الارضی بهینه کرد.
در 2015 ابراهیم - Ibrahim & HmdAlneel, 2015 - 8 عمیق تزریق بهینه در فرایند فرازآوری مصنوعی با گاز را محاسبه نمود. در 2016 مهرگان - Mehregan, Mohaghar, & Esmaeili, 2016 - 9 در یک مطالعه مورد سعی کرد با کمینه کردن نرخ گاز تزریقی بیشترین سود حاصل شود. همانطور که در بررسی موارد قبلی دیده میشود. موارد مختلفی برای افزایش سودآوری بررسی شده است اما در هیچ کدام سناریوهای توسعه میدان به صورت اقتصادی بررسی نشده است. در این مطالعه با توجه به نیاز ایران به افزایش نرخ تولید توسعه میادین مورد بررسی قرار میگیرد و در یک مطالعه مورد این امر تحلیل میشود.
روش تحقیق
در این مطالعه ابتدا یک مدل یکپارچه، از مخزن، چاه و تاسیسات سطح الارضی به کمک مجموعه نرم افزاری IPM ساخته میشود. شکل 19 تصویری از این مدل را نشان میدهد. همانطور که در این شکل دیده میشود. در این مدل سه چاه تولیدی وجود دارد که در یکی از آنها که با رنگ سبز روشن مشخص شده است پمپ قرار داده شده است. در این میدان دو مخزن در نظر گرفته شده است. تولید همه چاهها به یکدیگر متصل و در نهایت به جدا کننده وصل میشود. پس از ساخت مدل در بازه 10 ساله بین 2005 تا 2010 مدل اجرا شده و با توجه به میزان تولید نفت و گاز میزان درآمد و هزینهها مشخص میشود. در مرحله بعد یکی از چاهها غیر فعال شده و از آن صرف نظر میشود و سپس دوباره مدل اجرا میشود. و نتایج دو سناریوی بالا با یکدیگر مقایسه میشود.
نتایج و بحث
همانطور که پیشتر نیز اشاره شد، دو سناریو در این مطالعه مورد بررسی واقع میشود. سناریوی اول بررسی میزان درآمد و هزینه در حالت سه چاهه است. شکل 20 میزان هزینه و درآمد را نشان میدهد.
شکل 20 نقطه سر به سری به ازای سه چاه
همانطور که در این شکل دیده میشود در حالت سه چاهه میزان هزینه اولیه 20 میلیون دلار در نظر گرفته شده است. میزان هزینههای جاری نیز 120 هزار دلار - با توجه به هزینههای ایران - به ازای ماه در نظر گرفته شده است که در نتیجه موجب ایجاد شیب 0,1 در نمودار هزینه شده است. لازم به ذکر است که در این مطالعه قیمتهای استاندارد در نظر گرفته شده است و سایر پارامترها مانند تحریم و غیره دخالت داده نشده است.
همچنین این چاهها به صورت نمادین فرض شده است و با توجه به نوع چاه، عمق و نیز تاسیسات نصب شده قیمت بسیار متفاوت خواهد بود. میزان درآمد نیز در ابتدای تولید به دلیل تولید کم مقدار کمی داشته و سپس با شیب قابل قبول رو به افزایش گذاشته است. البته بعد از مدتی شیب آن کاهش شدید یافته است که علت این امر افت فشار مخزن و در نتیجه کاهش تولید بوده است. در نمودار بالا هزینه و درآمد به صورت تجمعی نشان داده شده است و میزان سود نهایی 18 میلیون دلار است. در این مرحله چاهی که در آن پمپ نصب شده و هزینه بالاتری دارد حذف میشود - حفر آن از برنامه تولید خارج میشود - . شکل 21 حذف این چاه را از مدلسازی نشان میدهد.
