بخشی از مقاله
خلاصه
هدف از به کارگیری سیستم فرازآوری مصنوعی تثبیت فشار جریانی چاه برای استمرار یا افزایش تولید بوده و این مستقل از نوع روش فرازآوری مصنوعی است. با توجه به تفاوتهای زیاد در خصوصیات سیالات مخازن مختلف، تسهیلات فراورشی موجود و شرایط جغرافیایی حاکم بر هر میدان، روش یا روش های مشخصی از تکنولوژی فرازآوری مصنوعی و بهینه سازی تولید، قابلیت به کارگیری خواهد داشت.
در انتخاب تجهیزات فرازآوری برای یک چاه توجه به اقتصادی بودن ابزار انتخاب شده برای دستیابی به نرخ تولید مطلوب، ضروری است. بررسی فرازآوری برای یک یا گروهی از چاهها بر اساس مشخصات مخزن انجام میشود. هدف اصلی، تولید مخزن با کمترین هزینه میباشد. این هزینه شامل هزینه استهلاک و هزینه عملیات میباشد. در این مقاله به بررسی و ارزیابی روشهای مختلف فرازآوری مصنوعی استفاده شده در یکی از میادین نفتی جنوب از بُعد اقتصادی پرداخته شده است.
مقدمه
به تدریج و با گذشت زمان از عمر بهره برداری از یک چاه، فشار مخزن دچار کاهش می شود و این کاهش نیزخود سبب افت چشم گیر در استحصال نفت و مشکلات تولید می شود که باعث عدم جریان مناسب چاه و در اغلب موارد قطع کامل جریان به واحد های فراورشی میشود که در نهایت و در اثر عدم توجه به عامل اصلی این کاهش باعث از مدار خارج شدن چاه هایی که در لایههایی که در لایههای کم فشار هستند، میشود.
کاهش فشار جریانی چاه ناشی از دو عوامل اصلی است: -1 مشکلات عملکرد مخزن - 2 مشکلات عملکردی چاه . مشکل مخزن یعنی اینکه جریان سیال از مخزن به درون چاه با مشکل مواجه شده که با توجه به شرایط و بررسیهای که انجام میشود میتوان از طریق اسیدکاری و لایه شکافی، اسیدکاری مجدد و ... انجام شده و مشکل مرتفع می شود.
مشکل عملکرد چاه از طریق بررسی و تغییرات در قطر یا عمق لوله مغزی انجاممی شود که در این صورت اگر مشکل چاه باشد ولی با تغییر قطر یا عمق لوله مغزی برطرف نشود و تولید بهبود نیابد نیاز به استفاده از روش های بازیافت ثانویه است.
این روش ها عبارتند از سیستم بازیافت از طریق تزریق گاز، آب و یا میکروب و فرازآوری مصنوعی. با توجه به نیاز کشور به گاز و سرمایه گذاری کلان جهت تزریق گاز و همچنین زمان بربودن روش های معمول بازیافت ثانویه، تزریق گاز یا آب درکوتاه مدت عملاً امکان پذیر نیست در حالی که امروزه روش های فرازآوری مصنوعی در دنیا به سرعت در حال گسترش هستند و بیش از هشتاد درصد چاه های نفتی در دنیا به نوعی از روش های فرازآوری مصنوعی استفاده می کنند.
در به کارگیری روش های فرازآوری عواملی نظیر خواص سیال مخزن، شرایط چاه، کیفیت داده ها و اطلاعات و صرفه اقتصادی مورد توجه است و در انتخاب بهترین روش فرازآوری بسیار حائز اهمیت است. این نکته نشان می دهد که هر یک از روش های فرازآوری مصنوعی در شرایط خاصی قابل استفاده هستند و قابل جایگزینی با روش دیگری نمی باشند.
افزایش تولید از طریق بکارگیری روش های فرازآوری مصنوعی در چاه هایی که دارای مخزن با شاخص بهره دهی بسیار پایین بوده و همچنین به علت سنگین بودن ستون چاه دارای فشار بسته پایین هستند، از نقطه نظر اقتصادی و راندمان عملیات بسیار پیچیده و مشکل است. این بدان معنی است که به علت تغذیه نشدن مناسب چاه توسط مخزن و همچنین سنگین بودن دانسیته سیال تولیدی، دبی تولید طبیعی این نوع چاه ها بسیار کم بوده و در اغلب مواقع حتی سیال امکان رسیدن به سطح را ندارد. بنابراین باید بهترین روش که علاوه بر داشتن صرفه اقتصادی، کمترین هزینه نگهداری را نیز در پی داشته باشد، مورد استفاده قرار گیرد.
-1 زمین شناسی
مخزن آسماری میدان مورد مطالعه یک طاقدیس بوم رنگ شکل با 45 کیلومتر طول و 7-16 کیلومتر عرض می باشد. این مخزن از دو برآمدگی - Culmination - با دو محور متفاوت تشکیل شده است که وجود کوه های خویز و بنگستان در جوار این میدان، یک سیستم هیدرودینامیکی فعال در این میدان پدپد آورده که در نتیجه، 189 متر اختلاف در سطح تماس آب - نفت بین یال شمالی و جنوبی پدیدار گشته است.
مدل استاتیکی و زون بندی سازنده های آسماری و بنگستان بر اساس لایه بندی سازنده ها، ارزیابی های پتروفیزیکی و توصیفات زمین شناسی از نمونه های مغزه ساخته شده است به طوری که سازند آسماری به 10 زون شامل a1،a2 ،h1 ،h2 ،q ،o ،m ،l ،j و s تقسیم می گردد و سازند بنگستان به 7 زون تقسیم گردیده است .
-2 شرایط انتخاب چاهها
ابتدا بررسی های لازم از قبیل چاه آزمایی و نمودارگیری در تعدادی از چاه های میدان انجام شد و با توجه به نتایج به دست آمده مشکل حرکت سیال از مخزن به درون چاه وجود نداشته و در بررسی های بعدی باید مشکل حرکت سیال درون چاه مورد مطالعه قرار گیرد. بنابراین چاه ها به دو گروه کم فشار و پرفشار تقسیم شدند. به گونه ای که چاه هایی که بر اساس فشار جریانی سر چاهی، امکان جریان به مرحله اول تفکیک را طی حداقل 5 سال آینده دارند در گروه پرفشار و سایر چاه ها در گروه کم فشار قرار گرفته و مطالعه بر روی گروه کم فشار انجام شد. سپس چاه های کم فشار به 3 زیر گروه تقسیم شدند که در اینجا علاوه بر فشار جریانی سر چاهی، دبی چاه ها و شاخص بهره دهی هم در تقسیم بندی دخالت داده شد و از هر زیر گروه یک چاه مورد تجزیه و تحلیل قرار گرفت. سپس نتایج مطالعه به کل چاه های کم فشار تعمیم داده شد.
-3 خصوصیات مخزن
· بازه تولید چاه - خصوصیات آن در جدول 1 آمده است - که از سازند آسماری تولید می کند، 2507-2540 مترحفار و تکمیل چاه به صورت حفره باز می باشد.
· کمینه فشار جریانی سر چاهی مورد نیاز برای جریان به مرحله اول تفکیک واحد بهره برداری 700 psig می باشدکه راه اندازی چاه های مذکور علیرغم انجام چندین مرحله اسید کاری، میسر نشد.
· محاسبات انجام شده توسط نرم افزار Pipesim در مدل Black Oil انجام شد و عمق چاه2540 متر حفار
میباشد.
جدول - 1 خصوصیات سیال مخزن
