بخشی از مقاله
شبیه سازي و بهینه سازي فرازآوري مصنوعی (GAS LIFT,ESP) توسط نرم افزار Pipesim و ارزیابی اقتصادي آن در یکی از میادین نفتی جنوب
خلاصه
هدف از به کارگیري سیستم فرازآوري مصنوعی تثبیت فشار جریانی چاه براي استمرار یا افزایش تولید بوده و این مستقل از نوع روش فرازآوري مصنوعی است. با توجه به تفاوتهاي زیاد در خصوصیات سیالات مخازن مختلف، تسهیلات فراورشی موجود و شرایط جغرافیایی حاکم بر هر میدان، روش یا روش هاي مشخصی از تکنولوژي فرازآوري مصنوعی و بهینه سازي تولید، قابلیت به کارگیري خواهد داشت. در انتخاب تجهیزات فرازآوري براي یک چاه توجه به اقتصادي بودن ابزار انتخاب شده براي دستیابی به نرخ تولید مطلوب، ضروري است. بررسی فرازآوري براي یک یا گروهی از چاهها بر اساس مشخصات مخزن انجام میشود. هدف اصلی، تولید مخزن با کمترین هزینه میباشد. این هزینه شامل هزینه استهلاك و هزینه عملیات میباشد. در این مقاله به بررسی و ارزیابی روشهاي مختلف فرازآوري مصنوعی استفاده شده در یکی از میادین نفتی جنوب بُعداز اقتصادي پرداخته شده است.
مقدمه
به تدریج و با گذشت زمان از عمر بهره برداري 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 هاي 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 لایههاي کم فشار هستند، میشود.
کاهش فشار جریانی چاه ناشی از دو عوامل اصلی است: -1 مشکلات عملکرد مخزن -2 مشکلات عملکردي چاه .
مشکل مخزن یعنی اینکه جریان سیال از مخزن به درون چاه با مشکل مواجه شده که با توجه به شرایط و بررسیهاي که انجام میشود میتوان از طریق اسیدکاري و لایه شکافی، اسیدکاري مجدد و ... انجام شده و مشکل مرتفع می شود.
مشکل عملکرد چاه از طریق بررسی و تغییرات در قطر یا عمق لوله مغزي انجاممی شود که در این صورت اگر مشکل چاه باشد ولی با تغییر قطر یا عمق لوله مغزي برطرف نشود و تولید بهبود نیابد نیاز به استفاده از روش هاي بازیافت ثانویه است.
این روش ها عبارتند از سیستم بازیافت از طریق تزریق گاز، آب و یا میکروب و فرازآوري مصنوعی. با توجه به نیاز کشور به گاز و سرمایه گذاري کلان جهت تزریق گاز و همچنین زمان بربودن روش هاي معمول بازیافت ثانویه، تزریق گاز یا آب در کوتاه مدتعملاً امکان پذیر نیست در حالی که امروزه روش هاي فرازآوري مصنوعی در دنیا به سرعت در حال گسترش هستند و بیش از هشتاد درصد چاه هاي نفتی در دنیا به نوعی از روش هاي فرازآوري مصنوعی استفاده می کنند.
در به کارگیري روش هاي فرازآوري عواملی نظیر خواص سیال مخزن، شرایط چاه، کیفیت داده ها و اطلاعات و صرفه اقتصادي مورد توجه است و در انتخاب بهترین روش فرازآوري بسیار حائز اهمیت است. این نکته نشان می دهد که هر یک از روش هاي فرازآوري مصنوعی در شرایط خاصی قابل استفاده هستند و قابل جایگزینی با روش دیگري نمی باشند. افزایش تولید از طریق بکارگیري روش هاي فرازآوري مصنوعی در چاه هایی که داراي مخزن با شاخص بهره دهی بسیار پایین بوده و همچنین به علت سنگین بودن ستون چاه داراي فشار بسته پایین هستند، از نقطه نظر اقتصادي 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 تولیدي، 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 اقتصادي، کمترین هزینه نگهداري را نیز در پی داشته باشد، مورد استفاده قرار گیرد.
-1 زمین شناسی
مخزن آسماري 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 هاي ›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 بندي سازنده هاي ›آسماري‹ و ›بنگستان‹ بر اساس لایه بندي سازنده ها، ارزیابی هاي پتروفیزیکی و توصیفات زمین شناسی از نمونه هاي مغزه ساخته شده است به طوري که سازند ›آسماري‹ به 10 زون شامل ١a،٢a ،١h ،٢h ،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 هاي لازم از قبیل چاه آزمایی و نمودارگیري در تعدادي از چاه هاي میدان انجام شد و با توجه به نتایج به دست آمده مشکل حرکت سیال از مخزن به درون چاه وجود نداشته و در بررسی هاي بعدي باید مشکل حرکت سیال درون چاه مورد مطالعه قرار گیرد. بنابراین چاه ها به دو گروه کم فشار و پرفشار تقسیم شدند. به گونه اي 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 روي گروه کم فشار انجام شد. سپس چاه هاي 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 بندي دخالت داده شد و از هر زیر گروه یک چاه مورد تجزیه و تحلیل قرار گرفت. سپس نتایج مطالعه به کل چاه هاي کم فشار تعمیم داده شد.
-3 خصوصیات مخزن
• بازه تولید چاه (خصوصیات آن در جدول 1 آمده است) که از سازند آسماري تولید می کند، 2540-2507 مترحفار و تکمیل چاه به صورت حفره باز می باشد.
• کمینه فشار جریانی سر چاهی مورد نیاز براي جریان به مرحله اول تفکیک واحد بهره برداري 700 psig می باشدکه راه اندازي چاه هاي مذکور علیرغم انجام چندین مرحله اسید کاري، میسر نشد.
• محاسبات انجام شده توسط نرم افزار Pipesim در مدل Black Oil انجام شد و عمق چاه2540 متر حفار میباشد.
-4 روشهاي فرازآوري مصنوعی
اکثر مخازن نفتی از نوع حجمی هستند در صورتی که مکانیزم رانش انبساطی از گاز محلول است. مخازن نفتی نهایتاَ قادر نیستند سیالات را در دبیهاي اقتصادي تولید کنند مگر اینکه مکانیزم هاي رانش طبیعی مانند سفره آب یا کلاهک گازي یا مکانیزم حفظ فشار مانند سیلاب زنی آب یا تزریق گاز براي نگه داشتن انرژي مخزن وجود داشته باشد.[1]
تنها راه براي به دست آوردن میزان تولید بالا از یک چاه،افزایش فشار تولید رو به پایین به وسیله کاهش فشار حفره ته چاه با روش هاي فرازآوري مصنوعی است.
تقریباً % 50 از چاه هاي دنیا سیستم فرازآوري مصنوعی را نیاز دارند که بهینه سازي رشته تکمیلی چاه و استفاده از روش هاي فرازآوري مصنوعی از جملهي متداولترین روشهاي بهینهسازي تولید و کاهش افت فشارهاي مسیر تولید است که مهم ترین روش هاي فرازآوري مصنوعی به ترتیب فراوانی عبارتند از تلمبه میله اي مکشی % 79 و تلمبه الکتریکی شناور % 12 و تلمبه خلأ پیشرو % 4 و فرازآوري با گاز % 3 کل چاه هاي مجهز به فرازآوري مصنوعی در دنیا را به خود اختصاص دادهاند 2]،.[1 به طور کلی روش هاي فرازآوري که استفاده می شود به دو دسته -1 تلمبه ها (Pumps) -2 فرازآوري با گاز (Gas lift) تقسیم می شود. عمده روش هاي معمول در فرازآوري مصنوعی عبارتند از فرازآوري با گاز یا استفاده از تلمبه هاي درون چاهی
-5 فرازآوري با گاز (GAS LIFT)
فرازآوري با گاز عبارت است از تزریق گاز طبیعی همراه نفت به داخل لوله مغزي جهت کاهش چگالی سیال درون چاه یا کاهش دانسیته ستون چاه و افزایش جریان سیال به داخل چاه نهایتاًو تولید بیشتر.
در این روش با افزایش گاز در رشته تولیدي و سبک شدن ستون مایع و کاهش فشار هیدرواستاتیک ستون سیال باعث کاهش فشار جریانی ته چاه شده و افزایش تولید را به همراه دارد. بنابراین هر چه عمق تزریق گاز بیشتر باشد ستون بیشتري از سیال حاوي گاز شده و فشار جریانی ته چاه کاهش پیدا کرده و سیال بیشتري تولید می شود .[2]
-6 تلمبههاي درون چاهی:
در این نوع از فرازآوري مصنوعی که از تلمبه هاي درونچاهی استفاده میشود در عمل منبع انرژي دیگري به سیستم چاه اضافه میشود که این منابع الکتریکی یا مکانیکی هستند و بر این اساس به تلمبه هاي الکتریکی EPS و تلمبه مکانیکی SRP نامیده می شوند.
در این دسته از چاهها با توجه به پایین بودن پتانسیل تولیدي مخزن استفاده از روش هاي فرازآوري مصنوعی اعم از فرازآوري با گاز یا استفاده از تلمبه هاي الکتریکی درون چاهی ESP که داراي ظرفیت تولیدي بالایی هستند به هیچ عنوان بهینه و مقرون به صرفه نیست. نکته حائز اهمیت دیگر این است که طراحی و استفاده از روش هاي فوق منوط به در دسترس بودن اطلاعات کافی و دقیق از شرایط چاه، مخزن و خواص سیال تولیدي است .[3]
در چنین شرایطی کاربرد تلمبه هاي میلهاي مکشی SPR که داراي ظرفیت تولیدي کم و عملکرد بسیار ساده است و طراحی آنها به اطلاعات کمی از مخزن و چاه نیاز دارد از اهمیت ویژهاي برخوردار است. بکارگیري این روش امروزه در دنیا بسیار مورد توجه قرار گرفته است .[4]
تلمبهها نیز به گروه هاي زیر تقسیم می شوند:
-7 تلمبه میلهاي (Sucker rod pump)
-8 تلمبه الکتریکی غوطهور
(Electrical submersible pump) -9 تلمبه هیدرولیکی درون چاهی (subsurface hydraulic pump)
-7 انتخاب یک روش فرازآوري مصنوعی مناسب
عوامل زیادي وجود دارند که در انتخاب یکی از روشهاي فرازآوري مصنوعی مؤثر هستند؛ از مهمترین این عوامل میتوان به موارد زیر اشاره کرد:
• مشخصات مخزن و چاه: از مهمترین این مشخصات میتوان به اندازه لوله جداره تولیدي و طبیعت سیالات تولیدي اشاره کرد
• موقعیت چاه: مسافت بین تاج چاه و تسهیلات عملیاتی، حداقل فشار جریانی تاج چاه را تعیین خواهد کرد. همین عامل ممکن است باعث شود که روش فرازآوري مصنوعی از تلمبههاي الکتریکی غوطه ور به فرازآوري با گاز تغییر کند زیرا در اثر تزریق گاز به فضاي حلقوي آنالوس افت فشار بیشتري در خط لوله جریان به وجود خواهد آمد. همچنین منبع نیرویی که میتوان در محل چاه براي حرکت دادن محرك اولیه استفاده کرد، عامل دیگري است که بر طراحی تجهیزات و قابلیت هاي آنها اثر می گذارد .[5]
• مشکلات عملیاتی: روش هایی همچون فرازآوري با گاز مقدار بیشتري ذرات جامد از قبیل شن و ماسه تولید میکند.
• اقتصاد: از نظر اقتصادي، بیشترین میزان توجه به سرمایه گذاري اصلی و اولیهاي است که براي نصب تأسیسات عملیات فرازآوري مصنوعی مورد نیاز است. همچنین کسب اطلاعاتی درباره هزینه یک عملیات مناسب براي روشهاي مختلف فرازآوري کاري دشوار است. تعداد چاههاي موجود در یک میدان و نوع روش فرازآوري مصنوعی نیز بر روي هزینهها اثر میگذارد؛ یعنی هرچه تعداد چاهها بیشتر باشد هزینهها افزایش خواهد یافت. باید توجه کرد که تعداد پرسنل و کارکنانی که براي انجام عملیات استخدام می شوند در میزان هزینههاي عملیاتی تأثیر دارد .[6]
-8 تلمبه میلهاي مکشی
تلمبههاي میله اي مکشی جهت بازیافت ثانویه نفت سنگین و نیمه سنگین طراحی شده است. این نسل برخلاف نسل پیشین که به علت حرکت چکش گونه، کورس کوتاهی را طی می کرد، با داشتن کورس بین 6 تا 10 متر امکان تولید نفت را از چاه هاي با عمق متوسط 3000 تا 4500 متر و با دبی حداکثر 800 بشکه در روز فراهم نموده است.
عملکرد این تلمبهها به این صورت است که با ایجاد مکش درون ستون چاه، سبب به وجود آمدن اختلاف فشار (خلأ) شده و نفت را از درون چاه تخلیه میکنند.
لازم به توضیح است که عملکرد این تلمبه ها به صورت جابه جایی مثبت بوده و با چوك کردن مسیر تولید، امکان افزایش فشار سرچاهی براي تأمین فشار مورد نظر جهت رسیدن سیال به مرحله اول تفکیکگر را به آسانی فراهم می کنند. نکته حائز اهمیت دیگر آن است که در این نوع تلمبه ها دبی تولیدي مستقل از افزایش و یا کاهش فشار سرچاهی است [7]
-9 کاربرد تلمبههاي میلهاي مکشی
همان طور که در بخش مقدمه نیز به آن اشاره شد، این نوع تلمبه ها مناسب کارکرد در چاه هایی هستند که داراي فشار بسته سرچاهی پایینی (تقریباَ صفر) هستند و استفاده از آنها در چاههایی که داراي تولید طبیعی بالاتر از 200 بشکه در روز می باشند به هیچ عنوان پیشنهاد نمی شود.
لازم به ذکر است، از آنجایی که عملکرد کلیه تجهیزات درون چاهی به صورت مکانیکی است، لذا هزینه نگهداري آن نیز بسیار پایین بوده و براي طراحی و نصب به اطلاعات و دادههاي پیچیدهاي از مخزن و چاه نیاز نیست. اگرچه در نسل پیشین تلمبه هاي میلهاي مکشی، زماننسبتاَ طولانی 10 الی 20 روز جهت نصب دستگاه بر روي چاه نیاز بود، اما در نسل جدید این مشکلات به طور کامل برطرف شده است براي مثال نصب یک واحد تلمبه میلهاي مکشی بر روي چاه تنها 2 الی 3 روز به طول میانجامد.لازم به ذکر است که صرفه جویی در زمان نصب تنها با مزیت عدم پیچیدگی کل واحدتلمبه امکان پذیر است. حرکت مکانیکی دستگاه بدون هرگونه پیچیدگی الکترونیکی این اطمینان را براي اپراتور ایجاد می کند که بدون نگرانی از هرگونه اسیب احتمالی و با حداکثر توان، از دستگاه بهره برداري نماید .[8]
-10 مزایاي تلمبههاي میلهاي مکشی
از مهم ترین مزایاي این نسل از تلمبه ها می توان به موارد زیر اشاره کرد؛
• صرفه جویی در هزینه اقتصادي: هزینه نگهداري این نسل از تلمبه هاي فرازآوري مصنوعی، به علت نصب بر روي چاه وعدم نیاز به نصب تجهیزات الکتریکی در درون چاه، نسبت به دیگر تلمبه هاي الکتریکی درون چاهی (که مقاومت بسیار کمتري را نیز نسبت به خوردگی دارندحدوداَ) 30 درصد کمتر است.
• دسترسی آسان به تجهیزات الکتریکی: به دلیل نصب و قرارگیري موتور الکتریکی و گیربکس در سطح زمین، نگهداري، رسیدگی و هرگونه بازبینی در صورت وجود مشکل در دستگاه بسیار ساده است.
• عدم توقف تولید در صورت خاموش شدن دستگاه: امکان تولید از چاه به صورت طبیعی در زمانی که سیستم به هر دلیلی خاموش می شود، امکان پذیر است. لذا اگر به هر دلیل دستگاه خاموش شود، تلمبه میله اي مکشی سبب توقف تولید نخواهد شد .[ 9 ]
• عدم تغییر در سطح آب و نفت در داخل مخزن: این مزیت یکی از مهم ترین برتري هاي این سیستم است؛ به طوري که تلمبه هاي میله اي مکشی به هیچ وجه سبب افزایش تولید آب نشده و فقط نفت موجود در چاه را بازیافت خواهد کرد.
• امکان تنظیم تعداد ضربات دستگاه در دقیقه :(Stroke/min) کورس عمودي بلند 6 تا 10 متري این دستگاه، امکان تعیین تعداد ضربات جهت تنظیم شدت پمپاژ (که درنتیجه باعث کم و زیاد شدن دبی می شود) را با توجه به شرایط چاه، به سادگی مهیا نموده و امکان تغییر تعداد ضربات با توجه به بازهي زمانی تولید را به سادگی از 1 تا 4/5 بار در دقیقه فراهم میکند .[10]
• توانایی بازیافت ثانویه نفت تا سقف 800 بشکه در روز
• راندمان بالاي سیستم و هزینهي نگهداري پایین جهت استفاده در چاههاي عمیق و پرحجم
• نصب بسیار ساده و آسان
• مکانیزم عملکرد غیر پیچیده و مکانیکی
• بالا بودن توان سیستم (% 70)
• 20 تا 40 درصد صرفه جویی در مصرف انرژي
• وجود ترمز اضطراري و قابلیت توقف دستگاه در مواقع اضطراري
-11 تلمبه هاي الکتریکی غوطهور
تلمبه هاي الکتریکی غوطهور (ESP) براي نصب و عملیات خیلی آسان هستند. آنها می توانند حجمهاي بسیار زیادي از سیالات تولیدي مخازن را به سطح بیاورند. چاههاي کج هیچ مشکلی را براي این نوع از سیستم پمپاژي ایجاد نمیکنند.
ESPها براي عملیات خشکی (Offshore) مناسب هستند. این سیستم ها توان بالایی دارند که در شرایط سخت عمل میکنند. در تأسیسات دو جانبه و به عنوان واحدهاي تهچاهی یدکی به کاربرده میشوند و جداسازي نفت وآب ته چاهی را در برمیگیرند. روش تلمبه کردن آن ها بصورت دورانی (Centrifugal) می باشد.
سیستم ESP ترکیبی از قطعات زیر سطحی و سطحی است:
الف) قطعات زیر سطحی: تلمبه، موتور، کابل الکتریکی قطور، نشتبند، جدا کننده گاز
ب)قطعات سطحی: کنترل کننده موتوري- ترانسفورمر، کابل الکتریکی سطحی
سیستم کلی ESP مانند یک تلمبه الکتریکی که به طور معمول در کاربرد هاي صنعتی دیگر استفاده میشود، عمل میکند. در عملیات ESP، انرژي الکتریکی به موتور الکتریکی درون چاه از طریق کابل هاي الکتریکی انتقال داده میشود. این کابلهاي الکتریکی در طرف لولهي مغزي تولید رانده میشوند. کابل الکتریکی، انرژي الکتریکی مورد نیاز براي فعالسازي موتور الکتریکی درون چاه (Downhole) را فراهم میآورد. موتور الکتریکی تلمبه را به حرکت در میآورد و تلمبه انرژي را براي سیال به شکل نیروي هیدرولیکی انتقال می دهد که سیال را به سمت سطح بالا می آورد 11]،.[7
-12 اصول کارکرد تلمبه ESP
پمپهاي ESP بصورت پمپهاي دینامیکی مراحلی یا پمپهاي گریز از مرکز مراحلی ساخته میشوند. در سیستم ESP، موتور الکتریکیمستقیماً به بدنه پمپ گریز از مرکز متصل میشوند. بدین معنی که محور موتور الکتریکی مستقیماً به محور پمپ متصل میشود. بنابراین، پمپ در سرعت یکسانی همانند موتور الکتریکی میچرخد.
