[صفحه اصلی ]   [Archive] [ English ]  
:: صفحه اصلي :: تمام شماره‌ها :: جستجو :: ثبت نام :: ارسال مقاله :: تماس با ما ::
:: دوره 1391، شماره 94 - ( 8-1391 ) ::
جلد 1391 شماره 94 صفحات 0-0 برگشت به فهرست نسخه ها
بررسی پتانسیل افزایش تولید در میادین نفتی جنوب غرب ایران
چکیده:   (6584 مشاهده)
به مبحث افزایش تولید همواره از دو منظر متفاوت نگریسته شده است. منظور از افزایش تولید غالباً افزایش دبی فعلی تولید از یک مخزن است، اما این اصطلاح در برخی موارد به معنی افزایش برداشت (یا افزایش بازیافت) نیز استفاده می‌شود. در این مقاله موضوع افزایش تولید از دو منظر فوق‌الذکر و در سطوح مخزن، چاه و تأسیسات سطح‌الارضی در میادین نفتی جنوب غربی ایران مورد بررسی قرار می‌گیرد. در این راستا، نخست خواص اصلی سنگ و سیال و مکانیزم‌های تولید به‌طور اجمالی شرح داده می‌شود و سپس تفاوت‌هایی که مخازن نفتی جنوب غربی ایران از این نظر (خواص اساسی مخزن) با یکدیگر دارند بررسی می‌شوند. در واقع با مقایسه تعدادی از میادین نفتی جنوب غربی ایران از نظر ویژگی‌های سنگ و سیال و مکانیزم‌های تولید مشخص می‌شود که آیا می‌توان نسخه واحدی برای توسعه و افزایش تولید از این مخازن ارائه کرد یا اینکه در هر مخزن نیازمند تشخیص درست گلوگاه‌های تولید و ارائه نسخه منحصر به‌فرد در جهت افزایش پتانسیل‌ تولید و راهکارهای تحقق آنها هستیم. 1- پارامترهای اساسی مخازن به‌طور معمول هرچه تخلخل و تراوایی سنگ در یک مخزن بیشتر باشد، خواص مخزنی سنگ بهتر است. به علاوه از دیدگاه مخزنی هر چه درجه API نفت مخزن بالاتر باشد (در صورتی که آسفالتین موجود در نفت مخزن ناچیز باشد)، خواص سیال مخزن نیز مناسب‌تر است. مکانیزم‌های رانش طبیعی (اولیه) شامل رانش توسط گاز محلول در نفت1 ، رانش توسط کلاهک گازی2 ، رانش توسط سفره آبی3 ، رانش توسط ریزش ثقلی4 و انبساط سنگ و سیال5 می‌باشند. معمولاً یک یا چند مکانیزم از این موارد در تأمین انرژی مخزن در اثر برداشت نفت عمل می‌کنند. از دیگر عوامل بسیار مهم که بر دبی و برداشت (بازیافت) نهایی تأثیر مهمی می‌گذارند، عمق و فشار اولیه مخزن (انرژی اولیه) است. طبیعتاً هر چه عمق مخزن کمتر و فشار اولیه آن بیشتر باشد تولید از آن آسانتر و بیشتر خواهد بود. 2- مقایسه پارامترهای اساسی میادین نفتی جنوب غربی ایران میادین عمده‌ی جنوب غربی ایران در طیف نسبتاً وسیعی از لحاظ ویژگی‌های مخزنی (خواص سنگ و سیال مخزن و مکانیزم تولید) قرار می‌گیرند. عمدتاً میادین نفتی جنوب‌غربی ایران در سازندهای آسماری و گروه بنگستان (شامل سازند ایلام و سروک) قرار گرفته‌اند. سازندهای آسماری و بنگستان به لحاظ جنس سنگ بسیار متفاوت هستند. در ضمن به دلیل تفاوت در عمق این سازندها و همچنین سنگ منشاء تولید نفت و دلایل بسیار دیگر، نوع نفت موجود در این مخازن نیز با هم متفاوت است. از طرفی این ویژگی‌های متفاوت در سنگ (ماتریس و شکاف) و سیال سازندها و نیز وضعیت سفره‌های آبی موجب شده است که مکانیزم رانش در میادینی که در سازند آسماری واقع شده‌اند با میادینی که در سازند بنگستان واقع شده‌اند متفاوت باشد. به عنوان نمونه در میدان مارون تخلخل سنگ (ماتریس) در لایه‌های ماسه‌ای آسماری در حدود 3 برابر بنگستان و تراوایی سنگ (ماتریس) نیز در لایه‌های ماسه ای در حدود 1000 برابر بنگستان است. خواص شکاف‌ها در دو مخزن آسماری و بنگستان این میدان نیز بسیار متفاوت است؛ به‌طوری که تراوایی شکاف‌ها و دانسیته‌ی آنها و نیز نفت درجای شکاف‌ها نسبت به حجم کل نفت در آسماری نیز چندین برابر بنگستان است. مقایسه خواص سیال این دو مخزن نشان می‌دهد که سازند آسماری میدان مارون یک مخزن اشباع با کلاهک گازی بسیار بزرگ است، در صورتی که سازند بنگستان این میدان یک مخزن زیر اشباع (فشار مخزن بالاتر از فشار حباب) است که میزان قابل توجهی آسفالتین در نفت آن موجود است. همچنین مکانیزم‌های رانش در مارون آسماری علاوه بر انبساط سنگ و سیال مخزن و رانش سفره‌ی آبی نسبتاً قوی آن، شامل انبساط کلاهک گازی، گاز محلول و نیز ریزش ثقلی است؛ در صورتی که در بنگستان مارون غیر از مکانیزم‌های انبساط سنگ و سیال تنها یک سفره‌ی آبی ضعیف تأمین‌کننده‌ی فشار آن می‌باشد (جدول 1). این مثال به خوبی نشان می‌دهد که دو مخزن موجود در یک میدان نفتی می‌توانند به طور کامل متفاوت از یکدیگر رفتار کنند. بنابراین لازم است مدیریت مخزن، مدیریت چاه‌ها و استراتژی تولید از هر یک از دو مخزن به صورت کاملاً متفاوت با یکدیگر راهبری شود. هم چنین میادین عمده‌ی جنوب‌غرب ایران، از غرب به شرق دارای طیف وسیعی از خواص سنگ و سیال و ویژگی‌های مخزنی هستند (شکل 1). مخازن آسماری میادین غربی این حوزه شامل اهواز، منصوری، شادگان، مارون و کوپال دارای لایه‌های ماسه‌ای هستند که از اهواز تا کوپال این لایه‌های ماسه ای کمرنگ‌تر شده، به طوری که در آغاجاری لایه‌‌ی ماسه‌ای دیگر دیده نمی‌شود. وجود این لایه‌های ماسه‌ای به دلیل خواص سنگ بسیار خوب، تأثیرات زیادی در مکانیزم‌های تولیدی مخزن دارد. سنگ مخزن آسماری میادین اهواز، شادگان و منصوری به دلیل غالب بودن لایه‌های ماسه‌ای نسبت به لایه‌های کربناته (شامل آهک و دولومیت) دارای تخلل و تراوایی بسیار بالایی است و ناهمگنی سنگ6 کمتر از مخازن دیگر است. تخلل و تراوایی بالا و همگنی سنگ موجب می‌شود تا میزان ضریب بازیافت نفت7 (نسبت نفت قابل استحصال نسبت به کل نفت در جای اولیه) در این مخازن بالا باشد. یکی دیگر از فاکتورهای بسیار مهم در میزان دبی تولیدی و میزان بازیافت نفت، میزان شکاف‌‌خوردگی سنگ و خواص شکاف‌های هر مخزن است. مخزن کرنج نمونه‌ای بارز از تأثیر شکاف‌ها در عملکرد مخزن است. به‌نظر می‌رسد نسبت دبی تولیدی میدان در حالت تثبیت دبی8 به میزان نفت درجای اولیه، معیار عمومی مناسبی از وضعیت کلی مکانیزم‌های حاکم بر تولید مخزن وخواص سنگ و سیال به دست دهد. در شکل 2 مقدار این پارامتر برای 13 مخزن در حوزه‌ی مورد بررسی ارائه شده است. در میان این مخازن؛ مخازن آسماری شادگان، منصوری، اهواز، رگ سفید، آغاجاری و مخازن بنگستان اهواز و مارون در مدت مورد بررسی با تخلیه طبیعی و کرنج، مارون آسماری، کوپال آسماری، گچساران و بی‌بی‌حکیمه تحت تزریق گاز بوده‌اند. این در حالی است که در میدان پازنان بازگردانی گاز خشک به کلاهک انجام می‌شود. 3- بررسی دلایل تفاوت تولید در میادین جنوب غربی ایران دلایل تفاوت تولید در میادین جنوب‌غربی ایران را با بیان نیمه فنی و مقایسه چند مخزن می‌توان این‌گونه توجیه نمود. در صورت یکسان بودن خواص سیال دو مخزن، هنگامی که تخلل سنگ یک مخزن بالاتر از مخزن دیگر باشد، بدان معنی است که در حجم یکسانی از سنگ مخزن نفت بیشتری برای برداشت در دسترس است و نفت درجا در گسترده‌ی وسیعی از سنگ‌ها پراکنده نشده است. در بحث تراوایی، هر چه تراوایی سنگ مخزن بیشتر باشد، نفت آسانتر به سمت چاه حرکت کرده و تولید می‌شود. از دیدگاه فنی حرکت آسانتر سیال به دو معنی است. حرکت سیال با افت فشار کمتر به سمت چاه و یا تولید نفت بیشتر با افت فشار ثابت وارد شده به مخزن. اما تراوایی تأثیرهای دیگری نیز دارد. هنگامی که دو مخزن با خواص سیال یکسان به سفره‌ی آبی یکسان متصل باشند، هنگام برداشت نفت از این دو مخزن ستون سیال کاهش یافته و فشار افت پیدا می‌کند. این به آن دلیل است که تمام سیالات موجود در تله نفتی اعم از آب و نفت و گاز در تعادل فشاری با یکدیگر هستند. آب از ناحیه پر فشار آبده به سمت قسمت نفتی با فشار کمتر شروع به حرکت می‌کند. در مخزنی که تراوایی سنگ بالاتر است و سنگ به راحتی اجازه‌ی عبور سیالات را می‌دهد، حجم آب بیشتری می‌تواند وارد مخزن شود و حجم آب کافی وارده به مخزن نیز از افت فشار ستون نفتی جلوگیری می‌کند. در واقع به ازای برداشت هر بشکه نفت از ستون نفتی، به همان میزان آب وارد بخش نفتی می‌شود. این عامل موجب می‌شود که سفره آبی شبیه به یک پیستون طبیعی عمل‌کند و دبی تولیدی از مخزن تا سال‌ها حفظ شود. از طرفی سنگ به دلیل تراوایی بالا دارای حفرات درشت‌تری است که اجازه ورود آب به حفرات را داده و موجب می‌شود تا نفتی که به دیواره‌ی سنگ چسبیده است جابجا شود. همچنین این شسته‌شدن نفت به وسیله‌ی آب موجب می‌شود که ضریب برداشت نهایی از مخزن بسیار بالاتر باشد. حال مدیریت دو مخزن با خواص سیال، سفره آبی، شرایط اولیه، ضخامت و نفت درجای یکسان، یکی با تخلخل و تراوایی بالا و دیگری پایین را از دیدگاه عملیاتی بررسی می‌کنیم. واضح است که با فرضیات بالا، مخزن با تخلخل کمتر دارای ابعاد سطحی (طول و عرض) بزرگتری است. از طرفی این مخزن چون دارای تراوایی پایین‌تری است افت فشار در چاه‌های آن نیز بیشتر است. بنابراین اگر برنامه‌ی تولید به عنوان مثال در سقف 200 هزار بشکه نفت در روز برای مدت زمان اقتصادی بهره‌برداری از دو میدان در نظر گرفته شود، در میدان اول که دارای تخلل و تراوایی پایین‌تری است باید چاه‌های بیشتری حفر شود تا نفت با انرژی طبیعی مخزن به سر چاه جریان یابد. از طرف دیگر به علت گستردگی مخزن اول، چاه‌ها در محدوده‌ی بسیار بزرگی پراکنده‌ می‌شوند که در نتیجه هزینه‌های حفاری‌، خطوط لوله، پمپ و سایر تأسیسات فرآورشی را بالا می‌برد. گذشته از تأثیراتی که به آنها اشاره شد، پس از مدتی حفر چاه‌های بیشتر در مخزن اول (با خصوصیات مخزنی پایین‌تر) تأمین‌کننده‌ی دبی برنامه شده تولید نیست و افت تولید به تدریج آغاز می‌شود. این امر ناشی از عدم ورود آب کافی از آبده به مخزن و عدم تأمین انرژی مخزن است. در چنین شرایطی برنامه‌ی جدید نگهداری فشار با هدف تزریق آب و یا گاز به اجرا در می‌آید که خود هزینه‌های بسیار سنگینی را تحمیل می‌کند. این هزینه‌ها شامل حفر چاه‌های تزریقی، تأسیسات سطح‌الارضی تزریق اعم از پمپ‌ها، خطوط لوله نفت، کمپرسورها، مراکز فرآورشی و هزینه‌ی خود سیال تزریقی است. به غیر از این موارد از دیدگاه فنی نیز تفاوت‌های بسیار دیگری در این دو مخزن به وجود خواهد آمد که در این مقاله مجال بررسی آنها وجود ندارد. حال تا حدودی روشن می‌‌شود که چرا در مخازنی مانند آسماری اهواز با وجود این که مخزن تا‌کنون نزدیک به نیمی از نفت درجای اولیه خود را تولید کرده، هم‌اکنون نیز با دبی در حدود 600‌هزار بشکه در روز در حال تولید بوده و سالیانه کمتر از 5/0‌پام افت فشار دارد. این در صورتی است که هیچ‌گونه عملیات نگهداری فشار و یا ازدیاد برداشت (EOR) بر روی این مخزن انجام نمی‌شود. 4- چالش‌ها و راهکارهای افزایش تولید 4-1- مخازن آسماری با لایه‌های ماسه‌ای با توجه به مطالبی که به آنها اشاره شد مشخص می‌شود که در مخازنی همانند آسماری اهواز، منصوری و شادگان که دارای لایه‌های عمده‌ی ماسه‌ای با خصوصیات سنگ مخزنی مطلوب هستند، جهت افزایش تولید و افزایش برداشت نفت با گلوگاه‌ها و به تبع آن راه حل‌هایی متفاوت از میادین شرقی‌تر در ناحیه جنوب‌غربی ایران روبرو هستیم. این‌گونه میادین تأمین فشاری بسیار مطلوبی توسط آبده خود داشته و ضریب برداشت طبیعی بالایی نیز در اثر شسته شدن نفت موجود در سنگ مخزن در اثر وارد شدن آب به درون ماتریس (سنگ) دارند. عواملی که تولید از این‌گونه مخازن ماسه سنگی را دچار مشکل می‌سازد بیشتر مربوط به چاه‌ها و تأسیسات سطح‌الارضی است و نه در واقع خود مخزن. در واقع مشکلاتی همانند حرکت دانه‌های شن سنگ مخزن و وارد شدن به درون چاه و تأسیسات و نیز امکان تولید از این‌گونه مخازن با درصد آب بالا (در چاه‌ها و تأسیسات فراورشی و نمک‌زدایی) چالش‌های عمده‌ی تولید از این میادین هستند. کنترل شن تولیدی راه حل‌های متفاوتی دارد و در مهندسی بهره‌برداری تکنولوژی‌های متعددی برای آن وجود دارد. اما امکان تولید نفت با درصد بالای آب نیازمند طراحی واحدهای فراورش نفت و به‌طور خاص واحدهای ویژه‌ی نمک‌زدایی از نفت است. در بخش چاه‌ها نیز در صورت افت فشار چاه‌ها به علت سنگین شدن ستون سیال درون چاه در اثر بالارفتن آب درون ستون (ستونی به ارتفاع در حدود 2500 متر)، استفاده از فرازآوری مصنوعی ضروری خواهد بود. در واقع با اتخاذ این اقدامات، امکان ورود بیشتر آب از سفره‌ی آبی به لایه‌ی نفتی در اثر افت فشار ستون نفتی فراهم خواهد شد. در شرایط کنونی تا زمانی که افت فشار محسوس در این‌گونه مخازن ایجاد نشود، نیروهای طبیعی به خوبی تأمین‌کننده‌ی افت انرژی مخزن بوده و درصد بازیافت نیز بسیار بالاست. 4-2- مخازن آسماری با لایه‌های کربناته و ماسه‌ای اگر کمی به سمت شرق حرکت کنیم، به مخازن آسماری میادین مارون و کوپال می‌رسیم. این مخازن حد واسط مخازن با لایه‌های عمده‌ی ماسه‌ای و مخازن کربناته هستند. مخزن آسماری مارون یکی از مخازنی است که کاملاً به صورت لایه‌ای عمل می‌کند. بدین صورت که لایه‌ها یکی در میان کربناته و ماسه‌سنگ هستند. این وضعیت موجب می‌شود که تولید نفت از لایه‌های ماسه‌ای که دارای خصوصیات مخزنی بسیار بهتری هستند با دبی بالاتری صورت گرفته و به تبع آن ورود آب به این لایه‌ها با سرعت بسیار بیشتری صورت پذیرد که در نتیجه فشار هر لایه با لایه‌ی پایینی متفاوت است. در این‌گونه مخازن، آبده در لایه‌های ماسه‌ای بسیار خوب عمل می‌کند، ولی در لایه‌های کربناته راندمان جارویی9 پایین‌تری وجود دارد و در مقابل به دلیل وجود کلاهک گازی و ناحیه‌ی عظیم گاز زده، در لایه‌های کربناته مخزن ریزش ثقلی فعال است. تاریخچه‌ی این مخزن نشان می‌دهد که لایه‌های کربناته با زمان دچار افت فشار شدیدتری شده‌اند، این در حالی است که از زمان تزریق گاز (1368 شمسی) در بیشتر لایه‌های کربناته مخزن فشار تثبیت شده است و با وجود تولید قابل توجه از سال 1368 تا به امروز، فشار در اکثر نواحی مخزن به خوبی تأمین گردیده است. در این‌گونه مخازن به دلیل پیچیدگی‌های فوق‌العاده ساختمانی، اخذ و پایش دائمی ‌داده‌های تخصصی مخزنی از اهمیت بسیاری در مدیریت چاه‌ها و مخزن برخوردار است. داده‌های اولیه‌ای از قبیل دبی روزانه آب، گاز و نفت در هر چاه و درصد مشارکت تولید نفت از هر لایه مخزنی بسیار حائز اهمیت هستند. در این مخازن روش‌های تکمیل ویژه‌ی چاه10 و امکانات تولید با درصد آب بالا11 در چاه‌ها (با فرازآوری مصنوعی اعم از پمپ درون چاهی و یا فرازآوری با گاز) و تأسیسات سطح‌الارضی در افزایش برداشت و تولید بسیار مؤثر هستند. 4-3- مخازن کربناته آسماری سنگ مخزن در میادین عمده‌ی شرقی‌تر فروافتادگی دزفول12 شامل میادین آغاجاری، بی‌بی‌حکیمه و گچساران کاملاً از نوع کربناته است. این مخازن همانند لایه‌های کربناته در کوپال و مارون شکاف‌دار هستند. به دلیل خواص مخزنی ضعیف‌تر ماتریس در این سنگ‌ها نسبت به ماسه‌سنگ‌ها، آب به ماتریس (که عمده‌ی نفت در آن است) وارد نمی‌شود و از طریق شکاف‌ها ماتریس را دور زده و وارد چاه‌ها می‌شود و تولید آب را در چاه به شدت بالا می‌برد. در مخزنی مثل گچساران که سابقه‌ی طولانی تزریق گاز دارد، فشار مخزن در اثر تزریق گاز به خوبی تأمین شده است. تزریق گاز در این‌گونه مخازن با ثابت نگه داشتن فشار و یا بالا بردن آن از افت دبی به علت کاهش فشار مخزن جلوگیری می‌کند. از طرفی در فشارهای بالا به دلیل کم شدن نیروی کشش سطحی13 بین گاز و نفت، فشار مویینگی14 گاز-نفت کاهش می‌یابد و در اثر کاهش فشار مویینگی مکانیزم ریزش ثقلی فعال‌تر شده و گاز می‌تواند به ماتریس وارد و نفت را به سمت پایین جارو کند. این مکانیسم می‌تواند تا حد بسیار بالایی ضریب برداشت در این گونه مخازن را افزایش دهد. از طرف دیگر با تزریق گاز در کلاهک گازی و افزایش فشار مخزن، امکان ورود آب به شکاف‌ها در سفره‌ی آبی بسیار کمتر شده و از تولید آب در چاه‌ها جلوگیری می‌شود. در واقع فشار بالای کلاهک گازی شبیه به یک پیستون، نفت را به سمت پایین جارو می‌کند و از ورود آب به شکاف‌ها از پایین لایه‌ی نفتی به سمت بالا جلوگیری می‌کند. قبلاً توضیح داده شد که در این‌گونه مخازن با خصوصیات مخزنی ضعیف، آب در ماتریس به صورت جزئی وارد می‌شود که ضریب برداشت پایینی نیز دارند. با جلوگیری از ورود آب به چاه‌ها، بسیاری از مشکلات افت فشار چاه‌ها در اثر سنگین شدن ستون آنها نیز کاهش می‌یابد. با مقایسه‌ی چند مخزنی که تاکنون شرح مختصری بر آنها داده شد به خوبی مشخص می‌شود که در مخزنی مثل اهواز آسماری ورود هر چه بیشتر آب (البته با شرایط کنترل شده) در راستای افزایش برداشت و افزایش تولید است و راهکارهای پیشنهادی برای مدیریت مخزن در سمت و سویی قرار می‌گیرد که بتوان از آبده طبیعی حداکثر استفاده را نمود، ولی در میدان گچساران به دلیل راندمان بسیار پایین آب در جابجایی نفت و در مقابل راندمان بالای گاز در افزایش برداشت، کل مدیریت مخزن به سوی استفاده هر چه بیشتر از گاز و جلوگیری از ورود آب به مخزن متمرکز می‌گردد. لذا در مخازنی که تزریق گاز به عنوان راهکار فنی تولید مطرح می‌شود تأمین گاز تزریقی و استفاده از تکنولوژی روز دنیا در پایش دائمی میزان تولید هر فاز (آب، گاز و نفت) در چاه‌ها و کنترل دقیق سطح تماس گاز-نفت و آب-نفت با حفر چاه‌های مشاهده‌ای مناسب و کافی، تأثیر بسیار زیادی در مدیریت تولید از این مخازن دارد. 4-4- مخازن بنگستانی مخازن بنگستان میادین نفتی جنوب‌غربی ایران عموماً زیر اشباع هستند (فشار زیر فشار نقطه حباب و فاقد کلاهک گازی). نفت این مخازن آسفالتینی بوده و وجود آسفالتین در چاه‌ها مشکلات عمده‌ای را برای تولید ایجاد می‌کند. سنگ مخزن این مخازن خواص مخزنی پایینی دارد و به دلیل عدم وجود مکانیزم‌های تولیدی مثل رانش کلاهک گازی، آبده قوی و یا ریزش ثقلی، مکانیسم رانش مناسبی برای جبران فشار در مخزن وجود ندارد. به همین دلیل افت فشار این مخازن با تولید نفت بسیار بالاست؛ از طرفی به دلیل حساسیت زیاد ذرات آسفالتین به تغییرات ترکیب نفت مخزن، تزریق گاز و یا آب در این‌گونه مخازن با ریسک بالای رسوب آسفالتین در مخزن همراه است. چرا که در صورت رسوب گسترده‌ی آسفالتین در مخزن عملاً عمده‌ی نفت مخزن نیز غیر قابل تولید خواهد بود. مطالعات دقیق ترمودینامیکی جهت یافتن بهترین شرایط تولید از این مخازن و نیز تزریق سیالات مناسب در مخزن برای جبران افت فشار مخزن به نحوی که رسوب آسفالتین نیز در این مخازن رخ ندهد، از جمله راهکارهای آینده‌ی تولیدی این مخازن است. از طرف دیگر در مقیاس چاه نیز استفاده از روش‌های مناسب فرازآوری مصنوعی و نیز روش‌های ممانعت از رسوب آسفالت در دیواره‌ی چاه می‌تواند به افزایش تولید و برداشت کمک کند. لازم به ذکر است که در این‌گونه مخازن به دلیل افت فشار زیاد در شعاع تخلیه‌ی چاه‌ها و نیز به دلیل این که بخش‌های مختلف مخزن ارتباط خیلی قوی با یکدیگر ندارند، برای حفظ تولید نیاز به حفر چاه‌های بیشتری است. کاملاً واضح است که مدیریت مخازن بنگستانی که نفت درجای بسیار زیادی را نیز در خود جای داده‌اند، بسیار مشکل‌تر و نیازمند مطالعات بسیار دقیق‌تری جهت افزایش برداشت است. نتیجه‌گیری • در بسیاری از موارد رفتار و مکانیزم تولید مخازن نفتی جنوب‌غربی ایران با یکدیگر متفاوت است و این تفاوت رفتاری بیشتر ناشی از تفاوت در پارامترهای اساسی مخازن است، نه تفاوت در تکنولوژی و یا روش برداشت از این مخازن. • جهت برداشت صیانتی، باید هر مخزن را به صورت جداگانه و منحصر به‌فرد مورد مطالعه قرار داد و نسخه تولیدی یک مخزن را لزوماً نمی‌توان برای مخازن دیگر به‌کار گرفت. • افزایش پتانسیل تولید در مخازنی که ماتریس آنها دارای خواص مخزنی مناسب است (مخازن دارای لایه‌های ماسه‌ای) امکان‌پذیر است. در مخازن کربناته نیز پتانسیل افزایش برداشت به معنای افزایش بازیافت نهایی وجود دارد و افزایش دبی در بسیاری از این مخازن غیر صیانتی است. • تجربه تولید یک قرن اخیر میادین نفتی جنوب‌غربی ایران نشان داده است که جهت شناخت ویژگی‌های اساسی و مکانیزمی یک مخزن، حفر چندین چاه توصیفی و مشاهده‌ای و گذشت چند سال تولید از مخزن ضروری است. پیش از اخذ داده‌های کافی از خواص سنگ و سیال و نیز تولید و فشار از مخزن، پیشنهاد هرگونه برنامه توسعه مخزن (MDP) به احتمال بسیار زیاد با خطای بزرگی همراه است. • متأسفانه سیاست‌های تولید محور سا‌ل‌های گذشته مخازن مختلف (در شرایط جنگ و یا در شرایط مشکلات اقتصادی) نشان می‌دهد که توسعه و تولید بسیاری از مخازن بدون اخذ کافی داده‌های مخزنی و چاهی و بدون حفر چاه‌های کافی مشاهده‌ای جهت کنترل دقیق سطوح تماس صورت گرفته است. این روش توسعه، مطالعه دقیق و علمی مخازن را برای برنامه‌ریزی بلندمدت با مشکلات عدیده‌ای مواجه می‌کند.
     
نوع مطالعه: پژوهشي |
دریافت: ۱۳۹۲/۸/۲۷ | پذیرش: ۱۳۹۲/۹/۲۴ | انتشار: ۱۳۹۲/۹/۲۴
ارسال نظر درباره این مقاله
نام کاربری یا پست الکترونیک شما:

کد امنیتی را در کادر بنویسید >



XML     Print


Download citation:
BibTeX | RIS | EndNote | Medlars | ProCite | Reference Manager | RefWorks
Send citation to:

بررسی پتانسیل افزایش تولید در میادین نفتی جنوب غرب ایران. ماهنامه علمی- ترویجی اکتشاف و تولید نفت و گاز. 1391; 1391 (94)

URL: http://ekteshaf.nioc.ir/article-1-220-fa.html

دوره 1391، شماره 94 - ( 8-1391 ) برگشت به فهرست نسخه ها
ماهنامه علمی- ترویجی اکتشاف و تولید نفت و گاز Scientific-Propagative Journal of Exploration & Production Oil & Gas
Persian site map - English site map - Created in 0.133 seconds with 779 queries by yektaweb 3414