ماهنامه اکتشاف و تولید نفت و گاز
پیاپی 95 (آبان 1391)

کشف نفت در مسجد سلیمان و متعاقب آن پیدایش صنعتی جدید در ایران با محوریت تولید و صادرات نفت خام اگرچه می توانست بنیانهای اقتصاد ملی ایران را به سوی به روز شدن و پیشرفت فراگیر هدایت کند اما سیاست های اقتصادی بکار گرفته شده، نتیجه ای جز اتکای هرچه بیشتر ساختارهای اقتصاد ایران به درآمدهای ناشی از صادرات نفت خام در پی نداشت. با اجرای ناقص برنامه های توسعه اقتصادی و نسخه های غیر علمی بانک جهانی و صندوق بین المللی پول متاسفانه تنیدگی نیمبند اقتصاد ایران با درآمدهای ناشی از نفت خام به وابستگی ساختاری تبدیل شده و این نقش از سوی ساختارهای اقتصاد داخلی ایران نیز پذیرفته شد. در خلال سال های نخست پس از پیروزی انقلاب اسلامی نیز اگرچه باورها و اندیشه مسلط بر اقتصاد ایران دچار تغییر و تحول بنیادینی شد اما به دلیل اختلال های طبیعی در سطح ثبات سیاسی و به ویژه وقوع جنگ تحمیلی 8 ساله، اعمال اندیشه صیانت از ثروت ملی و تحقق آرزوی پایان دادن به خام فروشی نفت به درازا کشیده شد. اکنون چند سالی است که در سطوح عالی کشور ضرورت پایان دادن به روایت تلخ خام فروشی نفت جدیتر از گذشته مطرح شده است و این نشان از عزم راسخ ایران برای تحقق این آرمان دیرینه دارد. ولی در این مقطع با این پرسش مهم روبرو هستیم که آیا اقتصاد ایران برای قطع خام فروشی نفت به سطح شایسته ای از آمادگی و تجهیز رسیده و اینکه با چه ساز و کاری باید اندیشه خداحافظی با اقتصاد خام فروشی نفت را محقق کرد؟ واقعیت این است که جهت دستیابی به این آرمان، حرکت در جاده تولید علم و تلاش برای ایجاد نهضتی ملی در عرصه تولید دانش بومی یکی از ضروریات و بنیادیترین راهبردهای ممکن است. در همین راستا رهبر معظم انقلاب اسلامی رسیدن به باور و موقعیت توقف خام فروشی مواد خام و معدنی را بسیار مهم ارزیابی و تاکید کرده اند که رسیدن به این شرایط، با تکیه بر دانش فنی و از طریق شرکت های دانش بنیان امکان پذیر است. در همین خصوص ایشان در سخنانی که باید نصب العین مسئولان قرار گیرد فرمودند: «تولید ثروت از طریق منابع تمام شدنی همچون نفت، خود فریبی است و خام فروشی دامی است که میراث سال های متمادی قبل از انقلاب بوده و متاسفانه کشور گرفتار آن شده است و باید تلاش شود که ملت ایران از این تله نجات پیدا کند.» این سخنان به خوبی می تواند نگاه هر ایرانی را به سوی مسیر نجات بخش کشور یعنی پیدایش نهضت تولید علم هدایت کند. برای رسیدن به سطح توانمندی مطلوبی که اقتصاد ایران را بدون اتکا به نفت خام - یعنی عامل حداقل 50 ساله تامین درآمدهای کشور – همچنان به سوی تعالی و پیشرفت رهنمون سازد، نخست باید در درون همین صنعت، نهضتی برای تولید دانش به وجود آید تا علاوه بر اینکه شتاب لوکوموتیو اقتصاد ایران کماکان با موتور محرکه صنعت نفت تامین شود، دانش تولیدی در حوزه نفت و گاز با کاربست در دل همین حوزه بسیار سریع تر بتواند کشور را به سطح قابل قبولی از استقلال علمی و تخصصی برساند. استقلالی که در نهایت به همان اندیشه «توقف خام فروشی» منتهی می شود. در صنعت نفت و به طور خاص در مجموعه شرکت ملی نفت ایران که مسئولیت تولید و صادرات نفت خام و گاز طبیعی کشور را بر عهده دارد، دانشگاه صنعت نفت و پژوهشگاه صنعت نفت به عنوان نهادهای دانش محور این صنعت با چابکی و درک درست از الزامات و شرایط پیش رو به تولید دانش های بومی کاربردی مشغول اند. اما طی سالهای اخیر و به دلیل رویکرد مدیریتی شرکت ملی نفت ایران که راه قطعی و بدون خطای دستیابی به تعالی صنعتی را تولید دانش میداند، نهضتی فراگیر برای تولید دانش و اتصال علم و داده های علمی به خطوط صنعتی و تاسیسات و تجهیزات عملیاتی در سطح شرکت های تابعه ایجاد شده است که به فضل الهی از برکت همین نهضت دانش بنیان در شرکت های تابعه شرکت ملی نفت ایران طی چند سال اخیر بسیاری از اقلام صنعتی و روش های فنی عملیات تولید، فرآورش، ذخیره سازی و صادرات نفتخام یا گاز طبیعی که طی حدود 104 سال علت و عامل نیازمندی صنعت نفت ایران به دانش غیر بومی و متخصصان خارجی بوده در درون کشور بومی سازی شده و بی تردید جایگاه استقلال ایران را در صنعت نفت جهان به صورت آشکاری ارتقا داده است. در همین راستا و در اظهار نظری آشکار مهندس احمد قلعه بانی معاون وزیر و مدیرعامل شرکت ملی نفت ایران، با تاکید بر برنامه ریزی جهت اجرای کامل سیاست جلوگیری از خام فروشی نفت عنوان کرد: «امیدواریم به روزی برسیم که حتی قطرهای نفت خام صادر نکنیم.» پس باید به این حقیقت اعتراف کرد که اندیشه ایجاد ارزش افزوده بیشتر از منابع هیدروکربوری و جلوگیری از خام فروشی توسط تصمیم گیران و مدیران شرکت ملی نفت ایران با جدیت درپیش گرفته شده و جزو راهبردهای اساسی و کلیدی شرکت ملی نفت ایران محسوب می شود. اگر قرار باشد به اقتصادی بدون صادرات نفت خام فکر کنیم باید برای رسیدن به سطح علمی و دانشی آن موقعیت، نخست پایه های تولید دانشهای مرتبط با صنعت نفت را مستحکم کرده و برای بهره برداری عالمانه از ذخیره های انبوه نفت و گاز اندیشه های واقع گرایانه طرح کنیم. در این میان در سطوح میانی جامعه ایران بعضا با افرادی مواجه می شویم که گمان میکنند جدا شدن یک شبه از اقتصاد وابسته به نفت امکانپذیر است. اما بیگمان طی این مسیر نیازمند کسب دانش و مهارت های لازم است که طی یک فرآیند چندین ساله حاصل خواهد شد. این واقعیت را باید پذیرفت که برای رسیدن به این موقعیت خطیر و سرنوشت ساز، تولید دانش در درون صنعت نفت و توسط پژوهشگران ایرانی رمز تعالی اقتصادی و در راستای نیل به آرمان اقتصاد بدون اتکا به نفت است.

براساس ماده 125 قانون برنامه پنجم توسعه کشور، وزارت نفت مجاز است با ایجاد فضا و شرایط رقابتی، نسبت به صدور پروانه اکتشاف، توسعه و تولید مورد نیاز برای توسعه میدان های نفت و گاز و افزایش تولید صیانتی با حفظ ظرفیت تولید سال 1389 تا سقف تولید اضافه روزانه یک میلیون بشکه نفت خام اقدام نماید. نکته حائز اهمیت در این قانون تاکید بر افزایش تولید به میزان یک میلیون بشکه در روز و استفاده از تمامی روش های ممکن برای دستیابی به این مقدار است. در فاز بهره برداری، بهبود بازیافت نفت مستلزم به کارگیری روش هایی برای برطرف کردن مشکلات یا بهینه کردن موضوعات مرتبط با سه جزء اصلی سیستم تولید، یعنی مخزن، چاه و تاسیسات سطح الارضی است. این روش ها را به ترتیب روش های مخزن محور (همانند تزریق آب یا گاز)، چاه محور (همانند فناوری حفاری و تکمیل چاه یا فرازآوری مصنوعی) و تاسیسات محور (همانند بهینه سازی تاسیسات نمک زدایی) مینامند. وجه تمایز این سه دسته در مدت زمان و هزینه دستیابی به تولید بیشتر است. از این رو روش های چاه محور، تاسیسات محور و مخزن محور روش های بهبود تولیدی هستند که به ترتیب در کوتاه مدت (شش ماه تا یک سال)، میان مدت (دو تا سه سال) و بلندمدت (سه تا پنج سال) به افزایش تولید می رسند.

آمریکا در سال 2011 پس از عربستان سعودی و روسیه با تولید روزانه 8/7 میلیون بشکه نفت خام سومین تولیدکننده نفت خام و با مصرف روزانه 8/18 میلیون بشکه بزرگترین مصرف کننده نفت خام جهان بوده است. با توجه به ذخایر اندک نفت خام آمریکا (رتبه 29ام جهان) و در راستای تامین امنیت عرضه انرژی، شرکت های آمریکایی حضور چشمگیری در کشورهای نفتخیز جهان دارند. نگاهی گذرا به صنایع نفت و گاز کشورهای نفتخیز حوزه خلیج فارس و دریای خزر نیز موید این موضوع است. شرکت های آمریکایی هم اکنون در 41 پروژه در کشورهای مزبور فعالیت دارند که از این تعداد، 27 پروژه مربوط به تولید نفت و گاز، 6 پروژه LNG، 3 پروژه خط لوله، 1 پروژه پالایشگاهی و 4 پروژه در حوزه پتروشیمی است. در حال حاضر از مجموع 9 پروژه از 27 پروژه تولید نفت خام و گاز طبیعی در مجموع روزانه 73/2 میلیون بشکه نفت خام و سالانه 3/16 میلیارد مترمکعب گاز طبیعی تولید می شود که با تکمیل فرآیند توسعه تمامی این پروژه ها این میزان حداقل تا 8 میلیون بشکه نفت و 36 میلیارد مترمکعب گاز طبیعی افزایش خواهد یافت. ظرفیت نهایی 6 پروژه LNG 91 میلیارد مترمکعب و ظرفیت واحدهای پتروشیمی نیز در مجموع 95/3 میلیون تن است. لازم به ذکر است که این میزان تا سال 2015 به 4/4 میلیون تن افزایش خواهد یافت. در حوزه دریای خزر، خطوط لوله نفت خام CPC و BTC به ترتیب با ظرفیت انتقال800 هزار و یک میلیون بشکه نفت خام در روز، نفتخام قزاقستان و آذربایجان را به سمت اروپا انتقال می دهند. در حوزه خلیج فارس پروژه دلفین انرژی با ظرفیت 20 میلیارد مترمکعب، گاز قطر را به امارات و عمان انتقال می دهد. شرکت های آمریکایی در هر یک از سه خط لوله فوق سهام دار هستند. به طورکلی، شناسایی منافع و برنامه های آتی شرکت های آمریکایی نه تنها کمک شایانی در جهت تحلیل رفتارهای آمریکا در منطقه و حداکثر نمودن منافع ملی کشور خواهد نمود، بلکه ضرورت اتخاذ استراتژی مشخص و بلندمدت در رفتار با کشورهای همسایه، به ویژه در زمینه انرژی را خاطرنشان می سازد. 1- حضور شرکت های آمریکایی در کشورهای حاشیه خلیج فارس در راستای روابط سیاسی و اقتصادی گسترده آمریکا با کشورهای حاشیه خلیج فارس، شرکت های نفتی آمریکایی در فعالیت های بالادستی و پایین دستی نفت خام و گاز طبیعی این کشورها بالاخص عربستان، عراق و قطر که در مجموع بیش از 2/26 درصد ذخایر نفت خام و 6/17 درصد ذخایر گاز طبیعی جهان را در اختیار دارند، حضور چشمگیری دارند. از مهم ترین شرکت های آمریکایی فعال در حوزه خلیج فارس می توان به شرکت های شورون، کونوکوفیلیپس، اکسونموبیل و اکسیدنتالپترولیوم اشاره کرد. به طور کلی شرکت های آمریکایی در منطقه خلیج فارس در 20 پروژه اکتشاف، توسعه و تولید نفت و گاز فعالیت دارند. از 5 پروژه در حال تولید در مجموع روزانه 920 هزار بشکه نفت خام تولید می شود و با تکمیل فرآیند توسعه میادین موجود و جدید این میزان تا 37/4 میلیون بشکه در روز افزایش خواهد یافت. از جمله مهمترین میادین در حال توسعه با مشارکت شرکت های آمریکایی، میادین زبیر و قرنه غربی در عراق هستند که پیشبینی می شود تولید آنها در مجموع به 45/3 میلیون بشکه در روز برسد. شرکت های آمریکایی همچنین در 6 پروژه LNG، یک پروژه پالایشگاهی، 4 پروژه پتروشیمی و یک پروژه خط لوله انتقال گاز مشارکت عمده دارند. ظرفیت نهایی پروژه های LNG مورد نظر 91 میلیارد مترمکعب، پروژه پالایشگاهی مورد نظر 375 هزاربشکه در روز، پروژه های پتروشیمی 95/3 میلیون تن در سال و خط لوله انتقال گاز 20 میلیارد مترمکعب در سال است. در ادامه به چگونگی حضور شرکت های آمریکایی در کشورهای مورد نظر در این منطقه اشاره می شود. 1-1- کشور عراق کشور عراق به لطف ذخایر قابل توجه نفت خام و امکان افزایش تولید، همواره مورد توجه شرکت های نفتی بین المللی بوده و شرکت های آمریکایی نیز از این قاعده مستثنی نیستند. در سالهای اخیر دولت عراق برای توسعه میادین نفت و گاز خود به اقدام به برگزاری مناقصات متنوعی نمود که با استقبال شرکت های بین المللی مواجه شد. در دور اول مناقصات، شرکت اکسون موبیل (60 درصد سهام) به همراه شرکت شل (15 درصد سهام) برنده مناقصه توسعه فاز اول میدان قرنه غربی شدند که براساس برنامه روزانه 325/2 میلیون بشکه نفتخام از فاز اول این میدان تولید خواهد شد. شرکت اکسیدنتالپترولیوم نیز به همراه کنسرسیومی شامل شرکت های Eni ایتالیا، Kogas کره جنوبی و Sinopec چین برنده توسعه میدان نفتی زبیر در استان بصره شدند که بر اساس برنامه تولید آن به روزانه 125/1 میلیون بشکه خواهد رسید. همچنین شرکت ماراتناویل نیز در 4 بلوک اکتشافی در منطقه کردستان عراق فعالیت دارد. به طور کلی شرکت های آمریکایی به همراه شرکای خود از میادین نفتی عراق بالغ بر 4/3 میلیون بشکه نفت خام تولید خواهند کرد. 1-2- کشور کویت کشور کویت از ذخایر و سطوح تولید قابل توجه نفت خام برخوردار است که به دلیل مصرف داخلی اندک، روزانه مقادیر قابل توجهی نفت خام تولیدی خود را صادر می کند. از این رو شرکت های بین المللی مایل به فعالیت در این کشور نفت خیز هستند. شرکت شورون آمریکا یکی از این شرکتهاست که از سال 1949 رهبری کنسرسیوم تولید نفتخام از منطقه مرزی عربستان و کویت را با تولید روزانه 100 هزار بشکه در اختیار دارد. در سال 2009 این شرکت قرارداد خود با کشور کویت را به مدت 30 سال دیگر تمدید نمود. این شرکت از 3 میدان وفرا، فواریس جنوبی و ام قدیر جنوبی در منطقه مزبور روزانه 103 هزار بشکه نفت خام تولید میکند. شورون همچنین علاوه بر رهبری کنسرسیوم اکتشاف و توسعه میادین منطقه شمال کویت، طی قراردادی با شرکت ملی نفت کویت (KNPC) در زمینه بهبود کیفیت محصولات پالایشی پالایشگاه های شعیبا، مینا عبدالله و میناآلاحمدی با این شرکت همکاری می نماید. 1-3- کشور عربستان سعودی کشور عربستان به عنوان دومین دارنده ذخایر نفت خام و بزرگترین تولیدکننده نفتخام جهان همواره مورد توجه ایالات متحده آمریکا بوده و در دهه های گذشته روابط سیاسی و اقتصادی گستردهای بین این دو کشور برقرار شده است.

ملاحظات کلیدی در برنامه ریزی توان تولید نفتخام کشور دکتر رامین روغنیان رئیس اداره ارزیابی مخازن بزرگترین شرکت تولید کننده نفتخام ایران یعنی شرکت ملی مناطق نفتخیز جنوب و استاد مدعو دانشگاه صنعت نفت است. ایشان درس خوانده رشته مهندسی نفت در دانشگاه های صنعت نفت، انستیتو نفت فرانسه و دانشگاه تهران بوده و دارای 18 سال سابقه خدمت در صنعت نفت و مناطق عملیاتی است. در یک روز پاییزی در خصوص برخی از مهم ترین دغدغه ها و پرسش های موجود در بخش بالادستی نفت کشور با ایشان به گفتگو نشستیم که حاصل آن در ادامه آمده است. اصلی ترین دغدغه دکتر روغنیان را میتوان برقراری نگاه کارشناسانه، فنی و معقول به موضوعات و چالش های پیش روی مخازن نفتی کشور دانست. لازم به توضیح است که در بعضی از فرازهای مصاحبه جهت انتقال بهتر مفاهیم از اشکال و جداول استفاده شده است.: به نظر جنابعالی آیا امکان افزایش تولید از مخازن نفتخام کشور به میزان قابل توجه وجود دارد؟ ضمن تشکر از شما که این فرصت را در اختیار بنده قرار دادید تا نکاتی را در خصوص بررسی افزایش ظرفیت تولید مخازن از دید کارشناسی بیان کنم. بر اساس علم مهندسی مخازن دوران عمر یک مخزن را می توان به 3 دوره توسعه، تثبیت و افت تولید تقسیم کرد (شکل- 1). نخستین دوره از عمر مخزن، توسعه (Develop) است. در این دوره مخزن از نظر فشار و ارتفاع ستون نفت دارای بیشترین پتانسیل تولیدی است. لذا میتوان با افزایش تعداد چاه ها، مقدار تولید را افزایش داد. به تدریج با آغاز مشکلات تولیدی چاه ها (مثل گازیشدن و آبیشدن)، بخشی از افزایش تولید حاصل از حفر چاه های جدید صرف جبران کاهش تولید ناشی از مشکلات چاه ها میشود. این امر موجب تثبیت میزان تولید از مخزن می شود که در اصطلاح دوره تثبیت یا Plateau نامیده می شود. البته باید توجه داشت که مشکلات مذکور تنها عامل تثبیت تولید نیست بلکه عوامل مهم تری مثل توان تولیدی مخزن براساس Production Optimization یا به اصطلاح تولید صیانتی و همچنین محدودیت های تاسیساتی نیز در تعیین میزان تولید دوره تثبیت دخالت دارند. به هر حال در مرحله تثبیت با افزایش تعداد چاه ها نمی توان انتظار افزایش تولید داشت چون با حفاری چاه در حقیقت تنها یکی از مشکلات و گلوگاه های مخزن مرتفع می شود. لذا تصور اینکه افزایش تعداد چاه ها در هر مرحله از عمر مخزن منجر به افزایش تولید می شود، تصوری نادرست است.

طی سال های اخیر کشف و بهره برداری از منابع هیدروکربوری غیرمتعارف به عنوان یک منبع جدید انرژی مورد توجه قرار گرفته است. این مقاله به بررسی شیل های گازی به عنوان یک منبع عظیم هیدروکربوری غیرمتعارف از دیدگاه هایی چون میزان ذخیره، تولید و سرمایه گذاری در دنیا و در دهه های گذشته می پردازد و مطالعه گسترده مدیریت اکتشاف با همکاری پژوهشگاه صنعت نفت بر روی شیل های گازی ایران در قالب یک پروژه پژوهشی جهت تولید از این منابع را نیز مورد بررسی قرار می دهد. 1- تعریف در مخازن گاز متعارف1 که معمولا از ماسه سنگ، سنگ آهک و دولومیت تشکیل شده اند، سنگ مخزن دارای فضاهای بزرگ و پیوسته ای است که حرکت سیال در درون سنگ مخزن و هم چنین به درون چاه را ممکن می سازند. بالعکس در مخازن نامتعارف2 تراوایی سنگ مخزن به حدی پائین است که دسترسی به گاز را دشوار می کند. مخازن گاز غیر متعارف به چند گروه شیل گازی، مخازن فشرده گاز، متان لایه های ذغال و هیدرات های گازی تقسیم می شوند. منابع شیل گازی در سنگ های شیلی تشکیل می شوند و در آنها سنگ منشاء، سنگ مخزن و پوش سنگ یکی است. منشاء گاز موجود در این مخازن خود سنگ مخزن بوده و از راه ترموژنیک و به میزان کمتری بیوژنیک تولید شده است[8و9]. در این مخازن گاز به صورت فاز آزاد در فضای خالی سنگ (شامل فضاهای خالی درون مواد آلی) و به صورت جذب شده بر روی مواد آلی و معدنی به ویژه رس ها و یا محلول در کروژن و بیتومن وجود دارد ‍[5]. گاز جذب شده می تواند تا نیمی از گاز درجای مخزن را تشکیل دهد. این نسبت در مخازن کم عمق و دارای سنگ مخزن غنی از ماده آلی، بالا تر است و حتی می تواند بخش عمده ذخیره درجا را تشکیل دهد[12]. برخلاف مخازن متعارف، تجمع گاز در شیل ها، ناحیه ای و پیوسته بوده و فشار غیر عادی (کم یا زیاد) دارند[13]. 2- تاریخچه سابقه تولید از منابع شیل گازی به سال 1821 در آمریکا باز می گردد. در چند دهه اخیر نیز در بخش های شرقی آمریکا به صورت محدود از این منابع برداشت هایی شده است. تا سال های اخیر به دلایل فنی و اقتصادی، برداشت وسیع از این منابع امکان نداشت اما با پیشرفت های فنی در زمینه حفاری افقی و شکست هیدرولیک چند مرحله ای که از نیازهای اساسی تولید از منابع گاز شیلی است و کاهش هزینه های این عملیات و هم چنین افزایش چشم گیر قیمت منابع انرژی فسیلی در سال های اخیر، تولید از مخازن شیل گازی، اقتصادی شده است. ایالات متحده از دهه 1980 سرمایه گذاری گسترده ای روی پژوهش در خصوص شیل های گازی انجام داد و در اواخر دهه 90 نیز تولید از این منابع را آغاز کرد. ایالات متحده در حال حاضر تنها کشوری است که به طور گسترده از این منابع برداشت می کند. در بسیاری از کشورهای جهان در قاره های مختلف نیز جستجو و ارزیابی این منابع به طرزی گسترده ادامه داشته و در مناطق دیگر از جمله اروپا تولید اقتصادی به زودی شروع خواهد شد.

به تدریج و با گذشت زمان از عمر بهره برداری از یک چاه، فشار مخزن دچار کاهش می شود و این کاهش نیز خود سبب افت چشم گیر در استحصال نفت می گردد. لذا جهت افزایش یا ثابت نگاه داشتن تولید از سیستم های رایج بازیافت ثانویه نفت استفاده می شود. این سیستم ها عبارتند از سیستم های بازیافت از طریق تزریق گاز، آب و یا میکروب و فرازآوری مصنوعی. با توجه به نیاز شدید کشور به گاز و همچنین حجم کلان سرمایه گذاری مورد نیاز جهت تزریق گاز از یک سو و از سوی دیگر زمان بر بودن روش های معمول بازیافت ثانویه، تزریق گاز یا آب در کوتاه مدت عملا امکان پذیر نیست. این در شرایطی است که روش های فرازآوری مصنوعی در دنیا به سرعت در حال گسترش هستند، به طوری که بنابر اظهارنظر انجمن مهندسین نفت (SPE)، بیش از هشتاد درصد چاه های نفتی در دنیا به نوعی از روش های فرازآوری مصنوعی استفاده می کنند. در بسیاری از کشورهای نفت خیز دنیا از قبیل آمریکا و عربستان سعودی، این روش ها به سرعت در حال رشد هستند، به طوری که در حال حاضر بهره برداری از حدود 90درصد از چاه های نفت در آمریکا به کمک سیستم های فرازآوری مصنوعی انجام می شود. عمده روش های معمول در فرازآوری مصنوعی عبارتند از فرازآوری با گاز یا استفاده از پمپ های درون چاهی. فرازآوری با گاز عبارت است از تزریق گاز طبیعی به داخل لوله مغزی جهت کاهش چگالی سیال درون چاه (کاهش دانسیته ستون چاه) و افزایش جریان سیال به داخل چاه و به تبع آن تولید بیشتر. در نوع دوم فرازآوری مصنوعی که همان استفاده از پمپ های درون چاهی است در عمل منبع دیگری از انرژی به سیستم چاه اضافه می شود که این منبع می تواند الکتریکی یا مکانیکی باشد[1]. در به کارگیری یک روش فرازآوری خاص عواملی نظیر خواص سیال مخزن، شرایط چاه، کیفیت داده ها و اطلاعات و مقرون به صرفه بودن در انتخاب بهترین روش فرازآوری بسیار حائز اهمیت هستند. این بدان معنی است که هر کدام از روش های فرازآوری مصنوعی در شرایط خاصی قابل استفاده هستند و قابل جایگزینی با روش دیگر نمی باشند. افزایش تولید از طریق به کارگیری روش های فرازآوری مصنوعی در چاه هایی که دارای مخزنی با شاخص بهره دهی3 بسیار پایین بوده و همچنین به علت سنگین بودن ستون چاه دارای فشار بسته ی پایینی هستند (تقریبا صفر)، از نقطه نظر اقتصادی و راندمان عملیات بسیار پیچیده و مشکل است.

با توجه به افزایش قیمت انرژی در سال های اخیر، متولیان صنایع نفت و گاز در فکر یافتن روش های جدیدتر و با بازدهی بیشتر، جهت تولید هیدروکربور از مخازن هستند. روش های تحریک چاه به منظور بهبود در میزان تولید و سرعت بخشیدن به تولید نفت و گاز میادین مختلف به کار می روند. در میان این روش ها، لایه شکافی با اسید و لایه شکافی پروپانتی به عنوان دو گزینه برتر در تولید از مخازن عمیق و کم تراوا پیشنهاد می شوند. روش انگیزش، متناسب با ویژگی های خاص هر سازند انتخاب می شود؛ از این رو در سازندهای ماسه سنگی از عملیات لایه شکافی پروپانتی4 و در سازندهای کربناته اغلب از عملیات لایه شکافی اسیدی5 استفاده می شود. از آنجایی که بیش از 85 درصد مخازن هیدروکربنی کشورمان از نوع کربناته بوده و اکثر آنها با معضل افت فشار مواجهند، استفاده از روش لایه شکافی با اسید در آینده ای بسیار نزدیک، ضروری به نظر می رسد. از سوی دیگر به دلیل لزوم حضور کشور در بازارهای بین المللی نفت و هم چنین بازدهی سریع تر روش های چاه محور در بهبود بهره وری، این روش ها بیشتر مورد توجه قرار خواهند گرفت. از این رو انجام تحقیقات علمی در مورد روش های لایه شکافی، به خصوص لایه شکافی با اسید بسیار ضروری است. 1- لایه شکافی، روشی نوین در بهبود عملکرد چاه پیچیدگی عملیات لایه شکافی در ماهیت چند علمی6 بودن آن است، چرا که طراحی مناسب این عملیات، نیازمند درگیر شدن گروه های مختلف مهندسی است.

بسیاری از شرکت ها نه تنها مسئولیت توسعه منابع زیر زمینی را نمی پذیرند، بلکه حتی تمایلی نیز به ورود به این حوزه ندارند. این شرکت ها به جای پرداختن به این گونه موضوعات، خدمات و سرویس های ویژه ای مانند عملیات حفاری یا تست های لرزه نگاری را ارائه می دهند. قراردادهای حفاری را می توان نوعی از قراردادهای خدماتی به شمار آورد. قراردادهای حفاری در سه نوع عمده تنطیم می شوند که عبارتند از «قرارداد حفاری روزانه»، «قرارداد حفاری عمقی2» و «قرارداد کلید در دست». مهم ترین تفاوت میان این نوع قراردادها چگونگی تخصیص ریسک و نحوه پرداخت مبلغ قرارداد به پیمانکار است[1]. این قراردادها را می توان قراردادهای استاندارد در صنعت حفاری نامید. شروط قرارداد «حفاری عمقی» عبارت است از این که پیمانکار باید تجهیزات مورد نیاز، نیروی کار و سرویس هایی را که برای حفاری مورد نیاز است مطابق درخواست کارفرما فراهم نماید. مطابق با مفاد و شروط این قرارداد، هزینه پرداختی به پیمانکار بر اساس نرخ مصوب برای هر فوت یا هر متر چاه حفاری شده محاسبه می شود. شروط حفاری به روش «کلید در دست» عبارت است از اینکه پیمانکار تجهیزات، نیروی کار و سرویس هایی را که در قرارداد (مطابق لیست کارفرما) برای حفاری چاه تا عمق کلید در دست مقرر شده را فراهم نماید. هنگامی که پیمانکار به عمق مورد نظر رسید قیمت تصریح شده در قرارداد به وی پرداخت و پیمانکار سایر تعهداتش را مطابق با قرارداد انجام می دهد. در طول حفاری بر مبنای کلید در دست پیمانکار باید عملیات حفاری را هدایت، نظارت و کنترل نماید و عهده دار مسئولیت هایی است که در این قرارداد ذکر شده است. قرارداد «حفاری روزانه» قراردادی است که پیمانکار تجهیزات، نیروی کار و سرویس هایی را که در قرارداد مقرر می شود با مبلغ معینی برای یک روز تحت هدایت، نظارت و کنترل کارفرما فراهم می کند و این موضوع را می توان مهم ترین امتیاز قرارداد حفاری روزانه دانست که پیمانکار صرفا با انجام عملیات حفاری به حق الزحمه ثابت مقرر در قرارداد دست خواهد یافت و کارفرما نیز تحت هدایت و نظارت کامل خود، عملیات حفاری را هدایت می کند. واضح است که این نوع قرارداد بیشتر مورد نظر پیمانکارانی است که صرفا توان عملیاتی و اجرایی دارند و هم چنین مورد نظر شرکت های نفتی است که با سرمایه و توان فنی و مدیریتی خود صرفا جهت نظارت و کنترل عملیات به دنبال یک پیمانکار جهت اجرای عملیات حفاری هستند.

مخزن خامی میدان مارون یک مخزن گاز- میعانی با فشار و دمای اولیه به ترتیب 12556 پام و 285 درجه فارنهایت در عمق مبنای 4805 متر زیر سطح دریا است. با توجه به اطلاعات پتروفیزیکی، مخزن خامی در این میدان به طور عمده از لایه های کربناته با تخلخل متوسط تشکیل شده است. شرایط فشار و دمای بسیار بالا به همراه سنگ شناسی کربناته، این مخزن را به یکی از مخازن کم نظیر گاز-میعانی در دنیا تبدیل کرده است. تاکنون چندین چاه در مخزن خامی میدان مارون حفاری، تکمیل و تولیدی شده اند. در تاریخچه تولید چاه های تکمیل شده در این مخزن به جز یک مورد که افت فشار جریانی آن سبب کاهش شدید بهره دهی چاه شده، مشکل تولیدی خاصی گزارش نشده است. این گزارش به بررسی منشاء این مشکل و راه حل های ممکن و عملی برای بازیافت بهره دهی چاه در این حالت می پردازد.

وجود هیدروکربن های سنگین آسفالتینی در بسیاری از فرآیندهای صنعت نفت چالشی عمده در بهره برداری و پالایش نفتخام به شمار می رود. رسوب آسفالتین موجود در نفتخام، سبب بروز پدیده هایی چون کاهش تراوایی و تخلخل مخازن هیدروکربنی، کاهش کارایی فراینده ای ازدیاد برداشت، انسداد ستون چاه، انسداد یا افزایش افت فشار خطوط لوله انتقال نفتخام خط و کاهش شدید بازدهی فرایندهای پالایشگاهی و پتروشیمی می شود. پرهزینه ترین و زمانبرترین مشکل در چرخه تولید و فرآوری نفتخام از مخازن هیدورکربوری تا واحدهای پتروشیمی و پالایشی زمانی است که دسترسی به محل ایجاد رسوبات مشکل باشد. بنابراین زمانی که رسوب در جایی مانند ستون عمودی چاه ایجاد میشود، رفع آن علاوه بر مشکلات زیست محیطی نیاز به تجهیزات، زمان و هزینه زیادی دارد. از اینرو باید تا حد امکان از ایجاد رسوب در ستون چاه جلوگیری شود. با مطالعه ترمودینامیکی فرایند ایجاد رسوب و مسیری که نفتخام در ستون چاه می پیماید میتوان احتمال ایجاد رسوب آسفالتین در ستون چاه را پیش بینی کرد. در این مقاله با مطالعه ترمودینامیکی نفتخام میدان نفتی دارخوین و بررسی نمودارهای شدت جریان تولیدی، دما و فشار در چاه 10 که به شدت مبتلا به مشکل رسوب آسفالتین بود، این نتیجه حاصل شد که تنها با تغییر اندازه چوک می توان تولیدی مطمئن و بدون ریسک ایجاد رسوب در ستون چاه را داشت. این روش که در واقع نوعی پیشگیری از ایجاد رسوب محسوب می شود برخلاف روش های مرسوم رفع رسوب، به لحاظ هزینه مقرون به صرفه و به لحاظ ضرورت های بهداشتی، ایمنی و زیست محیطی (HSE) به دلیل عدم استفاده از مواد BETX (بنزن، اتیل بنزن، تولوئن و زایلین) بسیار مناسب است.

به دلیل محدودیت ها و ویژگی های مخزنی و زمین شناسی خاص میدان گازی پارس جنوبی، در حال حاضر تولید از هر چهار لایه میدان پارس جنوبی صورت نمی پذیرد. با اطلاع از ویژگی های مخزنی و زمین شناسی این منطقه و با به کارگیری تکنولوژی چاه های چندشاخه ای و هوشمند در این میدان، بهره برداری از کلیه لایه ها امکان پذیر است. نکته مهم در این خصوص بررسی دقیق مخزن از نظر میزان تراوایی، تخلخل و نوع سازند به نحوی است که بتوان با توجه به مشخصات مخزنی بهترین ساختار چاه چندشاخه ای را جهت دستیابی به حداکثر تولید و با کمترین هزینه پیشنهاد و طراحی نمود. برای طراحی و بررسی ساختار چاه های چندشاخه ای از نرم افزار Prosper بهره گرفته شده است. به منظور بررسی نتایج به دست آمده از شبیه سازی های انجام شده به مقایسه نرخ تولید چاه ها و انتخاب مدل هندسی مناسب چاه و نهایتا بهینه سازی اجزاء و پارامترهای چاه با استفاده از آنالیز گرهای پرداخته شده است.

پارامترهای عملیاتی نقش مهمی در موفقیت هر پروژه ازدیاد برداشت ایفا می کند. زمان شروع به تزریق محلول و مکان چاه های تزریقی پارامترهایی هستند که در این پژوهش مورد مطالعه قرار گرفته اند. بر اساس شبیه سازی های انجام شده در یک مخزن نمونه که در سال 2011 شروع به تولید می کند، در سال 2021 به تدریج شدت جریان تولیدی از مخزن شروع به کاهش میکند. به منظور جلوگیری از کاهش دبی تولیدی، در سه زمان مختلف محلول ماده فعال کننده سطحی با غلظت 2 درصد حجمی به مخزن با نرخ تولید 5000 بشکه در روز به مدت 15 سال تزریق شد. مشخص شد که بهترین زمان برای تزریق سال 2018 است. به منظور یافتن مناسب ترین مکان برای حفر چاه های تزریقی، آنالیز حساسیت در چاه ها انجام شد. در سه حالت مختلف دو چاه تزریقی حفر شد. در حالت اول چاه ها به نحوی طراحی شدند که بیشترین فاصله را با چاه های تولیدی داشته باشند. در این حالت فاصله چاه های تولیدی و تزریقی در حدود 1100 متر است. در حالتهای دوم و سوم این فاصله ها کمتر در نظر گرفته شد که به ترتیب 800 و 600 متر بودند. بر اساس آنالیز حساسیت انجام شده بهترین فاصله چاه تزریقی در 600 متری چاه تولیدی است.

داده های لرزه ای برداشت شده عموما با نوفه همراه هستند. این نوفه ها اغلب در مراحل بعدی پردازش مشکلاتی را ایجاد می کنند، لذا مسئله تضعیف نوفه یکی از اساسی ترین و مهم ترین مراحل پردازش اطلاعات لرزه ای است. یکی از مهم ترین نوفه ها در خشکی نوفه زمین غلت است. نوفه زمین غلت از گروه نوفه های همدوس بوده و دارای سرعت پایین تر، فرکانس کمتر و دامنه قویتری نسبت به سیگنال هاست و به دلیل خاصیت پاششی در دورافته ای نزدیک در اعماق کم و در دورافته ای دورتر در اعماق زیاد، سیگنال ها را در یک منطقه بادبزنی شکل پوشش می دهد. روش های متعددی برای تضعیف نوفه وجود دارد که متداول ترین آنها، استفاده از فیلترهای فرکانسی یکبعدی و دوبعدی است. روش تجزیه مقدار منفرد تطبیقی، یک روش ریاضی بر اساس جبر خطی و بر پایه همدوسی داده است که می تواند زمین غلت را به عنوان یک پدیده خطی شیبدار پس از افقی سازی در تصاویر مشخصه ابتدایی شناسایی کرده و با حذف این تصاویر مشخصه آن را تضعیف نماید. با افزایش تعداد تصاویر مشخصه ای که برابر صفر قرار می گیرند، زمین غلت بیشتری تضعیف می شود اما در عین حال به سیگنال ها نیز آسیب بیشتری وارد می شود، لذا باید مقادیر بهینه ای برای این منظور در نظر گرفته شود. با بهره گیری از کمیته ای تاثیرگذار بهینه و بررسی نتایج اعمال این روش روی داده مصنوعی، یک داده واقعی در میدان نفت شهر و یک داده میدان کوهدارا مشخص می شود که تضعیف زمین غلت با آسیبرسانی کم به سیگنال همراه است. از آنجایی که این روش تطبیقی است به طور خودکار افقی سازی زمین غلت در آن انجام می شود که این موضوع از مزایای آن به شمار می رود. از مزایای دیگر این روش آن است که در تضعیف زمین غلت، فیلتر تنها روی منطقه حاوی زمین غلت اعمال می شود و در نتیجه آسیب کمی به بازتاب های خارج از این محدوده رسانده و سرعت انجام محاسبات نیز افزایش می یابد. همچنین به دلیل اینکه روش مذکور بر اساس فرکانس کار نمی کند، مشکلات فیلترهای فرکانسی مثل ایجاد اغتشاش در داده را ندارد. از معایب این روش می توان به کارآیی پایین آن در صورت افقی نبودن پدیده ها اشاره کرد. بنابراین در تضعیف زمین غلت چنانچه در نوفه خطی به دلیل تصحیحات استاتیک نامناسب اعوجاج وجود داشته باشد، این اعوجاج تا حدی روی نتایج فیلتر تاثیر منفی میگذارد.

تورم و ناپایداری سازندهای شیلی1 یکی از عوامل مهم ایجاد وقفه و تاخیر در عملیات حفاری محسوب می شود که عامل اصلی آن نیز اثرات متقابل شیل و سیالات حفاری مورد استفاده است. در این پدیده شیل پس از جذب آب افزایش حجم پیدا می کند. تاکنون تلاش های زیادی جهت کاهش اثرات مخرب این پدیده انجام شده است. افزودن پتاسیم کلراید به سیال حفاری یکی از راه حل های مرتفع نمودن این مشکل است که امروزه به کار گرفته می شود. انحلال پتاسیم کلراید در سیالات پایه آبی و آزاد شدن کاتیون پتاسیم می تواند کانی های رسی (سدیم و کلسیم دار) با قابلیت تورم2 را ضمن تبادل کاتیونی به کانی های رسی پایدار (پتاسیمدار) درمقابل تورم تبدیل کند. میزان پایدارسازی رس ها با تبادل کاتیونی در شرایط مختلف متفاوت است. وجود کاتیون سدیم در سیالات حفاری از جمله عواملی است که موجب تغییر در میزان پایدارسازی می شود. با توجه به اینکه سدیم کلراید به عنوان اصلی ترین افزایه در سیالات حفاری مورد استفاده قرار می گیرد، در این مطالعه تاثیر حضور سدیم کلراید در کاهش عملکرد کاتیون پتاسیم برای پایدار نمودن شیل ها مورد بررسی قرارگرفته است. نتایج به دست آمده، بیانگر کاهش تبادل کاتیونی پتاسیم و شیل ها متناسب با افزایش غلظت سدیم کلراید محیط است. بنابراین برای کاهش مقدار مصرف پتاسیم به عنوان ماده پایدارکننده، باید غلظت سدیم کلراید در این نوع سیالات کاهش داده شود.