ماهنامه اکتشاف و تولید نفت و گاز
پیاپی 128 (آبان 1394)

در برنامه ی پنج ساله ی پنجم و ششم توسعه ی کشور در خصوص صنعت نفت و گاز، بر توسعه و تولید از میادین مشترک نفتی و گازی ایران با کشورهای همسایه تاکید فراوان شده است. بنابراین تولید از این میادین که از اولویت های اصلی شرکت ملی نفت ایران است باید مورد توجه ویژه قرار گیرد. در این مقاله تلاش شده علاوه بر تاکید بر لزوم توجه خاص به توسعه ی میادین مشترک، روش های مختلف توسعه و تولید از این میادین با هدف بهره وری و بهره برداری بیشتر تشریح شود.

در تحقیق حاضر تلاش شده با مطالعه ی گسترده ی عوامل موثر بر پیاده سازی استراتژی ها در صنعت نفت، موارد مهم و کلیدی استخراج و امتحان شوند تا با به دست آوردن این عوامل، آنها را به عنوان راهنمایی جهت استفاده از شرکت های زیرمجموعه ی صنعت نفت ارائه کرد. بدین منظور ابتدا الگوهای عوامل موثر بر پیاده سازی استراتژی از دیدگاه محققان و پژوهش گران بررسی شده و بر اساس مدل پیشنهادی تحقیق، فرضیات تحقیق ارائه گردیده است. پس از آن جهت آزمون فرضیه ها، از طریق پرسش نامه و بر اساس مقیاس لیکرت، اطلاعات اولیه در خصوص تاثیر عوامل هشت گانه بر پیاده سازی اثربخش استراتژی ها در صنعت نفت، با پنج گزینه و آلفای کرونباخ 6/87 درصد از قلمرو تحقیق (یعنی مدیران ارشد صنعت نفت) به روش نمونه گیری تصادفی، جمع آوری شد و با استفاده از روش آماری تحقیق t استیودنت تک نمونه ای مرحله به مرحله، تاثیر این عوامل مورد آزمون قرار گرفت. همچنین از طریق آزمون فریدمن عوامل موثر بر پیاده سازی اثربخش استراتژی ها در صنعت نفت به ترتیب تاثیر، رهبری، شایستگی های راهبردی، فرهنگ سازمانی، ارتباطات، منابع انسانی، تخصیص بهینه ی منابع، سیستم های اطلاعاتی و ساختار سازمانی تعیین گردید. در انتها نیز پیشنهادهایی برای انجام تحقیقات آتی ارائه گردیده است.

شرایط کنونی صنعت نفت و تغییر و تحولات سیاسی و بین المللی، شرایط را برای ورود سریع تر حوزه های مهم بالادستی و پایین دستی صنعت نفت به باشگاه شرکت های بزرگ فن آورمحور جهان آماده می کند. در این بین توجه دقیق تر به ادبیات حاکم بر صنعت نفت جهان اعم از ارزش گذاری فن آوری، شرکت های پیشرو و دنباله رو و استراتژی فن آوری از اهمیت ویژه ای برخوردار است. همچنین عنایت ویژه به حوزه های فن آوری های کلیدی و نحوه ی مدیریت زنجیره ی فن آوری نیز مهم به نظر می رسد؛ چراکه به طور کلی از بدو شکل گیری این صنعت تا کنون حوزه ی اکتشاف و تولید در صنعت نفت روی لبه های فن آوری حرکت کرده و محرک اصلی رشد فعالیت های اکتشافی به خصوص در دهه های 70 و 80 میلادی بوده است. همچنین بسیاری از فن آوری های موثر در این حوزه مثل 3D seismic، horizontal wells، FPSOs در دهه ی 90 و در اثر پیشرفت های فن آورانه ی مرتبط به بازار ارائه شد. امروزه نیز مرزهای این فن آوری ها تا نرم افزارهای پیشرفته، علم مواد و روباتیک گسترش یافته است. در این مقاله سعی شده مجموعه ای از چالش های حاکم بر مدیریت فن آوری و نوآوری صنعت نفت جهان (به طور مشخص شرکت های نفتی) و همچنین نوع تعامل شرکت های بین المللی با این مقوله ارائه شود و سپس راهکارهای مطالعه شده در این زمینه تشریح گردد.

سال هاست که مدل سازی جریان سیال در محیط متخلخل مخزن با استفاده از شبیه سازهای مختلف صنعتی و غیرصنعتی بررسی و مطالعه می شود. این شبیه سازها بسته به شرایط ترمودینامیکی سیالات، نوع محیط متخلخل و پدیده ی مورد مطالعه، ممکن است ضعیف یا قدرتمند ظاهر شوند. در این میان تسلط محقق بر معادلات حاکم و نقاط ضعف و قوت ابزار شبیه سازی خود بسیار حائز اهمیت است؛ چراکه محقق باید هنگام مدل سازی به تمامی فرضیات و منابع خطای موثربر نتایج، اشراف کامل داشته باشد.
مطالعات آزمایشگاهی نشان می دهند که در حین تزریق دی اکسیدکربن در فشار نزدیک بحرانی (نزدیک امتزاجی) پدیده های نزدیک بحرانی (از جمله ترشوندگی نزدیک بحرانی و جریان مارانگونی) تاثیر به سزایی بر مقدار بازیافت نفت دارند. در این مقاله برخی نقاط ضعف شبیه سازها در مدل سازی این پدیده ها نشان داده می شود. در شرایطی که مارانگونی بازیافت را تا حدود 35 درصد افزایش داده نتایج شبیه سازی هیچگونه تاثیری از آن نمی پذیرد. همچنین ترشوندگی نزدیک بحرانی در آزمایشگاه سبب می شود بازیافت نفت در شرایط نزدیک بحرانی بیش از شرایط غیرامتزاجی و حتی امتزاجی تک تماسه شود. در حالی که مدل سازی تزریق امتزاجی تک تماسه، به کسب بیشترین ضریب بازیافت از مغزه منتج می گردد. در این مطالعه ضمن معرفی دو پدیده ی مذکور، چالش ها و دلایل بروز خطاهای شبیه سازی آنها نیز مورد بحث و بررسی قرار می گیرد.

در پیش بینی فرآیند تولید از مخازن هیدروکربنی، نفوذپذیری نسبی از اهمیت ویژه ای برخوردار است. در محاسبات مهندسی مخزن همواره داده های اندازه گیری شده از نمونه های سنگ مخزن و در شرایط مخزن، نسبت به داده های حاصل از مدل های شبیه سازی ارجحیت فراوانی دارد.
سنگ های کربناته مهم ترین نوع از مخازن هیدروکربنی خاورمیانه هستند که بیشترین مقدار هیدروکربن این منطقه را در خود جای داده اند. مخازن کربناته از لحاظ زمین شناسی بسیار متنوع و پیچیده اند و در مقیاس های مختلف از خلل و فرج تا میدان ذاتا ناهمگن هستند. برای سنگ های ناهمگن، انجام آزمایش های نفوذپذیری نسبی به روش پایا5 نسبت به روش ناپایا6 برتری دارد. اما استفاده از روش پایا، جهت اندازه گیری دقیق اشباع سیالات در طول آزمایش محدودیت دارد که این معضل با استفاده از پرتو ایکس و اندازه گیری اشباع درجای سیالات برطرف می شود. در این مطالعه آزمایش های نفوذپذیری نسبی به روش پایا روی نمونه های مغزه ی ترکیبی کربناته انجام شده است. برای تشکیل مغزه ی ترکیبی، نمونه های پلاگ یک گروه سنگی به هم متصل شده اند. استفاده از مغزه های ترکیبی در آزمایش های نفوذپذیری نسبی سبب کاهش اثر موئینگی انتهایی و افزایش نسبی دقت اندازه گیری اشباع سیالات درون آنها می شود. با توجه به آب دوست بودن نمونه های مورد مطالعه، درصد بسیار کمی آب تزریقی، اشباع آب درون مغزه را تا حد قابل توجهی افزایش می دهد.

از مهم ترین مشکلات صنعت نفت تشکیل رسوب آسفالتین در اثر تغییر دما، فشار و ترکیب نفت خام است.یکی از روش های جلوگیری از بروز این پدیده، استفاده از پراکنده سازها و بازدارنده هاست. در این مطالعه، قدرت بازدارنده ها در پایدارسازی توده های آسفالتین به روش پراکنده سازی نور بررسی شده است. جهت بررسی عملکرد گروه های مختلف شیمیایی در ساختار بازدارنده ها، از پانزده نوع افزودنی و جهت بررسی تاثیر عملکرد بازدارنده بر نوع نفت، از پنج نمونه نفت خام مرده1 استفاده شده و با طراحی آزمایش به روش D-optimal surface design، تعداد آزمایش ها کمینه شده است. نتایج نشان می دهد سه بازدارنده ی کوکنات دی اتانول آمید و دودسیل بنزن سولفونیک اسید خطی و شاخه دار، در غلظت های 20000ppm-500 عملکرد مناسبی دارند و هرچه گروه های قطبی بازدارنده قوی تر و طول زنجیره ی هیدروکربنی آنها بیشتر باشد نیز عملکرد بهتری در پایدارسازی توده های آسفالتین خواهند داشت.

حوضه ی ایران مرکزی بین کوه های البرز و زاگرس قرار دارد. ناحیه ی گرمسار در شمال این حوضه واقع شده و تاقدیس کویر یکی از ساختارهای اصلی آن به شمار می آید. روند این ساختار غرب، شمال غرب-شرق، جنوب شرق است. تحلیل ساختاری این تاقدیس در ناحیه ی گرمسار بر اساس بررسی تصاویر ماهواره ای، ترسیم برش عرضی ساختاری، برداشت صحرایی و همچنین تفسیر خطوط بازتاب لرزه ای انجام شده است. تحلیل هندسی چین نشان داد که تشکیل تاقدیس کویر تحت تاثیر حضور افق شکل پذیر سازند قرمز زیرین است و با توجه به هندسه ی چین خوردگی و ارتباط آنها با گسل خوردگی راندگی، تاقدیس کویر به عنوان چین جدایشی گسل خورده تحلیل شد. بر اساس متغیرهای اندازه گیری شده ی تاقدیس کویر با مدل چین های جدایشی گسلیده3 مطابقت دارد. با توجه به حضور افق شکل پذیر تبخیری های مربوط به سازند قرمز زیرین، می توان این مهم را به موضوع مذکور نسبت داد.

هرزروی گل حفاری که سبب از دست رفتن زمان و افزایش هزینه ها می شود از مهم ترین موضوعات صنعت حفاری است. هرزروی گل به دلیل عواملی از قبیل اختلاف فشار ستون گل حفاری و سازند، وجود شکاف و خواص سازند رخ می دهد. برای جلوگیری از این مشکل راهکارهای متفاوتی از جمله کاهش وزن گل، کاهش جریان ورودی به سازند، استفاده از مواد کنترل کننده ی هرزروی2 و در نهایت گذاشتن پلاگ سیمانی وجود دارد. در میدان گازی مورد مطالعه در طول حفاری جهت دسترسی به منابع گازی گروه دهرم، سازندهای آسماری و جهرم در حفره ی «24 حفاری می شوند که این سازندها شامل شکاف ها و حفرات به هم پیوسته ی متعددی هستند. در این سازندها به دلیل کم بودن فشار شاره های درون حفره ها در مقایسه با گل حفاری، هرزروی گل اتفاق می افتد. در حالت کلی هرزروی گل به چند دلیل اتفاق می افتد که برخی از آنها دلایل زمین شناسی بوده و برخی مربوط به حفاری هستند. به همین دلیل در مقاله ی حاضر با مطالعه ی گزارش های روزانه ی حفاری، گل، زمین شناسی و نمودارگیری چاه دلایل هرزروی بررسی شده، نواحی هرزروی مشخص گردیده و راهکارهایی جهت حل این مشکل ارائه شده است. همچنین با هدف کنترل هرزروی، بهترین برنامه ی کاربردی گل حفاری جهت تمیزسازی حفره ی»24 نیز ارائه گردیده است. متغیرهای حفاری بیشترین تاثیر را بر مقدار هرزروی داشتند و بهترین حالت، کنترل وزن روی مته، کنترل جریان ورودی به چاه و سرعت حفاری است. همچنین استفاده از آب دریا به عنوان سیال اصلی جهت تمیزسازی چاه با استفاده از ژل از قبل هیدراته شده بهترین انتخاب بوده است.

پرکولاسیون روشی جدید بر مبنای ریاضی عمومی است که در تخمین و پیش بینی متغیرهای مخزنی کاربرد دارد. مزیت این روش بیشتر زمانی است که مخزن در اوایل دوره ی تولیدی خود قرار دارد؛ به عبارت دیگر داده های مخزن محدود است. در این صورت می توان متغیرهای مخزنی از جمله تراوایی موثر، زمان میان گذر و رفتار تولیدی بعد از زمان میان گذر را تخمین زد. در این مقاله از رابطه ی ریاضی مربوط به تخمین زمان نفوذ سیالات تزریقی به درون چاه تولیدی (برگرفته از تئوری پرکولاسیون) استفاده شده و متغیرها و ضرایب رابطه ی مذکور جهت کاربرد بیشتر این تئوری در میادین ایران تغییر یافته و بهینه سازی شده است. هدف اصلی این تحقیق نشان دادن سرعت بسیار بیشتر روش پرکولاسیون در یک مدل واقعی در مقایسه با شبیه سازی های متعارف و وقت گیر، با وجود تشابه نتایج آنهاست. بنابراین در شرایط مهندسی عملی و کاربردی برای کمک به تصمیم گیری های مدیریتی میدانی مثل پروژه های حفاری و تعیین موقعیت چاه با توجه به زمان میان گذر تخمین زده شده می توان از این گونه روش های مبتنی بر تخمین سریع ریسک استفاده کرد.

ارزیابی مخزن در مراحل مختلف یک پروژه ی صنعتی نقش مهمی ایفا می کند. نتایج این ارزیابی دید مناسبی نسبت به خصوصیات سنگ و سیال مخزن می دهد که در تعیین محل حفاری و کاهش عدم قطعیت و ریسک بسیار حائز اهمیت است. در این مقاله جهت شناسایی نواحی بهره ده مخزن از داده های لرزه نگاری و اطلاعات چاه پیمایی محدود از وارون سازی مقاومت الاستیک استفاده شده است. برای تفکیک نواحی مطلوب، نمودار متقاطع لاگ های مقاومت الاستیک در زوایای برخورد نزدیک و دور نسبت به هم رسم شده است. سپس با استفاده از الگوریتم وارون سازی پس از انبارش بر پایه ی مدل در دور افت های مختلف، دو حجم داده ی لرزه ای وارون یافته ی زاویه ی محدود حاصل شد. از رسم نمودار متقاطع این دو داده و بر اساس نتایج حاصل از آنالیز چاه، نواحی حاوی هیدروکربن در داده های لرزه ای مشخص گردید.