ماهنامه اکتشاف و تولید نفت و گاز
پیاپی 199 (تیر 1401)

تقسیم مخازن هیدروکربنی پیچیده (از جمله مخازن هیدروکربنی در ایران) به دسته های سنگی متفاوت پیش از توسعه ی روابط تحلیلی بین پارامترهایی همچون تراوایی و تخلخل، ضرورت دارد. دسته بندی سنگ مخزن، کیفیت ساخت مدل مخزن و در نتیجه، تخمین میزان نفت درجا، تحرک پذیری سیالات و پیش بینی رفتار آنها را تحت تاثیر قرار می دهد. عمده ی تحقیقات انجام شده در زمینه ی دسته بندی سنگ مخزن بر پایه ی روش های تحلیلی و بر اساس روابطی است که برای توصیف فضای خالی مخزن توسعه یافته است. از این میان می توان به روش توسعه داده شده توسط آمافول و همکاران(RQI-FZI) و روش میرزایی پیامن و همکاران(FZI*) اشاره کرد که از روابط تحلیلی ساده برای پارامترهای FZI و FZI* جهت تشخیص دسته های سنگ استفاده می کند. نتایج استفاده از این روش ها حاکی از آن است که این روابط تحلیلی تصور ساده سازی شده ای از سنگ مخزن ارایه می کنند و گاهی موجب بروز خطا در محاسبات و عدم دسته بندی مناسب سنگ مخزن می شوند. روش های دسته بندی سنگ بر پایه ی یادگیری ماشین در مقایسه با روش های دسته بندی مرسوم از ریاضیات پیچیده تری استفاده کرده و امکان دسته بندی موفقیت آمیز در مخازن پیچیده تر را فراهم می سازند. علاوه بر این، الگوریتم این روش ها با دخالت کمتر کارشناسان و صرف زمان کمتر از جانب آنها اجرا می شود. در این مطالعه از داده های چاه نگاری دو چاه در میدان A جهت دسته بندی سنگ مخزن به کمک روش های یادگیری ماشین استفاده می شود. روش یادگیری ماشینی که در این مطالعه استفاده می شود از نوع نقشه ی خودسازمان ده (1SOM) خواهد بود.
در الگوریتم توسعه داده شده جهت دسته بندی سنگ مخزن از تحلیل مولفه ی اصلی (2PCA) به منظور کاهش تعداد پارامترهای ورودی به الگوریتم نقشه ی خودسازمان ده و همچنین کاهش نویز استفاده می شود. جهت ارزیابی نتایج دسته بندی ایجاد شده نیز از نمودارهای فشار مویینه ی آن دو چاه استفاده شده است. همچنین نتایج حاصل با نتایج استفاده از یکی از روش های مرسوم دسته بندی سنگ مخزن (روش FZI* معرفی شده توسط میرزایی پیامن و همکاران) بر روی داده های مغزه ی دو چاه مورد اشاره مقایسه شده است. این مقایسه حاکی از بهبود دسته بندی سنگ مخزن توسط نقشه ی خودسازمان ده است.

امروزه روش های بسیار متنوعی برای افزایش تولید از مخازن نفتی مورد استفاده قرار می گیرد. از جمله روش های معمول با درصد بازیافت مورد قبول، تزریق آب به مخازن نفتی است. یکی از چالش های راهبری تزریق آب به مخزن، تنظیم دبی تولیدی و تزریقی برای بهینه سازی زمان رخنه ی آب به چاه تولیدی و همچنین جلوگیری از افت فشار یا افزایش بیش از حد فشار در مخزن است. عدم توجه به این پارامترهای تولیدی و تزریقی، ممکن است خسارات غیرقابل بازگشتی را به مخزن نفتی و همچنین بازدهی تولیدی وارد کند.
صنعت نفت و گاز پیوسته می کوشد با استفاده از اتوماسیون و روش های بهینه سازی از پیچیدگی های فنی و عملیاتی روش های ازدیاد برداشت بکاهد. اتوماسیون به تنهایی می تواند موجب افزایش سرعت و دقت در عملیات تولید از مخزن شود، اما سیستم مدیریتی و تصمیم گیرنده برای بهره گیری بهینه از این روش نیازمند شناخت پروسه ی تصمیم گیری است.
هدف ما در این پژوهش، ابتدا انتخاب روشی جامع و کاربردی برای بهینه سازی برنامه ی تولید و تزریق و سپس بررسی اثر هر یک از پارامترهای مخزنی بر این پروسه، در قالب الگوریتم های یک هدفه و چندهدفه می باشد. با مطالعه ی چهار استراتژی: 1) اقتصادی، 2) فنی 3) اقتصادی و  فنی و 4) پایدار حلقه بسته در برنامه ی تولید و تزریق، ضمن توضیح توابع هدف در هر یک و مقایسه ی نمودارهای عملکرد مخزن، به این نتیجه می رسیم که دید تک هدفه در فرآیند مدیریت و برنامه ریزی مهندسی نفت، علاوه بر صرفه ی اقتصادی پایین، از نظر نگهداشت شرایط مخزن نیز کارآمد نیست. در نهایت، با معرفی مدل مدیریت پایدار حلقه بسته، با توجه هم زمان به پارامترهای تاثیرگذار بر مخازن نفت، می بینیم که اثر آن در درازمدت هم از نظر اقتصادی و هم از نظر فنی بر روش های دیگر برتری دارد.

روند افزایش تقاضای منابع انرژی از یک سو و مسایل مربوط به دستیابی به انرژی پاک و اهمیت روزافزون مسایل زیست محیطی از سوی دیگر، تقاضای جهانی برای دستیابی به گاز طبیعی را رونق ویژه ای بخشیده است. در این راستا، اهمیت کشف و استخراج گاز طبیعی و همچنین مسایل مربوط به انتقال آن از میدان های گازی تا محل های مصرف بیش از پیش احساس می شود. مزایای مطلوب زیست محیطی گاز طبیعی و کاهش ذخایر منابع فسیلی از جمله نفت، اهمیت گاز و کاربرد آن را به خصوص در صنایع شیمیایی دوچندان کرده است، کشور ما اکنون در حال تلاش برای دستیابی به بازارهای مصرف بیشتری برای فروش گاز است از این رو، مطالعه و بررسی انواع روش های انتقال گاز بسیار حایزاهمیت است. بنابراین از آنجایی که آب و هیدروکربن در بخش های مختلف صنعت در کنار یکدیگر قرار دارند که به طور کلی تمام گازهای طبیعی اعم از گازهای طبیعی تفکیک شده از استخراج نفت خام در واحدهای بهره برداری و گازهای استخراج شده از چاه های گازی مقداری بخار آب به همراه دارند. آب همراه گاز، با داشتن شرایط مناسب باعث تشکیل پدیده ای به نام هیدرات می شود. هیدرات های گاز اگرچه در خطوط لوله به عنوان پدیده های مزاحم نگریسته می شوند اما منبع بسیار مهم انرژی در آینده محسوب می شوند و به علت ظرفیت بالایی که هیدرات در ذخیره سازی گاز دارد به عنوان فرآیندی برای ذخیره و انتقال گاز مورد مطالعه قرار گرفته است.
روش های دیگری نظیر پی ان جی برای فواصل کمتر از2500 کیلومتر و گاز طبیعی فشرده که از این فناوری به میزان وسیعی برای ذخیره ی انرژی در اتومبیل ها استفاده می شود و همچنین با استفاده از روشGTW، محدودیت مکانی برای ساخت تاسیسات از بین می رود و احداث واحدهای پالایشگاهی، نیروگاهی و انتقال الکتریسیته با محدودیت های کمتری انجام می شود لذا در این پژوهش ضمن بررسی روش های تولید هیدرات های گازی که خود یکی از روش های انتقال گاز مطرح است به انواع روش های انتقال گاز طبیعی نظیر LNG،LPG  و PNG نیز پرداختیم.

در این مقاله بحث می شود که چگونه هوش مصنوعی بخش مهمی از بخش انرژی، یعنی صنعت نفت و گاز را تغییر می دهد. در اینجا تمرکز بر بخش بالادستی به عنوان سرمایه برترین بخش نفت و گاز و بخشی از عدم قطعیت های عظیم است. بر اساس تجزیه وتحلیل احتمالات کاربرد هوش مصنوعی و بررسی برنامه های کاربردی موجود، جدیدترین روندها در توسعه ی ابزارهای مبتنی بر هوش مصنوعی را ترسیم کرده و اثرات آنها بر تسریع و کاهش ریسک فرآیندها در صنعت شناسایی می شود. همچنین رویکردها و الگوریتم های هوش مصنوعی و نقش و در دسترس بودن داده ها بررسی می شود. علاوه بر این، چالش های غیرفنی اصلی مورد بحث قرار می گیرد که از کاربرد فشرده ی هوش مصنوعی در صنعت نفت و گاز مربوط به داده ها، افراد و اشکال جدید همکاری جلوگیری می کند. همچنین سه سناریوی احتمالی در مورد چگونگی توسعه ی هوش مصنوعی در صنعت نفت و گاز و چگونگی تغییر آن در آینده (در 5، 10 و 20 سال) ترسیم شده است.

مجمع کشور‏ها‏ی صادر‏کننده ی گاز یکی از تشکل هایی است که از سوی تولید‏کنندگان با توجه به روند مصرف انرژی در جهان، به منظور هماهنگی در تولید، صادرات و کنترل قیمت گاز، ایجاد شده‏است. در این مقاله به برآورد تابع تقاضا‏ی گاز 5 کشور عضو مجمع: روسیه، قطر، ایران، امارات و نیجریه با استفاده از مدل پنل و  قدرت بازاری کشور‏ها به لحاظ تاثیر بر بازار گاز طبیعی در قالب مدل ARDL و همچنین میزان پایبندی به توافقات مجمع از طریق قضیه ی دانیلسن طی سال های 2008 تا 2018 پرداخته‏ایم. نتایج نشان می‏دهد که اثر قیمت گاز و جمعیت بر تقاضای گاز کشورهای عضو مجمع کاهنده و اثر تولید نا‏خالص داخلی بر تقاضا‏‏ی گاز فزاینده است. میزان قدرت به لحاظ تاثیر بر بازار گاز و پایبندی به توافقات مجمع به ترتیب، نشان از عدم حساسیت تولید گاز کشور ایران به قیمت جهانی و مجموع استخراج گاز کشور‏ها‏ی دیگر و کاهش پایبندی ایران است.

صنایع مختلف با توجه به شرایط و ویژگی های خاص خود دارای رژیم های فناورانه ی متفاوت و اختصاصی خود هستند. این تفاوت در حوزه ی بالادستی صنعت نفت با توجه به ویژگی های خاص آن از سایر صنایع پررنگ تر است. بر این اساس مقاله ی حاضر به بررسی ابعاد رژیم فناورانه ی صنعت نفت با تمرکز بر حوزه ی بالادستی پرداخته است. به علاوه، به منظور پررنگ کردن تفاوت میان رژیم فناورانه ی این صنعت با سایر صنایع به تشریح ویژگی های خاص کسب وکار حوزه ی بالادستی صنعت نفت و فعالیت های فناورانه در این حوزه پرداخته می شود.
بررسی ها نشان می دهد که مهم ترین ویژگی های رژیم فناورانه ی حوزه ی بالادستی صنعت نفت عبارتند از: دوره ی عمر طولانی فناوری، ضرورت قابلیت یکپارچه سازی فناوری ها، وابستگی به مسیر و ویژگی انباشتی در پیشرفت های فناورانه، نرخ پایین نوآوری فناورانه (بنیادی)، زمان طولانی و هزینه ی بالای توسعه، تجاری سازی و انتشار فناوری، مشارکت مشتریان در فرآیند نوآوری، حجم بالای ابداعات فناورانه ی تدریجی در یک فناوری به دلیل به کارگیری سفارشی فناوری در هر پروژه.
شواهد نشان می دهد که حوزه ی بالادستی صنعت نفت به عنوان یک صنعت دانش محور و سرمایه بر دارای رژیم فناورانه ی متفاوت و متمایزی نسبت به سایر صنایع است. این یافته از آن جهت اهمیت دارد که این تفاوت ها می تواند بر الگوی یادگیری و همپایی فناورانه و پنجره های فرصت در این صنعت تاثیر چشمگیری داشته باشد.

اولین اقدام قانونی در خصوص قراردادهای نفتی بعد از انقلاب اسلامی ایران، تصویب ماده واحده ی سال 1358 کمیسیون شورای انقلاب اسلامی است که بر این اساس کلیه ی قراردادهای مشارکتی و پیمانکاری قبل از انقلاب ملغی و عطف به اصول 44 و 45 قانون اساسی صنایع مادر و معادن ملی اعلام شد و در ادامه به منظور جذب سرمایه گذاری خارجی و در جهت افزایش تولید و توان داخلی برای توسعه ی میدان های هیدروکربوری، قانون تشویق و حمایت از سرمایه گذاری خارجی تصویب شد که در این قانون، سرمایه گذاری در قالب روش های مختلف قراردادی از جمله بیع متقابل به دولت تجویز شد. بر همین اساس، قراردادهای بیع متقابل در دهه ی 70 در شرکت ملی نفت ایران طراحی شد و تاکنون سه نسل از قراردادهای بیع متقابل که به تدریج تکامل یافته اند مورد استفاده قرار گرفته است و در روند تکاملی خود برای جذب و تشویق هرچه بیشتر شرکت های نفتی خارجی، قرارداد جدید ایران تحت عنوان IPC طراحی و اجرایی شد.
شایان ذکر است که به کارگیری قرارداد مشارکت در تولید علی رغم برتری نسبت به سایر قراردادهای نفتی در ایران همواره منع قانونی داشته است. بنابراین ارزیابی ویژگی ها و عملکرد قراردادهای بیع متقابل و  IPCدر مقایسه با یکدیگر و در قیاس با قرارداد مشارکت در تولید و تعیین شرایط مطلوب جهت تفکیک و اولویت بندی میدان های هیدروکربوری برای استفاده ی بهینه تر از هریک از قراردادهای مورد اشاره کمک شایانی در راستای تامین حداکثری منافع ملی ایران می کند.

یکی از عمده ترین مشکلات محیط زیست در قرن حاضر پساب های نفتی تولید شده توسط مراکز صنعتی خصوصا پالایشگاه ها و مراکز پخش مواد نفتی است که ورود این فاضلاب ها به محیط زیست باعث آلودگی شدید آب های پذیرنده می شود. سیستم متعارف تصفیه ی فاضلاب های نفتی در پالایشگاه ها، شامل استفاده از واحدهای فیزیکی، واحدهای شیمیایی و فرآیندهای بیولوژیکی می باشد. بیوتکنولوژی بر اساس تجزیه ی بیولوژیکی و تغییر شکل بیولوژیکی روغن ها و مواد نفتی زاید راهکارهای جدیدی برای تصفیه ی بیولوژیکی این فاضلاب ها ارایه کرده است. یکی از این روش ها، کوپل کردن بیورآکتور زیستی با فرآیند جداسازی غشایی یا MBR است. در این مطالعه، استفاده از سیستم های بیورآکتور غشایی در تصفیه ی فاضلاب های نفتی حاوی نفت و روغن مرور خواهد شد.