ماهنامه اکتشاف و تولید نفت و گاز
پیاپی 208 (فروردین 1402)

تولید آب اضافی به دلیل ایجاد مشکلات اقتصادی و زیست محیطی یکی از چالش های اساسی در صنعت نفت و گاز است. تولید آب ناخواسته در میادین هیدروکربوری سبب افت فشارسرچاهی و محدود شدن عمر چاه های تولیدی شده و همچنین از نظر اقتصادی، باعث کاهش میزان تولید نفت و موجب تحمیل هزینه های اضافی در ارتباط با دفع، انتقال این آب ها، افزایش خوردگی و مشکلات زیست محیطی می شود. منشا آب تولیدی شامل موارد مرتبط با مشکلات مکانیکی چاه، موارد مرتبط با ناحیه تخلیه چاه و یا موارد مرتبط با مشکلات مخزنی می باشد. بنابراین، تشخیص درست مکانیسم تولید آب می تواند منجر به درک یک رویکرد کارآمد برای کنترل آن شود .در این مطالعه یک الگوریتم بومی سازی شده بر اساس میادین نفتی ایران برای شناسایی منشا آب تولیدی معرفی شده است. این الگوریتم شامل بررسی اطلاعاتی چون نمودار تاریخچه تولید، نمودار بازیافت و تحلیل نمودار نگارهای تولید می باشد. از این الگوریتم برای تشخیص منشا آب تولیدی در یکی از میادین نفتی ایران استفاده شده است. سیال تولیدی در بازه 3916-3881 متری در سازند سروک، عمدتا آب می باشد و ضعیف بودن کیفیت سیمان در امتداد امتداد آستری 5 و 7 اینچی درنهایت منجر به کاناله شدن آب پشت لوله جداری برای چاه واقع در این میدان شده است.

در سال های اخیر، فعالیت های تحقیقاتی در زمینه سیلاب زنی آب هوشمنددر صنعت نفت افزایش چشمگیری داشته است. تزریق آب هوشمند، با بهینه سازی ترکیب یونی و شوری آب تزریقی، یک تکنیک امیدوارکننده برای افزایش بازیافت نفت است. مطالعات در دو دهه گذشته مزایای سیلآب زنی آب هوشمند را نسبت به سایر روش های بازیافت نفت نشان داده است. در این مقاله شبیه سازی فرآیند تزریق آب هوشمند در یکی از مخازن کربناته جنوب کشور به منظور بررسی اثر ترکیب آبتزریقی بر نسبت تحرک و میزان تولید نهایی با استفاده از نرم افزار ژیوشیمی CMG صورت گرفته است. مخزن مورد مطالعه واقع در جنوب ایران، یکی از میادین کربناته کشور بوده که در مناطق نفت خیز جنوب می باشد.

واحدهای بهره برداری در صنایع نفت و گاز اغلب با مواد خام نفتی و واحدهای عملیاتی تحت دما و فشار بالا نظیر جدا کننده ها و تانک های ذخیره سر و کار دارند. بنابر این احتمال وقوع حوادثی از قبیل انفجار و حریق در آن ها بسیار زیاد است.آگاهی از شعاع انفجار، آتش و خسارت های ناشی از آن می تواند نقشی مهم در طراحی محل و دست یابی به اقدامات پیش گیرانه از حوادث داشته باشد. واحد بهره برداری کوپال در میدان نفتی به همین نام که در مجاورت میدان نفتی اهواز و میدان نفتی آغاجاری قرار دارد واقع شده است. این واحد از قسمت های مختلفی تشکیل شده که عبارتند از: مجموعه تفکیک نفت ترش (بنگستان)، مخزن آزمایش (شیرین)، مخزن بهره برداری قدیم (بنگستان)، مخزن بهره برداری جدید، کریدور خطوط لوله، محوطه کمپرسورها، محوطه توربین ها، اتاق کنترل، چند راهه خروجی گاز به مشعل، انبار بزرگ و بخش سرویس و خدمات می باشد. در تحقیق حاضر سعی شده است که با شناسایی پر مخاطره ترین ریسک موجود در واحد بهره برداری کوپال، بوسیله مدل سازی بوسیله نرم افزار PHAST  ورژن 22/7 دو نوع آتش محتمل در مخازن نفتی را که آتش ناگهانی و آتش فورانی ناشی از مواد نفتی و نیز انفجار می باشند مورد بررسی قرار داده و با رسم دیاگرام ها و نمودارهای مربوط به سناریوهای محتمل توسط نرم افزار، محدوده اثر این اتفاقات تعیین شود. سپس با استفاده از جداول، میزان پیامد حاصل از هر سناریو رتبه بندی گردد. در این تحقیق با تعریف سناریوها شامل نشت کوچک (6 میلیمتر) و پارگی کامل خطوط لوله 6 اینچ برای خطوط حامل گاز متان و H2S و همچنین نشت گاز H2S از چاه به بررسی پیامدهای حاصل از آن ها پرداخته شده است. شرایط آب و هوایی نیز دو نوع شرایط گرم و سرد با توجه به منطقه موجود در نظر گرفته شده است. نتایج این تحقیق نشان داد که بیشترین پیامد در اثر انفجار ناشی از پارگی کامل خط لوله 6 اینچ گاز متان می باشد. با آگاهی از میزان تشعشعات ناشی از حریق و انفجار می توان از میزان ریسک پذیری قسمت ها در واحد مطلع شد که به وسیله آن می توان راهکارهای مناسبی جهت کنترل مخاطرات و کاهش پیامدهای ناشی از آن ها ارایه نمود. حاصل این تحقیق علاوه بر آن که ما را از ریسک پذیری سیستم در واحد بهره برداری کوپال مطلع می سازد، می تواند در جا نمایی هرچه بهتر وسایل و تجهیزات همراه با خطر پذیری کمتر و ارایه راهکارهای مناسبی جهت کاهش ریسک حوادث و کاهش پیامدهای ناشی از آن ها در پروژه های آتی مورد استفاده قرار گیرد.

گاز طبیعی هم اکنون مهم ترین حامل انرژی در سبد تولید و مصرف انرژی کشور محسوب می شود و پیش بینی می شود سهم آن در سبد انرژی کشور افزایش بیشتری داشته باشد. به رغم برخوداری کشور از ذخایر عظیم گازی و افزایش تولید طی سال های اخیر، به دلیل دو روند نامطلوب یعنی 1) افزایش نامتعارف مصرف داخلی گاز و 2) افت تولید گاز در میدان پارس جنوبی به عنوان اصلی ترین میدان گازی کشور (با سهم 75 درصدی از کل تولید گاز کشور)، تراز گازی کشور هم اکنون در ماه های سرد سال دچار کسری شده است که قطعی گاز و برق در زمستان سنوات گذشته نمونه ای از این روند نامطلوب گازی است. بر اساس سند تراز تولید و مصرف گاز طبیعی در کشور تا افق 1420، پیش بینی می شود با روند کنونی تولید و مصرف گاز، کشورمان در سال 1420 به واردات 512 میلیون متر مکعب در روز گاز نیاز خواهد داشته باشد. با توجه به وابسته بودن اغلب بخش ها و صنایع کشور به گاز طبیعی، این مساله یکی از تهدیدات اصلی امنیت انرژی کشور طی سال های آینده خواهد بود. نظر به اهمیت مساله مورد اشاره، ضرورت مدیریت مصرف و بهینه سازی گاز را در تمام بخش های مصرفی محسوس بیش از پیش آشکار می شود. ظرفیت بازار بهینه سازی مصرف گاز طبیعی (در بخش های نیروگاه ها، صنایع عمده، پالایشگاه ها، تجاری و خانگی) تا افق 1420 معادل 8/502 میلیون متر مکعب در روز (معادل 3/1 میلیون بشکه نفت خام در روز) برآورد شده است که ضرورت دارد مورد توجه جدی قرار گیرد. علاوه بر این، در این راستا، راهکارهایی از جمله 1) اعمال سیاست های مشوق استفاده از وسایل گازسوز با راندمان بالا،2) استفاده از توان شرکت های داخلی برای توسعه میادین باقیمانده، 3) عملیاتی نمودن سیاست های صرفه جویی در مصرف گاز، 4) بومی کردن تولید کمپرسورهای تقویت فشار میادین با استفاده از تجربه بومی کردن 10 گروه کالایی در صنعت نفت و 5) الزام به رعایت استانداردهای مربوط به ساختمان به منظور کاهش اتلاف گاز بایستی در دستور کار مسیولین ذیربط قرار گیرد.

ثابت بودن منابع نفتی در جهان و کشف بسیاری از مخازن بزرگ نفتی و تولید طولانی مدت از این مخازن و همچنین نیاز روز افزون به منابع هیدروکربوری باعث شده است تا عمده ی مخازن بزرگ در جهان وارد فاز افت فشار  شوند و این مسیله خود باعث شده تا شرکت های نفتی ملی  و بین المللی  طرح ها و پروژه های مختلفی را به منظور نگهداشت و تولید بهینه  از مخازن، برای پاسخ به نیاز روزافزون بازار نفت ، برنامه ریزی کنند، با توجه به محدودیت های مالی در زمینه ی سرمایه گذاری، بررسی ابعاد مختلف یک پروژه از جهت مزایا، معایب، هزینه ی اجرای پروژه، سودآوری پروژه و... بسیار اهمیت دارد، با توجه به نیاز مبرم صنعت نفت ایران به سرمایه گذاری در بخش های مختلف، به خصوص برنامه ریزی و پیاده سازی طرح هایی جدید در جهت نگهداشت تولید مخازن و افزایش توان فنی و عملیاتی در بخش تولید نفت، اولویت بندی سرمایه گذاری امری بسیار مهم و پراهمیت است، ازاین رو در مقاله حاضر به تجزیه وتحلیل 4 روش شکست هیدرولیکی ، حفاری چند شاخه ای ، چاه ها و میادین هوشمند  و روش های ازدیاد برداشت نفت ، پرداخته شده است و با بررسی مزایا، معایب و سایر جنبه های روش های ذکرشده، اولویت بندی سرمایه گذاری در 3 بخش، کوتاه مدت، میان مدت و بلندمدت ترسیم شده است.

با مطرح شدن موضوع دانش بنیان شدن صنعت نفت ایران، حمایت از شرکت های دانش بنیان برای توسعه فناورانه صنعت نفت در دستور کار قرار گرفته و منجر به ورود تعدادی از شرکت های کوچک دانش بنیان به صنعت نفت گردیده است. اما حاکم بودن الگوی کسب و کار مبتنی بر بهره برداری از منابع هیدروکربنی در شرکت های اصلی تولیدکننده صنعت نفت ایران و تعارضات ذاتی آن با فعالیت های نوآورانه، منجر به شکل گیری یک اکوسیستم کسب و کار غیرنوآور در صنعت نفت ایران شده است. وجود این اکوسیستم کسب و کار غیرنوآور در صنعت نفت باعث می شود که پتانسیل های مرتبط با نوآوری های فناورانه در بازیگران نوآور این صنعت تضعیف شده و آنها عقب رانده شوند. براین اساس در این مقاله به تبیین فرایند تضعیف و به عقب رانده شدن شرکت های کوچک دانش بنیان در صنعت نفت کشور به علت حاکم بودن فضای غیرنوآور در اکوسیستم کسب و کار آن پرداخته می شود.