تزریق گاز، لازمه تحقق تولید صیانتی

بیشترین میزان تولید نفت کشور در شرکت ملی مناطق نفت خیز جنوب صورت می گیرد که در حال حاضر تولید این شرکت حدود 3 میلیون بشکه در روز (بیش از 75 درصد کل تولید نفت کشور)است. عمده مخازن بزرگ و قدیمی کشور در محدوده عملیاتی این شرکت جای می گیرند که در نیمه دوم عمر خود به سر می برند که برای جلوگیری از افت تولید و تخلیه حداکثری این مخازن، تزریق گاز طبیعی صورت می گیرد. تقریبا تمامی پروژه های تزریق گاز طبیعی، مربوط به شرکت ملی مناطق نفتخیز جنوب است.

روزنامه اطلاعات در شماره امروز خود نوشت:

تزریق گاز در برخی مخازن کشور پس از مشاهده افت تولید و با هدف افزایش فشار مخزن و به تبع آن افزایش ضریب بازیافت برای تحقق استحصال حداکثری از ذخایر نفتی، در دهه 50 شمسی مطرح شد و در سال 1355 پس از انجام مطالعات لازم، عملیات تزریق گاز در مخزن آسماری هفتگل به عنوان اولین پروژه تزریق گاز کشور آغاز شد. دومین پروژه تزریق گاز در تیر 1356 در مخزن آسماری گچساران راه اندازی شد. در این دو پروژه به علت نبود زیرساختهای مناسب برای جمع آوری گازهای همراه و همچنین عدم توسعه مخازن مستقل گازی، گاز گنبدی (کلاهک گازی در ارتباط با ستون نفتی) دو مخزن نفتی دیگر به عنوان منبع تامین گاز (البته به صورت موقت) انتخاب شد که این کار، هرزرفت نفت در این مخازن و کاهش ذخایر آنها را به دنبال داشت.

اولین پروژه تزریق گاز پس از پیروزی انقلاب اسلامی در آذر سال 1363 در میدان لب سفید اجرا شد. پس از آن پروژه های تزریق گاز به ترتیب در میادین مارون (سال 1368)، کرنج (سال 1371)، بی بی حکیمه (سال 1374 )، پارسی (سال 1378 )، کوپال (سال 1380 )، بازگردانی گاز پازنان (سال 1382 )، تزریق امتزاجی گاز رامشیر (سال 1383 )، آغاجاری (سال 1388 ) و نرگسی (سال 1391 )راه اندازی شد.

هم اکنون هم عملیات اجرایی پروژه های تزریق گاز میادین پرنج و قلعه نار درحال انجام است.

علاوه بر آن، به منظور افزایش، تکمیل یا بهبود شرایط تزریق، پروژه هایی برای احداث کارخانه های جدید تزریق گاز در برخی از این مخازن در حال اجراست. همچنین برای میادین رگ سفید و نفت سفید برنامه تزریق مصوب شده است.

لازم به ذکر است در چند سال اخیر عدم تامین گاز تزریقی مورد نیاز و در برخی موارد قطع آن به ویژه در ماه های سرد سال، پروژه های تزریق گاز را با چالشی بزرگ روبرو ساخته است.

در آغاز تولید از مخزن، فشار نسبتا بالای آن باعث می شود که نفت بدون اعمال نیروی خارجی و به طور طبیعی به سر چاه جریان یابد و به واحدهای بهره برداری هدایت شود. به عبارت دیگر در این مرحله، تولید با انرژی خود مخزن صورت می گیرد. با ادامه تولید، فشار مخزن به تدریج کاهش می یابد و پس از یک دوره معین که ممکن است چند دهه هم طول بکشد، فشار مخزن به اندازهای کاهش می یابد که از آن پس امکان تولید نفت به طور طبیعی میسر نخواهد بود. حجم نفت تولید شده در این دوره را ذخیره اولیه مخزن و مجموعه مکانیسم های تولید آن را روش اولیه برداشت می نامند.

شایان ذکر است در این مرحله از روش های کمکی فرازآوری مصنوعی در چاه ها همانند پمپ های درون چاهی یا فرازآوری با گاز استفاده می شود. برای ادامه تولید از مخزنی که ذخیره اولیه آن تمام شده یا رو به اتمام است، می بایست روش های ثانویه برداشت را که با هدف تثبیت یا ترمیم فشار مخزن اعمال می شوند، به کار بست.

براساس تعاریف موجود، روش های ازدیاد برداشت ثانویه به روش هایی اطلاق می شود که در آنها با تزریق سیال (گاز یا آب) فشار مخزن تثبیت شده یا افزایش می یابد؛ به طوری که بتوان تولید مجدد نفت از چاه ها را برقرار کرد. تزریق سیال در دوره ثانویه برداشت تا زمانی ادامه می یابد که ضخامت ستون نفت به اندازه ای کاهش یابد که سیال تزریقی اصطلاحا میان شکن شده و از چاه های تولیدی نفت، گاز یا آب در حد غیراقتصادی تولید شود. در این صورت ادامه تولید از طریق تزریق سیال ممکن نخواهد بود و ادامه تولید از مخزن نیازمند استفاده از روش های ثالثیه است. نیروهای به کار گرفته شده در رو شهای ثانویه ماهیت فیزیکی داشته و در راستای افزایش فیزیکی نیروی طبیعی مخزن به کار گرفته می شود. حجم نفت تولید شده در این دوره را ذخیره ثانویه مخزن می نامند.

روش های ثالثیه به روش هایی گفته می شود که قابلیت تحرک نفتی که در مخزن (معمولا پس از اعمال روش های ثانویه) باقی مانده است را افزایش دهد؛ به طوری که بتواند به سمت حفره چاه حرکت کند. مثلا در روش های حرارتی که از روش های عمده ازدیاد برداشت ثالثیه در نفت های فوق سنگین هستند، با کاهش گرانروی (ویسکوزیته) نفت، قابلیت تحرک آن افزایش می یابد.

همانطور که عنوان شد یکی از روش های رایج برای تثبیت یا افزایش فشار در مخازن نفتی، تزریق گاز طبیعی است. وضع کشورهای نفت خیز نشان می دهد که این کشورها هم برای افزایش ضریب بازیافت و تحقق تولید صیانتی به مخازن نفتی گاز طبیعی تزریق می کنند.

امارات متحده عربی:این کشور پس از افزایش حجم تولید نفت خود و رساندن آن به 9 2 میلیون بشکه در روز برای بالا بردن طول عمر مخازن خود تصمیم به استفاده از روش های ازدیاد برداشت نفت گرفت. وظیفه پیاده سازی این روش ها بر روی منابع موجود برعهده شرکت ملی نفت ابوظبی است. استفاده از این روش ها، ضمن افزایش ضریب بازیافت، موجب دو برابر شدن ذخایر اثبات شده در دهه گذشته در ابوظبی شده است.

عمده روش های افزایش ضریب بازیافت نفت مورد استفاده در میادین نفتی امارات تزریق آب و گاز طبیعی است. روند تزریق گاز به میادین نفتی امارات از سال 2000 شروع شده است.

الجزایر: عمده روش های افزایش ضریب بازیافت نفت مورد استفاده در میادین نفتی الجزایرتزریق آب و گاز طبیعی هستند. البتهبیشترین سهم در روش های ازدیاد برداشت در میادین نفت و گاز الجزایر مربوط به تزریق گازاست. میزان تزریق گاز در میادین نفت و گاز الجزایر به طور قابل توجهی بیشتر از کشورهای منطقه بوده و باعث شده که بعد از آمریکا در رتبه دوم جهان قرار گیرد.

قسمت اعظم تزریق گاز برای حفظ فشار میدان `حاسی الرمل ` و جلوگیری از تبدیل میعانات به گاز است. به عنوان مثال در زمان اوج تولید گاز این میدان ( 252 میلیون مترمکعب گاز روزانه)، حدود 70درصد از گاز تولیدی (164 میلیون مترمکعب روزانه)دوباره در میدان تزریق شد. در سال 2014 میلادی 43 درصد از گاز تولیدی در این کشور برای ازدیاد برداشت میادین نفت و گاز استفاده شد. این مقدار با میزان گاز مصرفی داخل کشور الجزایر برابری می کند.

میانگین تزریق گاز در الجزایر طی سال های 2015-2000 حدود روزانه 225 میلیون مترمکعب است و میزان تزریق گاز در دهه اخیر تقریبا ثابت مانده و به میزان کمی کاهش یافته است.

جمهوری آذربایجان: عمده روش های افزایش ضریب بازیافت نفت در میادین نفتی این کشور عبارتند از:تزریق آب و گاز طبیعی.متداولترین روش افزایش ضریب بازیافت نفت در جمهوری آذربایجان، تزریق گاز به میادین نفتی است.

مقادیر قابل توجهی از گازهای همراه میادین ACGو Guneshliبرای تزریق استفاده می شود. علاوه بر این، کشور آذربایجان در فصل هایی که میزان تقاضای گاز در منطقه کم است، اقدام به خرید گاز روسیه یا ایران می کند و سپس این حجم گاز را برای تزریق به میادین نفتی خود به منظور افزایش ضریب بازیافت استفاده می کند. همچنین بخشی از آن را در دو مخزن زیرزمینی گاز ذخیره کرده تا تعادل مصرف حفظ شودو هنگامی که تقاضای گاز در شمال ایران در زمستان افزایش می یابد، جمهوری آذربایجان می تواند این نیاز را پوشش دهد. میزان تزریق گاز به میادین نفتی جمهوری آذربایجان از سال 2006 افزایش چشمگیری داشته است. این افزایش به علت توسعه میدان عظیم گازی شاه دنیز است. پیش بینی ها حاکی از آن است که با توسعه فاز دوم میدان گازی شاه دنیز سهم تزریق گاز دوباره افزایش محسوسی خواهد داشت.

عمان: در سال 2000 میلادی تولید سالانه نفت عمان به بالاترین مقدار خود ( 972 هزار بشکه در روز)رسید؛ اما بعد از آن روند تولید کاهش پیدا کرد تا اینکه در سال 2007 به 715 هزار بشکه در روزرسید. از سال 2007 کشور عمان برای افزایش میزان تولید نفت خود به استفاده از روش های افزایش ضریب بازیافت نفت روی آورد و توانست با استفاده از این روش ها، تولید نفت خود را به همان مقدار سال 2000 میلادی برساند و در سال 2015 به تولید یک میلیون بشکه نفت در روز دست یابد.

دولت عمان قصد دارد با کمک روش های افزایش بازیافت نفت، این روند افزایش تولید را تا 5 سال آینده حفظ کند. عمده روش های افزایش ضریب بازیافت نفت مورد استفاده در میادین نفتی عمان عبارتند از تزریق پلیمر، گاز امتزاجی و تزریق بخار.

جمهوری اسلامی ایران: در ایران هم همانند سایر کشورها عمده روش های به کارگیری شده برای ازدیاد برداشت، تزریق آب وگاز است و بر این اساس پروژه های تزریق گاز در شرکت ملی مناطق نفتخیز جنوب، شرکت بهره برداری نفت و گاز اروندان و پروژه های تزریق آب در شرکت نفت فلات قاره درحال اجراست.

در سال 1393 تزریق گاز به میادین نفتی نسبت به سال قبل از آن کاهش یافته به طوری که مقدار آن با رشد کاهشی 91 11 درصدی روبرو بوده است. مصرف گاز به خصوص در ماههای سرد سال در بخش خانگی، سهم تزریق را از گاز تولیدی کشور با تنگنا مواجه ساخته است و همچنین افزایش سهم گاز در سبد مصرف نیروگاه های کشور در اغلب ماههای زمستان به علت کمبود گاز، عملیات تزریق را متوقف کرده بود. این در حالی است که تزریق آب در میدان های شرکت نفت فلات قاره در سال 1393 با افزایش بسیار چشمگیری نسبت به سال 1392 (بیش از 170 میلیون بشکه در روز) همراه بوده و حدود 135 درصد افزایش یافته است.

تزریق گاز در میادین نفتی مناطق نفتخیز جنوب شامل میادین نفتی آغاجاری، مارون، گچساران، کرنج، پارسی، رامشیر (تزریق امتزاجی)، بی بی حکیمه، هفتگل، لب سفید، کوپال، نرگسی و همچنین میدان دارخوین از شرکت نفت و گاز اروندان است. لازم به توضیح است که در سالیان گذشته به میدان درود از شرکت نفت فلات قاره تزریق گاز به میزان ناچیز صورت می گرفته که در سال های 92 و93 همان میزان هم قطع شده است. شایان ذکر است که عملیات بازگردانی گاز در میدان نفتی پازنان در جهت جلوگیری از هرزرفت نفت همچون سالهای گذشته در سال 1393هم ادامه داشته است.

تزریق آب در میادین شرکت نفت فلات قاره شامل میادین نفتی سلمان (تزریق همزمان آب و فرازآوری با گاز)، سیری C (سیوند)، سیری D(دنا)، سیری E(اسفند) و بلال است.

پروژه های تزریق گاز در مخازن مناطق نفتخیز جنوب و تاثیرات آن بر ضریب بازیافت طراحی و اجرای برخی از پروژه های تزریق گاز در این مناطق ، پیش از انقلاب و براساس مطالعات انجام شده توسط شرکت های معتبر بین المللی نظیر McCordصورت گرفته است. شرکت های مذکور با مطالعه طیف وسیعی از روش های ازدیاد برداشت، روش تزریق گازهای هیدروکربوری را برای حفظ یا افزایش فشار ستون نفت در مخازن کربناته ایران، مطمئن ترین، اقتصادی ترین و پربازده ترین روش ازدیاد برداشت دانسته اند.