PDA

توجه ! این یک نسخه آرشیو شده میباشد و در این حالت شما عکسی را مشاهده نمیکنید برای مشاهده کامل متن و عکسها بر روی لینک مقابل کلیک کنید : مقالات مربوط به مخزن



Alonee
28 November 2011, 08:24 PM
سنگ مخزن نفت



تقسیم بندی سنگهای مخزن
از آنجایی که اغلب سنگهای مخزن از نوع رسوبی بوده و به این دلیل تقسیم بندیهای توصیفی و ژنتیکی سنگهای رسوبی در مورد سنگهای مخزن نیز بکار برده می‌شود. سنگهای مخزن نیز مفید بایستی دارای خلل به هم پیوسته تا ذخیره ورودی را بتواند در خود نگهداری کند. به این دلیل سنگ مخزن از نوع ماسه سنگی لازم است مچور تا کاملا مچور بوده ، مشروط بر این که پدیده سیمان شدگی بطور کامل عمل نکرده باشد. بطور طبیعی ماسه سنگهای گری واکی و یا لیتارنیت از جمله سنگهای مخزن مفید محسوب نمی‌شوند.
خلل و معابر سنگهای آهکی یا موثر از محیط رسوبی بوده و یا این که ناشی از تحولات ثانویه به خصوص انحلال و شکستگی می‌باشد. به این دلیل سنگهای آهکی دانه‌ای و یا اسپارایتها که بالاحض در محیط بین موجی و در ناحیه مرجانی و تپه‌های دریایی تشکیل شده‌اند، از جمله سنگهای مخزن بسیار مفید محسوب می‌شود. در ضمن سنگهای آهکی دانه ریز که بعد از آن شکسته شده‌اند همانند سازند آسماری نیز مکانی بسیار مناسب جهت تجمع و ذخیره سازی هیدروکربور محسوب می‌شود.
نامگذاری سنگهای مخزن
سنگهای مخزن بر مبنای مختلفی نامگذاری می‌شود. بطور کلی به هر سنگ مخزن به اصطلاح پی Pay گفته می‌شود. به فرض ، آسماری پی که نشانگر مخزن آسماری است. گاهی نام مخزن از نام سازندی که در آن نفت ذخیره شده اخذ می‌شود. مانند مخزن بنگستان که نام آن از گروه بنگستان ناشی شده است. در بعضی مواقع نام مخزن به ناحیه و یا موقعیت جغرافیایی مخزن نسبت داده شده ، مانند مخزن گچساران و یا مخازن نفتی خاورمیانه.
سنگهای مخازن دریایی و غیر دریایی
از آنجایی که تشخیص نوع سنگ و جغرافیای گذشته سنگهای مخازن در تشخیص حدود و گستردگی و مقدار ذخیره نفت این سنگها اهمیت بسزایی داشته و به لحاظ اینکه هیدروکربورها در سنگهای با منشا دریایی و غیر دریایی نیز ذخیره شده‌اند، به این دلیل ویژگیهای زیر مشخص کنند، سنگهای دریایی و غیر دریایی از هم می‌باشد.

محتویات فسیلی گویای دریایی و یا غیر دریایی بودن آنها می‌باشد.
بلورهای فلدسپات موجود در صورت داشتن شکل اوهدرال گویای منشا دریایی سنگ است.
رشد فلدسپات ثانویه در اطراف فلدسپات تخریبی حاکی از محیط دریایی است.
توده‌های لایه‌ای ، گسترده و پهن نشانگر رسوب در محیط دریایی است.
مقاومت قابل ملاحظه‌ای از لایه‌های عاری از فسیل ، فاقد جورشدگی قطعات و عدسی مانند ، منعکس کننده ، محیط غیر دریایی است.
بهم ریختگی و بی‌نظمی در رسوبات ممکن است نشانگر واریزه‌های زیر دریایی بوده و یا ناشی از پدیده یخچالی باشد.
لایه‌های زغال سنگی و عدسیهای ماسه‌ای همراه ، محیط غیر دریایی را نشان می‌دهد.
بسیاری از رسوبات رودخانه‌ای و کانالی گویای محیط غیر دریایی می‌باشد.

Alonee
28 November 2011, 08:25 PM
خطوط لوله و مخازن مواد شيميايي كه در بسياري از موارد در آن ها مواد آلاينده ي محيط زيست، مواد آتش زا و حتي مواد سمي وجود دارد از اهميت به سزايي در صنعت برخوردارند. بهخصوص خطوط لوله كه امروز سراسر كره زمين را فراگرفتهاند.بديهي است كه وجود نشتي از اين خطوط، به ويژه در مناطقي كه از لحاظ زيست محيطي داراي حساسيت هستند مي تواند خطرات زيادي براي موجوداتي كه روي زمين زندگي مي كنند فراهم آورد.از طرفي هدر رفتن بخشي از مواد ارزشمند كه جزء محصولات و يا مواد اوليه ي ما هستند، از لحاظ اقتصادي نيز ناخوشايند است.به طور كلي نتايج وجود نشتي عبارتند از: آلودگي محيط زيست، ايجاد مسموميت در انسان و ديگر موجودات زنده، انفجار، هدر رفتن مواد ارزشمند، هزينه هاي تميز كردن محيط زيست، هزينه هاي تعمير و تعويض خط لوله، اتلاف وقت و جرايم احتمالي قانوني.بنابراين دو عامل اقتصاد و محيط زيست انگيزه ي كافي براي رفع چنين مشكلي در ما ايجاد مي كنند.

عواملي كه باعث ايجاد نشتي مي شوند عبارتند از:

فرسودگي و خوردگي لوله ها و مخازن، عوامل محيطي مثل سرما، يخبندان، گرما و...، همچنين خسارت هاي عمدي و سهوي و نيز عمليات خارج از محدوده ي طراحي كه ممكن است به لوله ها و مخازن آسيب برساند.فرسودگي لوله ها و مخازن يك عامل طبيعي است، خوردگي نيز معمولاً به خاطر وجود مواد خورنده يا سيالات ساينده به وجود مي آيد.عوامل محيطي مثل سرما، يخبندان، گرما و... نيز از عوامل طبيعي هستند كه در پديده ي نشتي موثرند.
خسارت هاي عمدي معمولاً شامل عمليات خرابكارانه است كه ممكن است به خاطر مسايل سياسي و جنگ به وجود آيد. خسارت هاي سهوي نيز ممكن است به وسيله ي برخورد اشياء يا چيزهاي ديگر و يا در اثر حفاري به وجود آيد.عمليات خارج از محدوده ي طراحي نيز يكي از عوامل آسيب به لوله هاست. زيرا هر خط لوله براي محدوده ي خاصي از دما و فشار طراحي شده و اگر عمليات، در خارج از اين محدوده انجام شود باعث ايجاد خرابي در خط لوله مي شود.بنابراين با توجه به وسعت عواملي كه مي توانند نشتي را ايجاد كنند و همچنين هزينه ها و مخاطراتي كه اين پديده دربر دارد، نشت يابي و جلوگيري از تداوم نشت، مساله ي بسيار مهمي است. با توجه به وسعت و گستردگي اين پديده تشخيص نشتي به طور دقيق و سريع كار بسيار مشكلي است.
امروزه سيستم هاي نشت يابي بسيار متنوعي ارائه شده است كه هر كدام با استفاده از تكنيكي خاص سعي در يافتن دقيق و سريع اين پديده دارند. بسياري از اين سيستم ها بسيار ساده و برخي هم سيستم هاي پيچيده اي هستند. اما هنوز هيچ كدام از اين سيستم ها نتوانسته اند به طور كامل همه ي انتظارات را برآورده كنند.اين سيستم ها عبارتند از: تشخيص نشتي توسط افراد و با استفاده از حس بويايي، شنوايي، بينايي يا مشاهده ي اثراتي كه مواد شيميايي در پيرامون خود دارند يا سيستم هايي كه با اضافه كردن مواد معطر كار نشت يابي راانجام مي دهند يا سيستم هاي موازنه ي جريان، سيستم هاي صوتي، نصب سنسورهاي پيزو الكتريك، سيستم هاي نمايش بخار، سيستم هاي نمايش كابلي، سيستم هاي لوله كشي دو جداره و ... اما هيچ كدام از روش هاي فوق نمي توانند به صورت كاملاً دقيق و سريع كار نشت يابي را انجام دهند.»بررسي نشتي گاز در مخازن و لوله هاي نفت و گاز« عنوان پايان نامه ي كارشناسي ارشد »مهرزاد ميرزانيا« دانشجوي رشته ي مهندسي شيمي (طراحي فرايند) دانشكده ي فني مهندسي دانشگاه تربيت مدرس است كه با راهنمايي دكتر محسن وفايي در مهرماه 82 ارائه شده است.

اين پايان نامه، در چهارفصل نشت يابي در مخازن مواد شيميايي، تست نشتي در خط لوله هاي آماده به كار، نشت يابي در سيستم هاي خط لوله ي در حال كار و مدل سازي سيستم هاي خط لوله، به بررسي روش هايي پرداخته است كه به صورت دقيق و سريع، كار نشت يابي را انجام مي دهند.پس از فهرست و مقدمه، مطالب ارائه شده در اين پايان نامه به تفكيك زير دسته بندي شده اند.

فصل اول: نشت يابي در مخازن مواد شيميايي

1 - روش نشت يابي و جلوگيري از نشتي در مخازن

* روش تست استحكام
* مونيتورينگ فضاي ما بين دو جداره
* روش ايجاد مانع براي جلوگيري از نشتي
* استفاده از ميله ها و كابل هاي حساس به مايعات و گازها
* روش اندازه گيري جرمي و حجمي
* روش كنترل موجودي آماري
* روش SIR
* روش مدرج سازي اتوماتيك تانك (ATG)
* روش مدرج سازي دستي تانك (MTG)
* روش صوتي
* روش مونيتورينگ بخار
* روش مونيتورينگ آب زير زميني

2 - حفاظت در برابر خوردگي

* استفاده از تانك هاي فايبر گلاس
* استفاده از تانك هاي فولادي با حفاظت آندي
* استفاده از جريان DC
* جلوگيري از سرريز كردن تانك
* انتخاب روش مناسب براي جلوگيري از نشتي در مخازن

فصل دوم: تست نشتي در خط لوله هاي آماده به كار

* روش تست نشتي در خط لوله هاي آماده به كار
* روش تست هيدرواستاتيك
* تست پنوماتيك
* تركيب تست پنوماتيك و هيدرواستاتيك
* روش تست سرويس اوليه
* تست نشتي خلاء
* روش تست هد استاتيكي
* روش تست توسط هالوژن ها و هليم
* حساسيت روش هاي تست نشتي و استانداردهاي پذيرفته شده

فصل سوم: نشت يابي در سيستم هاي خط لوله ي در حال كار

* روش هاي تست نشتي در سيستم هاي خط لوله در حال كار

فصل چهارم: مدل سازي سيستم هاي خط لوله

* مدل سازي خط لوله
* سيستم SCADA
* مدل جريان ناپايدار
* روش هاي حل معادلات جريان ناپايدار
* نمونه هايي از مدلسازي سيستم هاي واقعي
* سيستم ATMOS

محقق در سومين فصل اين پژوهش با عنوان »نشتيابي در سيستم هاي خط لوله ي در حال كار« به بررسي روش هاي تست نشتي در سيستم هاي خط لوله ي در حال كار پرداخته است.آن چه در پي مي آيد بخشي از فصل سوم اين رساله است با اندكي دخل و تصرف:

نشتي در لوله ها خصوصاً لوله هايي كه تحت فشارند يكي از مسايل بسيار مهم در مبحث نشت يابي است. حتي قسمت عمده اي از نشتي هاي مربوط به مخازن نيز به خاطر وجود نشتي در لوله هاي مربوط به مخازن است. از لحاظ آماري، خرابي و نشتي در لوله ها حدود دو برابر خرابي در تانك هاست. به علت وجود اتصال هاي زياد در سيستم هاي خط لوله، نشتي در اين سيستم ها بسيار اتفاق مي افتد. اين مساله در لوله هاي تحت فشار خيلي حادتر است. زيرا فشار باعث مي شود تا مواد به صورت پيوسته و با نيروي زيادتر از سوراخ وارد محيط شوند. براي نشت يابي در خطوط لوله روش هاي متعددي وجود دارد. بعضي از اين روش ها به طور پيوسته و بعضي به طور غير پيوسته كار نشت يابي در لوله ها را انجام مي دهند.

روش هاي تست نشتي در سيستم هاي خط لوله ي در حال كار

از ساده ترين روش هاي تشخيص نشتي در سيستمهاي خط لوله عبارتند از:

اطلاع دادن نشتي توسط افرادي كه در مجاورت خط لوله قرار دارند. اين افراد از طريق حس بويايي، شنوايي، بينايي و يا مشاهده ي اثراتي كه اين مواد شيميايي در پيرامون خود ايجاد مي كنند، مثل تاثير روي گياهان يا حيوانات يا پرندگان، مي توانند اين پديده را تشخيص دهند. حتي گاهي اوقات با استفاده ي بيرحمانه از حيوانات يا پرندگان حساس مي توان نشتي را تشخيص داد.
راه ساده تر ديگر اضافه كردن مواد معطر به سيال است. بايد در نظر داشت كه ماده معطري كه براي اين منظور انتخاب مي شود بايد به راحتي قابل جداسازي باشد. اين روش براي سيالاتي كه بدون بو و غيرقابل اشتعال هستند روش نسبتاً موثري است مثلاً براي تشخيص نشتي گاز مونو اكسيدكربن كه بي بو ولي بسيار سمي و خطرناك است.
مواد شيميايي مثل مركاپتان ها، تري متيل آمين و...مي توانند نشتي را در سيستم تشخيص دهند. اين دو روش در محيط هاي عاري از سكنه يا در جاهايي كه بادهاي شديد مي وزند، نمي توانند كاربرد عملي داشته باشند.

روش ديگر استفاده از موازنه ي جريان به صورت روزانه يا ساعتي و ترجيحاً آن لاين است. يك سيستم اندازه گيري فشار خط لوله در كنار جريان سنج ها لازم است كه نشان دهد گراديان فشار نسبت به حالت بدون نشتي تغيير كرده است يا نه. اين روش دو اشكال دارد، يكي اين كه با اين روش موقعيت نشتي تشخيص داده نمي شود. ديگر اين كه اگر شدت جريان ها تغيير كند يعني سيستم Steady state نباشد موازنه براي تشخيص نشتي بسيار مشكل مي شود.

يكي از روش هاي چك كردن وجود نشتي در خطوط لوله، موازنه ي حجمي خطوط لوله است.

اين روش به خصوص براي خطوط لوله ي مايعاتي كه تقريباً تراكم ناپذيرند، مناسب است. در اين روش تغييرات موجود در خطوط لوله از روي اختلاف بين جريان ورودي و خروجي محاسبه مي شود و از روي اين اختلاف، نشتي هاي كوچك تشخيص داده مي شود.

موازنه در خط لوله به صورت زير است.
(3-1)
dV=Vin-Vout-Vl
كه در آن :

dV: حجم نشتي
Vin: جريان سيال ورودي
Vout: جريان سيال خروجي
Vl: ميزان موجودي مايع در خط لوله است.

يكي ديگر از سيستم هاي نشت يابي، نشت يابي صوتي است. جريان سيالات مي تواند ارتعاشاتي با فركانس هايي در محدوده ي مافوق صوت توليد كند كه به وسيله ي مبدل هايي خاص قابل تشخيص هستند. اين مبدل ها قابل حمل بوده و مي توانند توسط ماموران خط حمل و به هر نقطه ي دلخواهي برده شوند.
روش ديگر نصب سنسورهاي پيزو الكتريك است. اين سنسورها وقتي تحت تاثير تنش قرار مي گيرند، يك خروجي را صادر مي كنند. بنابراين زماني كه در سيستم خط لوله يك نشتي اتفاق مي افتد، به سرعت در خط لوله افت فشار خواهيم داشت. امواج ناشي از اين افت فشار با سرعت صوت در هر دو جهت حركت مي كنند. در نتيجه سنسورهاي نصب شده، اين امواج را دريافت كرده و مكان نشتي را از روي شرايط خط و زمان اندازه گيري شده توسط ابزارها، تشخيص مي دهند.اين روش به خصوص در زماني كه مقدار نشت زياد است، بسيار موثر مي باشد.

سيستم هاي حساس بيروني

اين سيستم ها مشخص كننده ي نشتي در خارج خط لوله هستند. اين سيستم ها داراي سنسورهاي حساس به بخار و مايع هستند. زماني كه ماده از داخل خط لوله به خارج نشت مي كند اين سيستم ها به راحتي اين مساله راتشخيص مي دهند.

دو نمونه از اين سيستم ها عبارتند از:

1- سيستم نمايش بخار: در اين روش گازهاي اطراف سيستم لوله كشي، آناليز مي شوند و اگر با مقدار طبيعي اختلاف داشته باشند، اعلام نشتي مي شود.
2- سيستم كابلي: سيستم كابلي شامل كابل نوري يا الكترونيكي پيوسته اي از جنس مواد هيدروكربني است. اين كابل ها در مسير لوله كشي قرار مي گيرند و به يك كنترلر و تابلوي زنگ خطر وصل مي شوند. وقتي كه مواد نشت كرده بااين كابل تماس حاصل كنند، خواصي از كابل مثل مقاومت الكتريكي و... تغيير مي كند و در نتيجه نشتي اعلام ميشود.

اشكال اساسي اين روش اين است كه كابل ها يك بار مصرفند و قابل احيا نمي باشند.
از طرفي سيستم هاي حساس بيروني به علت تكنولوژي جديد و گراني و همچنين تجارب كم در استفاده از آن ها، داراي كاربرد كمي هستند.
لوله كشي دو جداره: اين روش اخيراً مورد استفاده قرار گرفته است. لوله كشي دو جداره شامل دو لوله ي تو درتو است. فضاي مياني دو لوله براي نمايش نشتي استفاده مي شود. جنس لوله هاي مورد استفاده در اين روش فايبر گلاس است. اين سيستم،سيستم شكننده اي است و درمواقع نصب به توجه ويژه اي نياز دارد. لوله ي داخلي معمولاً تحت فشاري معادل 5/1 برابر فشار عملياتي سيستم، تست مي شود. تست لوله ي خارجي معمولاً تحت فشار 30 كيلو پاسكال انجام مي گيرد.

نصب لوله هاي دو جداره معمولاً 2 تا 3 برابر لوله هاي معمولي هزينه دارد.
حفاظت در برابر خطرات مكانيكي توسط خط لوله ي بيروني انجام مي شود. در فشار بين دو لوله نيتروژن تحت فشار زياد تزريق مي شود. اين فشار بايد از فشار عملياتي داخل لوله بزرگ تر باشد. يك سنسور در فضاي بين دو لوله و در هر انتهاي خط لوله نصب مي شود. اين سنسور به فشاركم حساس است. اين سنسور فشاري، روي فشاري تنظيم مي شود كه از فشار عملياتي جريان بزرگ تر و از فشار فضاي بين دو لوله كم تر باشد. حال اگر خط لوله ي داخلي نشتي داشته باشد، نيتروژن از فضاي ما بين دو لوله به داخل لوله ي داخل نفوذ مي كند، لذا فشار بين دو لوله كم شده و سنسور حساس به فشار كم، فعال مي شود.
اگر يك نشتي در نتيجه ي خرابي مكانيكي در لوله ي بيروني به وجود آيد گاز بيخطر نيتروژن به محيط نفوذ ميكند.
به هر حال تحت هر شرايطي كه فشار فضاي بين دو لوله كاهش يابد شيرهاي قطع جريان واقع درسر چاه ها جريان را قطع مي كنند.
جز روش هاي فوق روش هاي ديگري نيز براي نشت يابي در خطوط لوله وجود دارند بعضي از اين روش ها براي نشت يابي در مخازن نيز استفاده ميشوند. اين روش ها عبارتند از:

-آزمايش استحكام: اين آزمايش جزء روشهاي غيرپيوسته است. و در صورتي كه بخواهيم از آن استفاده كنيم بايد اين كار حداقل به طور ساليانه انجام شود.

روش SIR : تناوب استفاده از اين روش بستگي به توانايي آن در نشت يابي دارد. اگر توانايي آن بيشتر از 2/0 گالن در ساعت نباشد، اين روش بايد به طور ماهيانه انجام شود. اما اگر توانايي اين روش به اندازه 1/0 گالن در ساعت باشد مي توان اين روش را به طور ساليانه به كار برد.

روش مونيتورينگ فضاي ما بين: استفاده از اين روش بايد به طور ماهيانه صورت پذيرد. اين روش بايد قادر باشد 1/0 گالن در ساعت نشت يابي كند. اما بعضي از سيستم ها قابليت مونيتورينگ پيوسته رانيز دارند.

روش مونيتورينگ بخار: اين روش نيز بايد به طور ماهيانه انجام شود. در ضمن بعضي از اين سيستم ها قابليت مونيتورينگ پيوسته رانيز دارند.

روش مونيتورينگ آب زيرزميني: اين روش نيز بايد به طور ماهيانه انجام شود. در ضمن بعضي از سيستمها قابليت مونيتورينگ پيوسته را نيز دارند.


منبع:نشریه ندای گاز

Alonee
28 November 2011, 08:26 PM
بررسی پدیده مخروطی شدن آب در مخازن نفتی رانش آب (لینک ها فقط به اعضای سایت نمایش داده می شوند.)

Alonee
28 November 2011, 08:27 PM
فرایند سیكلی تامین فشار توسط متان برای مخازن كم ضخامت نفت سنگین (لینک ها فقط به اعضای سایت نمایش داده می شوند.)

Alonee
28 November 2011, 08:28 PM
ذخيره و نگهداري نفت‌خام در مخازن پالايشگاهي و پايانه‌هاي صادراتي، سبب مي‌شود به مرور زمان مقدار زيادي نفت خام در ته مخزن رسوب كند. در صورت بازيافت اين رسوبات و بازگرداندن آن‌ها به سيستم پالايش، در پالايشگاه‌ها و سيستم ذخيره‌سازي در پايانه‌ها، مقدار زيادي در نفت‌خام صرفه‌جويي مي‌شود. در اين گزارش، به اهميت بازيافت اين رسوبات، معايب روش‌هاي متداول بازيافت در كشور و معرفي سيستم كراش اويل واشينگ (C.O.W.S) مي‌پردازيم.

ميزان و ارزش رسوبات نفت‌خام در مخازن

همراه با نفت‌خام خوراك پالايشگاه‌ها، علاوه بر نمك و آب، مقداري هيدروكربورهاي سنگين و همچنين گل‌ولاي از طريق خطوط لوله به مخازن انتقال مي‌يابد كه در زمان نگهداري به مرور زمان ته‌نشين شده و لجن‌هاي نفت‌خام را تشكيل مي‌دهند. در پالايشگاه‌هاي كشور معمولا اين مواد پس از يك دورة چند ساله، به روش سنتي توسط نيروي انساني جدا شده و در خاك مدفون مي‌گردند كه اين امر علاوه بر از دست دادن تركيبات باارزش هيدروكربوري، آلودگي شديد محيط زيست را نيز در پي دارد. در بعضي موارد، رسوبات حاصله از مخازن ذخيره‌سازي نفت‌خام در پايانه‌ها، صادر مي‌شوند.
طبق بررسي‌هاي صورت گرفته در سال 1377، ميزان رسوبات نفت‌خام در پالايشگاه‌ها حدود 415 هزار تن و با ارزش تقريبي 30 ميليون دلار برآورد شده است كه با اعمال نرخ تورمي سال 81 نسبت به 77، ارزش كنوني آن تقريباً 52 ميليون‌دلار مي‌باشد

ظرفيت مخازن در پايانه‌ها بيشتر بوده، لذا رسوبات بيشتري هم تشكيل مي‌شود؛ در پالايشگاه‌ها و پايانه‌ها از 35 ميليون‌ بشكه ظرفيت ذخيره نفت خام، حدود 2.5 تا 3.5 ميليون بشكه، به‌علت تشكيل رسوب غيرقابل استفاده است.

معايب روش‌هاي رسوب‌زدايي متداول در كشور

1. روش سنتي:

در اين روش كه نياز به سرمايه‌گذاري اوليه ندارد، نيروي انساني، رسوبات را از كف مخزن جدا و خارج مي‌كند؛ در نتيجه هزينة عملياتي، هزينة پيمانكاري مي‌باشد. اين روش نياز به زمان طولاني دارد و در طول انجام مراحل، مخازن از سيستم خارج ‌شده و عملأ ظرفيت ذخيره‌سازي كاهش مي‌يابد. در اين روش، براي نرم‌كردن رسوبات از نفت‌گاز و آب گرم استفاده مي‌شود و به همين دليل، محيط از نظر ايمني نامناسب مي‌باشد. علاوه بر اين‌، قسمت بيشتر رسوبات بازيافت نمي‌شود.

2. روش شيميايي

در اين روش علاوه بر نفت‌گاز و آب‌گرم، از مواد شيميايي براي تسهيل انحلال رسوبات استفاده مي‌شود. از مهمترين معايب به‌كارگيري اين روش مشكلات تهيه، حمل و استفاده از حجم نسبتاً زياد مواد شيميايي بويژه براي مخازن ذخيره با ظرفيت زياد، اختلاط مواد شيميايي با مواد نفتي بازيافتي و در نتيجه آلودگي خوراك پالايشگاه‌ها و نفت خام صادرات و نيز هزينة گزاف مواد شيميايي در حجم مورد نياز مي‌باشد. بديهي است كه از نظر ايمني به‌دليل استفاده از مواد شيميايي، شرايط بدتر از روش سنتي است.

فعاليت‌هاي نوپا در اين حوزه‌، در كشور

البته جهت پيشرفت بيشتر در بازيافت رسوبات، كارهاي ديگري نيز صورت گرفته است كه از آن جمله مي‌توان به يك پروژه تحقيقاتي اشاره كرد كه بازيافت براساس روش‌هاي مبتني بر بيوتكنولوژي را مورد توجه قرار داده است.
از ديگر فعاليت هايي كه اخيراً انجام شده است، خريد دو دستگاه بازيافت مکانيکي ( (Crash Oil Washing System ، تحت ليسانس يک شرکت ژاپني است که در حال حاضر، عمدة به کارگيري آن، ‌بازيافت رسوبات مخازن در پايانه‌هاست. علت عدم استقبال پالايشگاه‌ها از اين تكنولوژي، هزينة نسبتاً بالاي آن ذكر مي‌شود. در ادامه به معرفي اين تكنولوژي و مزاياي آن مي‌پردازيم.

تكنولوژي بازيافت مكانيكي (C.O.W.S)

در اين روش، نفت‌خام از مخازن ديگر گرفته‌شده و با فشار برروي رسوبات پاشيده مي‌شود تا انحلال رسوبات صورت ‌گيرد. ابتدا نفت خام ازمخزن سرويس به مخزن مورد رسوب‌زدايي انتقال مي‌يابد و سپس توسط دستگاهي با فشار روي رسوبات در جهات مختلف ‌پاشيده مي‌شود تا انحلال رسوبات انجام شود. در نهايت رسوبات حل شده از مخزن مورد رسوب‌زدايي خارج شده و به مخزن سرويس انتقال داده مي‌شود.

نتيجه‌گيري

همانطوركه گفته شد فعاليت‌هاي انجام شده در اين زمينه، نوپا و محدود مي‌باشد. يك راه براي سرعت بخشيدن به اين امر آن است كه در پالايشگاه‌ها و پايانه‌ها، با توجه به حجم مخازن، نوع نفت‌خام و ميزان رسوبات و با بهره‌گيري از اطلاعات تكنولوژي‌هاي متعدد به‌كار رفته در دنيا، پروژه‌هاي تحقيقاتي مناسب از نظر هزينه و زمان، تعريف و نتيجه آن‌ها به كار گرفته شود.
نكته ديگر در مورد ارزيابي اقتصادي روش بازيافت مكانيكي ( C.O.W.S ) در كشور مي‌باشد. براساس اطلاعات و ارقام موجود، به‌كارگيري آن كاملاً اقتصادي است. به‌عنوان مثال در يكي از پالايشگاه‌هاي كشور، ارزش رسوبات در 9 مخزن حدود 9 ميليون‌دلار برآورد شده كه با صرف هزينة 100 ميليون تومان براي هر مخزن، حدود 800 ميليون تومان براي هر مخزن صرفه‌جويي مي‌شود.
مآخذ:
1. گفتگو با مدير شركت مجري روش بازيافت مکانيکي
2. مجلة اقتصاد انرژي_شمارة47
3. طرح مطالعات صرفه جويي انرژي در سطح کلان، موسسة مطالعات بين المللي انرژي

Alonee
28 November 2011, 08:29 PM
چرخه زندگي و موازين زيست محيطي، مجموعه اي از تمامي كائنات را در برگرفته و آن چنان آنها را در ارتباط تنگاتنگ با يكديگر قرار داده كه ريزترين دانه خاك، ملايم ترين باد، چكيدن قطره اي آب و يا جرقه اي آتش در آن مي تواند نقش تعيين كننده داشته باشد. انسان، زمين، آسمان، اقيانوس، كوير، جنگل، تالاب و ... هر كدام چنان ضمانت كننده بقا و ادامه حيات ديگري است كه گويي از سلاله يكديگر سرشته شده اند. كوچكترين تخريب در مرحله اي از چرخه طبيعي محيط زيست چه بسا با خود عظيم ترين اختلالات را در اين سازماندهي طويل و گسترده به همراه داشته باشد. لازمه حفظ و حمايت از اين چرخه به منظور سالم زيستن و تضمين تداوم و بقاي آن، نياز به شناخت همه جانبه از محيط زيست و هر آنچه كه به آن مربوط است، دارد. در اين ميان اكوسيستم ها در طبيعت نقش بزرگي ايفا مي كنند كه در اين مقاله به تعريف و تبيين علمي آن پرداخته شده است.

اكوسيستم بستگي نزديكي با محيط زيست دارد، براي آن كه بتوان درك بهتري از محيط زيست و انواع آن داشت، آگاهي يافتن از اكوسيستم ضروري است. در ضوابط و مقررات ملي و بين المللي زيست محيطي نيز به اين نكته توجه شده است و در كنار محيط زيست از اكوسيستم نيز سخن به ميان آمده است. خاستگاه اكوسيستم دانشي بنام اكولوژي (Ecology) يا بوم شناسي است كه ابزار علمي شناخت محيط زيست طبيعي نيز محسوب مي شود.

تعريف اكوسيستم Ecosystem
از آنجا كه واژه هاي علمي اصولاً داراي معاني لغوي و اصطلاحي هستند وبراي ورود به نقش موضوعات مربوط به آنها ابتدا بايد از اين معاني آگاهي پيدا كرد، بنابر اين پيش از آن كه نقش و منزلت اكوسيستم در مقررات
زيست محيطي مورد بررسي قرار گيرد، لازم است كه در آغاز به بررسي معاني دوگانه ياد شده پرداخت.
اكوسيستم: لغتي است كه از دو كلمه (اكو) و (سيستم) تشكيل شده و از يك صفت و يك اسم ساخته شده است. اكو (ايكوس) به معناي مسكن، خانه، محل زندگي و سيستم به معناي نظام است، پس در لغت مي توان اكوسيستم را نظام محل زندگي (اعم از جاندار و بي جان) ناميد.
اكوسيستم يك نظام اكولوژيك است و به منزله يك واحد اساسي در اكولوژي به شمار مي رود، در قالب عبارات گوناگون تعريف شده است. اكوسيستم مجموعه جان دار و غير جان دار محيط در يك ناحيه معين است كه در چرخه اي، به ساختن و مبادله مواد غذايي و انرژي مشغول هستند، به عبارت ديگر در هر ناحيه اي از طبيعت كه موجودات زنده و عوامل غير جاندار محيط در حال تعادل و تاثير متقابل بر روي يكديگر بوده و به مبادله مواد بين يكديگر مشغولند، يك نظام اكولوژيك يعني اكوسيستم وجود دارد.

انواع اكوسيستم
درباره اكوسيستم، طبقه بندي هاي گوناگوني از سوي متخصصين به ويژه دانشمندان علوم زيستي و بيولوژي ارائه و براي آن انواع مختلفي ترسيم شده است. به برخي از اين موارد به طور خلاصه اشاره مي شود.
اكوسيستم خشكي: كه در بسياري از موارد به آن »بيومز« Biomes نيز گفته مي شود. اين نوع از اكوسيستم خود نيز داراي شاخه هاي مختلفي است، مانند اكوسيستم جنگل، اكوسيستم مرتع، اكوسيستم كوير، بيابان، حيات وحش و مانند آن.
اكوسيستم دريايي: اين نوع از اكوسيستم نيز داراي شاخه هاي فرعي متعدد است. از جمله اين شاخه ها مي توان از اكوسيستم آب هاي شيرين، اكوسيستم درياها، درياچه ها، مرداب ها، باتلاق ها و مانند آن نام برد.
اكوسيستم هاي بزرگ و اكوسيستم هاي كوچك بر حسب سطح گستره اكوسيستم طبقه بندي مي شوند.
اكوسيستم هاي بزرگ مانند اقيانوس ها، جنگل ها، كويرهاي بزرگ، و اكوسيستم هاي كوچك مانند قسمتي از يك كوير يا جنگل و يا يك استخر، يك مزرعه و يا يك گل خانه هستند.
اكوسيستم هاي باز و بسته كه بر مبناي شكل ظاهري، اعمال و مانند آنها طبقه بندي مي شوند.
اكوسيستم هاي طبيعي از نظر وضعيتي كه دارند ممكن است برهم خورده يا برهم نخورده باشند. به آن بخش از سيستم طبيعي كه بشر با استفاده و برخورداري از وسايل يا فن آوري در آن تصرف كرده و شكل آن را تغيير داده، اكو سيستم هاي برهم خورده گفته مي شود. حتي اقداماتي مانند رفت و آمد، لگدمال كردن، ريختن زباله و مانند آنها نيز سبب به وجود آمدن اين گونه از اكوسيستم هاست.

آلودگي و اثرات اكولوژيكي
از نظر تاريخي، تخريب مستقيم زمينه هاي فيزيكي و سيستم هاي بيولوژيكي همراه با آن، بيشترين عوامل تغييرات زيست محيطي بوده اند. با اين حال با انقلاب صنعتي و تكنولوژيكي در مقياس وسيع، انسان مقادير زيادي انرژي و مواد را مصرف كرده و به محيط زيست جاري مي كند. مواد استخراجي، تصفيه شده و پس از تبديل به محصولات مصنوعي در هوا، آب و زمين رها مي شود. بسياري از اين محصولات فرعي و يا مواد زايد بي نهايت سمي است و در شرايطي كه احتياط هاي لازم و كافي در مورد آنها اعمال نشود، مي توانند اثرات مخربي بر محيط زيست وارد آورند.
ظرفيت اكوسيستم در حل مواد زايد بستگي به مشخصات اكو سيستم و ماهيت و غلظت آن مواد دارد. محيط هاي زيستي گرم و مرطوب معمولاً بيشترين ظرفيت را در تبديل مواد دارند و پراكندگي انرژي مواد (آلي و غير آلي) در آنها متفاوت و سريع است. مناطق سرد و خشك كمترين ظرفيت را از اين نظر دارند.
مواد تجزيه پذير يا غير سمي (آلي و غير آلي) به شرط اينكه ميزان ورودي آنها از حد تجزيه پذيري و پراكندگي فراتر نرود در محيط زيست طبيعي تجزيه مي شوند. اما در مورد مواد تجزيه ناپذير (همچون فلزات و عناصر كمياب، آفت كش ها و مواد راديواكتيو) به علت اين كه اين مواد يا تجزينه نمي شوند و يا به آهستگي توسط فرآيندهاي طبيعي قابل تجزيه هستند، در طول زمان انباشته مي شوند. علاوه بر اين در بيشتر مواقع اين مواد با ساير مواد شيميايي موجود در محيط زيست تركيب شده و تركيبات سمي و خطرناك تري را ايجاد مي كنند.

Alonee
28 November 2011, 08:32 PM
لینک ها فقط به اعضای سایت نمایش داده می شوند.

اگر بخواهيم مديريت مخازن را به عنوان يک مقوله علمي در نظر بگيريم، بايد آن را به صورت علمي تعريف کنيم. اما اگر سؤال شما اين باشد که بنده به عنوان يک کارشناس مخزن، از اين عنوان چه چيزي مي‌فهمم، بايد عرض کنم که مديريت مخزن ضمن اينکه شامل مهندسي مخزن است، خيلي فراتر از آن است.
مخزن به مثابة‌ يک موجود واقعي است که دور از دسترس ماست و ما صرفاً بنا به بازتاب‌های مخزن به فعالیتهای خود مثل توليد و غيره حدسياتي راجع به مخزن مي‌زنيم. اين حدس‌ها با به‌دست آوردن اطلاعات بيشتر از مخزن کامل‌تر مي‌شود. اين مساله که شناخت مخزن نام دارد، ابزاري براي رسيدن به هدف اصلي، يعني توليد صحيح از مخزن است. مديريت مخزن شامل کليه مسائل مربوط به مخزن است؛ يعني چگونه يک مخزن را از آغاز تا پايان مديريت کنيم: حفاري و توليد از مخزن جزو آن است، انجام روش‌هاي ازدياد برداشت به‌موقع جزو‌ آن است، چگونگي استفاده از فرآوري مصنوعي گاز (gas lifting) جزو آن است و خلاصه آنکه مديريت مخزن عبارت است از برنامه‌ريزي براي کليه امور مربوط به مخزن و نظارت بر آن. البته مدير مخزن، حفاري نمي‌کند، اما تعيين مي‌کند که حفاري بايد در چه عمقي و در چه مکان‌هايي انجام شود و چند چاه حفر شود. اتخاذ تصميماتي در خصوص اينکه در چه مراحلي حفر چاه توصيفي بايد شروع شود، چگونگی توليد، اندازه‌گیری فشار، اندازه گیری ميزان گاز و چگونگی کنترل آن و غيره، از جمله وظايف مدير مخزن است. مديريت مخزن مثل مديريت يک دانشگاه، يعني رسيدگي، نظارت، برنامه‌ريزي در تمام مسائل مربوط به آن. پس مديريت مخزن عبارت است از يک جريان فعال و يک ارگانيزم متغير و متحول.

آيا مدير مخزن در برنامه‌ريزي نيروي انساني هم دخالت مي‌کند؟

برنامه‌ريزي نيروي انساني و مديريت مخزن، لازم و ملزوم يکديگر هستند. اگر برنامه‌ريزي نيروي انساني نداشته باشيد، نمي‌توانيد مديريت مخزن داشته باشيد. گروه مديريت مخزن، مخصوصاً سرگروه‌ها، فقط مهندس مخزن نيستند؛ بلکه بايد فردي را به عنوان مدير انتخاب کرد که با داشتن زمينه قبلي آشنايي با مهندسي مخازن، به صورت عملي با بهره‌برداري هم آشنا باشد. شما وقتي مي‌گوييد اين چاه را آزمايش کن، بايد بدانيد در اين چاه‌ها آزمايش ممکن است يا خير. شما اگر در اين ميدان کار کرده باشيد و آنرا بشناسيد، مثلاً مي‌دانيد که فلان چاه محدوديت فلان را دارد، بنابراين وقتي برنامه آزمايش چاه را مي‌دهيد يک برنامه واقعي مي‌دهيد. به عنوان مثال، وقتي يک مخزن را شناسايي کرديم و ديديم که اين مخزن يک شرايط خاص سيال دارد، نتيجه مي‌گيريم که بعد از دو سال بايد برنامة‌ تزريق را شروع کنيم. اين کار لازمه‌اش اين است که نيروي انساني که اين کار را بايد بکند؛ وجود داشته باشد. مي‌بينيد که مديريت مخزن به نوعي يک شرکت نفت کوچک است.

بد نيست يک بار ديگر فرآيند مديريت مخزن را به طور نسبتاً کاملتري توصيف مي‌کنيد تا بررسي کنيم که آيا چنين فرايندي هم‌اکنون در کشور ما وجود دارد يا خير؟
مديريت مخزن شامل تمام مسائل مرتبط با مخزن و حتي شناخت جغرافيايي منطقه است. هيچ چيزي وجود ندارد که بيرون از اين دايره باشد. روند تصميم‌گيري و فرآيند مديريت مخزن متاثر از ساختار کلي شرکت نفت است و بنابر اينکه به چه شيوه اي تصميم‌گيري کنيد، فرايند مديريت مخزن فرق مي‌کند.
در هر حال اکتشاف را مديريت اکتشاف انجام مي‌دهد. مدير اکتشاف بر اساس زمين‌شناسي، ژئوشيمي، ژئوفيزيک و غيره، لرزه‌نگاري مي‌کند و ساختمان‌هاي مناسب را پيدا مي‌کند. اگر منطقة مناسبي پيدا کردند، موضوع را به مديريت نفت و به برنامه‌ريزي تلفيقي ارجاع ‌مي‌دهند. از طرف ديگر، برنامه‌ريزي تلفيقي برنامه توليد از واحدهاي بهره‌برداري را تهيه مي‌کند. در کنار آن از طريق سازمان مديريت و برنامه‌ريزي و مصوبات هيأت دولت و وزارت نفت، نياز دولت، برنامه‌هاي مورد نظر و دستورات و انتظارات را ابلاغ مي‌کند. بنابراين دستور توسعه فلان ميدان را برنامه‌ريزي تلفيقي صادر مي‌کند.
يک وقت هست که شما مي‌گوييد نمي‌خواهيم توليد کنيم ولي مي‌خواهيم ظرفيت اضافي داشته باشيم که در مواقعي که فرصتي در بازار پيدا شد از آنها استفاده کنيم. اين سياست‌ها ربطي به مهندس مخزن ندارد. برنامه‌ريزي تلفيقي بنابر مطالعه تجاري شرکت اکتشاف و بنابر برنامه‌هاي ملي، اولويت‌هاي توسعه را اعلام مي‌کند. بنابراين اگر براي سه تا پنج سال مثلاً يک مقدار نفت مي‌خواهيم، برنامه‌ريزي تلفيقي آنرا ابلاغ مي‌کند. برنامه‌ريزي تلفيقي روش توسعه را نيز از جهت نوع قرارداد مشخص مي‌کند. بعد از اينکه اين برنامه به واحد مربوطه داده شد، تعدادي مجهولات عمده داريد که براي توسعه لازم است. ابتدا چند چاه توصيفي حفر مي‌کنيم براي اينکه سطح آب و نفت را پيدا کنيم و پتانسيل و وسعت مخزن را ارزيابي کنيم. بعد از آن در منطقه‌اي که اطمينان حاصل شده است، توسعه شروع مي‌شود. تا عملکرد مخزن را نبينيم نمي‌توانيم مکانيزم حاکم بر آن را شناسايي کنيم. از فشار مخزن نمي‌توان فهميد که آب وجود دارد يا خير. اينها را از اطلاعات ديناميکي مخزن بدست مي‌آوريم. طبيعتاً با بدست آوردن اطلاعات جديد توليد، کار واضح‌تر مي‌شود.
بعد از اينکه برنامه به شرکت بهره‌بردار اعلام شد؛ در حقيقت مديريت عملي مخزن از آن نقطه شروع مي‌‌شود، (دقت کنيد که از اين مرحله، "مديريت عملي" شروع شده و "کل فرايند مديريت" اما در واقع از روز اول شروع شده است.) مثلاً فرض کنيد که بنده در ابتدا ديدم تزريق گاز خوب است و بر این اساس به شرکت بهره‌بردار کمپرسور داده شد و چاه تزريق حفر شد. او بايد تزريق کند ولي مجبور نيست؛ اگر براي او يقين حاصل شد، مي‌تواند برنامه را متوقف کند. اگر بخواهيم به خاطر ريسک، برنامه‌ها را متوقف کنيم، هيچ کاري نمي‌توانيم انجام دهيم. ولي بايد مقدار ريسک را ارزيابي کنيم و ريسک را بشناسيم و ريسک قابل رفع باشد. نکته مهم ديگر، اينکه ما بايد در صورت رد يک گزينه، بديل آن را معرفي کنيم. متأسفانه در کشور ما بيشتر ايراد مي‌گيرند تا اينکه بديل قضيه را مطرح کنند. ما معمولا به اينکه بايد چه کار کنيم کار نداريم. فقط مي‌گوييم اين کار را نکنيم چون ريسک دارد و خطرناک است. بنابراين در اينجا شرکت نفت تعيين‌کننده است. بازوي اجرايي او در اکتشافات است، مديريت اکتشاف، در توسعه، شرکت متن است و در توليد، شرکت‌هاي بهره‌بردار هستند. حال اگر سؤال اين باشد که آيا مخازن ما مديريت مي‌شوند يا خير؟ مي‌گويم بله مي‌شوندولي البته اگر سؤال اين باشد که آيا اين مقوله جديد "مديريت مخازن" در کشور ما اعمال مي‌شود يا خير؟ مي‌‌گويم خير. اين دو مقوله، با يکديگر متفاوت هستند. مخازن ما رها نيستند و به هر حال مديريت مي‌شوند. سؤال شما مثل پديدة IT (تکنولوژي اطلاعات است)؛ IT يک روش جديدي براي پردازش اطلاعات است ولي معني آن اين نيست که قبلا اطلاعات پردازش نمي‌شده است.

بله بهرحال مخازن، ما رها نيستند ولي از صحبت شما اين نتيجه به دست مي‌آيد که "مديريت مخزن" به معناي جديدش را در کشور نداريم، همينطور است؟

اصلاً ما واحدي به نام مديريت مخزن نداريم. اين واحد بايد مرکز فکر فني و think-tank شرکت در برنامه‌ريزي مخازن باشد. هر مخزن بايد يک تيم مديريتي داشته و فردي به‌عنوان هدايت‌کننده اينها در رأس کار قرار داشته باشد. اين فرد بايد راجع به کليه فعاليت‌ها و مراحل توسعه ميدان اطلاعات و دانش کافي داشته باشد نه اينکه در همه مراحل بالا متخصص باشد. پس فرق است بين اينکه مخزن مديريت مي‌شود با پديدة جديد مديريت مخزن.

مختصات اين پديدة جديد "مديريت مخزن" که مي‌فرماييد در کشور ما وجود ندارد، چيست؟

اولاً‌ دقت کنيد که اين مقوله‌هاي جديد، زيرساخت‌هاي ويژه‌اي را نياز دارند. از جملة اين زيرساخت‌ها، تفکر فني است که ما در کشور نداريم. مثلاً مي‌گوييم ما بيمارستان داريم، بيمارستان CCU دارد، فلان امکانات را دارد، اما به اينکه چرا فلان بيمارستان در فلان کشور رتبه اول را دارد، توجه نمي‌کنيم. مثال ديگري مي‌زنم: چند درصد از ما هنگام خريد خانه، به طراحي و نقشه خانه دقت کند اما چند نفر نگاه مي‌کنند به اينکه چراغ‌هاي خانه هليوم است يا خير؟ ما در اغلب مسائل از تفکر فني برخوردار نيستيم. از طرف ديگر ما برنامه‌ريزي درست نيروي انساني نداريم. ما مسئوليت و تشويق و تنبيه درست نداريم. ظرف 10 سال فرد بايد 5 بار ارتقا پيدا کند اما سيستم فعلي ما دو رتبه بيشتر ندارد. شما نردبان ترقي فني نداريد. يعني يک فرد براي رشد و ارتقاي رتبه بايد حتما وارد فاز مديريتي شود. نهايتاً براي حل اين موضوع و مسأله بايد به نوعي کل سيستم را مدنظر داشت و به اصلاح کل سيستم توجه کرد.
يکي از دوستان ما که قبل از انقلاب در جنوب با ما همکار بود، سال‌هاست که مسئول مديريت مخزن يکي از شرکت‌هاي بزرگ خارجي است و وارد سطوح مديريتي هم نشده است. هم حرمت دارد و هم حقوق مادي‌اش بيشتر از خيلي از مديران است. ما اين زيرساخت‌ها را نداريم. خلاصه اينکه براي اينکه جامعه را ارتقاي دهيم، بايد به ارتقاي فکري بينديشيم. کساني که مي‌گويند ما مخازن را مديريت مي‌کنيم از اين ديدگاه به مسئله نگاه مي‌کنند.
مديريت مخازن، در هر زمان، بايد به‌طور بهنگام، دقيقاً آخرين شرايط مخزن را بر اساس اطلاعات موجود بدهد. فرض کنيد که مهندس مخزن مي‌گويد اين تخلخل به اين تراوايي نمي‌خواند و پس لايه مي‌تواند از نوع chalk limestone‌ باشد. براي اينکه از صحت اطلاعات مطمئن شود، درخواست مغزه‌گيري از چاه بعدي را مي‌نمايد. اگر زمين‌شناس بگويد من حرفه‌ام را بلد هستم؟ يا حفار بگويد که من کارم را خوب بلد هستم و نيازي به نظر ديگران نيست، مديريت مخزن محقق نمي‌شود. در مديريت علمي مخزن، يک مطالعه جامع صورت مي‌پذيرد که دائماً در حال ارتقا است. اما در کشور ما براي مطالعه مخزن، 6 سال يک بار، با يک شرکت و يک گروه قرارداد بسته مي‌شود، دوباره اين گروه بايد برود و اطلاعات جمع کند؛ بعضي از آن اطلاعات هم گم شده است و در اين بين، هزينه زيادي را خرج کرده‌ايم. مدير مخزن پيش‌بيني مشکل مي‌کند و برنامه‌ريزي مي‌کند و براي اينکه اطمينان حاصل کند، فعاليت‌هايي را به قسمت‌هاي مختلف ديکته مي‌کند.
پس اگر بخواهيم جمع‌بندي کنيم بايد بگوييم صورت ناقصي از مديريت مخازن در ايران اجرا مي‌شود و راه‌اندازي مديريت مخزن به معناي جديد نيازمند ساخت‌هاي مختلفي از جمله زيرساخت‌هاي اطلاعاتي، آموزشي، تکنولوژيکي و غيره مي‌باشد. درست است؟
هيچ سيستمي بي‌مسأله نيست. اما بنده چون خيلي مخالف نظراتي هستم که ايراد مي‌گيرند، معتقدم، امروز هم مي‌توانيم اين ارگان‌ها را ايجاد کنيم. بايد به ياد داشته باشيم که ايجاد يک واحد، ما را به هدف غايي نخواهد رساند. دستيابي به هدف، مستلزم قرايني است که ما از آن بي‌بهره‌ايم. فراموش نکنيم که مديريت مخزن،‌ پله دهم پيشرفت است و ما نمي‌توانيم دفعتاً به پلة دهم برسيم. بايد مقدمات آن را هم ايجاد کنيم

Alonee
28 November 2011, 08:34 PM
پروژه ایجاد مخزن هوشمند ( پویانما) که در حال حاضر کارشناسان پژوهشگاه صنعت نفت آن را در دست اجرا دارند، با ارائه اطلاعات پویای (دینامیک) مخازن هیدروکربوری، تصمیم گیری در مورد روش ها و سیاست های برداشت از مخازن را آسان می سازد. (لینک ها فقط به اعضای سایت نمایش داده می شوند.)
اطلاعات پویا (دینامیک) معمولا اطلاعاتی از جمله فشار و دمای محلی، چگالی (دانسیته) و گرانروی (ویسکوسیته) درون مخازن را شامل می شود، که دستیابی به آنها در مقایسه با اطلاعات ایستا (استتیک) نظیر جنس سنگ و یا لایه های مخزن روندی بسیار پیچیده تر را طلب می کند.

مهندس مهدی داراب مسوول پروژه ایجاد مخزن هوشمند بر اساس فناوری نانو در این باره می گوید: «دستیابی به اطلاعات پویای مخازن همواره از نکات کلیدی در مشخصه یابی مخازن نفت و گاز و مخازن هیدروکربوری بوده است و در این پروژه تراشه ای به نام " پویانما" ساخته می شود که اطلاعات مورد نظر را «درجا» و« به هنگام» در دسترس کارشناسان قرار می دهد، این اطلاعات سپس در یک اتاق کنترل در محل، پردازش و با نرم افزاری که نگارش آن تکمیل خواهد شد تصویر سازی می شود. با داشتن این اطلاعات کارشناسان می توانند تصمیم گیری مناسب را در مورد چگونگی برداشت از مخزن انجام دهند و برای مثال تصمیم بگیرند برای جبران افت فشار ناشی از ازدیاد برداشت گاز یا آب به مخزن تزریق شود.

به گفته وی دستیابی به اطلاعات دینامیک حلقه مفقوده در عملیات مشخصه یابی مخازن است و چنانچه این روش تازه به سرانجام برسد انقلابی در زمینه مشخصه یابی مخازن خواهد بود که در سایر نقاط جهان نیز می تواند مورد استفاده قرار گیرد.
در حال حاضر از روش های سنتی آنالیز فشار و دما برای دستیابی به اطلاعات پویای مخازن استفاده می شود و با استفاده از این اطلاعات مخزن مورد نظر در سیلندرهایی در آزمایشگاه شبیه سازی می شود، مهمترین نقاط ضعف این روش ها، احتمال فراوان خطای آزمایشگاه و آزمایشگر است که میزان صحت داده هایی را که از این راه به دست می آید کاهش می دهد.

مهندس داراب علاوه بر مزیت های یاد شده، سرعت عمل و صرفه جویی در وقت و هزینه را از دیگر امتیازات روش تازه می خواند و تصریح می کند: «این ایده کاملا بکری است که در ایران ایجاد شده و در پژوهشگاه در حال اجرا است و در حال حاضر در کشورهای جهان از همان روشهایی که نام برده شد استفاده می شود، با این تفاوت که برخی از شرکت های خارجی هستند که در حین حفاری علاوه بر چاه های عمودی، چاه های افقی و مایل حفر می کنند، کاری که ما انجام نمی دهیم. بواقع آنها از یک نوع حفاری هوشمند استفاده می کنند که اطلاعات بهتری به آنها می دهد، اما شیوه کلی کار یکی است.» (لینک ها فقط به اعضای سایت نمایش داده می شوند.)
به گفته وی این پروژه از شهریور سال 1383 آغاز شده، مطالعات امکان سنجی آن به پایان رسیده و هم اکنون وارد مرحله طراحی شده است. داراب می افزاید: «این مرحله یک سال به طول می انجامد و در این مدت پروژه جدیدی تعریف می شود که شامل طراحی الکترونیکی و فیزیکی تراشه پویانما و تست آن در یک چاه مصنوعی است که در سطح زمین ایجاد خواهد شد.»

وی می گوید: برای اجرای این طرح یک محدوده زمانی 5 سال تعیین شده است که سرانجام آن ساخت یک مخزن هوشمند است و با توجه به این که در مرحله نظری بیش از 80 درصد انتظارات ما برآورده شده است به آینده این طرح بسیار خوشبین هستیم.»
اما آیا استفاده از این طرح محدودیت هایی را نیز به دنبال خواهد داشت یا در تمامی مخازن و شرایط قابل بکارگیری است؟ مهندس داراب در این زمینه می گوید: «این احتمال وجود دارد که فناوری مورد نظر در مخازنی با فشار بیش از 15 هزار" پی اس آی" قابل استفاده نباشد و ناچار به ایجاد تغییراتی در آنها باشیم، که برخی از مخزن های پارس جنوبی دارای چنین شرایطی هستند. اما چاه های نفت کشورهای حاشیه خلیج فارس دارای فشار 10 هزار پی اس آی هستند و این شیوه برای آنها کاملا مناسب است.»

مسئله چگونگی برداشت از مخازن نیز امروزه به یکی از مسائل بسیار مورد توجه کارشناسان و متخصصان اکتشاف و برداشت نفت تبدیل شده است. چگونگی برداشت و رفتاری که با مخزن می شود در واقع بر عمر مخزن و میزانی که می توان از آن برداشت کرد تاثیر مستقیم می گذارد و از همین روست که مخزن ها را از نظر عمر به جوان، میانسال و پیر تقسیم کرده اند و معتقدند که در هر کدام از این دوره ها باید به شیوه ای مناسب همان دوره با مخزن برخورد کرد و به عبارتی مخزن را به چشم یک موجود زنده نگریست که سوء رفتار با آن می تواند به پایان عمر بهره برداری از مخزن در نیمه راه بیانجامد.
داراب با اشاره به حجم عظیم مخازن ایران و اهمیتی كه هر گونه سرمایه گذاری در عرصه برداشت از مخازن نفتی می تواند داشته باشد می گوید: استفاده از فناوری مخزن هوشمند می تواند به ازدیاد برداشت 5 الی 15 درصدی منجر شود و این مسئله بویژه زمانی اهمیت پیدا می كند كه دریابیم برداشت ما از مخازن هیدروكربوری حدود 20 درصد است كه این رقم در مقابل میانگین برداشت در جهان یعنی 60 الی 70 درصد بسیار ناچیز است. (لینک ها فقط به اعضای سایت نمایش داده می شوند.)

اما یکی از مهمترین ویژگی های این پروژه استفاده از فناوری نانو در ساخت تراشه پویانما است، مهندس داراب در توضیح این مسئله می گوید: فناوری نانو در راهبرد کلی به دو دسته تقسیم می شود یکی فناوری بالا به پایین (تاپ داون) و دیگری فناوری پایین به بالا (باتم آپ) که بیشتر فرایندهای انجام شده در مقیاس نانو در کشور ما تا کنون به شیوه پایین به بالا کار شده است، یعنی ساختاری تشکیل و توسعه داده می شود. اما در ساخت تراشه پویانما از شیوه «آزمایشگاه روی تراشه» (لب آن چیپ) استفاده شده که جزیی از همین بخش نانو از بالا به پایین است، ملموس ترین مثال در این مورد افزایش ترانزیستورها روی سطح مشخصی از سیلیکون است که در تراشه های مختلف مورد استفاده قرار می گیرد و در اینجا ما توانسته ایم جریان های کوچکی را در مقیاس نانو بسازیم.»

با توجه به حجم عظیم مخازن نفت وگاز کشور شک نیست که هر گونه سرمایه گذاری در عرصه حفاظت، برداشت مناسب و رواج فرهنگ درست بهره بردای از این مخازن در میان دست اندرکاران صنعت نفت از اهمیت بسیاری برخوردار است. از این رو چنانچه به کارگیری فناوری مخزن هوشمند آن گونه که دست اندرکاران این پروژه می گویند بتواند ازدیاد برداشتی در حدود 5 الی 10 درصد را به همراه داشته باشد، می تواند بخش قابل توجهی از این اختلاف را جبران کند و بهره وری از این منابع طبیعی پر ارزش را افزایش دهد. منابعی که ممکن است در صورت توجه نکردن به نکات کارشناسانه و استفاده بی رویه از آنها آسیب ببینند و یا برای همیشه در عمق خاک و دور از دسترس باقی بمانند. (لینک ها فقط به اعضای سایت نمایش داده می شوند.)

پروژه "ایجاد مخزن هوشمند بر اساس فناوری نانو" با همکاری پژوهشگاه صنعت نفت به عنوان کارفرما و شرکت پژوهشگران فناوری نانو به عنوان مجری طرح در دست اجراست.

» منبع: petroleumtimes

Alonee
28 November 2011, 08:37 PM
میكروارگانیسم های زنده كه بر همه باكتری ها، مخمر ها، كپك ها و قارچ های رشته ای برتری دارند، می توانند تركیبات مختلف موجود در نفت خام را دچار تغییر و تبدیل كنند. این تغییر و تحول در نفت خام سبب كاهش ارزش اقتصادی نفت می شود؛ از این رو اهمیت داردكه واكنش ها و موقعیت های مخازن نفتی را به لحاظ زمین شناسی بررسی كنیم. به این مجموعه واكنشها، تجزیه بیولوژیك نفت (Oil Biodegradation) می گویند. تجزیه بیولوژیك نفت خام به وسیله فعالیت های آنزیماتیك باكتری ها كه در مخازن اصلی نفت روی می دهد، سبب می شود كه میزان زیادی از كیفیت نفت در این گونه مخازن كاسته شود. تجزیه بیولوژیك نفت در همه موقعیت ها، چه درشرایط هوازی و چه در مخازن نفتی عمیق، كه شرایط بی هوازی بر آن حاكم است، می تواند صورت گیرد. نزدیك به چهل سال پیش دانشمندان فكر می كردند كه این تجزیه و تغییر تنها در مخازن عمیق صورت می گیرد، ولی امروزه این دگرگونی نفتی را در مخازن كم عمق هم یافتهاند. تجزیه بیولوژیك نفت سبب تغییرات كلی زیر در ویژگی های نفت خام می شود:

- ویژگی های مایع بودن نفت یعنی درجه API و گرانروی نفت خام را تغییر می دهد؛

- سبب تغییر در شیمی خاك نفت می شود؛

- سبب ارزش واقعی و رایج نفت خام را تغییر می دهد.
تجزیه بیولوژیك نفت به تدریج سبب تجزیه تركیبات مختلف موجود در نفت می شود ودرنتیجه ویژگی های مایع بودن نفت و قابلیت سوختن آن دچار اختلال می شود. این تغییرات را به صورت زیر می توان مشاهده كرد:

- بالا رفتن گرانروی نفت كه در نتیجه آن توانایی تولید كاهش می یابد؛

-كاهش درجه API نفت و سنگین تر شدن آن كه در نتیجه ارزش تولید نفت كاهش مییابد؛

- افزایش میزان آسفالتین كه با میزان هیدرات كربن های آروماتیك و اشباع ارتباط دارد؛

- افزایش میزان غلظت بعضی از فلزات خاص مانند نیكل و وانادیوم؛

- افزایش میزان حجم گوگرد.
باكتری های نفت خوار، ارگانیسم هایی هستند كه درهمه شرایط مانند مناطق بسیار عمیق ودرداخل رسوبات و شرایط هوازی و بی هوازی می توانند به زندگی عادی خود ادامه دهند و در مناطقی كه منابع غذایی مانند نفت در اختیار آنها باشد، سبب تجزیه نفت می شوند، اگر چه تجزیه نفت براثر همكاری و تعامل میان چند گونه از این میكروارگانیسم ها صورت می گیرد. در مخازن نفتی زیرسطحی و عمیق، نخست تجزیه بیولوژیك نفت درشرایط بی هوازی صورت می گیرد. این عمل را باكتری هایی كه گوگرد را اكسید می كنند و یا باكتری هایی كه از پذیرنده های دیگر الكترون استفاده می كنند، انجام می دهند. به طور تجربی ثابت شده است كه تجزیه انباشت های نفتی در مخازنی صورت می گیردكه دمای آنها یك كمتر از ۸۰ درجه سانتی گراد باشد. در دمای بالاتر از این حد، میكروارگانیسم های تجزیه كننده قادر به ادامه حیات نیستند و در نتیجه تجزیه بیولوژیك هم صورت نمی گیرد. بر همین اساس دانشمندان الگویی را پیشنهاد كرده اند كه اگر یك مخزن نفتی تا دمای بیش از ۸۰ درجه سانتی گراد حرارت ببیند، سبب استریلیزاسیون آن مخزن می شود و تمام میكروارگانیسم های تجزیه گر آن از بین می روند و حتی هنگامی كه دما به زیر ۸۰ درجه سانتیگراد نیز می رسد، تجزیه بیولوژیك صورت نمی گیرد، زیرا احتمال برگشت میكروارگانیسم ها به این مخازن استریل شده بسیار ضعیف است. در یك نتیجه گیری كلی می توان گفت كه ارزش زیاد محصولات نفتی، محافظت بیشتری را در میدان ها و مخازن نفتی می طلبد و محافظان این مخازن باید همواره در نظر داشته باشندكه تزریق تعداد محدودی از این گونه باكتری ها به از بین رفتن ارزش واقعی این مخازن منجر می شود.

Alonee
28 November 2011, 08:39 PM
ذخاير عظيم مخازن نفت‌سنگين در كشورمان، ضرورت استحصال آن و مشكلات توليد نفت‌هاي سنگين، توجه ويژه به روش‌هاي مناسب براي توليد نفت‌هاي سنگين را ضروري مي‌سازد. استفاده از روش (Microbial Enhanced Oil Recovery)MEOR در مخازن نفت‌هاي سنگين يكي از روش‌هاي نوين براي افزايش توليد اين گونه مخازن است. فرآيند‌هاي MEOR به كليه فرآيند‌هايي اطلاق مي‌شود كه در آن‌ها با استفاده از توانايي‌هاي ميكروارگانيسم‌هاي بومي موجود در مخازن و تحريك آن‌ها از طريق تزريق مواد مغذي براي افزايش فعاليت‌هاي ميكروبي و يا با استفاده از ميكروارگانيسم‌هاي خاص تزريق شده كه قادر به تحمل شرايط ويژه مخازن باشند همراه با مواد مغذي موردنياز به داخل مخزن به صورت مستقيم و يا غيرمستقيم از طريق توليد و استفاده از محصولات بيولوژيكي ويژه بازدهي مخزن در توليد محصولات نفتي افزايش مي‌يابد. امكان‌سنجي بكارگيري اين روش در مخازن نفت سنگين كشورمان موضوع اين مقاله است.
بعد از توليد اوليه مخزن مقدار زيادي از حجم نفت در مخزن باقي مي‌ماند و با انرژي طبيعي مخزن تخليه نمي‌شود. در خلال توليد نفت تزريق آب و گاز اغلب براي بازيافت ثانويه نفت استفاده مي‌شود. اما با اين وجود پس از توليد نفت اوليه و ثانويه بيش از 50 درصد از نفت موجود در مخزن باقي مي‌ماند.
نظريه استفاده از ميكروارگانيسم‌ها براي ازدياد برداشت نفت از سال 1913 مطرح ‌شد. جي.بي.ديوس براي اولين بار در باره استفاده از ميكروب‌ها در صنعت نفت در كتابش به نام ميكروبيولوژي نفت اشاره كرد. سپس در سال 1926 يك دانشمند انگليسي به نام بكهام تئوري وجود يك جريان تازه را بيان كرد كه پس از خروج گاز محلول در نفت با تزريق ميكروب‌ها و رشد ميكروارگانيسم‌ها پديدار مي‌شود. در سال 1950 صنعت نفت از ميكروارگانيسم‌ها جهت حذف آب زائد توليدي پالايشگاه‌ها و واحد‌هاي نفتي استفاده كرد. در سال 1990 صدها پروژه در هزاران چاه در مخازن نفتي دنيا به اجرا درآمد و چندين مقاله در اين زمينه در انجمن مهندسي نفت SPE)) منتشر شد.
باكتري‌هايي كه به صورت طبيعي در مخازن نفتي وجود دارند و آن‌گونه از باكتري‌ها كه همراه با آب تزريقي در مخزن تزريق مي‌شوند، مواد مغذي و ميكروارگانيسم‌ها در داخل مخزن رشد كرده و ميكروارگانيسم‌ها مواد مغذي موجود را به عنوان منبع غذايي خود جذب كرده سپس محصولاتي از قبيل الكل‌ها، گازها، پليمر‌ها و مواد كاهنده كشش سطحي (Surfactant) كه همگي غيرسمي و طبيعي هستند، توليد مي‌كنند. اين محصولات جانبي (by-product) با انجام فرآيند‌هاي متابوليكي سبب ايجاد يك سري تغييرات مطلوب در خواص فيزيكي و شيميايي نفت‌خام شده و بهبود قابل‌توجهي در خواص سنگ مخزن بوجود مي‌آورند. در نتيجه ميزان دبي توليدي و راندمان جابجايي را افزايش مي‌دهند.
در مجموع مكانيزم‌هاي حاكم بر فرايند MEOR را مي‌توان به شرح زير دسته‌بندي كرد:
1- ميكروب‌ها نفت را به اسيد‌هاي سبك آلي و اسيد‌هاي چرب اكسيد كرده و اسيدها، سنگ‌هاي كربناتي و مواد معدني سولفاته را در خود حل كرده و ميزان نفوذپذيري و تخلخل مخزن را بالا مي‌برند.
2- گازهاي مختلفي همچون co2 ، H2 ، N2 ، CH4 از بتا اكسيده شدن اسيد چرب و حل شدن در سيالات مخزن توليد‌شده كه راندمان جابجايي را افزايش مي‌دهند و تا حدودي افت فشار مخزن را جبران مي‌كنند.
3- خواص تر شوندگي سيستم تغيير مي‌كند اين امر باعث مي‌شود هيدروكربن‌هاي به دام افتاده در حفره‌هاي مخزن در اثر تغيير نيروي مويينگي رها شوند.
هم اكنون فرايند MEOR در آمريكا، كانادا، مكزيك، چين، استراليا، روسيه، روماني، ونزوئلا، ترينيداد، لهستان، بلغارستان و بسياري از كشورها استفاده مي‌شود.
تغييرات در نفت‌خام
گازهايي كه بوسيله ميكروارگانيسم‌ها ايجاد مي‌شوند به سرعت درون نفت‌خام محلول شده و مكانيسم رانش گاز محلول را فعال مي‌سازند.
گازها، حلا‌ل‌ها و اسيدهاي چرب سبب كاهش در ويسكوزيته و نقطه ريزش نفت‌خام مي‌شود و API (يا چگالي ويژه نفت) را افزايش مي‌دهد. اين تغييرات باعث روانتر‌شدن جريان نفت مي‌شوند.
جدول زير يك نمونه عملي از بكارگيري ميكروارگانيسم‌ها را قبل و بعد از فعاليت آنزيم‌ها در يكي از چاه‌هاي Maracaibo در ونزوئلا نمايش مي‌دهد:
بعد از فعاليت باكتري‌ها
قبل از فعاليت باكتري ها

CPS ويسكوزيته
API
CPSويسكوزيته
API
نوع نفت


200
25
295
20

نفت خام متوسط


1200
20
1400
17

نفت خام متوسط


2400
19
9300
12

نفت سنگين


7500
18
25600
11

نفت سنگين

بعضي از ميكروارگانيسم‌ها سولفات‌خوار هستند و فعاليت SRB را (كه بطور طبيعي در مخازن بوجود مي‌آيد و سبب خوردگي در قسمت‌هاي فلزي و توليد گاز سولفيد هيدروژن مي‌شوند، متعاقب آن سولفيد هيدروژن نيز با آهن تركيب گشته و سبب توليد رسوب سولفيد آهن مي‌گردد) كاهش مي‌دهند.
تغييرات در سنگ مخزن
مواد كاهنده كشش سطحي، حلال‌ها و اسيدها باعث تميزسازي خلل و فرج از واكس‌هاي پارافيني و رسوبات سنگين نفتي شده و در نتيجه سبب بهبود تخلخل و نفوذپذيري مي‌شوند.
پليمرهاي بيولوژيكي و توده سلولي منجر به كنترل حركت از طريق مسدودكردن مناطق با نفوذپذيري بالا شده و راندمان جاروبي را بالا مي‌برند.
اسيدها، حلال‌ها، الكلها و مواد كاهنده كشش سطحي اثرات فلزي را از گلوگاه‌هاي خلل و فرج سنگ خارج كرده و به افزايش تخلخل و نفوذپذيري سنگ كمك مي‌كنند.
اثرات تركيبي
محصولات جانبي كاهنده كشش سطحي، حلال‌ها و اسيدها كشش سطحي بين نفت/سنگ و نفت/آب را كاهش داده و جريان نفت را روانتر مي‌كنند.
محصولات جانبي كاهنده كشش سطحي سبب افزايش ترشوندگي سنگ به سمت سيستم آب دوست (water wet) شده كه اين امر كشش مويينگي بين نفت آب و سنگ را كاهش داده و سبب آزادسازي نفت محبوس شده در حفره‌ها مي‌شود.
ميكروارگانيسم‌ها مي‌توانند فضاهايي را در ميان خلل و فرج تصاحب كنند كه مواد ديگر در بازيافت ثانويه (آب، بخار يا يك عامل شيميايي ديگر) نمي‌توانند اشغال كنند. اين به فشار تزريق براي جابجايي در سنگ مخزن بستگي دارد.
تحرك‌پذيري نفت به صورت نسبت نفوذپذيري به ويسكوزيته نفت تعريف مي‌شود. مقدار بزرگتر اين كسر به معني افزايش تحرك‌پذيري نفت است. با MEOR هم نفوذپذيري افزايش مي‌يابد و هم ويسكوزيته كاهش مي‌يابد.
همان‌طور كه در صنعت مشهور است با روش‌هاي اوليه ازدياد برداشت مقدار 30-35 درصد نفت اوليه درجاي مخزن قابل برداشت است. روش‌هاي ثانويه ازدياد برداشت و نيز روش‌هاي ثالثيه كه در اكثر موارد هزينه‌هاي هنگفتي را شامل مي‌شوند مي‌توانند مقدار 25-15 درصد ديگر نفت اوليه درجاي مخزن را تخليه كنند يعني 50-55 درصد و حتي 60 درصد نفت. با اعمال اين روش‌ها حدود نيمي از نفت اوليه درجاي مخزن قابل برداشت است.
روش MEOR مي‌توانند بيشتر از 80-85 درصد نفت اوليه درجاي مخزن را تخليه كند كه با درنظر گرفتن اين نكته كه دبي توليدي بالاتر و طول عمر بيشتر مخزن را نيز درپي دارند.
معيارهاي گزينش مخازن براي انجام فرايند ازدياد برداشت ميكروبي
درجه حرارت بين 150 تا 240 درجه فارنهايت
فشار: كمتر از psi20000
تخلخل سنگ: در حدي باشد كه ميكروارگانيسم‌ها بتوانند از بين آن‌ها عبور كنند
درصد آب و رسوبات: كمتر از 60 درصد
نوع هيدروكربن‌هاي مخزني و ناخالصي‌هاي غيرآلي: در تعيين نوع مواد مغذي مورد استفاده براي رشد و نمو ميكروارگانيسم‌ها تاثيرگذار مي‌باشد.
پروژه‌هايي كه در مخازن ماسه و كربناته به اجرا درآمده‌اند نشان مي‌دهند كه نوع سنگ فاكتور تعيين‌كننده در افزايش دبي بازيابي يا افزايش بازيابي كل نيست.
MEOR در يك چاه، سيستم چند حلقه چاه، كل مخزن، چاه‌هاي با سيستم فراز‌آوري گاز، چاه‌هاي مجهز به پمپ درون‌چاهي و چاه‌هاي تزريق گاز قابل كاربرد است.
- جهت حصول اطمينان از كسب بهترين نتايج ممكن ا زيك فرآيند MEOR، شرايط زير بايد مورد توجه قرار گيرند:
- تجزيه آزمايشگاهي نفت‌خام جهت تعيين خصوصيات فيزيكي، ترموديناميكي و زمين‌شناسي مخزن
- مطالعه مهندسي مخزن
- انتخاب سازگارترين گونه‌هاي ميكروبي منطبق با شرايط فيزيكي و شيميايي مخزن
- مطالعه چگونگي تزريق گونه‌هاي ميكروبي در مخزن و عملياتي كردن آن
گرچه فرآيند MEOR قابل كاربرد در هر چاه يا مخزني است اما بايد به اين نكته توجه شود كه بهترين چاه‌هايي مي‌توانند كانديد مناسبي جهتا ين فرآيند باشند كه حدود دما و فشار در آن‌ها رعايت گردد. همچنين تاريخچه توليد چاه يا مخزن و شرايط مكانيكي چاه جهت اين فرآيند درنظر گرفته شود.
عملكرد نتايج
- از سال 1993 شركت هايي به نام Atech، Micro-Bac و Microbes ميكروارگانيسم‌ها و محصولات بيولوژيكي خود را در بيش از 2500 چاه در درياچه Maracaibo ونزوئلا و 1000 حلقه چاه در آمريكا تزريق كرده‌اند.
- عمليات تزريق مي‌توانند از طريق لوله مغزي، از طريق دااليز، از طريق يك چاه تزريقي و در اكثر موارد نيز از طريق وسائل نصب شده موجود صورت پذيرد.
- بعد از تزريق، جهت حصول اطمينان از كسب حداكثر بازدهي و پراكنده شدن ميكروارگانيسم‌ها در سطح وسيعي از مخزن، چاه به‌مدت 7 الي 9 روز بسته مي‌شود.
- 86 درصد از چاه‌هايي كه مورد عمليات تزريقي قرار گرفته‌اند يك افزايش قابل ملاحظه‌اي در دبي توليدي و كاهش ميزان توليد آب را همراه داشته‌اند. از حداكثر 80 درصد تا حداقل 30 درصد افزايش در ميزان توليد و حدودا بازيابي كل به ميزان 80 درصد حجم نفت اوليه درجا.
- محصولات بيولوژيكي اين شركت‌ها داراي قابليت‌هاي مختلفي مانند افزايش توليد نفت، كاهش هزينه‌هاي عملياتي، كنترل مشكل رسوب پارافين، كاهش گرانروي، ممانعت از رسوب‌دهي و خوردگي را دارا مي‌باشد.
برآورد اقتصادي
- هزينه اوليه اجرايي اين فرآيند بطور قابل‌ملاحظه‌اي از فرآيند سيلابزني آب و ساير فرآيند‌هاي تزريق ديگر همچون تزريق نفت با بخار داغ، تزريق يك ماده شيميايي كمتر است و تنها كسري از هزينه‌هاي عمليات‌هاي متداول شكاف هيدروليكي يا شكاف به وسيله اسيد است.
-هزينه‌هاي Follow-up اين فرآيند در حد صفر يا مينيمم مي‌باشد.
- از آنجايي كه اين فرآيند هم دبي توليدي و هم طول عمر چاه يا مخزن را افزايش مي‌دهد درآمدي كه از اين طريق عايد مي‌گردد به مراتب بيشتر از درآمدي خواهد بود كه از طريق روش‌هاي بازيابي ثانويه بدست مي‌‌آيد.
- به كرات مشاهده شده كه وقتي اين فرآيند در يك چاه اعمال مي‌گردد اثر عملكرد آن در چاه‌هاي مجاور و حتي در كل مخزن ديده مي‌شود.
جمع‌بندي
پيش‌بيني مي‌شود، طي سال‌هاي آينده مجموع توليد روزانه نفت در مناطق خشكي و دريايي ايران به ميزان قابل‌توجهي كاهش يابد. طبق بررسي‌هاي انجام‌شده متوسط سرعت كاهش توليد طبيعي از مخازن مناطق خشكي معادل 9 تا 11 درصد در سال است يعني براي حفظ سطح توليد فعلي سالانه معادل 9 تا 11 درصد به تعداد چاه‌هاي توليد نفت افزوده شود كه هزينه بسيار زيادي را مي‌طلبد.
توصيه مي‌شود از هم اكنون مطالعه و برنامه‌ريزي مناسب براي دستيابي به ذخاير جديد و آشنايي با فناوري‌هاي پيشرفته انجام شود تا در زمان مقتضي‌ از آن‌ها استفاده كرد.

Alonee
28 November 2011, 08:40 PM
تعریف و طبقه‌بندی:
تخلخل از جمله خصوصیات مهم نفت‌گیر محسوب می‌شود. زیرا خلل، شکستگی‌ها و معابر سنگ عامل مؤثر در ذخیره‌سازی مخزن می‌باشد. فضای حفره‌ها غالباً‌ توسط آب اولیه پر شده است. این فضاها در مخازن نفت علاوه برآب اولیه حاوی نفت و گاز می‌باشد. تخلخل به صورت نسبت فضاهای خالی سنگ به حجم کل سنگ توصیف می‌شود.
تخلخل غالباً بصورت حرف یونانی فی نشان داده می‌شود. تخلخل مؤثر به مجموعه منافذ به هم مرتبط گفته می‌شود. تخلخل غیر مؤثر به مجموعه خلل غیرمرتبط گفته می‌شود. ارتباط خلل به یکدیگر ممکن است از یک معبر یا چند معبر برقرار شود.
انتقال نفت و گاز از معابر خلل به هم مرتبط صورت می‌گیرد. نسبت تخلخل کل به تخلخل مؤثر از نظر زمین‌شناسی نفت حائز اهمیت ویژه‌ای است، زیرا که به طور مستقیم به تراوایی سنگ مربوط می‌شود.
اندازه، شکل و قطر خلل و مقدار پیچاپیچی معابر ارتباطی منافد اثر مهمی برتولید مخزن دارد. تجزیه و تحلیل شکل خلل و نحوة تداوم معابر ارتباطی دشوار به نظر می‌رسد. برای مثال منافذ آغشته به محلول ممکن است توسط املاح محلول پرکننده را سبب شده و متعاقباً بخشی از سیمان دوباره حل شده باشد. دو نوع تخلخل با توجه به زمان تشکیل آن قابل تشخیص می‌باشد.
تخلخل اولیه :
این منفاذ در ضمن ته نشست رسوبات تشکیل می‌شود. خلل اولیه به منافذ بین دانه‌ای و داخل دانه‌ای قابل تفکیک می‌باشد. خلل بین دانه‌ای در اکثر رسوبات دیده می‌شود. این نوع منافذ در سنگهای رسی و آهکی به واسطه پدیده تراکم و سیمان‌شدگی بسرعت از بین می‌رود. منافذ اولیه موجود در مخازن ماسه‌ای غالباً از نوع بین ‌دانه است.
خلل داخل دانه‌ای بیشتر در دانه‌های اسکلتی ماسه‌ها آهکی وجود دارد. بسیاری از این خلل به واسطه پدیده سیمان‌شدگی و تراکم در مخازن آهکی از بین رفته‌اند
تخلل ثانویه:
منافذ ثانویه سنگهای رسوبی حاصل پدیده انحلال می‌باشد. بسیاری از کانیهای سنگ ممکن است حل شده و فضای ناشی از انحلال در آن باقی بماند. منافذ حاصل از انحلال در سنگهای آهکی درصد حجمی شایانی از سنگ را شامل می‌شوند. تخلخل ثانویه از نوع انحلال در مخازن آهکی به مراتب بیشتر از مخازن ماسه‌سنگی می‌باشد.
تخلخل قالبی و حفرهغای نیز از حمله منافذ حاصل از انحلال محسوب می‌شود. تخلخل قالبی محدود به انحلال دانه و یا انحلال زمینه سنگ بوده و به این دلیل به صورت بافت انتخابی در سنگ باقی می‌ماند. در حالیکه مرزهای دانه‌ای و زمینه سنگ و یا سیمان اولیه توسط خلل از نوع حفره‌ای قطع می‌شود. اندازه منافذ در خلل حفره‌ای غالباً‌ بزرگتر از منافذ در خلل از نوع قالبی می‌باشد. حفره‌هایی با ابعاد بزرگتر را تخلخل از نوع غاری گویند که ممکن است قطر منافذ آن تا 5/0 متر برسد.
تخلخل فنسترال از انواع تخلخل اولیه محسوب می‌شود. فضاهای مربوط به خلل نوع فنسترال بطور همزمان و در حین رسوب‌گذاری در بخش زیرین قطعات اسکلتی و در حد فاصل آن قطعات با رسوبات ایجاد می‌شود. تخلخل نوع فنسترال در رسوبات بیوپل میکرایت مختص محیط مرادابی توسعه بیشتر پیدا می‌کند.
تخلخل بین بلوری به فضاهای موجود در حد فاصل بلورهای سنگ گفته می‌شود. تخلخل بین بلوری از نوع ثانویه بوده و از نظر زمین‌شناسی نفت و به خصوص در ارتباط با سنگهای کربناته حائز اهمیت می‌باشد. اغلب سنگهای آهکی متبلور دارای تخلخل ضعیف می‌باشد. سنگهای متبلور دولومیتی به خصوص با بافت دانه شکری از تخلخل بالایی برخوردار است. تخلخل بین بلوری در دولومیت‌هایی که از جانشینی کلسیت حاصل شده توسعه یافته است.
شکستگی‌های سنگ نه تنها سبب افزایش مقدار تخلخل می‌شود بلکه در بهتر نمودن وضعیت تراوایی سنگ نقش بسزایی ایفاء می‌کند. سنگها و یا رسوبات سست با سیمان ضعیف فاقد شکستگی درزهای شاخص می‌باشد. زیرا این رسوبات، در مقابل فشار وارده حالت جریان پلاستیکی به خود می‌گیرد.
شکستگی‌ها اصولاً در سنگهایی با خاصیت شکنندگی از جمله ماسه سنگهای آهکی شیلها و سنگهای آذرین و دگرگونی ایجاد می‌شود. شکستگی‌ها را در زیر زمین به خصوص درمناطق نفت‌خیز می‌توان ازطریق چاه‌پیمایی، اطلاعات لرزه‌نگاری و تاریخچه تولید چاه ردیابی کرد.
منافذ حاصل از شکستگی‌ها در سنگهای شکننده، درامتداد محور طاقدیس و ناودیس و در مجاروت گسل‌ها و در زیر سطوح دگرشیبی‌ها (به خصوص در سنگهای آهکی) متمرکز می‌باشد.
تقسیم‌بندی تخلخل در صنایع نفت به شرح زیر است :
-قابل اغماض (تخلخل از صفر تا 5 درصد)
-ضعیف (تخلخل از 5 تا 10 درصد)
-مناسب (تخلخل از 10 تا 15 درصد)
-خوب (تخلخل از 15 تا 20 درصد)
-خیلی خوب (تخلخل از 20 تا 25 درصد)

اندازه‌گیری تخلخل:
تخلخل را می‌توان به طور مستقیم از مغزه‌ها، به طور غیرمستقیم از نمودارهای ژئوفیزیکی (چاه‌پیمایی) و از داده‌های لرزه‌نگاری اندازه‌گیری کرد و . اندازه‌گیری تخلخل به طور غیرمستقیم از نمودارهای صوتی، نوترون، تلفیق این دو نمودار وغیره انجام‌پذیر می‌باشد.
مقدار تخلخل اغلب مخازن از 5 تا 30 درصد متغیر می‌باشد که مقدار متداول آن بین 10 تا 20 درصد است. سنگهای کربناته اصولاً‌ دارای مقدار تخلخل پائین‌تری نسبت به ماسه‌سنگها بوده ولی به واسطه پدیده‌های ثانویه از تخلخل بالاتر و تراوایی مؤثرتر برخوردار می‌شود. مخزن دارای تخلخل کمتر از 5 درزصد و فاقد شکستگی و درز را می‌توان غیراقتصادی تلقی کرد.
اندازه‌گیری تخلخل برمبنای محاسبة آن در آزمایشگاه برروی خرده سنگها و یا قطعات درشت‌تر استوار می‌باشد. علاوه برآن مقدار تخلخل را می‌توان از نمودارهای مختلف ژئوفیزیکی، حفاری و زمین‌شناسی اندازه‌گیری کرد.

Alonee
28 November 2011, 08:41 PM
زمين شناسي مخازن هيدروكربوري ايراننويسنده : بهروز اسرافيلي ديزجي و جواد رباني

دانشجوي كارشناسي ارشد رسوب شناسي و سنگ شناسي رسوبي دانشگاه تهران1
دانشجوي كارشناسي ارشد چينه شناسي و فسيل شناسي دانشگاه تهران2

چكيده :
كشور ما از لحاظ وجود مخازن هيدروكربوري جزء كشور هاي بسيار غني دنيا محسوب مي شود. ولي با وجود اين آگاهي ما دانشجويان زمين شناسي و ديگر هم وطنان درباره ذخاير ملي كشورمان بسيار پراكنده و ناچيز است. به طوري كه براي دسترسي به چنين اطلاعاتي بايد دست به دامان مقالات خارجي و قديمي شويم. عدم وجود پايگاه اطلاعاتي ((Data base‏، اكتشاف ميادين جديد در سالهاي اخير، تغيير نام ميادين، فقدان ومشكلات دسترسي به منابع مفيد و به روز شده و عدم وجود گزارش هاي دقيق داخلي در مورد مخازن هيدروكربوري كشور عزيزمان ايران از دلايل اصلي در اين باره است. اگرچه داشتن اطلاعات بسيار جزئي از مخازن ضروري نيست ولي دانستن كلياتي در مورد زمين شناسي مخازن هيدروكربوري كشورمان بسيار حائز اهميت است. اين مقاله سعي دارد با استناد به معتبرترين و جديدترين منابع موجود اطلاعاتي كلي در اين موضوع را در اختيار دانشجويان و علاقه مندان قرار دهد.

بحث
كشور هاي خاورميانه كه شامل ايران، بحرين، عراق، كويت، عمان، قطر، عربستان سعودي و امارات متحده عربي است، ٦٠ در صد مخازن قطعي نفت جهان و ٤٠ درصد مخازن گاز طبيعي دنيا را دارا هستند (Riazi and AliMansoori, 2006). مخازن خاورميانه عم***ً سن مزوزوئيك، تله از نوع ساختماني، سنگ مخزن كربناته، عمق مخزني متوسط (كمتر از ٥/٤ كيلومتر) و قابليت بازيافت دارند كه در ٦٠ سال اخير اكتشاف يافته اند (Horn, 2003).
كشور ما از لحاظ منابع نفتي و گازي به ترتيب مقام سوم و دوم را در جهان دارد. در واقع ١٠ درصد كل نفت كره زمين (٥/١٣٢ بيليون بشكه) و ١٦ درصد كل گاز كشف شده جهان (٩٧١ تريليون فوت مكعب) در سرزمين ما قرار دارد. تنها كشورهاي عربستان سعودي و كانادا ذخيره نفتي بيشتري از ايران دارند. در مورد مخازن گازي نيز كشور روسيه ركورد بالاتري از ايران را داراست ((Saxton, 2006; Bahmannia, 2006.
تاريخچه توليد اقتصادي نفت در خاورميانه با اكتشاف مخزن نفتي (مسجد سليمان) در سال ١٩٠٨ در ايران آغاز شد. در سالهاي بعد اكتشافات با ميادين نفتي در كويت (١٩٣٧) و عربستان صعودي (1938) ادامه يافت (Riazi et al, 2004).
قسمت اعظم مخازن ايران در پهنه زمين شناسي زاگرس و حوضه خليج هميشه فارس واقع شده است. در شمال شرق (كپه داغ) و شمال غرب (دشت مغان) كشور نيز اكتشافاتي صورت گرفته است و هم اكنون پي جويي ها براي يافتن مخازن جديدتر در اين قسمت ها نيز در حال انجام است.
برخي از اين مخازن در مرز سياسي بين ايران و كشورهاي همسايه توسعه يافته است. اين مخازن از لحاظ زمين شناسي يكپارچه و از لحاظ مالكيت مشترك است. بزرگترين ميادين نفتي و گازي كشف شده ايران تاكنون جزء مخازن مشترك محسوب مي شوند. ميدان نفتي فوق عظيم آزادگان كه در 80 كيلومتري غرب اهواز و نزديك مرز ايران و عراق واقع است با ذخيره 31 ميليارد بشكه نفت درجا و وسعت 1400 كيلومتر مربع در سال 1378 كشف شده است و احتمالاً يك مخزن مشترك باشد و قسمتهايي از آن تا كشور عراق توسعه يافته باشد. تاكنون فعاليت اكتشافي در اين رابطه در طرف همسايه جهت تأييد اين مسئله صورت نگرفته است. بزرگترين مخزن گازي دنيا (ميدان پارس جنوبي به همراه ميدان شمال قطر) نيز يك مخزن مشترك مي باشد كه به تنهايي ١٩ درصد گاز كل دنيا را در خود ذخيره كرده است سهم ايران از اين مخزن مشترك ٥ درصد (در ميدان پارس جنوبي) و قطر 14 درصد (در ميدان شمال) است (Kessler, 2006).
طي پروژه عظيم انرژي جهان سازمان زمين شناسي ايالات متحده آمريكا (199٨) كل كره زمين به ٨ منطقه انرژي تقسيم شده است. در اين تقسيم بندي ايالت هاي زمين شناسي، نفتي، گازي ايران به ٢٦ زون طبقه بندي شده است. اين زون ها عبارتند از: حوضه كاسپين مياني، حوضه كاسپين جنوبي، حوضه كورا، بلندي هاي قره بغاز-قره قوم، حوضه آمودريا، كوه هاي عمان، حوضه خليج عمان، حوضه رب الخالي، كمان هموكلاين داخلي-مركزي، بالاآمدگي غوار بزرگ، حوضه ويدين-پلتفرم داخلي، حوضه پيش گودال مزوپوتامين، ارس، لسركوكاسوس، حوضه هاي ايران مركزي، ريز قاره ايران مركزي، بلوك لوت و مناطق پست، كمربند چين خورده البرز، افغانستان جنوبي، مكران، بلوچستان، افغانستان مركزي، زون زاگرس رورانده، كمربند زاگرس چين خورده، حوضه پيش گودال مزوپوتامين، كمان قطر (Pollastro et al, 1998).
در حدود ٤٣ درصد مخازن ايران جزء مخازن بزرگ و بسيار بزرگ محسوب مي شود كه تعداد ٦٤ مخزن گازي و نفتي را شامل مي شود. صرفاً از لحاظ تعداد مخازن و بدون توجه به حجم هيدروكربورها تقريباً ٩٠ درصد مخازن بزرگ ايران كربناته و ١٠ درصد ماسه سنگي مي باشد از اين تعداد 12/53 درصد مخازن بزرگ نفتي و 87/46 درصد آن گازي مي باشد ( شكل ٢ و جدول1) (Horn, 2006). به نظر مي رسد از لحاظ حجم هيدروكربوري نيز نسبت مخازن كربناته به ماسه سنگي تقريباً 9 به 1 صادق باشد.
مخازن اهواز، نوروز، فريدون، ابوذر، فروزان، ساختارB ، سروش از مخازن بزرگ ماسه سنگي و برخي از مشهورترين مخازن بزرگ كربناته شامل ميدان پارس جنوبي،آزادگان، آسماري، هفت كل ، بي بي حكيمه و خانگيران است (مراجعه شود به جدول 3).
اكتشاف ميادين هيدروكربوري جديد و توسعه ميادين در حال توليد فعلي، ارائه گزارش هاي دقيق از ذخيره قطعي هيدروكربوري كشورمان را بسيار دشوار ساخته است. اين در حالي است كه برخي حوادث نيز چون بلاياي طبيعي و بعضاً نا آرامي هاي مرزي حمايت شده از طرف كشور هاي استعماري اين ارقام را تحت الشعاع قرار مي دهد براي مثال طي جنگ تحميلي ١٩٨٠ چندين ميدان هيدروكربوري توسط رژيم بعث عراق از بين رفت (Alsharhan and Nairn, 1997).
بسياري از نام هاي ميادين نفتي و گازي ايران بعد از انقلاب اسلامي تغيير يافت و گزارشي دقيق از آن ارائه نشد. گاهاً برخي ميادين داراي دو نام متفاوت مي باشند و يا با تلفظ هاي مختلف بيان مي شوند. براي مثال ميادين كوشك و حسينيه امروزه با يك نام (يادآوران) مصطلح مي باشد يا ميادين ابوذر (اردشير سابق) و دورود (داريوش سابق) از مثال هاي تغيير نامي مي باشد اين چنين تغييرات اسمي اجتناب ناپذير است و در اكثر كشور هاي ديگر نيز رايج مي باشد مثلاً بعد از فروپاشي رژيم بعث عراق ميدان نفتي صدام به آجيل (Ajil) تغيير نام يافت Horn, 2006; Alsharhan and Nairn, 1997)).
در كنار اين مسائل دشواري دسترسي به اطلاعات به روز شده و دقيق، خلأ يك بانك اطلاعاتي براي كشوري كه جز سه كشور اول از لحاظ منابع انرژي هيدروكربوري است را نشان مي دهد. داشتن اطلاعاتي كلي درباره موقعيت و پراكندگي، ذخيره قطعي، نوع تله مخزني، سنگ مخزن، سنگ منشاً، سنگ پوش و معلوماتي از اين قبيل بسيار ضروري است.
بر اساس تخمين مجله نفت و گاز در سال ٢٠٠٥ مخازن قطعي نفتي ايران به ٨/١٢٥ بيليون بشكه (١٠ درصد كل نفت دنيا) رسيده است. با محاسبه گزارش وزارت نفت بعد از كشف ميادين كوشك و حسينيه در ايالت خوزستان ذخيره قطعي به ١٣٢ بيليون بشكه افزايش يافت. اكثر مخازن نفتي ايران در ميادين بزرگ خشكي (Onshore) در منطقه خوزستان و نزديك مرز عراق قرار دارد. بطور كلي ايران ٤٠ مخزن توليدي بزرگ ( ٢٧ ميدان در خشكي و ١٣ ميدان در دريا (Offshore)) دارد. ميادين نفتي خشكي به ترتيب اهميت و حجم توليد عبارتند از: اهواز- آسماري ، گچساران، بنگستان، مارون، آقاجري، كرنج- پارسي، رگه سفيد، بي بي حكيمه، پازانان. همچنين ميادين نفتي سلمان، دورود ، ابوذر، سيري EوA وسروش- نوروز به ترتيب داراي مهم ترين مخازن نفتي دريايي هستند ( EIA, 2006).
متد اكتشاف اكثر مخازن هيدروكربوري ايران بررسي هاي لرزه اي و زمين شناسي بوده است ولي در برخي موارد تراوش هيدروكربورها به سطح زمين موجب اكتشاف ميادين شده است براي مثال مخازن مسجد سليمان، نفت شاه، آقاجري، نفت سفيد به اين طريق يافت شده اند. عم***ً مخازن در ايران داراي تله هاي ساختماني طاقديسي مي باشند و تعدادي نيز تله هاي ساختماني در ارتباط با نفوذ توده هاي نمكي مي باشد (مثلاً ميدان رخش) (Alsharhan and Nairn, 1997).
ايران داراي مخازن شكسته بزرگ و بسيار بزرگي مي باشد كه غالباً سنگ مخزن آنها سازند آسماري با سن اليگو ميوسن مي باشد مخازن آقاجري، بي بي حكيمه، هفت كل، سليمان (كوه آسماري)، كازرون (كوه دشتك)، لالي (كوه پابده-گورپي)، گچساران (كوه پاهين)، پاريس، پازانان، كرنج، پر سياه، مسجد سليمان از اين جمله مخازن هستند همچنين شكستگي گروه بنگستان در مخزن بل حوران و ياماما در مخزن دورود (هر دو به سن كرتاسه) عامل اصلي ايجاد مخزن بوده است (Nelson, 2001; Alsharhan and Nairn, 1997).
عم***ً شيل ها و سنگ آهك هاي آرژيليتي سازند هاي گورپي و كژدمي سنگ منشأ اكثر ميادين را تشكيل مي دهد در برخي مخازن نيز، سازند گرو، برخي از سازندهاي گروه بنگستان (بويژه سروك و ايلام) و برخي از سازندهاي گروه خامي (بويژه گدون و بخش زيرين سورمه) سنگ منشأ نفت و گاز شناخته شده است. سازند گورپي در ميادين هفت كل، كرنج، مسجد سليمان، نفت شاه ، پرسياه، پاريس، پازانان، مارون، نفت سفيد و سازند كژدمي در مخازن سيروس، بل حوران، نوروز به تنهايي سنگ منشأ مي باشند و در مخازن آقاجري، بي بي حكيمه، بينك، لبه سفيد، رگه سفيد، اهواز و منصوري هر دو اين سازند ها (گورپي و كژدمي) مشتركاً سنگ منشأ را تشكيل مي دهند. در بقيه مخازن چون خرگ ( گدون و گچساران)، كوپل ( گورپي و گروه بنگستان)، مارون و نفت سفيد (گروه بنگستان) ، رستم ( سروك و بخش زيرين سورمه )، رخش ( گدون و بخش زيرين سورمه)، سولابدار (كژدمي و گروه خامي)، بحرگانسار (گورپي، ايلام و كژدمي) سنگ منشأ مي باشند. سنگ منشأ ايالت مخازن گازي حوضه خليج فارس شيل هاي سيلورين زيرين (سازند سرچاهان) است.(Alsharhan and Nairn, 1997).
سنگ مخازن نفتي ايران عم***ً سن كرتاسه و ترشيري دارد در مياديني مانند ساسان و رخش سازند عرب به سن ژوراسيك سنگ مخزن مي باشد. سازند آسماري در مخازن شكسته و همچنين در مخازن لبه سفيد، رگه سفيد، بينك، خرگ، كوپل، مارون، نفت شاه، نفت سفيد از اصلي ترين سنگ مخازن ايران است. گروه بنگستان (در مخازن بل حوران، آقاجري، بينك، كوپال، مارون، لبه سفيد، نفت سفيد) ، نحر امر، كژدمي، بورگان، سروك، فهليان، گروه خامي، ايلام، عرب، غار،جهرم از ديگر توالي هاي مخزني مهم مي باشند (Alsharhan and Nairn, 1997). برخي مخازن داراي سنگ مخزن ماسه تحكيم‌نيافته هستند كه مخازن سيروس (بورگان) و فروزان از آن جمله مي باشند (Horn, 2006).
سنگ مخزن مخازن گازي ايران عم***ً سن پرموترياس داشته و در گروه دهرم (سازند هاي فراقون، دالان و كنگان) واقع شده است. توليد مخازن بسيار بزرگ گازي کوه مند، پارس جنوبي و پارس شمالي، نار، دالان، آغار، لامرد، واروي، سمند، کنگان، بندوبست ، هما ، تابناک، شانول وعسلويه در ايران و ساير ميادين در منطقه خليج فارس و کشورهاي پيرامون آن نيز از اين توالي هاي کربناته صورت مي گيرد. بقيه مخازن سني جوانتر دارند همچون ميدان هاي تنگ بيجار در سازند سروك، سرخون در سازند جهرم و عضو گوري، گورزين در سازند آسماري، سازندهاي سروك و فهليان، گشوي جنوبي در سازندهاي سروك، پايده و آسماري، سورو در سازندهاي گدوان و داريان. مخازن پارس جنوبي ، پارس شمالي، كنگان، نار در حوضه خليج فارس و خانگيران ( حوضه شمال شرق) به ترتيب بيشترين حجم گاز را دارا هستند (Bahmannia,2006).
سنگ پوش مخازن نيز اغلب سازند گچساران و بنگستان بوده و همچنين سازندهاي كژدمي، هيث، بورگان، سروك، گدون، گورپي، گروه خامي، بخش زيرين سورمه، بخش زيرين فارس، جهرم در ميادين مختلف سنگ پوش مي باشند. سازند گچساران در هفت كل، كرنج، مسجد سليمان، پرسياه، پاريس، پازانان، آقاجري، بي بي حكيمه، بينك، خرگ، لبه سفيد، مارون، نفت سفيد، رگه سفيد، اهواز، ميدان گچساران ، منصوري، نفت شاه سنگ پوش مي باشد. سازند بنگستان هم در ميادين بل حوران، نفت سفيد، آقاجري، بينك، لبه سفيد، مارون، گچساران، بحر گانسار و كوپال و سازند كژدمي در مخازن رخش، رستم، منصوري، نوروز و سولابدار (به همراه گروه خامي) سنگ پوش مي باشد. سازند هاي سروك ( در مخازن بي بي حكيمه ، رگه سفيد و اهواز)، هيث (در مخازن ساسان، رخش و رستم) ، بورگان به همراه كژدمي (سيروس)، گدون (خرگ)، گورپي (در مخازن كوپال و اهواز)، سورمه زيرين (رستم)، فارس زيرين (بحر گانسار) و جهرم (بحرگانسار) نيز سنگ پوش مي باشد (Alsharhan and Nairn, 1997).

Alonee
28 November 2011, 08:42 PM
صیانت از مخازن
یکی از راههای صیانت از مخازن دربردداشت های ثانویه و ثالثیه از مخازن حفظ فشار مخازن و جلوگیری از افت فشار آنهامی باشد. یکی از روش های جلوگیری از افت فشار تزریق ماده مناسب به درون زمین میباشد. قبل از تزریق معمولا آزمایشات مخزنی و ژئوفیزیکی در منطقه انجام می شود. بااین روش حرکت ناحیه هیدروکربنی و نوع مناسب تزریق را شناسایی میکنند.
چهار نوع تزریق در مخازن نفت صورت می گیرد. تزریق غیر امتزاجی، تزریق امتزاجی، گرمایی و میکروبیولوژی.
در تزریق غیر امتزاجی میان ماده تزریق شده و هیدروکربن های موجود درزیر زمین واکنشی صورت نکرفته و دو ماده بصورت دو فاز مختلف در زیر زمین عمل میکنند. تزریق های شامل تزریق آب، گاز سنگین و مواد هیدروکربنی می باشد. مکانیزیمحرکتی نفت در این نوع تزریق فشار تولیدی توسط ماده تزریق شده میباشد.
در تزریق امتزاجی میان ماده تزریق شده وهیدروکربن های واکنش صورت می گیرد. این اوکنش باعث ایجاد هیدروکربن هایی با ساختارملکولی میانی (نه سنگین و نه سبک) خواهد شد. مکانیزیم حرکتی این نوع تزریق شامل کمشدن جاذبه میان نفت و سنگ مخزن، افزایش فشار بوسیله ماده تزریق شده و سبک شدنهیدروکربن در مخزن می باشد.
معمولا زمانیکه با نفتسنگین سر و کار داریم برای حرکت این نوع نفت در مخزن به سمت چاه از روش گرمایی وتزریق آب یا بخار آب به درون چاه استفاده می کنیم. این سبب بالا رفتن تمایل حرکتینسبی نفت به آب درون مخزن خواهد شد. روش جدید ایجاد انفجار درون چاه نیز برای روشگرمایی پیشنهاد داده شده است.
روش میکروبیولوژیاستفاده از باکتری هایی که موجب شکسته شدن ساختارهای ملکولی هیدروکربن های درونمخزن و بالا رفتن حرکت نسبی آنها می باشد. این روش جدید بوده و هنوز در مرحلهآزمایش و پایلوت می باشد.
برای تزریق می بایستی تمامیعوامل سنگ مخزن، نوع هیدروکربن درون مخزن، فشار مخزن، مرحله بردداشت از مخزن،تجهیزات و پول تعریف شده برای پروژه و عوامل زیست محیطی مورد توجه قرار گیرند. معمولا تزریق در چاه دیگری با فاصله محاسبه شده از چاه تولیدی انجام می شود. در روشگرمایی توجه به نکات ایمنی اولویت دارد زیرا این روش خطرناک می باشد. با توجه بهنوع روش های انتخاب شده، نتیجه مطلوب ممکن است سال ها زمان نیاز داشته باشد. معمولاپروژه های تزریق با توجه به قیمت های بازار نفت تعریف می شوند و ممکن است پروژه ایکه امروز مقرون به صرفه باشد، در چند هفته آینده متوقف شده و روش های دیگری پیادهشوند. پس برای صرفه جویی در هزینه، مطالعه وضعیت بازار و قیمت ها از اولویت هایپروژه های تزریق می باشد. تعیین نوع تزریق همچنین به مواد مورد استفاده و نزدیکبودن مواد اولیه مورد نیاز بستگی دارد. ممکن است در جایی تزریق آب مناسب باشد. ولیبه علت دور بودن از منبع آب، از نظر اقتصادی تزریق آب در منطقه مقرون به صرفه نبودهو از اولویت دوم تزریق مثلا تزریق گاز استفاده شود.
ولی در هر صورت به علت هزینه های بالای تزریق و زمان بردن برای بازگشتسرمایه در پروژه های تزریق، شرکت ها قبل از عملیات مطالعات گسترده زمین شناسی،مخزنی و ژئوفیزیکی را انجام می دهند.

Alonee
28 November 2011, 08:44 PM
نويسنده : بهروز اسرافيلي ديزجي و جواد رباني

بهروز اسرافيلي ديزجي1 و جواد رباني2

دانشجوي كارشناسي ارشد رسوب شناسي و سنگ شناسي رسوبي دانشگاه تهران1
دانشجوي كارشناسي ارشد چينه شناسي و فسيل شناسي دانشگاه تهران2

چكيده :
كشور ما از لحاظ وجود مخازن هيدروكربوري جزء كشور هاي بسيار غني دنيا محسوب مي شود. ولي با وجود اين آگاهي ما دانشجويان زمين شناسي و ديگر هم وطنان درباره ذخاير ملي كشورمان بسيار پراكنده و ناچيز است. به طوري كه براي دسترسي به چنين اطلاعاتي بايد دست به دامان مقالات خارجي و قديمي شويم. عدم وجود پايگاه اطلاعاتي ((Data base‏، اكتشاف ميادين جديد در سالهاي اخير، تغيير نام ميادين، فقدان ومشكلات دسترسي به منابع مفيد و به روز شده و عدم وجود گزارش هاي دقيق داخلي در مورد مخازن هيدروكربوري كشور عزيزمان ايران از دلايل اصلي در اين باره است. اگرچه داشتن اطلاعات بسيار جزئي از مخازن ضروري نيست ولي دانستن كلياتي در مورد زمين شناسي مخازن هيدروكربوري كشورمان بسيار حائز اهميت است. اين مقاله سعي دارد با استناد به معتبرترين و جديدترين منابع موجود اطلاعاتي كلي در اين موضوع را در اختيار دانشجويان و علاقه مندان قرار دهد.

بحث
كشور هاي خاورميانه كه شامل ايران، بحرين، عراق، كويت، عمان، قطر، عربستان سعودي و امارات متحده عربي است، ٦٠ در صد مخازن قطعي نفت جهان و ٤٠ درصد مخازن گاز طبيعي دنيا را دارا هستند (Riazi and AliMansoori, 2006). مخازن خاورميانه عم***ً سن مزوزوئيك، تله از نوع ساختماني، سنگ مخزن كربناته، عمق مخزني متوسط (كمتر از ٥/٤ كيلومتر) و قابليت بازيافت دارند كه در ٦٠ سال اخير اكتشاف يافته اند (Horn, 2003).
كشور ما از لحاظ منابع نفتي و گازي به ترتيب مقام سوم و دوم را در جهان دارد. در واقع ١٠ درصد كل نفت كره زمين (٥/١٣٢ بيليون بشكه) و ١٦ درصد كل گاز كشف شده جهان (٩٧١ تريليون فوت مكعب) در سرزمين ما قرار دارد. تنها كشورهاي عربستان سعودي و كانادا ذخيره نفتي بيشتري از ايران دارند. در مورد مخازن گازي نيز كشور روسيه ركورد بالاتري از ايران را داراست ((Saxton, 2006; Bahmannia, 2006.
تاريخچه توليد اقتصادي نفت در خاورميانه با اكتشاف مخزن نفتي (مسجد سليمان) در سال ١٩٠٨ در ايران آغاز شد. در سالهاي بعد اكتشافات با ميادين نفتي در كويت (١٩٣٧) و عربستان صعودي (1938) ادامه يافت (Riazi et al, 2004).
قسمت اعظم مخازن ايران در پهنه زمين شناسي زاگرس و حوضه خليج هميشه فارس واقع شده است. در شمال شرق (كپه داغ) و شمال غرب (دشت مغان) كشور نيز اكتشافاتي صورت گرفته است و هم اكنون پي جويي ها براي يافتن مخازن جديدتر در اين قسمت ها نيز در حال انجام است.
برخي از اين مخازن در مرز سياسي بين ايران و كشورهاي همسايه توسعه يافته است. اين مخازن از لحاظ زمين شناسي يكپارچه و از لحاظ مالكيت مشترك است. بزرگترين ميادين نفتي و گازي كشف شده ايران تاكنون جزء مخازن مشترك محسوب مي شوند. ميدان نفتي فوق عظيم آزادگان كه در 80 كيلومتري غرب اهواز و نزديك مرز ايران و عراق واقع است با ذخيره 31 ميليارد بشكه نفت درجا و وسعت 1400 كيلومتر مربع در سال 1378 كشف شده است و احتمالاً يك مخزن مشترك باشد و قسمتهايي از آن تا كشور عراق توسعه يافته باشد. تاكنون فعاليت اكتشافي در اين رابطه در طرف همسايه جهت تأييد اين مسئله صورت نگرفته است. بزرگترين مخزن گازي دنيا (ميدان پارس جنوبي به همراه ميدان شمال قطر) نيز يك مخزن مشترك مي باشد كه به تنهايي ١٩ درصد گاز كل دنيا را در خود ذخيره كرده است سهم ايران از اين مخزن مشترك ٥ درصد (در ميدان پارس جنوبي) و قطر 14 درصد (در ميدان شمال) است (Kessler, 2006).
طي پروژه عظيم انرژي جهان سازمان زمين شناسي ايالات متحده آمريكا (199٨) كل كره زمين به ٨ منطقه انرژي تقسيم شده است. در اين تقسيم بندي ايالت هاي زمين شناسي، نفتي، گازي ايران به ٢٦ زون طبقه بندي شده است. اين زون ها عبارتند از: حوضه كاسپين مياني، حوضه كاسپين جنوبي، حوضه كورا، بلندي هاي قره بغاز-قره قوم، حوضه آمودريا، كوه هاي عمان، حوضه خليج عمان، حوضه رب الخالي، كمان هموكلاين داخلي-مركزي، بالاآمدگي غوار بزرگ، حوضه ويدين-پلتفرم داخلي، حوضه پيش گودال مزوپوتامين، ارس، لسركوكاسوس، حوضه هاي ايران مركزي، ريز قاره ايران مركزي، بلوك لوت و مناطق پست، كمربند چين خورده البرز، افغانستان جنوبي، مكران، بلوچستان، افغانستان مركزي، زون زاگرس رورانده، كمربند زاگرس چين خورده، حوضه پيش گودال مزوپوتامين، كمان قطر (Pollastro et al, 1998).
در حدود ٤٣ درصد مخازن ايران جزء مخازن بزرگ و بسيار بزرگ محسوب مي شود كه تعداد ٦٤ مخزن گازي و نفتي را شامل مي شود. صرفاً از لحاظ تعداد مخازن و بدون توجه به حجم هيدروكربورها تقريباً ٩٠ درصد مخازن بزرگ ايران كربناته و ١٠ درصد ماسه سنگي مي باشد از اين تعداد 12/53 درصد مخازن بزرگ نفتي و 87/46 درصد آن گازي مي باشد ( شكل ٢ و جدول1) (Horn, 2006). به نظر مي رسد از لحاظ حجم هيدروكربوري نيز نسبت مخازن كربناته به ماسه سنگي تقريباً 9 به 1 صادق باشد.
مخازن اهواز، نوروز، فريدون، ابوذر، فروزان، ساختارB ، سروش از مخازن بزرگ ماسه سنگي و برخي از مشهورترين مخازن بزرگ كربناته شامل ميدان پارس جنوبي،آزادگان، آسماري، هفت كل ، بي بي حكيمه و خانگيران است (مراجعه شود به جدول 3).
اكتشاف ميادين هيدروكربوري جديد و توسعه ميادين در حال توليد فعلي، ارائه گزارش هاي دقيق از ذخيره قطعي هيدروكربوري كشورمان را بسيار دشوار ساخته است. اين در حالي است كه برخي حوادث نيز چون بلاياي طبيعي و بعضاً نا آرامي هاي مرزي حمايت شده از طرف كشور هاي استعماري اين ارقام را تحت الشعاع قرار مي دهد براي مثال طي جنگ تحميلي ١٩٨٠ چندين ميدان هيدروكربوري توسط رژيم بعث عراق از بين رفت (Alsharhan and Nairn, 1997).
بسياري از نام هاي ميادين نفتي و گازي ايران بعد از انقلاب اسلامي تغيير يافت و گزارشي دقيق از آن ارائه نشد. گاهاً برخي ميادين داراي دو نام متفاوت مي باشند و يا با تلفظ هاي مختلف بيان مي شوند. براي مثال ميادين كوشك و حسينيه امروزه با يك نام (يادآوران) مصطلح مي باشد يا ميادين ابوذر (اردشير سابق) و دورود (داريوش سابق) از مثال هاي تغيير نامي مي باشد اين چنين تغييرات اسمي اجتناب ناپذير است و در اكثر كشور هاي ديگر نيز رايج مي باشد مثلاً بعد از فروپاشي رژيم بعث عراق ميدان نفتي صدام به آجيل (Ajil) تغيير نام يافت Horn, 2006; Alsharhan and Nairn, 1997)).
در كنار اين مسائل دشواري دسترسي به اطلاعات به روز شده و دقيق، خلأ يك بانك اطلاعاتي براي كشوري كه جز سه كشور اول از لحاظ منابع انرژي هيدروكربوري است را نشان مي دهد. داشتن اطلاعاتي كلي درباره موقعيت و پراكندگي، ذخيره قطعي، نوع تله مخزني، سنگ مخزن، سنگ منشاً، سنگ پوش و معلوماتي از اين قبيل بسيار ضروري است.
بر اساس تخمين مجله نفت و گاز در سال ٢٠٠٥ مخازن قطعي نفتي ايران به ٨/١٢٥ بيليون بشكه (١٠ درصد كل نفت دنيا) رسيده است. با محاسبه گزارش وزارت نفت بعد از كشف ميادين كوشك و حسينيه در ايالت خوزستان ذخيره قطعي به ١٣٢ بيليون بشكه افزايش يافت. اكثر مخازن نفتي ايران در ميادين بزرگ خشكي (Onshore) در منطقه خوزستان و نزديك مرز عراق قرار دارد. بطور كلي ايران ٤٠ مخزن توليدي بزرگ ( ٢٧ ميدان در خشكي و ١٣ ميدان در دريا (Offshore)) دارد. ميادين نفتي خشكي به ترتيب اهميت و حجم توليد عبارتند از: اهواز- آسماري ، گچساران، بنگستان، مارون، آقاجري، كرنج- پارسي، رگه سفيد، بي بي حكيمه، پازانان. همچنين ميادين نفتي سلمان، دورود ، ابوذر، سيري EوA وسروش- نوروز به ترتيب داراي مهم ترين مخازن نفتي دريايي هستند ( EIA, 2006).
متد اكتشاف اكثر مخازن هيدروكربوري ايران بررسي هاي لرزه اي و زمين شناسي بوده است ولي در برخي موارد تراوش هيدروكربورها به سطح زمين موجب اكتشاف ميادين شده است براي مثال مخازن مسجد سليمان، نفت شاه، آقاجري، نفت سفيد به اين طريق يافت شده اند. عم***ً مخازن در ايران داراي تله هاي ساختماني طاقديسي مي باشند و تعدادي نيز تله هاي ساختماني در ارتباط با نفوذ توده هاي نمكي مي باشد (مثلاً ميدان رخش) (Alsharhan and Nairn, 1997).
ايران داراي مخازن شكسته بزرگ و بسيار بزرگي مي باشد كه غالباً سنگ مخزن آنها سازند آسماري با سن اليگو ميوسن مي باشد مخازن آقاجري، بي بي حكيمه، هفت كل، سليمان (كوه آسماري)، كازرون (كوه دشتك)، لالي (كوه پابده-گورپي)، گچساران (كوه پاهين)، پاريس، پازانان، كرنج، پر سياه، مسجد سليمان از اين جمله مخازن هستند همچنين شكستگي گروه بنگستان در مخزن بل حوران و ياماما در مخزن دورود (هر دو به سن كرتاسه) عامل اصلي ايجاد مخزن بوده است (Nelson, 2001; Alsharhan and Nairn, 1997).
عم***ً شيل ها و سنگ آهك هاي آرژيليتي سازند هاي گورپي و كژدمي سنگ منشأ اكثر ميادين را تشكيل مي دهد در برخي مخازن نيز، سازند گرو، برخي از سازندهاي گروه بنگستان (بويژه سروك و ايلام) و برخي از سازندهاي گروه خامي (بويژه گدون و بخش زيرين سورمه) سنگ منشأ نفت و گاز شناخته شده است. سازند گورپي در ميادين هفت كل، كرنج، مسجد سليمان، نفت شاه ، پرسياه، پاريس، پازانان، مارون، نفت سفيد و سازند كژدمي در مخازن سيروس، بل حوران، نوروز به تنهايي سنگ منشأ مي باشند و در مخازن آقاجري، بي بي حكيمه، بينك، لبه سفيد، رگه سفيد، اهواز و منصوري هر دو اين سازند ها (گورپي و كژدمي) مشتركاً سنگ منشأ را تشكيل مي دهند. در بقيه مخازن چون خرگ ( گدون و گچساران)، كوپل ( گورپي و گروه بنگستان)، مارون و نفت سفيد (گروه بنگستان) ، رستم ( سروك و بخش زيرين سورمه )، رخش ( گدون و بخش زيرين سورمه)، سولابدار (كژدمي و گروه خامي)، بحرگانسار (گورپي، ايلام و كژدمي) سنگ منشأ مي باشند. سنگ منشأ ايالت مخازن گازي حوضه خليج فارس شيل هاي سيلورين زيرين (سازند سرچاهان) است.(Alsharhan and Nairn, 1997).
سنگ مخازن نفتي ايران عم***ً سن كرتاسه و ترشيري دارد در مياديني مانند ساسان و رخش سازند عرب به سن ژوراسيك سنگ مخزن مي باشد. سازند آسماري در مخازن شكسته و همچنين در مخازن لبه سفيد، رگه سفيد، بينك، خرگ، كوپل، مارون، نفت شاه، نفت سفيد از اصلي ترين سنگ مخازن ايران است. گروه بنگستان (در مخازن بل حوران، آقاجري، بينك، كوپال، مارون، لبه سفيد، نفت سفيد) ، نحر امر، كژدمي، بورگان، سروك، فهليان، گروه خامي، ايلام، عرب، غار،جهرم از ديگر توالي هاي مخزني مهم مي باشند (Alsharhan and Nairn, 1997). برخي مخازن داراي سنگ مخزن ماسه تحكيم‌نيافته هستند كه مخازن سيروس (بورگان) و فروزان از آن جمله مي باشند (Horn, 2006).
سنگ مخزن مخازن گازي ايران عم***ً سن پرموترياس داشته و در گروه دهرم (سازند هاي فراقون، دالان و كنگان) واقع شده است. توليد مخازن بسيار بزرگ گازي کوه مند، پارس جنوبي و پارس شمالي، نار، دالان، آغار، لامرد، واروي، سمند، کنگان، بندوبست ، هما ، تابناک، شانول وعسلويه در ايران و ساير ميادين در منطقه خليج فارس و کشورهاي پيرامون آن نيز از اين توالي هاي کربناته صورت مي گيرد. بقيه مخازن سني جوانتر دارند همچون ميدان هاي تنگ بيجار در سازند سروك، سرخون در سازند جهرم و عضو گوري، گورزين در سازند آسماري، سازندهاي سروك و فهليان، گشوي جنوبي در سازندهاي سروك، پايده و آسماري، سورو در سازندهاي گدوان و داريان. مخازن پارس جنوبي ، پارس شمالي، كنگان، نار در حوضه خليج فارس و خانگيران ( حوضه شمال شرق) به ترتيب بيشترين حجم گاز را دارا هستند (Bahmannia,2006).
سنگ پوش مخازن نيز اغلب سازند گچساران و بنگستان بوده و همچنين سازندهاي كژدمي، هيث، بورگان، سروك، گدون، گورپي، گروه خامي، بخش زيرين سورمه، بخش زيرين فارس، جهرم در ميادين مختلف سنگ پوش مي باشند. سازند گچساران در هفت كل، كرنج، مسجد سليمان، پرسياه، پاريس، پازانان، آقاجري، بي بي حكيمه، بينك، خرگ، لبه سفيد، مارون، نفت سفيد، رگه سفيد، اهواز، ميدان گچساران ، منصوري، نفت شاه سنگ پوش مي باشد. سازند بنگستان هم در ميادين بل حوران، نفت سفيد، آقاجري، بينك، لبه سفيد، مارون، گچساران، بحر گانسار و كوپال و سازند كژدمي در مخازن رخش، رستم، منصوري، نوروز و سولابدار (به همراه گروه خامي) سنگ پوش مي باشد. سازند هاي سروك ( در مخازن بي بي حكيمه ، رگه سفيد و اهواز)، هيث (در مخازن ساسان، رخش و رستم) ، بورگان به همراه كژدمي (سيروس)، گدون (خرگ)، گورپي (در مخازن كوپال و اهواز)، سورمه زيرين (رستم)، فارس زيرين (بحر گانسار) و جهرم (بحرگانسار) نيز سنگ پوش مي باشد (Alsharhan and Nairn, 1997).

Alonee
1 December 2011, 10:54 AM
دانلود (لینک ها فقط به اعضای سایت نمایش داده می شوند.)

Alonee
5 December 2011, 10:09 AM
لینک ها فقط به اعضای سایت نمایش داده می شوند.



مقدمه:
غنی بودن حوضه زاگرس از ساختارهای حاوی هیدروکربور در منطقه خاورمیانه موجب شده است که تعدادی از مخازن نفتی و گازی این منطقه به طور مشترک در بین کشورها واقع گردد. این مخازن به لحاظ زمین شناسی یکپارچه بوده ولی از لحاظ مالکیت اشتراکی است. رقابت بین کشورهای همسایه موجب شده است که این مخازن مرزی نسبت به مخازن درون کشور در اولویت بهره برداری قرار گیرد. علاوه بر این بزرگترین مخازن گازی و نفتی ایران در مرزهای سیاسی واقع شده اند. لذا شناخت بیشتر از این مخازن موجب بهره برداری بهتری از آنها خواهد شد. در اینجا به بررسی این مخازن می پردازیم.

مخازن هیدروکربوری مشترک
کشور ما با کشورهای همسایه یعنی عراق، کویت، عربستان، قطر، امارات و عمان دارای مخازن اشتراکی است. حداقل 15 مخزن در این ارتباط وجود دارند. این در حالی است که امکان مشترک بودن تعدادی دیگر از مخازن در هاله ای از ابهام واقع شده است (شکل 1).
مخازن مشترک خشکی ایران با کشور عراق می باشد. در طول مرز مشترک ایران و عراق 5 مخزن نفتی نفت شهر(سابقاً نفت شاه)، دهلران، پایدار غرب، آزادگان و یادآوران (سابقاً حسینیه-کوشک) وجود دارد. هم اکنون ميادين دهلران، پايدار غرب و نفت شهر در حال توليد بوده و دو ميدان يادآوران و آزادگان نيز در مراحل مختلف توسعه قرار دارند. ادامه میدان نفت شهر در عراق با نام میدان "نفت خانه" معروف است. میادین آزادگان و یادآوران به ترتیب در مجاورت میادین "مجنون" و "سنباد" عراق واقع شده­اند ولی در مورد ارتباط (ساختمانی و پیوستگی مخزنی) این میادین اطلاعی در دسترس نیست.
10 میدان باقی مانده آبی با کشورهای همسایه خلیج فارس مشترک می باشند. میدان گازی آرش تنها میدان مشترک ایران با کشور کویت در آبهای خلیج فارس است. به نظر می رسد که ادامه این میدان در آبهای کویت با میدان "دورا" در ارتباط باشد.
میادین نفتی اسفندیار، فروزان، فرزاد (A) و فرزاد (B) با کشور عربستان مشترک می باشد. میدان نفتی اسفندیار در آبهای عربستان به میدان "لولو" تبدیل می گردد. بخش عربستانی میدان فروزان نیز در این کشور با نام میدان "مرجان" شناخته می شود. میادین فرزاد (A) و(B) گاهی با نامهای میادین فارسی (A) و (B) نیز از آنها یاد می شود. بخش خارجی میدان فرزاد (A) در عربستان با نام میدان "حصبه" شهرت یافته است.

تاکنون مخزن مشترکی بین ایران و بحرین در آبهای خلیج فارس کشف و گزارش نشده است.
میدان گازی فوق عظیم پارس جنوبی که در ادامه به میدان شمال تبدیل می­شود با کشور قطر مشترک می باشد. این میدان بزرگترین و مهمترین میادین اشتراکی ایران و دنیا است.
میادین نفتی بلال، رشادت ایران و الخلیج قطر بسیار نزدیک به خط مرزی می­باشد ولی از ادامه ساختار­های این مخازن در کشور مقابل اطلاع معتبری در دسترس نیست.
مخازن سلمان، فرزام، نصرت از مخازن مشترک ایران با امارات متحده عربی است که این میادین در کشور همسایه به ترتیب با نامهای "ابولبخوش"، "فلاح" و "فاتح" شناخته شده­اند. امکان مشترک بودن مخازن دنا، اسفند، مبارک و صالح جنوبی با این کشور نیز وجود دارد.
تنها میدان مشترک ایران و عمان میدان گازی هنگام می باشد.
بزرگترین میدان گازی مشترک دنیا (پارس جنوبی-شمال قطر) در بخش قطری 20 سال زودتر از بخش ایرانی اکتشاف و به بهره برداری رسیده است. همچنین در حال حاضر امارات متحد عربى از ميدان مشترك سلمان و عربستان از ميدان مشترك فروزان بيش از دو برابر ايران برداشت مى کنند. از سوى ديگر، برداشت يك جانبه از ميدان هاى مشترك، افت فشار را در بخش بهره بردارى شده کاهش و در نتيجه، منابع نفت و گاز را به سوى ديگر سوق مى دهد. ضمن اين که اين پديده (مهاجرت) سبب مى شود کشورى که در حال بهره بردارى يك جانبه است، از سهم بيشترى بهره مند شود. جبران انرژى از دست رفته نيز، هزينه هاى مضاعفى را درزمينه اعمال روش­هاى افزايش مجدد توليد از جمله تزريق آب، گاز، فرآورى مصنوعى و ... در پى خواهد داشت. اینها همه اهمیت شناخت، مطالعه و توسعه میادین مرزی را نشان می دهد.

شرح مختصری در مورد مخازن مشترک

1) میدان نفتی نفت شهر
ميدان نفتی نفت شهر در فاصله ١٠٠ کيلومتر شمال غربی ایلام و ٢٣٠ کيلومتری جنوب غربی کرمانشاه واقع است. این میدان در سال 1923 در تاقدیس نفت شهر کشف گردید. ميدان نفت خانه بخش عراقی میدان نفت شهر، در سال ١٩٢٧ توسط شرکت نفت انگليسی و عراق کشف کرد. پس از پيروزي انقلاب اسلامي به " ميدان نفتي نفت شهر " تغيير نام يافت. تنها ميدان نفتي در حال توليد استان کرمانشاه دارای 692 میلیون بشکه نفت و کلاهک گازی می باشد.
آسماری فوقانی (بخش کلهر) با ضخامت 71 متری در این میدان خواص مخزنی دارد. شیل های گورپی (98 متر) سنگ منشأ و انیدریتهای گچساران سنگ پوش این مخزن می باشد. تخلخل متوسط سنگ مخزن درحدود 13 درصد است. نفت سبک )º (API=42با درصد سولفور 6/0 از این میدان برداشت می شود.

2) میدان نفتي دهلران
ميدان دهلران در سال1351 کشف شد. ميزان نفت خام درجاي اوليه اين ميدان 4212 ميليون بشكه است که 635 ميليون آن را ميتوان برداشت کرد. همچنین این میدان دارای کلاهک گازی می باشد. در طول جنگ تحميلي چاههاي اين ميدان به آتش کشيده و توليد از آنها متوقف شد. از ميدان نفتي دهلران تا سال١٣٧٠ حدود ١٢ ميليون بشكه نفت برداشت شده است. سنگ مخزن این میدان سازندهای سروک، پابده و آسماری می باشد. نفت خام دهلران داراي 3/43 درجه API و درصد وزني گوگرد آن 7/2 است.

3) میدان نفتی پایدار غربی
این میدان در سال 1359 کشف گردید. سازند های آسماری و گروه بنگستان (بویژه سروک) در این میدان سنگ مخزن می باشند. نفت ميدان پایدار غرب از نوع سنگين است (درجه سبکی نفت در آسماری 9/17 درجه و بنگستان 4/21 درجه است) و فشار طبيعی مخازن به تنهایی پاسخگوی استمرار توليد نفت نيست. از این رو وجود تلمبه های نفت بر سر چاه ها ضروری است. این میدان دارای کلاهک گازی و نفتی با درصد سولفور 5/1 درصد است.

4) ميدان آزادگان (­آزادگان شمالی و جنوبی­)
ميدان عظيم نفتی آزادگان یکی از بزرگترين ميدان نفتی ايران و جهان است که در سال 1376 کشف شده است. در محدوده­اي به وسعت ٢٠ در75 کيلومتر در٨٠ کيلومتري غرب اهواز در منطقه دشت آزادگان واقع است. ميدان نفتي آزادگان به دو بخش شمالي و جنوبي تقسيم مي شود (البته به نظر شرکت گازپروم نفت ميدان آزادگان يک ميدان واحد است). ميدان نفتی آزادگان شمالی در ١٢٠ کيلومتری غرب اهواز، منطقه مرزی بين ايران و عراق واقع شده است. از لایه های نفتی تاقدیس ژئوفیزیکی آزادگان می توان به سازندهای کژدمی، ایلام و فهلیان اشاره کرد. لایه مخزنی ایلام دارای نفت سنگین ) ۫(API=17 است. این ساختمان در حدود 5008 میلیون بشکه نفت دارد.

5) ميدان نفتی يادآوران ( يا مخازن حسينيه­/ کوشك سابق)
ميدان يادآوران از ترکيب دو ميدان یا تاقديس حسينيه و کوشک تشکيل شده است. تاقديس حسينيه در ناحيه دزفول شمالی در مجاورت و به موازات خط مرزی و مشترک بين ايران و عراق و چاه حسينيه به فاصله٢١ کيلومتری شمال غربی چاه دارخوين ٢ و حدود ۵/۴٣ کيلومتری شمال غرب چاه خرمشهر١ و حدود ٣٠ کيلومتری جنوب چاه کوشک ١ واقع شده است. تاقديس کوشک در فاصله ۵٣ کيلومتری جنوب غرب ساختمان جفير و ٢٢ کيلومتری جنوب شرق ساختمان آزادگان و٨٠ کيلومتری جنوب غرب اهواز نزديک مرز ايران و عراق قرار دارد. امتداد آن شمال غرب – جنوب شرقی می باشد .
تاقديس يادآوران در سطح زمين فاقد رخنمون بوده و ساختاری است که بوسيله برداشتهای ژئوفيزيکی اکتشاف شده است (تاقدیس ژئوفیزیکی). تاقديس حسينيه در امتداد ساختمانهای دارخوين، خرمشهر و آزادگان دارای روند شمالی – جنوبی می باشد . اين تاقديس بر روی افق های سروک و فهليان با بستگی های افقی به ترتيب 140-۴٨ و ۶۵٢-٨٠ کيلومتر مربع و بستگی قائم 50 و ٩٠ متر با توجه به نقشه­های عمقی ژئوفيزيکی می­باشد و با توجه به نقشه های لرزه نگاری تاقديس کوشک در افق سروک دارای بستگی افقی٧٢ کيلومتر مربع و بستگی قائم ۵۵ متر می باشد همچنين بستگی افقی و قائم بر روی افق فهليان به ترتيب٢٢ کيلومتر مربع و ٢٠ متر بر آورد گرديده است .
تاقديس حسينيه بدون هيچگونه رخنمونی در سطح زمين با عمليات لرزه نگاری در سال 1375 مشخص و محرز گرديد. اولين لرزه نگارى در منطقه در سال 1375 انجام شده و در سال ١٣٧٩اکتشافى صورت گرفت. در سال ٨١ ميدان نفتى حسينيه با 5/1 ميليارد بشکه ذخاير تثبيت شد و با ادامه اکتشاف مشخص گرديد که فاصله بين دو ميدان نفتى کوشک و حسينيه نيز مخزن نفت است. بينابين ميادين کوشک و حسينيه فاصله اى است که ظاهراً محل مخزن جديد است. مجموع ميادين کوشک و حسينيه و حد فاصل تازه کشف شده بين اين دو ميدان به نام " يادآوران" تغيير نام داد.

6) میدان گازی/نفتی آرش
این میدان مشترک در بین ایران و کویت در سال 1379 کشف گردید. ميدان نفتي و گازي آرش با نفت خام درجاي اوليه ۴۵٧ ميليون بشكه در سازند گدوان و گاز درجاي اوليه 5/22 ميليارد متر مكعب و ۶/٨٣ ميليون بشكه ميعانات گازي در سازند فهليان است. به نظر می رسد بخشهایی از این میدان در آبهای عربستان مشترک است.

7) میدان نفتی اسفندیار
میدان یادشده در سال 1345 در تاقدیس اسفندیار توسط شرکت آیپک کشف شد. سنگ مخزن این میدان سازند گدوان (رتاوی زیرین) می باشد. نفت این میدان دارای درجه سبکی ای.پی.آی 30 درجه است. ميدان اسفنديار مشترك با عربستان داراي 532 ميليون بشكه نفت خام درجا می باشد.

8) میدان فروزان
میدان نفتی فروزان که قبل از انقلاب به نام فريدون خوانده مي شد، يكي از میادینی است که توسط شرکت نفت پان آمريكن در سال 1966 در آب­هاي فلات قاره ايران کشف شد. نفت خام فروزان با ٣١ درجه اي.پي.آي حدود 7/2 درصد وزني گوگرد دارد. این میدان ٢٣٠٩ ميليون بشكه نفت خام درجا دارد. میدان فروزان به همراه میدان اسفندیار جز بلوک عملیاتی و اکتشافی ناحیه خارک شرکت فلات قاره می باشد.

9) میادین گازی فرزاد A و B
این میادین از ميادين کوچك گازی ايراني در نزدیکی هم (جزیره فارسی) بلوک اکتشافی فارسی هستند. در ميدان گازي فرزاد B تا کنون دو چاه توليدي حفر شده است. ميدان گازي فرزاد B با ذخيره درجاي حدود 5/١٢ تريليون فوت مكعب گاز طبيعي دارد. بخش بسیار ناچیزی از ساختمان فرزادA-حصبه در قسمت ایرانی می باشد. در حالی که بخش اعظم ساختمان فرزاد B در آبهای ایران واقع شده است. روند ساختمان فرزاد A به صورت شمال شرقی-جنوب غربی است در حالی که روند ساختمان فرزاد B بصورت شمال غربی-جنوب شرقی است.

10) میدان گازی/نفتی پارس جنوبی
بزرگترین ساختمان حاوی گاز در دنیا یعنی میادین پارس جنوبی- شمال قطر در بین ایران و قطر مشترک می باشند. این میدان دارای ذخیره عظیمی از گاز در سازندهای فراقون- دالان- کنگان (سازند خوف) می­باشد. اگرچه سازندهای گروه خامی و بنگستان نیز در این میادین دارای نفت می باشد. مهم ترين ميدان گازي دريائي کشور داراي ١٣١٣٠ ميليارد متر مكعب گاز درجا است. هم اکنون 28 تريليون متر مكعب گاز درجا در کشور وجود دارد که نزديک به 50 درصد از ذخاير گازى کشور (8 درصد کل مخازن گازی دنیا) تنها در ميدان پارس جنوبى قرار دارد. اين ميدان همچنين داراى ميعانات گازى در جاى معادل ١٨ هزار ميليون بشكه است. این میدان به همراه میادین پارس شمالی، گلشن و فردوسی تحت پوشش شرکت نفت و گاز پارس است.

11) میدان نفتی/گازی سلمان
ميدان سلمان (ساسان سابق) در سال 1344 (1965) در خلیج فارس و منطقه لاوان (تحت پوشش شرکت فلات قاره) کشف شد. ذخيره نفت خام ميدان سلمان 4073 ميليون بشكه و گاز۵/١٨٣ ميليون متر مكعب گاز درجا است. این میدان نخستين ميداني است که به وسيله شرکت نفت لاوان (LAPCO) در آب هاي فلات قاره ايران کشف شد و با ميدان نفتي ابوالبخوش ابوظبي مشترك است. تاقدیس سلمان ابعادی در حدود 6 در 9 کیلومتر دارد. بهره برداري از اين ميدان در سال 1347 آغاز شد.
گروه دهرم سنگ مخزن گاز و سازند عرب D (سازندهای بوئيب، عرب فوقانی و عرب تحتانی)سنگ مخزن نفتی این میدان می باشد. بخش اعظم این میدان در آبهای ایرانی خلیج فارس واقع شده است.

12) میدان نفتی فرزام
میدان فرزام بخش بسیار کوچکی از میدان فلاح امارات متحده عربی است که در آبهای ایران (ناحیه سیری) واقع شده است. این میدان در کنار میادین سیوند، دنا، نصرت و الوند قرار دارد. روند قرارگیری تاقدیس این میدان به صورت شمالی-جنوبی است.

13) میدان نفتی نصرت
ميدان نصرت در سال 1340 در ناحیه سیری توسط شرکت سوفیران کشف شد. در این میدان سازند سروک (ميشريف) دارای خواص مخزنی است. مقدار نفت درجای این میدان ١٨٨ ميليون بشكه می باشد.

14) میدان گازی هنگام
تنها میدان مشترک ایران با کشور عمان میدان هنگام می باشد که در گذشته به نام (HE-E1) مشهور بوده است. این میدان توسط شرکت سوفیران در سال 1354 کشف گردید. گاز درجایی برابر با حجم ۴/٢٢ ميليارد متر مكعب در سازندهای ايلام و سروك در این میدان وجود دارد.

نتیجه گیری:

مخازن مشترک هیدروکربوری از منابع استرتژیک هر مملکت می باشد. بزرگترین مخازن نفتی (یادآوران و آزادگان) و گازی (پارس جنوبی) ایران در مناطق مرزی و بصورت مشترک با کشورهای همسایه می باشد. شناخت بیشتر این مخازن و اولویت مطالعه آنها می تواند در بهره برداری بهتر اهمیت ویژه داشته باشد.

Alonee
5 December 2011, 10:23 AM
نويسنده : عباس آقاجانی


خوردگی کف مخازن را می توان با به کارگیری همزمان حفاظت کاتدی و ممانعت کننده خوردگی از نوع فاز بخار و یا تنها با به کارگیری وی سی آی (VCI) تحت کنترل قرار داد.

خوردگی کف مخازن نفتی یکی از مشکلات مهم ذخیره سازی نفت خام و مایعات گازی است. نشست مخازن بزرگ نفتی موجب آلودگی آب های زیرزمینی و وارد آمدن خسارت های جبران ناپذیر به محیط زیست می شود. در گذشته کف مخازن (قسمت بیرونی مخزن که با زمین در ارتباط است) با به کارگیری حفاظت کاتدی نتوانسته است به طور کامل مانع از نشت و جلوگیری از خوردگی کف مخازن ذخیره نفت شود.

در این مقاله دلایل ناتوانی سیستم حفاظت کاتدی در جلوگیری از خوردگی کف مخازن نفتی و آخرین روشهای مورد استفاده برای حفاظت کف مخازن بررسی می شود.
به کارگیری سیستم حفاظت کاتدی، بازدارنده های خوردگی از نوع فاز بخار و به کارگیری همزمان حفاظت کاتدی و بازدارنده های خوردگی فاز بخار از جمله روش های حفاظت از خوردگی کف مخازن است.
مشکلات روش های حفاظت کاتدی:

نتایج تجربی نشان می دهد سیستم حفاظت کاتدی به تنهایی قادر به حفاظت خوردگی کف مخازن نیست و در موارد متعدد دچار نشت شده است. این درحالی است که کف مخازن در پتانسیل حفاظت کاتدی قرار دارد.
یکی از روش های توزیع مناسب پتانسیل حفاظت کاتدی در کف مخازن به کارگیری بستر آندی است. به گونه ای که موجب توزیع پتانسیل حفاظت کاتدی در کف مخازن شود که شامل، به کارگیری آندهای کم عمق در اطراف مخزن، آندهای افقی و سیمی در زیر کف مخزن است.
در روش اول به علت تخلیه جریان حفاظت کاتدی در لایه سطحی زمین، باعث افزایش ضریب حفاظتی (Over protection) در خطوط لوله مدفون در خاک و مجاور مخازن می شود، بنابراین از این روش نمی توان در پالایشگاه ها استفاده کرد. در روش دوم آندهای سیمی به صورت مارپیچ در فونداسیون کف مخزن قرار می گیرد و این روش برای مخازن موجود قابل استفاده نیست.
یکی دیگر از روش های توزیع پتانسیل حفاظت کاتدی در کف مخزن عایق سازی الکتریکی هر یک از مخازن از یکدیگر است. در این روش هر یک از مخازن توسط فلنچ عایقی به همراه مقاومت الکتریکی از یکدیگر جدا می شوند.
به کارگیری پوشش در کف مخزن ها نیز یکی دیگر از روش هایی است که در توزیع حفاظت کاتدی در کف مخزن استفاده می شود. به دلیل مشکلات اجرایی اعمال پوشش بر روی ورق فولادی کف مخازن نفتی و گازی امکان پذیز نمی باشد. حرارت ناشی از جوشکاری صفحات کف مخزن، باعث از بین رفتن پوشش آنها می شود، در نتیجه پوشش مناسبی برای حفاظت از این نواحی نیست.
بنابراین به جای پوشش دادن ورق فولادی کف مخزن، محل نصب مخزن به خوبی پوشش داده می شود و اطراف مخزن را به خوبی آب بند می کنند. پوشش مزبور چسبندگی به کف مخزن ندارد، در چنین شرایطی این پوشش در حکم سپر برای جریان حفاظت کاتدی عمل می کند و اگر به دلایلی الکترولیک به ناحیه بین پوشش و کف مخزن نفوذ کند، حفاظت کاتدی قادر به مقابله با خوردگی آن نخواهد بود.
به دلیل آن که پوشش مزبور حالت سپر الکتریکی دارد، اندازه گیری پتانسیل کف مخزن چنین حالتی را نشان نمی دهد و کف مخزن در محدوده پتانسیل حفاظت کاتدی قرار دارد ولی خوردگی در کف آن اتفاق می افتد.
از طرف دیگر اگر کف مخزن مستقیما بر روی فونداسیون بتنی قرار گیرد، کلیه نواحی کف مخزن قادر به ایجاد ارتباط الکتریکی مناسب با فونداسیون بتنی نخواهد بود و بنابراین حفاظت کاتدی نمی تواند به خوبی کف مخزن را تحت حفاظت خود قرار دهد.
نتایج تجربی موجود نشان می دهد مخازن نفتی با وجود حفاظت کاتدی کف آنها دچار خوردگی می شود و نشت مواد نفتی به آبهای زیر زمینی موجب ایجاد خسارت های زیادی به آب های زیر زمینی شده است.
روش های جدید حفاظت خوردگی کف مخازن امروزه می توان خوردگی کف مخازن را با به کارگیری همزمان حفاظت کاتدی و ممانعت کننده خوردگی از نوع فاز بخار و یا تنها با به کارگیری وی سی آی (VCI) تحت کنترل قرار داد.
مواد وی سی آی، ممانعت کننده فاز بخار، می توانند در محیط بسته سطح فلز را در برابر عوامل خورنده مثل آب، بخار، کلریدها، سولفید هیدروژن و مواد خورنده دیگر در محیط های صنعتی حفاظت کنند.

فشار بخار مواد مذکور کم است، بنابراین در فشار اتمسفر و دمای محیط بخار می شوند. در محیط بسته بخارهای ایجاد شده بر روی سطح میعان کرده و توسط مولکول های سطح قطعات جذب شده و منجر به توقف یا تاخیر در انجام واکنش های خوردگی می شوند. روش مذکور به عنوان یکی از روش های استاندارد محافظت کف مخازن نفتی مطرح شده است.
روش دیگر تزریق مداوم وی سی آی از طریق شبکه ای از لوله های سوراخ دار است. این لوله ها در زیر مخزن و در داخل فندانسیون بتنی کف قرار می گیرند. مواد بازدارنده خوردگی از طریق لوله های مزبور در کف مخزن تزریق می شود. بدیت ترتیب با توزیع وی سی آی در کف مخزن، از خوردگی آن جلوگیری می شود. برای جلوگیری از ایجاد جرقه در نتیجه تمرکز الکتریسیته ساکن، باید مقاومت سطح پوشش درونی مخزن کمتر از ۱۰۸ اهم باشد.

سیستم های پوشش دهنده درون مخازن ذخیره نفت:

جهت دیواره و کف از پوشش اپوکسی فنولیک با هاردنر آمین و با خاصیت آنتی استاتیک استفاده شود. که این پوشش به دلیل ایجاد کراس لینک (Cross-linK) بالا، منجر به ایجاد پوشش سخت و مقاوم خواهد شد.
روش دیگر استفاده از پوشش پلی اورتان با خاصیت آنتی استاتیک که برای دیواره مخازن استفاده می شود. چنانچه کف مخزن توسط کامپوزیت کلاس اپاکسی (Glass-Epoxy) یا کلاس پلی استر (Glass-Polyester) روکش شده است، لازم است ژل کت سطحی آن دارای خاصیت آنتی استاتیک باشد.
مقاومت پوشش ها در حدود ۱۰ اهم است و چنین مقاومتی تنها مانع از بروز جرقه توسط انباشته شدن الکتریسیته ساکن می شود و از لحاظ الکتریکی چنین موادی تقریبا در ردیف مواد نیمه رسانا قرار دارند.
آندهای فدا شونده که در داخل مخازن به کار می روند علاوه بر جلوگیری از خوردگی، عامل تخلیه بارهای الکتریسته ساکن نیز محسوب می شود.
به طور کلی مخازن نفتی زیادی در کشور دچار نشت شده است. این موضوع ضررهای اقتصادی جبران ناپذیری به محیط زیست وارد کرده است. با توجه به اهمیت بالای حفظ محیط زیست و نیز جلوگیری از هدر رفتن نفت خام و مایعات گازی لازم است روش های جدید مقابله با خوردگی کف مخازن نفتی مورد توجه قرار گیرد.

عباس آقاجانی
منبع: ماهنامه داخلی شرکت ملی گاز ایران/

Alonee
5 December 2011, 10:35 AM
لینک ها فقط به اعضای سایت نمایش داده می شوند.
ارزيابي اختصاصات مخزني شامل مطالعه پارامترهاي پتروفيزيکي نظير تخلخل، نفوذپذيري و اشباع سيالات؛ تغييرات ليتولوژيکي نسبت به عمق و اختصاصات هيدروکربني از جمله ضخامت مفيد، غيرمفيد و ستون مفيد هيدروکربوري است. سنگهاي کربناته همراه با ماسه سنگها، سنگهاي مخزني نفت و گاز عمده اي را در دنيا تشکيل مي دهند. مخزن آسماري ميدان نفتي منصوري از جمله مخازن کربناته ترشيري ايران است که در 40 کيلومتري جنوب اهواز قرار دارد. اين مخزن به 8 زون تقسيم شده که هر زون داراي ليتولوژي و اختصاصات پتروفيزيکي مربوط به خود است. با توجه به اينکه در مخزن آسماري ميدان منصوري هر سه ليتولوژي عمده مخازن (ماسه سنگ، سنگ آهک و دولوميت) وجود دارد، مطالعه ليتولوژي و تاثير آنها بر پارامترهاي پتروفيزيكي مخازن از اهميت زيادي برخوردار است. بررسي مقاطع نازک و نمودارهاي چاه پيمايي حاکي از آن است که زون يک عم*** کربناته (آهکي و دولوميتي)، زونهاي 2، 3،4 و 5 عم*** ماسه سنگي (بخش ماسه سنگي اهواز)، زون 6 مخلوطي از سنگ آهک، دولوميت، ماسه و شيل و زونهاي 7 و 8 آهکي و شيلي است. بر اساس ارزيابي هاي به عمل آمده زون 2 با بيش از 80 درصد ماسه بيشترين ستون مفيد هيدروکربني، ضخامت خالص و نسبت ضخامت خالص به کل را دارا بوده و نظر به اشباع آب کم آن (حدود 20 درصد براي زون هاي مفيد)، بهترين کيفيت مخزني را در بين زون هاي ديگر دارا مي باشد. پس از آن زون هاي 3 و 1 از کيفيت مخزني مناسب تري برخوردارند. از آنجايي که زونهاي 4 تا 8 زير سطح تماس آب و نفت قرار دارند، زون توليدي نبوده و از کيفيت مخزني پاييني برخوردارند. زون 2 بهترين لايه توليدي نفت از نظر پارامترهاي پتروفيزيکي به شمار مي رود.

Evaluation of reservoir characteristics and lithology of Asmari formation in Mansuri oil field By: Saeid Alizadeh Pirzaman Abstract Evaluation of reservoir characteristics includes petrophysical parameters like Porosity, Permeability and fluid saturations, net thickness, net to Gross ratio and oil column and lithologic variations versus depth. Asmari Reservoir of Mansuri oil field is one of the Tertiary Carbonate reservoirs of Iran which is located 40 km south to Ahwaz city. This reservoir is divided into 8 zones. Each zone has special lithology and petrophysical properties. Zone 1 is generally carbonate (limestone and dolomite), zones 2, 3, 4 and 5 sandy (Ahwaz sand member), zone 6 mixture of Sandstone, limestone, dolomite and shale and zones 7 & 8 limestone and shale.
Based on the petrophysical evaluations zone 2 (by more than 80 percent sand) is the best pay zone and has the most values of net thickness, net to gross ratio and oil column and oil saturation. Also this paper shows that zones 3 and 1 follow the zone 2 respectively. Zones 4 to 8 are located below the oil water contact and are not pay zones.

مقدمه
هدف اصلي اختصاصات مخزني، بازسازي اختصاصات پتروفيزيکي نظير تخلخل، نفوذپذيري و اشباع سيالات مي باشد. نحوه توزيع تخلخل مي تواند رابطه متداول ميان اين اختصاصات باشد. در اين ارتباط نمودارهاي چاه پيمائي ابزار مناسبي است [4]. ارتباط بين اختصاصات پتروفيزکي و زمين شناسي (ليتولوژي) موضوعي بوده که از سال 1955 تا کنون شدیداً مطالعه شده است. تخلخل و نفوذپذيري لايه کربناته ناشي از واکنش ميان انواع مواد اوليه رسوب و تنوعي از فرآيندهاي دياژنتيکي است.
نمودارهاي چاه پيمائي ثبت پيوسته اي از پارامترهاي سازنده نسبت به عمق را بدست مي دهد که کاربرد زمين شناسي بسيار مفيدي دارد [8]. ترکيب سازندها به کمک نمودارهاي چاه پيمائي (نظير دانسيته، نوترون و اشعه گاما) مي تواند بصورت کاني و يا عناصر شيميائي بيان شود و بنابراين ميان پارامترهاي پتروفيزيکي و ترکيب سنگ رابطه وجود دارد. اطلاعات حاصل مي تواند منجر به تفسير بهتر جهت اکتشاف و توليد و لذا اختصاصات پيشرفته مخزن شود [2].
سنگهاي کربناته همراه با ماسه سنگها، سنگهاي مخزني نفت و گاز عمده اي را در دنيا تشکيل مي دهند. ذخاير هيدروکربن در اين سنگها اساسا با دولوميت همراه است [9 & 3]. دولوميت ها حدودا %30 مخازن كربناته جهان را شامل مي شوند و تقريبا80 درصد نفت و گاز قابل استحصال سنگهاي کربناته آمريکاي شمالي را در خود جاي داده اند [13]. دوسوم نفت خاورميانه در کربناتها جاي گرفته و مخازن آسماري ايران با سن اليگوميوسن (ترشيري) در زمره مخازن دولوميتي نيز ذکر شده است [11]. اين نوع مخازن نسبت به مخازن کلاستيکي (به عنوان مثال ماسه سنگها) بسيار هتروژن است [9]. به عنوان مثال با افزايش عمق، دولوميت ها مخازن بهتري را نسبت به سنگهاي آهکي ايجاد مي کنند. با توجه به اينکه در مخزن آسماري ميدان منصوري هر سه ليتولوژي عمده مخازن (ماسه سنگ، سنگ آهک و دولوميت) وجود دارد، مطالعه ليتولوژي و تاثير آنها بر پارامترهاي پتروفيزيكي مخازن از اهميت زيادي برخوردار است.
اين موضوع اساسا به محيط رسوبگذاري رخساره هاي متعدد، فرايندهاي تکتونيکي و دياژنتيکي (سيماني شدن، دولوميتي زاسيون، تبلور مجدد، شکستگي و ...) مربوط است که سنگهاي کربناته را همراهي مي کند [6&10]. بعلاوه شکستگي نيز نقش مهمي را در مخازن ايفا ميکند و تخلخل و نفوذ پذيري ايجاد شده، آنيزوترپي عمده اي را در مخزن [7 & 9] بوجود مي آورد. لذا، مطالعه ليتولوژي هاي مختلف و تاثير آنها بر پارامترهاي پتروفيزيكي مخازن از اهميت زيادي برخوردار است[5].

ميدان نفتي منصوري
ميدان نفتي منصوري در 40 کيلومتري جنوب شهر اهواز واقع است و فاقد هر گونه ساختمان سطحي بوده و اساسا ساختاري است که به وسيله لرزه نگاري مشخص شده است. اين ميدان در سال 1341 اکتشاف گرديده و داراي چند سازند مخزني (سازند آسماري و بخش ماسه سنگي اهواز، سازند ايلام و سازند سروک است). اين ميدان از سال 1353 مورد بهره برداري قرار گرفت و تا خرداد 1383 تعداد 58 حلقه چاه در آن حفاري گرديده است. بر اساس نقشه‌هاي حاصل از مطالعات لرزه‌نگاري و نقشه‌هاي ساختماني زيرزميني تهيه شده،‌ مي‌توان ميدان منصوري را تاقديسي كشيده با دامنه‌هاي ملايم و كم شيب در راستاي شمال غرب ـ جنوب شرق در نظر گرفت. شيب دامنه شمالي كمي بيشتر از دامنه جنوبي است و به ترتيب حدود 8-6 درجه و 6-5 درجه شيب دارند. شيب دماغه‌هاي شرقي و غربي نيز حدود 1 تا 5/1 درجه مي‌باشد.
مخزن آسماري و بخش ماسه‌سنگي اهواز حاوي نفتي با 30 درجة API و 2 درصد سولفور است ]1[. ابعاد مخزن آسماري در سطح تماس آب و نفت حدود 30 كيلومتر طول و 5/3 كيلومتر عرض دارد. سطح تماس آب و نفت در اين مخزن در حدود عمق 2272 متري زير سطح دريا تعيين شده است. با توجه به اينكه نقطة ستيغ مخزن بر روي نقشه ساختماني حدود عمق 2144 متري زير سطح دريا را نشان مي‌دهد و با احتساب آخرين منحني بسته مخزن (2400 متري)، ميزان بستگي قائم در حدود 256 متر محاسبه شده است، ارتفاع ستون نفت در قسمت‌هاي مركزي مخزن حدود 128 متر مي‌باشد كه به سمت دماغه‌هاي مخزن از ميزان آن كاسته مي‌شود.

بحث
ليتولوژي:
بررسيهاي پتروگرافي مقاطع نازک و مطالعات نمودارها حاکي از آن است که مخزن آسماري در اين ميدان تناوبي از آهک، دولوميت، ماسه سنگ و شيل است. مخزن آسماري به 8 زون (لايه) تقسيم شده و هر زون داراي ليتولوژي و اختصاصات پتروفيزيکي مربوط به خود است. زون 1 عم*** کربناته (آهکي و دولوميتي)، زونهاي 2،3،4 و 5 عم*** ماسه سنگي (بخش ماسه سنگي اهواز)، زون 6 مخلوطي از سنگ آهک، دولوميت، ماسه و شيل و زونهاي 7 و 8 آهکي و شيلي است. اشکال 1 و2 درصد ماسه، دولوميت آهک و رس موجود در زون هاي مختلف چاه شماره 46 اين ميدان را نشان مي دهد.
پارامترهاي پتروفيزيکي:

مخزن آسماري در ميدان منصوري به 8 زون تقسيم بندي شده است. زونهاي 1، 2 و 3 حاوي هيدروکربن بوده و بقيه زونها اشباع از آب مي باشند. زون 2 اين مخزن کيفيت مخزني محسوسي نسبت به بقيه زون ها دارد. در شکل 2 تعدادي از نمودارهاي ارزيابي پارامترهاي پتروفيزيکي مخزن براي چاه شماره 46 منصوري و در شکل 3 براي زون 2 کل ميدان جهت نمونه آورده شده است. ارزيابي پتروفيزيکي اين زون ها به شرح زير است:
زون1- اين لايه عم***ً از آهک هاي دولوميتي و دولوميت هاي آهکي، آهک و يک لايه آهک شيلي تشکيل يافته و از ميزان تخلخل خوب تا خيلي خوب برخوردار است. ميزان ضخامت خالص در اين زون متنوع بوده و از مقدار کمتر از يک متر تا 21 متر (در اطراف چاه شماره 43) متغير است. مقدار ضخامت خالص در قسمت هاي مرکزي تاقديس نسبت به يالها و دماغه هاي تاقديس بيشتر است. مقدار ضخامت خالص به ناخالص نيز مقادير متنوعي بوده و در قسمت هاي مرکزي تاقديس خصوصاً اطراف چاههاي 12،29،28،34،43 از 5/0 بيشتر است. اين نسبت در اطراف چاه شماره 34 حداکثر مقدار خود (98/0) را دارا مي باشد. متوسط اشباع آب ضخامت هاي خالص بين 30 تا 50 درصد بوده و در هيچ کدام از چاهها از 30 درصد کمتر نيست. مقدار ستون مفيد هيدروکربن در اين زون به حداکثر 6/2 متر (چاه 43) مي رسد. اين زون در پاره اي از چاهها کلاً آبزده مي باشد (مانند چاه 46 هر چند که در قسمت هاي مياني تاقديس قرار دارد). مسلماً مقدار ضخامت خالص در چاههايي که خارج از بستگي افقي حفر شده اند مانند چاه 27، صفر و يا ناچيز خواهد بود.
زون 2- اين لايه عم***ً از ماسه ها ي شيلي، ماسه سنگ و ماسه هاي آهکي تشکيل يافته و از توسعه تخلخل خوب و خيلي خوب بعضاً متوسط برخوردار و هيدروکربن دار مي باشد. بر طبق ارزيابي هاي به عمل آمده، اين زون از کيفيت مخزن به مراتب بهتري نسبت به ساير زونها برخوردار مي باشد. ميزان ضخامت خالص و نسبت ضخامت خالص به کل و همچنين ستون مفيد هيدروکربن در اين زون بالا بوده به طوري که ميزان ضخامت خالص در پاره اي از چاهها به مقدار بيش از 30 متر و ستون هيدروکربن 8 متر بالغ مي شود. اصولاً زونهاي 2، 3، 4 و 5 در ميدان منصوري عم***ً از ماسه سنگ تشکيل شده و با توجه به سيمان شدگي کم اين ماسه سنگها، کيفيت مخزني اين افق ها بسيار بالاست. شکل 1 صحت اين مطالب را براي چاه شماره 46 خاطرنشان مي کند. همچنين نمودارهاي موجود در شکل 3 تغييرات ميداني پنج پارامتر پتروفيزيکي را در زون مخزني 2 نشان مي دهند.
زون 3- اين لايه عم***ً ار ماسه سنگ، ماسه هاي شيلي و آهک هاي دولوميتي تشکيل يافته و داراي تناوبي از توسعه تخلخل خيلي خوب تا پايين برخوردار است و در بخش مياني بصورت رگه هاي ضخيم هيدروکربن دار مي باشد. قسمت عمده اين زون ماسه سنگي بوده که در افزايش کيفيت مخزن نقش مهمي را ايفا نموده است. بر اساس مطالعات ميدان انجام گرفته به طور کلي در اين ميدان مقدار نسبت ضخامت خالص به نا خالص نسبت به زون 2 کاهش را نشان مي دهد هر چند که گاه به بيش از 6/0 (چاه شماره 42) مي رسد اين لايه ستون هيدروکربني خوبي دارد به طور کلي اين لايه توليدي بوده و از کيفيت مخزني نسبي مناسبي برخوردار است. زون 4 تا 8- از آنجايي که سطح تماس آب و نفت براي کل ميدان در عمق 2272 متري زير سطح دريا (2279 متر از سطح زمين) قرار دارد، لذا قسمت پايين زون 3 و زونهاي 4،5،6،7،8 مخزن آسماري اين ميدان زير سطح تماس آب و نفت واقع گرديده و ميزان ضخامت خالص، ستون مفيد هيدروکربن و نسبت ضخامت خالص به ناخالص در اين زون ها صفر و يا بسيار ناچيز است.

نتيجه گيري
1- مخزن آسماري به 8 زون (لايه) تقسيم شده است که هر زون داراي ليتولوژي و اختصاصات پتروفيزيکي مربوط به خود است. زون يک عم*** کربناته (آهکي و دولوميتي)، زونهاي 2، 3،4 و 5 عم*** ماسه سنگي (بخش ماسه سنگي اهواز)، زون 6 مخلوطي از سنگ آهک، دولوميت، ماسه و شيل و زونهاي 7 و 8 آهکي و شيلي است.
2- مقايِسه زونهاي مختلف مخزن در چاه شماره 46 نشان مي دهد که با افزايش عمق بر ميِزان شيل و آهک بطور نسبي افزوده مي شود ولي مقدار کوارتز بويژه در زونهاي خاص (2، 3، 4 و 5) درصد عمده اي را تشکيل داده و در زون 5 بمقدار کم يافت مي شود. ميزان دولوميت بطور نسبي با افزايش عمق کاهش مي يابد و بيشترين مقدار آن در زون 1 مشاهده مي شود.
3- درصد اشباعي آب و نفت در چاه شماره 46 در زون 2 و 3 بترتيب کاهش و افزايش مي يابد و اين نشانه تمرکز نفتي بيشتر در بخشهاي ماسه سنگي است. در زون 1 که يک زون آهکي- دولوميتي است تغييرات اين دو پارامتر قابل توجه است ولي درصد اشباع نفت آن از زونهاي 2 و 3 کمتر مي باشد.
4- تغييرات درصد اشباع آب و نفت در مخزن حاکي از کنترل ليتولوژيکي توزيع نفت است، بطوريکه در زون 2 و 3 بدليل بالا بودن درصد ماسه سنگ، بيشترين مقدار را داراست. در اين زون فرايند دولوميتيزاسيون غالب نيست.
5- بر اساس ارزيابي هاي به عمل آمده زون 2 با بيش از 80 درصد ماسه بيشترين ستون مفيد هيدروکربني، ضخامت خالص و نسبت ضخامت خالص به کل را دارا بوده و نظر به اشباع آب کم آن (20 درصد براي زون هاي مفيد)، بهترين کيفيت مخزني را در بين زون هاي ديگر دارا مي باشد. پس از آن زون هاي 3 و 1 از کيفيت مخزني مناسب تري برخوردارند. از آنجايي که زونهاي 4 تا 8 زير سطح تماس آب و نفت قرار دارند، لايه توليدي نبوده و از کيفيت مخزني پاييني برخوردارند. زون 2 بهترين لايه توليدي نفت از نظر پارامترهاي پتروفيزيکي به شمار مي رود.

منابع
1- مطيعي، ه. ،1372، زمين‌شناسي ايران، چينه‌شناسي زاگرس، سازمان زمين‌شناسي كشور.
2- Durrast, H., & Siegesmund, S., 1999, Correlation between rock fabrics and physical properties of carbonate reservoir rocks, Int. J. Earth Sci., 88, 392-408. 3- Jardine, D., & Wilshart, J.W., 1987, Carbonate reservoir description. Soc. Econ. Paleont. Min., Spec. Publi., 40, 129-152 4- Lucia, F. J., 1999, Carbonate reservoir rocks, Springer-verlog Berlin Heidelberg New York, 226 P. 5- Luo, P., & Machel, H.G., 1995, Pore size and pore throat types in a heterogeneous dolostone reservoir, Devonian Grosmont Formation, Western Canada sedimentary basin. Am. Assoc. Petr. Geol. Bull. Vol. 79, P. 1698-1720. 6- Murray, R. C.,& Pray, L.C., 1965, Dolomitization and limestone digenesis, An introduction, Soc. Econ. Paleont. Min., Spec. Publi., 13, 1-2 7- Nelson, R. A., 1985, Geological analysis of naturally fractured reservoirs. Gulf Publishing, Houston, pp.1-320 8- Schlumberger, 1989, Log interpretation/ Application, 2 nd edition, Schlumberger Well Services. 9- Sun, S.Q., 1995, Dolomite reservoirs: Porosity evolution and reservoir characterization, AAPG Bull., 79, 186-204 10- Wardlaw, N.C., 1965, Pore geometry of carbonate rocks, as revealed by pore casts and capillary pressure, AAPG Bull., 60, 245-257. 11- Warren, J., 2000, Dolomite: occurrence, evolution and economically important associations, Earth Science Reviews Vol. 52, P. 1-81 12- Zenger, D.H., Dunham, J.B., & Ethington, R.L., 1980, Concepts and models of dolomitization, Soc. Econ. Paleont. Min., Spec. Publi., 28, 1-320.


لینک ها فقط به اعضای سایت نمایش داده می شوند.



لینک ها فقط به اعضای سایت نمایش داده می شوند.


لینک ها فقط به اعضای سایت نمایش داده می شوند.


سعيد عليزاده پيرزمان
کارشناسي ارشد زمين‌شناسي نفت از دانشگاه شهيد چمران اهواز، کارشناس اکتشاف نفت، قرارگاه سازندگي خاتم‌الانبيا (موسسه سپانير)، پذيرفته و ارائه شده در بيست و چهارمين گردهمايي علوم زمين، سازمان زمين شناسي و اکتشافات معدني کشور

Alonee
5 December 2011, 10:36 AM
لینک ها فقط به اعضای سایت نمایش داده می شوند.


ارزيابى و آناليز مقاطع نازک ميکروسکوپى نشان مى دهد که ميانگين نسبت ماسه سنگ به کربنات در تعدادى از اين چاهها براى زونهاى 2 و3 به ترتيب حدود 48/8 و 02/1 مى باشد. براساس مطالعات پتروگرافى مشخص گرديد که دانه هاى اصلى سازنده بخش هاى ماسه سنگى اغلب از کوارتز و مقدارى هم از آهک، دولوميت، انيدريت وژيپس تشکيل شده است که داراى جورشدگى ضعيف تا متوسط هستند. در مطالعه اين ماسه سنگها، قطعاتى از سنگهاى آذرين و همينطور کوارتز پلى کريستالين و کانيهاى سنگين هم ديده شد(شکل 2 و3) که نشانه وجود منشأ سنگهاى آذرين درونى هستند. لذا با توجه به اين يافته ها شايد بتوان منشأ ماسه سنگهاى زونهاى 2 و3 را بدين صورت تصور کرد که ابتدا از تخريب و فرسايش سنگهاى آذرين سپر عربستان ماسه سنگهايى تشکيل شده است(که چنين شرايطى عملاً وجود داشته است)، سپس ماسه سنگها مجدداً مورد تخريب واقع شده و با ماسه سنگهاى ديگر از منشأ دگرگونى و با جورشدگى کم مخلوط گرديده و پس از طى مسافت طولانى در شرايط مطلوب قاره اى سازند ماسه سنگى غار در عراق و ماسه سنگهاى زونهاى 2 و3 بخش اهواز را به وجود آورده است(Zahedinezhad, 1987) در هر حال وجود ماسه هاى خوب گرد شده در کنار ماسه هاى نيمه مدور ونيمه زاويه دار و دانه هاى درشت متبلور مؤيد اختلاط و ته نشست دوباره ذرات از منابع گوناگون مى باشد. جنس سيمان هاى موجود در ماسه سنگ هاى اين ميدان اغلب کربناته ومقدارى هم سولفاته و دولوميتى مى باشد(شکل 4 و5) که در بعضى جاها کاملاً دانه هاى ماسه را در برگرفته اند و در بعضى جاها نيز دانه هاى ماسه به صورت ناقص سيمانى شده اند و يا بطور کلى سيمانى در آنها مشاهده نمى شود(شکل 6). البته در اطراف بعضى از دانه ها آثار بيش از يک نوع سيمان ديده مى شود که نشان دهنده فازهاى مختلف سيمانى شدن مى باشد. در بين لايه هاى ماسه سنگى و کربناته ميان لايه هايى از انيدريت مشاهده مى شود که مى تواند منشأيى براى سيمان هاى سولفاته باشد. تخلخل در ماسه سنگهاى اين ميدان از 35-1 درصد تغيير نموده که عم***ً از نوع بين دانه اى(Intragranular)، درون دانه اى(Intragranular)، قالبى(Muldic) و شکستگى(Fracture) مى باشد که در بعضى موارد اين خلل و فرج ها و شکستگى ها و آثار فسيلى، توسط انيدريت پر شده اند(شکل 7). در بسيارى از موارد پديده دولوميتى شدن آهکها و سولفاتها را هم مى بينيم که باعث افزايش تخلخل و سست شدن دانه ها و سيمان بين آنها شده است. در مرز بين بعضى از دانه ها آثار شسته شدن سيمان مشاهده مى شود که نشان مى دهد در اين مناطق سيمان در حال از بين رفتن است.
با بررسى مقاطع نازک در ستون هاى سنگ شناسى مختلف روشن مى شود که از نظر سيمان شدگى، توالى سيمانهاى کربناته، سولفاته و دولوميتى با سکانس محيطهاى سبخايى و يا حوضه هاى کم عمق مطابقت دارد. اين سکانس سيمان شدگى نشانه تغييرات افزايشى ph و سالينيته در محيط و يا ترکيب فاز سيال مى باشد. با توجه به بررسى هاى به عمل آمده بنظر مى رسد که قسمت شرقى ميدان از درجه سيمان شدگى بهترى برخوردار باشد. اين پديده در قسمت پايينى زون 3 بيشتر به چشم مى خورد.
در مخازن نفتى در طى مهاجرت و ورود هيدروکربور به داخل مخزن سرعت سيمان شدگى کمتر مى شود(Worden et al, 1998). هيدروکربور وارد شده، جايگزين سيالات اوليه داخل مخزن، که حاوى مقادير زيادى از سيمان مى باشند، مى شود. همچنين به علت خاصيت بالاروندگى نفت و کمتر بودن زون مخصوص آن نسبت به آب ابتدا قسمت هاى بالايى مخزن در طى مهاجرت توسط نفت و ديگر سيالات مخزنى اشغال مى شود و پس از آن نوبت به مناطق پايين تر مى رسد. به همين علت بخش هاى نزديکتر به سطح آب و نفت از درجه سيمان شدگى بيشترى برخوردار هستن


لینک ها فقط به اعضای سایت نمایش داده می شوند.


لینک ها فقط به اعضای سایت نمایش داده می شوند.


لینک ها فقط به اعضای سایت نمایش داده می شوند.


لینک ها فقط به اعضای سایت نمایش داده می شوند.


لینک ها فقط به اعضای سایت نمایش داده می شوند.


لینک ها فقط به اعضای سایت نمایش داده می شوند.


براساس مشاهدات انجام شده ماسه سنگ هاى قسمت هاى پايينى زون 3 که در زير سطح آب و نفت قرار دارند داراى درجه سيمان شدگى خوبى هستند. با توجه به اينکه وضعيت سيمان شدگى در قسمت هاى شرقى مخزن بهتر از غرب آن است، مى توان اينطور عنوان نمود که در دوران آغازين مهاجرت، حرکت سيال هيدروکربورى از سمت غرب به طرف شرق بوده است و ابتدا قسمت هاى غربى مخزن و سپس بخش هاى شرقى توسط هيدروکربور اشغال شده اند و يا بعبارت ديگر جهت جريان هيدروديناميکى از سمت غرب به شرق ميدان مى باشد. همين عامل باعث بهبود وضعيت سيمان شدگى در ماسه سنگهاى واقع در شرق ميدان شده است.
به طور کلى در ماسه سنگ هاى مخزن آسمارى در ميدان منصورى ترکيب سيمان ها از درجه استحکام کافى برخوردار نمى باشند و عدم پيوستگى لازم بين دانه ها و وجود آثار سيمان ميکريتى در لبه بعضى از دانه هاى ماسه حکايت از اين امر دارد. در اين مناطق جريان سيال به راحتى توانايى عبور از بين لايه هاى ماسه سنگى را داشته و مقادير زيادى از سيمان ها را شسته و از محل خارج نموده است. به نظر مى رسد که توزيع ليتولوژيکى، کنترل کننده مهمى در وضعيت سيمان شدگى باشد. در اين مورد مى توان به نقش ميان لايه هاى انيدريتى و لايه هاى غيرقابل نفوذ اشاره نمود. بدين صورت که در فواصلى که ماسه بدون سيمان مشاهده مى گردد در زير آن يک لايه غيرقابل نفوذ هم ديده مى شود که مانع نفوذ سيال در ميان ماسه ها و سيمان شدگى آنها شده است و اين موضوع نقش تراوايى لايه هاى مجاور در ميزان درجه سيمان شدگى ماسه ها را بيش از پيش آشکار مى کند. بدين ترتيب که اگر لايه هاى مجاور تراوايى خوبى داشته باشند و سيال وارد شده به مخزن نيز حاوى مقادير زيادى سيمان به صورت محلول باشد، ميزان سيمان شدگى لايه هاى ماسه سنگى بيشتر مى گردد(shirley et al, 2002). تغييرات ضخامت جانبى افقهاى ماسه سنگى نشان مى دهد که اين افقها به صورت بند انگشتى به عدسى هاى انيدريتى و يا شيلى تبديل مى شوند و عدسى ها مانع از سيمانى شدن کامل طبقات ماسه اى گرديده است. البته در بعضى موارد به علت نفوذ سيالات از لايه هاى مجاور به بخش هاى ماسه سنگى، بدليل بالا بودن تراوايى افقهاى ماسه اى، سيمانى تشکيل نشده و يا حتى باعث از بين رفتن سيمان و دانه هاى اصلى موجود در لايه نيز شده، به طورى که جنس بعضى از دانه هاى ماسه و سيمان آنها در ماسه سنگ هاى اين ميدان سولفاته مى باشد و با توجه به عدم پايدارى و استحکام کافى آنها، دانه ها و سيمان سولفاته توسط محلول ها و جريان سيال درون مخزن شسته شده و موجب ناپايدارى و سست شدن هر چه بيشتر ماسه سنگ ها گرديده است. البته در بعضى جاها سيالات مخزنى به طرف بالا نفوذ کرده اند و همراه خود مقدارى از سولفات را شسته ودر بين لايه هاى ماسه اى و کربناته بر جاى گذاشته اند که اين مطلب را مى توان با پرشدگى بعضى شکستگى ها و آثار فسيلى توسط انيدريت اثبات نمود. از جمله مواد حل شده مى توان سولفات ها را نام برد که گاه دولوميت جانشين آن شده است. سولفور آزاد شده به نظر مى رسد که در آلودگى نفت مخازن نيز شرکت کرده باشد.
به طور کلى با مقايسه ستون هاى سنگ شناسى در بخش هاى مختلف مخزن و نمودارهاى CNL و درصد تخلخل و ستون اشباعى و داده هاى حفارى آشکار شده است که ماسه سنگ هاى قسمت شرقى ميدان از استحکام بيشترى برخوردار بوده و ميزان توليد از چاه هاى واقع در اين مناطق بواسطه بالا بودن ضخامت ستون هيدروکربورى، بيش از قسمت هاى غربى است، و چاه هاى توليدى دراين مناطق، کمتر با مشکل توليد ماسه مواجه هستند. همينطور به علت استحکام بيشتر ماسه سنگ هاى زون 2 نسبت به زون 3، دبى توليد در زون 2 بسيار بالا مى باشد و مقدار ماسه کمترى وارد چاه مى شود. ميزان درصد تخلخل در رأس بيش از بخش هاى ديگر است.بطوريکه چاه شماره 5 حدود 35% چاه شماره 41 حدود 31% و چاه شماره 4 واقع در بخش شمالغربى 16% تخلخل مفيد دارند. درصد اشباع آب زون 3 در بخش شرقى کمتر از بخش غربى است(حداقل در چاه شماره 5) و در زون 2 نيز همين روند را نشان مى دهد(در غرب 48% و در شرق حدود 5/14%)(جدول 1). حداکثر ضخامت ستون هيدروکربورى نيز 5/3 متر در بخش شرقى ميدان است ودليل آن تميز بودن و عدم مقدار کافى رس يا کلسيت و... براى تشکيل هسته هاى اوليه سيمان است. يکى ديگر از دلايل آن مى تواند ورود نفت به درون مخزن و جلوگيرى از سيمانى شدن باشد. زيرا نفت ارتباط بين دانه ها را کاهش مى دهد ونفوذپذيرى را پايين مى آورد.

لینک ها فقط به اعضای سایت نمایش داده می شوند.

Alonee
5 December 2011, 10:37 AM
لینک ها فقط به اعضای سایت نمایش داده می شوند.


فرايند خوشه بندى

از انجا که عوامل بسيار متعددى در پاسخهاى اين نمودارها موثر است، لذا طبيعى است که پاسخ يک ابزار در برابر رخساره اى خاص در موارد گوناگون تا حدى متفاوت باشد هرگاه به جاى يک لگ از مجموعه لاگها استفاده گردد تا همزمان خصوصيات بيشترى به يک رخساره خاص تعلق کيرد، پاسخهاى مجموعه ابزارها به مراتب پيچيده تر مى گردد تا آنجا که چشم انسان قادر به تقسيم بندى رخساره ها نخواهد بود. براين اساس تجزيه و تحليل دقيق داده ها با روشهاى آمارى و گروه بندى آنها در دسته هاى جدا، اجتناب ناپذير است.
روشى که دراين مقاله مورد استفاده قرار مى گيرد، براساس گروه بندى داده هايى است که پاسخهاى لاگ آنان حداکثر نزديکى به يکديگر را داشته و لذا بيشترين همسانى ( homegeneity) را نشان ميد هند طبيعى است که اين داده ها مى توانند در رخساره اى خاص قرار گيرند و اين رخساره به وسيله زمين شناسى تفسير گرديده و خصوصيات آن بيان گردد. براى محاسبه اين نزديکى ، قرائتهاى لاگ به عنوان مشاهده و ليه لاگهاى مورد استفاده به عنوان ارزش مشاهده مورد استفاده قرار مى گيرند. روشهاى مختلفى براى محاسبه فاصله وجود دارد که در اين مقاله از روش City Block (از روشهاى موجود در نرم افزار مت لب ) استفاده مى گردد. اين روش در داده هاى به کار رفته بهترين ضريب همبستگى را نشان ميد هد. هرگاه تعداد I قرائت وجود داشته و j لاگ به آن نسبت داده شود.
درستونى از قرائتهاى لاگ از 1 تا m فاصله براى تمام زوج نقاط محاسبه مى گردد. به عبارت بهتر هرگاه y را پاسخ محاسبه فوال بدانيم، آرايش آن به صورت زير خواهد بود :

Y=d(1,1),d(1,2),d(1,3), … ,d(1,m),d(2,3),d(2,4), …,d(m-1,m)
که در آن d فاصله و عددها نشان دهنده قرائتهاى لاگ مى باشند. در فرايند آناليز خوشه اى ، کوچکترين فواصل براى تشکيل خوشه به يکديگر متصل مى گردند. خوشه هاى مراتب پايينتر به نوبه خود به يکديگر متل شده و خوشه بزرگترى را تشکيل مى دهند تا آنجا که تمامى داده ها تبديل به يک خوشه بزرگ مى گردند. مى توان به سادگى کوچکترين قرائتهاى لاگ را در دو خوشه براى اتصال ملاک مقايسه قرار داد. به عبارت ديگر هرگاه قرائت I خوشه P داراى کمترين فاصله با قرائت J خوشه q بود، دو خوشه به يکديگر متصلمى گردند. اما با اين کار از تعداد زيادى از داده ها صرفنظر مى گردد. لذا در اينجا از روش « اتصال مرکزى» استفاده شده است. درا ينروش به جاى حداقل فاصله اعضا، از ميانگين داده هاى يک خوشه به عنوان شاخص خوشه استفاده گرديده و خوشه هايى که داراى حداقل فاصله بين شاخصهاى خود باشند، براى اتصال و تشکيل يک خوشه بزرگتر، کانديد مى گردند.
از آنجا که تعداد داده هاى لاگ بسيار زياد بوده و بررسى اين خوشه ها از روى اعداد به دست آمده امکان پذير نمى باشد، نتايج حاصل از اين محاسبات به وسيله نمودار دندروگرام به نمايش درآمده است. اين نمودار به صورت مجموعه اى از خطوط رسم مى گردد که داده هايى را که در محاسبات فوق صدق مى کنند، به يکديگر متصل مى سازند، تا انجا که تعداد خوشه ها به يکى مى رسد (شکل 2). در اين نمودارها، محور افقى نشان دهنده فاصله محاسبه شده بين خوشه ها است. بايد توجه داشت که در عمل اين فاصله چندان مورد توجه نبوده و قطع شدگى داده ها بيانگر اختلاف گروه هاى مختلف مى باشد. با توجه به توضيحات فوق، طبيعى است که داده هاى همسان به يکديگر متصل دشه و مابين خوشه هايى که با يکديگر اختلاف دارند، فاصله مى افتد.

بايد توجه داشت که خصوصيات سنگها بسيار متفاوت بوده و ما در آناليز لاگها ، همان چيزى را دسته بندى مى کنيم که به وسيله لاگها به دست آمده و از آنجا که ابزارهاى لاگ بسيار حساس هستند، لزومى ندارد که اين رخساره ها کاملاً بر مرزهاى ليتولوژيکى منطبق باشند. اما از آنجا که يکى از موارد عمده تاثيرگذار بر داده هاى لاگ ، ليتولوژى فواصل مختلف مى باشد، لذا انتظار مى رود تا در صورت کاربرد لاگهايى که به طور عمده تحت تاثير ليتولوژى بوده و براى تعيين ليتولوژى به کار ميروند، رخساره هاى به دست آمده از اين فراند تا حد زيادى با رخساره هاى ليتولوژى ( Lithofacies) منطبق باشند. مسأله اى که در اينجا باقى مى ماند آنست که مى تون براى يک نمودار دندروگرام بى نهايت بريدگى (Cutoff) تعريف نموده و از اين رو افراد مختلف مى توانند تعداد رخساره هاى مختلفى را براى يک نمودار در نظر بگيرند، اما مرزهاى تعيين شده تغيير نخواهد کرد و در صورت کاهش عدد بريدگى ، تنها تعداد رخساره ها بيشتر خواهد شد ولى مرزهاى رخساره هاى اصلى ثابت باقى مى مانند.
بحث نتايج حاصل از اعمال روش در ميدان مارون روش آناليز خوشه اى در موارد مختلف با الگوريتمهايى غير از آنچه که در اينجا استفاده گرديده و با استفاده از نرم افزارهاى مخصوص اين کار (مانند C ONISS) ) ، هم بر روى سنگهاى آوارى و هم بر روى کربناتها آزمايش گرديده و نتايج قابل قبولى از آن به دست آمده است (براى مثالGill et al., 1993 ) . در اينجا الگوريتم جديدى از اين فرايند با استفاده از نرم افزار رياضياتى مت لب برنامه نويسى گرديده و مورد آزمايش قرار گرفته تا توانايى آن براى تعيين رخساره هاى لاگ و کاربرد اين رخساره ها مشخص گردد. اين مطالعه مورد بررسى رخساره هاى لاگ سازند آسمارى در يکى از چاه هاى ميدان مارون مى باشد که در کنار اين مطالعه تجزيه و تحليل کاملى از مغزه ها و مقاطع نازک آن نيز صورت گرفته است.
سازند آسمارى در ميدان مارون توسط پژوهشگران شرکت اينترا به لايه ها و زير لايه هايى تقسيم گرديده است. از انجا که اين تقسيم بندى مخزنى تا حد زيادى بر ليتولوژى لايه ها استوار گرديده و بر تقسيم بندى قلى پور ( Cholipour , 1989) نيز منطبق مى باشد (تقسيم بندى قلى پور شامل زيرلايه ها نمى گردد) در اينجا اين تقسيم نبدى مبناى کار قرار گرفته است. خصوصيات ليتولوژى و عمق شروع اين لايه ها در چاه مورد مطالعه در جدول 1 ارائه شده است. لاگهايى که در اين مطالعه مورد بررسى قرار گرفته اند، چهار لاگ بسياررايج LDL, CGR Sonic, و GR مى باشند. کاربرد فراوان اين مجموعه لاگ باعث گرديده تا در اکثر چاههاى نفتى رانده شوند. به منظور نشان دادن درجه اطمينان (reliability) اين روش ، از لاگهاى ليتولوژى استفاده گرديده تا رخساره هاى به دست آمده توسط اين روش با رخساره هاى اينترا انطباق داشته باشند. کليه لاگها در فواصل 15 سانتى مترى قرائت شده و جهت همسان سازى داده ها براى پردازش ، ميانگين داده هاى يک لاگ از هر قرائت کسر گرديده و حاصل بر انحراف معيار داده ها بخش گرديده است.
Z=(V-mean (V))std(V)
که در آن V: ستون قرائتهاى يک لاگ
std: انحراف از معيار
در مرحله بعد داده ها مورد تجزيه و تحليل قرار گرفته اند. لانگهاى مورد استفاده ، تقسيم بندى رخساره اى و نمودار دندروگرام متناظر در شکل 1 نشان داده شده است. در دندروگرام حاصله هر چه که از چپ به راست حرکت کنيم، شاهد کاهش تعداد خوشه ها و به عبارت ديگر ، رخساره ها خواهيم بود. نمودار افقى نشان دهنده فاصله و محور قائم، نشان دهنده عمق مى باشد . از انجا که در هر زمان تنها تعداد معينى از خوشه ها مورد نظر ما مى باشند، در قسمتى از دندروگرام، اين نمودار بريده مى شود. اين حد را فاصله بريدگى ( Cutoff) مى نامند درشکل فوق ، اين مقدار مساوى 8/0 قرار داد شده است در اين حد بريدگى ، در آسمارى ميانى و بالايى (بالاتر از زير لايه 10/4 ) تعداد 11 رخساره لاگ تعريف گرديده است که 8 عدد از اين رخساره ها دقيقاً بر مرزهاى رخساره هاى اينترا منطبق است. در نتيجه 3 رخساره جديد بر آنها افزوده شده است که با توجه به کلى بودن تقسيم بندى اينترا و تنوع ليتولوژيکى در داخل هر زون ، طبيعى است که استفاده از اين روش با دقت بالاتر ، منجر به بيشتر شدن تعداد رخساره ها گردد. علت به وجود امدن اين رخساره ها ، تقسيم بندى دقيقتر بازه ها و تصحيحات لازم، از موارد تحت بررسى ميباشد.


لینک ها فقط به اعضای سایت نمایش داده می شوند.


هرگاه حد بريدگى را کمتر کنيم، شاهد خواهيم بود که کليه مرزهاى ليتولوژيکى بر مرزهاى رخساره هاى لاگ منطبق هستند. اما تعداد رخساره هاى لاگ افزايش مى يابد که اين امر با توجه به تنوع ليتولوژيکى در زونهاى اينترا، دقت بالاى اين داده ها را نشان مى دهد. با توجه به اينکه چاه مورد مطالعه داراى ستونکامل مغزه ازسازند اسمارى است و مى توان دندروگرامرا به راحتى با مرزهاى ليتولوژيکى منطبق ساخت، بهترين حد بريدگى براى اين سازند در اين ميدان براى تطابق با تقسيم بندى اينترا ، عدد 8/0 مى باشد. از انجا که تقسيمات جزئى تر در بخش آسمارى زيرين بجز دربازه 80/40 صورت نگرفته و از آنجا که حاصل اين نوع پردازش تعيين دقيق تغييرات برحسب داده هايلاگهاى ورودى مى باشد، لذا تعداد رخساره هاى تعيين شده توسط اين روش در آسمارى پايينى در حد چشمگيرى بيشتر از تعداد رخساره هاى ليتولوژيکى مى باشد. جهت بررسى دقيقتر رخساره هاى تعيين شده ،آسمارى پايينى با حد بريدگى کمترى مورد بررسى قرار گرفت (شکل 3). در اين حد بريدگى در آسمارى پايينى ، 14 رخساره لاگ از يکديگر تفکيک گرديد. اين رخساره ها از F1 تا F12 نام گذارى شده و دو رخساره ليتولوژيکى توصيف شده توسط اينترا در بازه هاى 80/40 و 60/50 به دليل آنکه به واحدهاى کوچکترى تقسيم نشدند، با نام خود ذکر شدند. دقت شگفت انگيز اين نوع از پردازش در تعيين رخساره ها در اينجا به خوبى نمايان مى شود. خصوصيات اين رخساره ها در جدول 2 ذکر شده است


لینک ها فقط به اعضای سایت نمایش داده می شوند.



لینک ها فقط به اعضای سایت نمایش داده می شوند.



لینک ها فقط به اعضای سایت نمایش داده می شوند.



لینک ها فقط به اعضای سایت نمایش داده می شوند.

Alonee
5 December 2011, 10:50 AM
لینک ها فقط به اعضای سایت نمایش داده می شوند.

سازند دالان و کنگان در بردارنده مهمترين مخازن گازي در جنوب ايران هستند. وِِيژگِِيهاِِي ژئوشِِيمِِياِِيي گاز و کندانست مخارن گازِِي پرمِِين –ترِِياس جنوب اِِيران به منظور شناساِِيي سنگ منشاء مولد گاز در جنوب اِِيران و منطقه خلِِيج فارس مورد مطالعه دقِِيق ژئوشِِيمِِيائِِي قرار گرفت.نتاِِيج حاصل از مطالعات ژئوشِِيمِِيائِِي گازها نشان مِِي دهد گاز موجود در مخازن مورد مطالعه ترموژنيک و عم*** از متان (%87) و ميزان اندکي ترکيبات سنگينتر از متان و گازهاي غير هيدروکربوري تشکيل شده است.مطالعات ايزوتوپي انجام شده نشان مي دهد گاز موجود در سازند کنگان و بخش فوقانِِي دالان داراِِي ويژگيهاي ژئوشيميايي کاملا ِِيکسانِِي هستند، به عنوان مثال مقادِِير اِِيزوتوپِِي گار متان در در کنگان و دالان فوقانِِي بِِين ‰ 39.95 - تا ‰41.25 -=13C مِِي باشد .اِِين نتِِيبجه نشان مِِي دهد کنگان و بخش فوقانِِي دالان بصورت ِِيک مخزن مشترک عمل کرده وگاز موجود در آنها داراِِي منشاء مشابه هستند. ولِِي گاز موجود در دالان تحتانِِي (زون G)وِِيژگِِيهاِِي کاملا متفاوتِِي را از خود نشان مِِي دهد .متان موجود در اِِين بخش از دالان از نظر اِِيزو توپِِي بسِِيار سنگِِينتر) تا‰. 26.2213C = -) بوده و بعلاوه وِِيژگِِيهاِِي متفاوت دِِيگرِِي نظِِير وجود CO2با اِِيزوتوپ سبک(-21.87‰) ،کاهش در صد ترکِِيبات هِِيدرو کربورِِي گازِِي و افزاِِيش مِِيزان گازهاِِي غِِير هِِيدرو کربورِِي مانند N2,H2S دِِيده مِِي شود. اِِين وِِيژگِِيها نشان از منشاء کاملا متفاوت ِِيا تاثِِير فراِِيندهاِِي ثانوِِيه مانند فراِِيند احِِياء حرارتِِي سولفاتها در اِِين بخش از دالان دارد. بر اساس ارتباط بِِين مقادِِير اِِيزوتوپِِي ترکِِيبات گازِِي و مِِيزان تحول يا بلوغ مواد آلِِي موجود در داخل سنگ ،مواد آلِِي موجود در سازند دالان منشاء گاز موجود در سازند کنگان و دالان فوقانِِي و مواد آلِِي موجود در سازند هاِِي قدِِيمتر مانند سازند سِِيلورِِين بعنوان منشاء گاز موجود در دالان تحتانِِي تعِِيين شده است.

مقدمه :
تقرِِيبا %20منابع گازِِي دنِِيا در جنوب اِِيران در سازند هاِِي دالان (پرمِِين فوقانِِي) و کنگان (ترِِياس تحتانِِي)و در مِِيادِِين گازِِي نار،کنگان،آغار،تراکمه، پارس، پارس جنوبِِي و غِِيره ذخِِيره شده است(شکل1).

لینک ها فقط به اعضای سایت نمایش داده می شوند.

شکل-1-موقعِِيت مِِيادِِين گازِِي با سنگ مخزنهاِِي دالان و کنگان در جنوب اِِيران
رسوبات پرمين –ترياس متشكل از رسوبات آهك شلفي كم عمق بهمراه رسوبات تبخيري و تخريبي است كه در منطقه خليج فارس بنام سازند خوف(Khuff )معروف مي باشد. اين نام اولين بار توسطBramkamp در سال 1958 براي رسوبات كربناته داراي ضخامت معادل 172 متر با سن اواخر پرمين در عربستان سعودي بكار گرفته شد ،واز آن پس اين نام توسط شركتهاي نفتي در منطقه خليج فارس براي نام گذاري رسو بات كربناته با سن اواخر پرمين مورد استفاده قرار گرفت.بر اساس مطالعات پالئونتولوژي بخش فوقاني اين سازند در جنوب ايران داراي سن ترياس تشخيص داده شده وبنام سازند كنگان و بخش زيرين آن دالان ناميده ميشود[1]. سازند كنگان حدود 200 متر ضخامت داشته و از نظر سنگ شناسي به دو قسمت فو قاني و تحتاني تقسيم ميگردد.قسمت تحتاني شامل تناوب آهك و دولوميت و قسمت فو قاني شامل شيلهاي قهوه اي قرمز تا سبز است كه بصورت متناوب با دولوميت هاي متبلور كرم تا خاكستري روشن قرار دارد.
سازند دالان( پرمين بالايي) متشكل از كربناتها و تبخيريهايي است كه تحت شرايط دريايي كم عمق و ساحلي سبخا رسوب كرده اند. اين سازند عم*** از ميكريتهاي دولوميتي شده و گرين استونهاي با تبخيريهاي بين لايه اي تشکِِيل شده است . از نظر چينه شناسي اين سازند از پايين به بالا به سه بخش تقسيم مي شود.
-بخش كربناته تحتاني (Lower Carbonate Mb. ).داراي ضخامت حدود 250 متر بوده كه متشكل از افقهاي شيلي در بخش زيرين ،دولوميت و آهكهاي خاكستري تا تيره فسيل دار است.
-بخش نار (.(Nar Mb. اين بخش ضخامتي حدود 260 متر داشته و متشكل از انيدريت ،لايه هاي دولوميتي همراه با آهكهاي االيتي دولوميتي شده است.اين بخش متشكل از انيدريتهاي درشت بوده و نقش جدا کننده هيدروديناميکي دالان فوقاني و تحتاني را دارد.دربعضي از نمونه هاي اين افق آغشتگي بالا به مواد آلي ديده ميشود ، تصور بر اين است كه اين مواد سهم مهمي در زايش گاز در مخازن دالان و كنگان داشته اند.
-بخش كربنات فوقاني (Upper Carbonate Mb.). اين بخش داراي ضخامتي معادل 270 متر بوده و متشکل از گرينستونهاي االيتي –بيوکلستي ،ميکرايت –دولوميت و افقهاي انيدريتي است (شکل 2).

لینک ها فقط به اعضای سایت نمایش داده می شوند.

شکل2-ستون چِِينه شناسِِي رسوبات جنوب اِِيران و معادلهاِِي آن در خلِِيج فارس(اقتباس از کشفي-[2])
بطور کلِِي مِِيزان تخلخل اولِِيه و نفوذ پذِِيرِِي در سنگهاِِي دالان و کنگان کم بوده ولِِي تحت تاثِِير شکستگِِيهاِِي اِِيجاد شده در اثر نِِيرو هاِِي تکتونِِيکِِي و همچنِِين عملکرد فراِِيند دولومِِيتِِيزاسِِيون مِِيزان تخلخل در اِِين سازند ها افزاِِيش ِِيافته است . سازند کنگان بطور متوسط داراِِي% 5 و دالان بوِِيژه در نقاط چِِين خورده بطور متوسط تا% 10تخلخل در آن قابل اندازه گِِيرِِي است. نفوذ پذِِيرِِي از کمتر از 1 تا چند ده مِِيلِِي دارسِِي متغِِيير مي باشد. سازند هاي کنگان و دالان (بخش فوقاني و تحتاني )از مهمترين سنگ مخزن گازي جنوب ايران و منطقه خليج فارس مي باشند،و ديدگاهاي بسيار متفاوتي در ارتباط با منشاء گاز موجود در مخازن دالان و کنگان مطرح شده است. بمنظور مطالعه دقيق ژنز و سنگ مادر مولد گازاز مخازن گازي نار،کنگان،آغار،تراکمه،زير ه و هما نمونه برداري گرديد و با توجه به اهميت مطالعات ايزو توپي در بررسي ژنز مخازن گازطبيعي، نمونه هاي مورد مطالعه دقيق ايزوتوپي قرار گرفته و از دستگاه
Finngan Mat Delta Plus Mass Spectromete
براي تعيين ترکيب ايزوتوپي متان،اتان ،پروپان و دي اکسيد کربن استفاده گرديد ،مقادير ايزوتوپي ترکيبات مورد مطالعه نسبت به استاندارد PDB و بصورت ذيل مورد سنجش قرار گرفتند .
براي بررسي ترکيب شيميايي کندانست و گاز و تعيين درصد ترکيبات هيدروکربوري متان،اتان،پروپان،بوتان وپنتان و همچنين گازهاي غير هيدروکربوري مانند دي اکسيد کربن،نيتروژن و هليوم از گازکروماتوگرام Tsvet-500 استفاده گرديد. پارامترهاِِي پِِيرولِِيزِِي مواد آلِِي سنگ مادر هاِِي احتمالِِي توسط دستگاهRock-Eval مورد سنجش قرار گرفتند.

-نتايج حاصل از مطالعات ژئوشيميايي گاز
مهمترِِين منشاء گازهاِِي هِِيدرو کربورِِي موجود در مخازن گاز طبِِيعِِي عبارتند :

1-گاز بِِيوژنِِيک که در اواِِيل مرحله دِِياژنز در نتِِيجه فعالِِيتهاِِي مِِيکروبِِي بر روِِي مواد آلِِي تولِِيد مِِيشوند.
2-گاز ترموژنِِيک حاصل تحول حرارتِِي مواد آلِِي در طول کاتاژنز
3-گاز حاصل از کراکينگ حرارتِِي نفت
3-گاز با منشاء ماگماِِيي که حاصل نفوذ گازهاِِي ماگماِِيي بدرون مخازن گازِِي مِِي باشد.

ِِيکي از مهمترِِين پارامترهاِِي مورد استفاده در جهت شناساِِيي منشاء واقعِِي گاز در مخازن استفاده از دادهاِِي اِِيزوتوپِِي است. مقادِِير اِِيزو توپِِي گازهاي با منشاء مختلف با ِِيکدِِيگر متفاوت است و حتي گازهاِِي داراي يک منشا که در مراحل مختلف بلوغ از ماده آلِِي تولِِيد مِِيشوند از نظر اِِيزو توپِِي با يکديگراختلاف دارند،و با افزايش بلوغ ماده آلي گاز توليد شده از نظر ايزو توپي سنگينتر مي گردد. ترکِِيب اِِيزوتوپِِي گاز متان در مخازن گاز طبِِيعِِي بطور متوسط از ‰25- تا‰ 95- تغِِيير مِِي کند ، ساختمان و نوع مواد آلِِي مولد گاز،مکانِِيسم تشکِِيل گاز، زمان و مِِيزان بلوغ مواد آلِِي مولد گاز ،مِِيزان تاثِِير فراِِيند هاِِي مهاجرت و تخرِِيب مِِيکروبِِي بر روي گاز از فاکتورهاِِي اساسِِي در تعِِيين مِِيزان ترکِِيب اِِيزوتوپِِي گاز مِِي باشد. بر اساس مِِيزان فراوانِِي و مقادِِير اِِيزوتوپِِي متان نسبت به دِِيگر ترکِِيبات گازِِي مِِي توان نهشته هاِِي گازِِي را در 3 گروه تقسِِيم بندِِي نمود[3].

1-نهشته گازِِي کم عمق که از نوع گاز خشک بوده و بِِيش از98 درصد ترکِِيبات گازِِي آن از نوع متان مي باشد،و ترکِِيب اِِيزو توپِِي متان( δ13C1) رنجِِي از‰ 50- لغاِِيت‰ 95- دارد . اِِين گونه از نهشته هاِِي گازِِي غالبا داراِِي منشاء بِِيولوژِِيکِِي بوده ودر نتِِيجه فعلِِيتهاِِي مِِيکروبِِي بر روِِي مواد آلِِي حاصل مِِيشوند وبنام گاز بِِيوژنِِيک نِِيز معروف مِِي باشد.
2-نهشته هاِِي گازِِي که همراه با نفت تولِِيد مِِيشوند. در اِِين گروه از گازها مِِيزان ترکِِيبات سنگِِين تر از متان((C2+ افزاِِيش ِِيافته و متان حاوِِي ترکِِيب اِِيزوتوپِِي از‰ 40- تا ‰60- مِِي باشد .
3-نهشته گازِِي که در اعماق بِِيشترودر مراحل نهائي کاتاژنز توليد مي گردد اين نوع از گازها غالبا از نوع گاز خشک بوده و درصد متان مشابه گروه اول بوده ولِِي ترکِِيب اِِيزوتوپِِي آن رنجِِي از‰ 25- لغاِِيت‰ 45- را در بر مِِيگِِيرد.
که البته حالتهاِِي حدواسط که مِِي تواند مخلوطِِي از گروهها مختلف باشد نِِيز وجود دارد. در جدول شماره 1 ميانگين نتايج حاصل از آناليز شيميايي گازهاي موجود در سازند هاِِي كنگان،دالان فوقاني و دالان تحتاني ميادين گازي نار،تراكمه،زيره،آغار، وهما نشان داده شده است.

جدول 1-تركيب شيميايي و ايزوتوپي گاز موجود در مخازن گازي دالان و كنگان

لینک ها فقط به اعضای سایت نمایش داده می شوند.

برنارد [4]بر اساس مقادِِير اِِيزوتوپِِي گاز متان و نسبت فروانِِي ترکِِيبات مختلف گازِِي توانست منشاء گاز و نوع مواد آلِِي مولد گاز را مشخص نماِِيد( شکل 3 ).موقعِِيت گازهاِِي مورد مطالعه بر اساس مِِيزان مقادِِير اِِيزو توپِِي متان و نسبت فروانِِي ترکِِيبات مختلف در دِِياگرام برنارد نشان مِِي دهد که گازهاي مورد مطالعه ترموژنِِيک بوده و غالبا از کروژنهاِِي تِِيپ IIتولِِيد شده اند.


لینک ها فقط به اعضای سایت نمایش داده می شوند.

شکل 3-موقعِِيت گازهاِِي مورد مطالعه در دِِياگرم طبقه بندِِي گازهاِِي بر اساس مقادِِير اِِيزوتوپ گازمتان 113C ودر صد فروانِِي ترکِِيبات گازِِي (اقتباس از برنارد 1978).
همانطور كه در جدول-1 ملاحظه ميشود بطور متوسط مِِيزان فراوانِِي گاز متان در دالان فوقانِِي و کنگان حدود %87و ترکِِيب اِِيزوتوپِِي آن بطور متوسط حدود ‰40 – مِِي باشد تركيب شيميايي گاز موجود در مخزن كنگان مشابه مخزن گازي موجود در بخش فوقاني دالان است كه حاكي از يكسان بودن سنگ منشاء مولد گاز موجود در دالان فوقانِِي و سازند کنگان است.
ولي آنچه كه در بخش تحتاني دالان ديده ميشود از نظر تركيب شيميايي و ايزو توپي كاملا متفاوت مي باشد.از نظر ايزوتوپي متان بميزان متوسط ‰10سنگينتر از متان موجود در دالان فوقاني و سازند گنگان است و داراي تركيب ايزو توپي معادل ‰29-بوده و به همين نسبت مقادير ايزو توپي اتان و پروپان در مقايسه با دالان فوقاني و گنگان سنگينتر شده است و بر خلاف متان که ترکيب ايزوتوپي آن در بخش تحتاني سنگين تر شده CO2 موجود در دالان تحتاني بطور متوسط به ميزان ‰10-سبكتراز CO2 افقهاِِي بالاتر است ومِِيزان اِِين گاز به همراه گازهاِِي غِِير هِِيدرو کربورِِي دِِيگر مانند, N2وH2S در دالان تحتانِِي افزاِِيش ِِيافته است. كه تمامي اين شواهد حكايت از منشاء كاملا متفاوت براي گازهاي موجود در سنگ مخزن دالان تحتاني دارد و يا فرايند ثانويه اي در اين تفريق ايزوتوپي شركت داشته است ،سوال اساسي اين است كه چه عاملي سبب اين تغييرات گسترده و افزايش ميزان H2S,CO2 ,N2 ، كاهش ميزان متان وديگر تركيبات گازي در مخزن تحتاني دالان شده است و کدام سازند بعنوان سنگ مادر در اين منطقه عمل کرده است.
مطالعات انجام شده نشان مِِيدهد که ارتباط نزدِِيکِِي بِِين مقادِِير اِِيزوتوپِِي گاز متان وهمچنِِين همولوگهاِِي سنگِِينتراز آن با مِِيزان درجه تحول مواد اليRO) (مولد گاز مربوطه وجود دارد [5,6,7,8,9,10]. اِِين ارتباط ِِيراِِي مواد آلِِي تِِيپ ساپروپلِِي و هومِِيک متفاوت است،ارتباط بين13C1-Ro درموادآلي نوع دريايي برابر است با 13C1=14.81ogRo -41‰ و در مواد آلي نوع خشکي 13C1=8.61ogRo -28‰ مي باشد[8,9] ،که علت اصلِِي اختلاف موجود براي گازهاي با منشاء خشکي و دريايي مربوط به تفاوت مقادِِير انرژِِي اکتِِيواسِِيون تشکِِيل گاز از مواد آلِِي تِِيپ ساپروپلِِي و تِِيپ هومِِيک مِِي باشد[5].بر اساس روابط فوق ميتوان با داشتن مقادير ايزو توپي گازمتان ميزان بلوغ يا مقدار انعکاس ويترينايت سنگ مولد گاز را محاسبه نمود که اين امر در شناسايي سنگ مادر مولد گاز کمک بسيار موثري است. در دِِياگرام آقايان ويتي کار و فابر[22]که بر اساس مقادِِير اِِيزوتوپِِي گاز متان -اتان و اتان –پروپان و ارتباط آنها با مقادِِير RO مواد الِِي مولد گاز ترسِِيم شده است(شکل-5) نشان مِِي دهد که گازهاِِي موجود در سازند کنگان و دالان فوقانِِي مِِيادِِين گازِِي جنوب اِِيران با توجه به مقادير ايزوتوپي گاز از مواد آلِِي با RO معادل 1 تا% 1.3 حاصل شده است .اِِين مقادِِير امروزه در سازند دالان دِِيده مِِيشود (شکل5)، بوِِيژه در افقهاِِي شيلي و هم چنِِين افق تبخِِيرِِي مِِيانِِي که در بعضِِي از بخشهاِِي آن آغشتگي بالايي به مواد آلي ديده ميشود و TOC آن تا ميزان %2 مي باشد (شکل-6). لازم بذکر است امروزه مطالعات انجام شده نشان ميدهد که سنگهاي تبخيري يکي ازمهمترين سنگهاي مولد هيدرو کربور بويژه گاز عمل مي نمايند[23].به اين ترتيب بر اساس نتايج بدست آمده سازند دالان نه تنها به عنوان سنگ مخزن بلکه افقهاي حاوي مواد آلي در آن به عنوان سنگ منشاء براي گاز موجود در سازند کنگان و دالان فوقاني عمل کرده است.


لینک ها فقط به اعضای سایت نمایش داده می شوند.


لینک ها فقط به اعضای سایت نمایش داده می شوند.

شکل5- ارتباط بين مقادير ايزوتوپي متان-اتان(A) ،اتان-پروپان(B) با مقاديرانعکاس ويترينايت مواد آلي مولد گاز (اقتباس از ويتي کار و فابر 1990)
ولِِي داده هاِِي اِِيزوتوپِِي گاز موجود در بخش زِِيرِِين دالان اختلاف زِِيادِِي با گازهاِِي فوقانِِي نشان مِِي دهد،همانطور که در شکل 5 دِِيده مِِيشود گازهاِِي مربوط به بخش زِِيرِِين دالان با توجه به ميزان ترکيب ايزوتوپي گاز متان و اتان از سنگ منشاء با مقادِِير RO >2 که در اعماق بيشتر قرار گرفته حاصل شده است وهمانطور که در شکل 7 مربوط به تارِِيخچه تدفِِين رسوبات منطقه دِِيده مِِيشود رسوبات اردوسِِين-سِِيلورِِين موجود در منطقه منطبق با اِِين مقادِِير ازRo هستند و با توجه به اِِينکه با افزاِِيش مِِيزان بلوغ مواد آلِِي گازهاِِي تولِِيد شده از نظر اِِيزو توپِِي سنگِِينتر مِِيشوند ،مِِي توان انتظار داشت که اِِين رسوبات توانسته باشند بطور متوسط متانِِي با مقادِِير اِِيزوتوپِِي حدود ‰2913C=- تولِِيد کرده باشد،که اِِين مقدار امروزه در متان موجود در بخش تحتانِِي دالان دِِيده مِِيشود.

لینک ها فقط به اعضای سایت نمایش داده می شوند.


لینک ها فقط به اعضای سایت نمایش داده می شوند.

شکل6-انِِيدرِِيت حاوِِي مواد آلِِي از ممبر نار البته سنگِِينتر شدن مقادِِير اِِيزوتوپِِي ترکِِيبات گازِِي مِِي تواند به علل مختلف از جمله تولِِيد شدن در مراحل انتهاِِيي کاتاژنز و ِِيا تاثِِير فراِِيندهاِِي ثانوِِيه اِِي مانند احِِياء حرارتِِي سولفاتها(( TSR باشد.فراِِيند احِِياءحرارتِِي سولفاتها به طور گسترده در مخازن کربناته -تبخِِيرِِي که در اعماق زِِياد قرار گرفته اند دِِيده مِِيشود. اِِين فراِِيند غالبا در اعماق حدود 5-4 کِِيلومتر اتفاق مِِي افتد. ايندريت و متان از نظر ترموديناميكي باهم تحت اغلب حالتهاي دياژنتيك ناپايدارند ولِِي بعلت وجود موانع کنِِيتکِِي قادر به واکنش با يکديگر نِِيستند و افزاِِيش حرارت در مخازن کربناته –تبخِِيرِِي عمِِيق سبب سهولت واکنش مِِيگردد[11].
در درجه حرارتهاِِي بالاتراز 140 درجه موانع کنتِِيکِِي واکنش بِِين سولفات و ترکِِيبات آلِِي از جمله ترکِِيبات گازِِي کاهش ِِيافته و طبق رابطه زِِير با هم وارد واکنش مِِيشوند.
Hydrocarbons+ Anhydrite H2S+H2O+CaCO3 ±S±CO2
در نتِِيجه واکنشCO2 با ترکِِيب اِِيزوتوپِِي سبک بهمراه مقدارِِي H2S تولِِيد مِِيشود و انِِيدرِِيت توسط کلسِِيت بطور بخشي جانشِِين مِِيگردد. دلِِيل سبک بودن مقادِِير اِِيزوتوپِِي گاز CO2حاصل از واکنش اِِين است که اِِين گاز حاصل واکنش ترکِِيبات هِِيدروکربورِِي مانند متان با انيدريت است و متان که خود از نظر اِِيزوتوپِِي سبک بوده مي تواند دي اکسِِيد کربن با مقادير ايزوتوپي سبکترازدي اکسِِيد کربن تولِِيد شده از ماده آلِِي در طِِي فراِِيند دِِي کربوکسِِيلشن توليد نمايد. نکته دِِيگرِِي که در اِِين واکنش دِِيده مِِي شود اِِين است که از بِِين ترکِِيبات گازِِي مانند متان که وارد اِِين واکنش مِِيشود آن بخش از متان ابتدا وارد واکنش مِِيشود که از نظر اِِيزوتوپِِي سبکتر است .نتِِيجه اِِين واکنش در نهاِِيت سبب کاهش درصد متان از ِِيک طرف و همچنِِين سنگِِينتر شدن متان باقِِي مانده از طرف دِِيگر مِِيگردد [12,13]. با توجه به سبکتر بودن مقادِِير اِِيزوتوپِِي گاز CO2 در بخش تحتانِِي دالان نسبت به CO2 افقهاِِي فوقانِِي تر و کاهش درصد متان و سنگِِينتر بودن مقادير ايزوتوپي اِِين گاز از متان افقهاِِي فوقانِِي و افزاِِيش درصد گاز H2S در دالان تحتانِِي به طور حتم مِِي توان وقوع اِِين واکنش را در دالان تحتانِِي تائِِيد نمود،و فراِِيند احِِياء حرارتِِي سولفاتها را به همراه وجود ِِيک سنگ مادر قدِِيمتر براِِي گازهاِِي موجود در بخش تحتانِِي دالان پِِيشنهاد مِِيگردد.


لینک ها فقط به اعضای سایت نمایش داده می شوند.

شکل7 —تارِِيخچه تدفِِين رسوبات در منطقه مورد مطالعه
مطالعه گازهاِِي غير هيدروکربوري الف: سولفيد هيدروژن H2S :
غلظت H2S درمخازن گاز طبيعي از 0 تا 98 درصد متغير است ،و غالبا درصد اين گاز در مخازن کربناته با افزايش عمق و تحت تاثير واکنشهاي ثانويه مانند احياءحرارتي سولفاتها افزايش مي يابد . امكان موفقيت اقتصادي و عملي بودن توليدگاز از مخازن عميق بواسطه حضور H2S كه نتيجه واكنش احياي حرارتي سولفات مي باشد محدود مي گردد. سولفيد هيدروژن معمولا جز نامطلوب گاز طبيعي است وجود آن نه تنها باعث رقيق شدن سهم گازهاي هيدروكربن در مخزن مي شود بلكه بمقدار زياد سمي بوده و خورندگي زيادي براي تجهيزات فرايند توليد اِِيجاد مِِي کند. حضور H2S مي تواند بطور جدي روي ارزش اقتصادي اكتشاف هيدروكربور تاثير بگذارد. توانايي پيشگويي حضور H2S دراهداف حفاري نشده مي تواند وسيله سودمندي در اكتشاف گاز باشد، بطور كلي سه منبع H2S در مخازن گاز كربناتي عميق عبارتند از:

1 – احياي باكتريايي يا ميكروبي سولفاتها
2 – تجزيه حرارتي اجزاي سولفور آلي در كروژن يا نفت
3 – احياي حرارتي سولفات
احياي باكتريايي سولفات منبع رايج H2S در رسوبات عهد حاضر و مخازن نفت و گاز دماي پايين مي باشد ، اما سهم كمي در مقدار H2S گاز دارد (كمتر از 5درصد) اين منبع معمولا به درجه حرارت زير 80 درجه سانتيگراد محدود ميگردد. فراِِيند کراکِِينک نفت و مواد آلِِي به لحاظ محدود بودن سولفور آلِِي موجود در آنها سهمي كمتر از 5 درصد در توليد H2S دارد زيرا مقادير پيوندهاي سولفور آلي در اين مواد محدود است[14]. احياي حرارتي سولفات TSR تنها منبعي است كه غلظتهاي بالايي از گاز H2S را بخود اختصاص مي دهد. H2S كه در غلظتهاي كم و درمخازن کم عمق وجود دارد منشا متفاوتي از H2S كه در غلظتهاي زيادو دراعماق زيادتر پيدا مي شود دارد .مقادير پاييني H2S موجود در اعماق كمتر از 4300متري احتمالا منشاء آلي دارد [14, 15].
ايندريت تقريبا 20 درصد حجمي سازنددالان را در بر مِِيگِِيرد.که در طي واکنش احياءحرارتي سولفاتها انيدريت توسط کلسيت بطور بخشي جانشين ميگردد. ميزان جانشيني ايندريت بوسيله كلسيت بطور پيوسته در اعماق بيشتر از 4300 متر ، معادل با دماي تقريبا 140 درجه سانتيگراد، افزايش مي يابد. مطالعات انجام شده بر روي مخازن خوف در ابو ظبِِي توسط Worden در سال 1996نشان مِِيدهد در مخازنِِي که در اعماق بِِيش از 4300 متر که داراِِي درجه حرارت بِِيش از 140 درجه مِِي باشند تحت تاثِِير واکنش احياءحرارتي سولفاتها ميزان H2S تا 18درصد افزاِِيش ِِيافته و مقادِِير اِِيزوتوپِِي متان در مخازن خوف تحتانِِي در مقاِِيسه با گازهاِِي موجود در افقهاِِي فوقانِِي تر که در اعماق کمتر قرار گرفته اند بسِِيار سنگِِينتر شده است[11].
ب: دي اكسيد كربن (CO2):

مهمترين منشاء CO2 در مخازن گازي شامل : 1 – منابع آلي (شكستن كروژن و تخريب باكتريايي نفت)
2 –أحياء حرارتي كربناتها
3 – جدا يش از ماگما
4 – احياي حرارتي سولفاتها(TSR )
مي توان با مطالعه ويژگي و خصوصيات ژئوشيميايي CO2 و گازهاي همراه منشاء واقعي دي اكسيد كربن موجود در نفت و گا زرا شناسايي نمود. افزايش ميزانCO2 در ميدان گازي ريسك اكتشاف را افزايش مي دهد.غالبا در مخازن بابيش از 50 درصد CO2 اين گاز از تخريب حرارتي كربناتهاي يا جدايش از ماگما حاصل شده است.فرايند TSR نمي تواند گازهاي با مقدار CO2 بيش از 50 درصد توليد كند. CO2 حاصل از منابع آلي ، بندرت از 20% يك توده گاز تجاوز مي كند[16,17] .
تخريب حرارتي كانيهايي مانند دولوميت، آنكريت و سيدريت در دماهاي كمتراز تخريب حرارتي كلسيت(بيش از 300 درجه) اتفاق مي افتد. مطالعات نشان مي هد در حضور كانيهاي آلومينو سيليكاته فرايند احياي حرارتي كربناتها در در جه حرارت كمتري اتفاق مي افتد ,[18]نتيجتا سيمانهاي كربناته در سنگهاي سيليسي آواري نسبت به كلسيت موجود در سنگ آهك خالص بيشتر مستعد احياءشدن مي باشد . نفوذ توده هاي ماگمايي به درون سنگ كربناته در اعماق هرچند كم مي تواند ميزان قابل توجهي گاز دي اكسيد كربن ايجاد نمايد .
همانطور كه در جدول 1 ديده ميشود ميزان CO2 در مخازن گازي مورد مطالعه كمتر از% 2 بوده وآلي بودن منشاء آن را نشان مي دهد كه عم*** در طي فرايند دي كربوكسيلشن و در طي مراحل تحول مواد آلي آزاد ميگردد.البته ميزان اين گاز در دالان تحتاني مقداري افزايش از خود نشان مي دهد وبا توجه به سبكتر شدن مقادير ايزوتوپي آن نسبت به CO2 افقهاي فوقاني ترهمانطور که قبلا بحث گرديد تصور ميشود فرايند ثانويه اي مانند احِِياء حرارتِِي سولفاتها در توليد اين گاز نقش داشته است.

ج: نيتروژن N2
نيتروژن موجود در مخازن گازِِي عم*** از مواد آلي در شراِِيط بلوغ بالا مخصوصا در مراحل نهايي کاتاژنز مشتق مِِيشود . گرچه نيتروژن ميتواند از منابع ماگمايي،واکنشهاِِي رادِِيوژنِِيک و نِِيز اتمسفرِِي بداخل مخازن گازِِي راه پِِيدا نماِِيد، ولي نيتروژن ماگمايي و ِِيا اتمسفرِِي درصد قابل توجهي را شامل نمي شود،ومِِي توان نِِيتروژن با منشاء اتمسفرِِي را با اندازه گِِيرِِي نسبت N2/Ar که حدود 80 مِِي باشد ِِيا نِِيتروژن با منشاء ماگماِِيي را با توجه به فراوانِِي گاز هاي همراه مانند هلِِيوم وگزنون شناساِِيي نمود[19]. تحول کانِِيهاِِي رسِِي در مرحله دِِياژنز مِِي تواند يك منبع مهم نيتروژن باشد، درطول تحول رسهاي نيمه پايدار (ايليت – اسمكتيت) به ايليت ، آمونيوم بوسيله پتاسيم جابجا مي شود. اين آمونيوم بعدا بوسيله فرايندهاي غيرآلي يا باكتريايي اكسيد شده و تشكيل نيتروژن مولكولي را مي دهد[20,21]. افزاِِيش قابل توجه نِِيتروژن در بخش تحتانِِي دالان مِِي تواند دلِِيلِِي بر ِِيک سنگ منشا ء شِِيلِِي براي گازهاِِي موجود در دالان تحتانِِي باشد . غلظت نيتروژن در يك توده گاز بوسيله فرايندي كه اجزا هيدروكربن گاز را تخريب مي كند مانند فراِِيند احِِياءحرارتِِي سولفاتها قابل افزايش است . در نتِِيجه اِِين واکنش H2S و كربنات كلسيم تشکِِيل مِِيشود. H2S تشكيل شده مي تواند بداخل فاز مايع حركت كرده يا با آهن موجود در كانيهاي مخزن واكنش داده و پيريت را بوجود آورد. اهمِِيت واکنش احِِياءحرارتِِي سولفاتها در اين است كه مي تواند غلظت گازهايي مانند N2 را كه در واكنش شركت نمي كنندافزايش دهد بنابراين فرايند TSR مي تواند بيانگر گاز غني از نيتروژن نِِيز باشد[21]. در بخش تحتاني دالان در ميادين مختلف گازي ميزان گازN2 افزايش قابل توجهي نسبت به افقهاي فوقاني تر نشان مي دهد. در دالان تحتاني مقدار اين گاز در بعضي از ميادين به 35 % نيز مي رسد با توجه به عدم حضور گازهاي نادري نظير He, Xe كه مي تواند گوياي منشاء ماگمايي باشد تصور منشاءماگمايي براي كاز نيتروژن در بخش تحتاني دالان نمي تواند فرض درستي باشد. از آنجايي كه بخش عمده گاز نيتروژن در مراحل نهايي تحول مواد آلي در انتهاي كاتاژنز و شروع متاژنز از شبكه مولكولي مواد آلي آزاد ميگردد اين حجم گاز نيتروژن در بخش تحتاني دالان مي تواند گوياي سنگ منشاء شيلي كه در اعماق زياد قرار گرفته و تحت تاثير حرارت بالا به مرحله Over mature رسيده است باشد . اين مطلب مي تواند تائِِيدِِي بر منشاء كاملا متفاوت براي گاز موجود در دالان تحتاني در مقايسه با دالان فوقاني و كنگان باشد

نتايج:
-گاز موجود در مخازن دالان وکنگان از نوع گازهاي ترموژنيک بوده و در نتيجه تحول حرارتي کروژنهاي تيپ II حاصل شده است.
-گاز موجود در سازندهاي کنگان و بخش فوقاني دالان داراي ويژگيهاي ژئوشيميايي کاملا يکساني مي باشند و اين دوسازند بصورت مخزن واحد عمل کرده و داراي سنگ منشاء يکساني هستند.
-بر اساس رابطه بين مقادير ايزوتوپي ترکيبات گازي و ميزان بلوغ موادآلي مولد گاز،افقهاي غني از مواد آلي موجود در خود سازند دالان ازجمله افقهاي تبخيري مياني که تا حدود 2%مواد الي در آن ديده ميشود بعنوان سنگ منشآء گاز موجود در کنگان و دالان فو قاني عمل نموده است.
- گاز موجود در دالان تحتاني داراي ويژگيهاي ژئوشيميايي کاملا متفاوتي نسبت به گاز موجود در افقهاي فوقاني تر مي باشد، ازجمله سنگيني قابل توجه از نظر ايزوتوپي در ترکيبات گازي ،افزايش قابل توجه گازهاي غير هيدروکربوري مانند دي اکسيدکربن،نيتروژن و سولفيد هيدروژن که اين شواهد نشان از منشاء کاملا متفاوت با گاز موجود در کنگان ودالان فوقاني دارد.
-بر اساس ارتباط بين مقادير ايزوتوپي ترکيبات گازي و ميزان بلوغ مواد آلي مولد گاز در بخش تحتاني دالان، بهترين سنگ منشاءاحتمالي قابل تطبق با ويژگيهاي ژئوشيميايي گاز موجود در دالان تحتاني سازند با سن سيلورين موجود در منطقه مي باشد.
-افزايش ميزان سولفيد هيدروژن ودي اکسيد کربن در دالان تحتاني و همچنين سبکتر شدن ترکيب ايزوتوپي گاز دي اکسيدکربن موجود در اين افق نسبت به افقهاي فوقاني تر بويژه در ميادين گازي که دالان تحتاني در اعماق بيشتر از 4 کيلومتر قرار گرفته است نشان دهنده وقوع واکنش احياءحرارتي سولفاتها در اين زون بوده و تحت تاثير اين واکنش ترکيبلت گازي من جمله متان طبق رابطه
SO42- + CH4 ——CO2 + 2H2O + S2- وارد
واکنش با انيدريت شده است.

تقدير و تشکر:
از معاونت محترم پژوهشي دانشگاه صنعتي امير کبير به لحاظ تامين منابع مالي اين پژوهش و از همکاران محترم واحد تحقيقات ژئوشيميايي پژوهشگاه صنعت نفت بويژه آقايان مهندس مجتبي تولايي،دکترمحمد رضا کمالي و مهندس محمد معين پور،دکتر محمد کرامتي که همواره مشوق اين جانب بوده اند تشکر و قدرداني ميگردد.

منابع مورد استفاده

[1] Taraz, H. Uppermost Permian and Permian-Triassic Transition Beds in Central Iran, Am. Assoc. Pet. GeoL Bull., , vol. 55, no. 3, pp. 205-217. (1971)
[2]Kashfi, M.S. Geology of the Permian "Super Giant" Gas Reservoirs in the Greater Persian Gulf Area, J. Pet. GeoL, vol. 15, no. 4, pp. 465-480. (1992)
[3]Fuex,A.N.The use of stable carbon isotopes in hydrocarbon exploration .Jour.Geochem .Expl.,7,155-188.(1977)
[4]Bernard,B.B.,J.M.Brooks and W.M.Sackett,. Light hydrocarbons in recent Texas continental shelf and slope sediments: Journal of Geophysical Research,V.83,p-4053-4061)1978(
[5]Galimov, E.M., Sources and Mechanisms of Gaseous Hydrocarbon Generation in Sedimentary Rocks, Geokhimiya, , no. 2, pp. 163-180(1989).
[6]James, A.T,. Correlation of Natural Gas by Use of Car¬bon Isotopic Distribution between Hydrocarbon Compo¬nents, Am. Assoc. Pet. Geoi Bull., , vol. 67, pp.1176-1191(1983)
[7]Shen Ping, Shen Qixiang, Wang Xiaubin, and Xu Yangchang. Characteristic of the Isotope Composition of Gas form Hydrocarbon and the Identification of Coal-Type Gas, Sci Sin. Sen, vol. 31, no. 6.( 1988)
[8] Stahl, W., Carbon Isotope Fractionation in Natural Gases, Nature (London), vol. 251, no. 5471, pp.134-135.( 1974)
[9] Stahl, W. Carbon and Nitrogen Isotopes in the Hydro¬carbon Research and Exploration, Chem. Geoi, , vol.20.pp. 121-149(1977).
[10]Sundberg, K.R. and Bennett, C.R. Carbon Isotope Paleothermometry of Natural Gas, in Advances in Organic Geochemistry, Bjeroy, M., et ai, Eds., Chichester: Wiley, pp. 769-774. (1983)
[11]Worden, R.H., Smalley, P.C-H2S-Production reactions in deep carbonate gas reservoirs:Khuff Formation ,Abu-Dhabi-Chemical Geology.vol. 133pp157-171(1996) [12] Kruose,H.R. Sulfur isotope studies and their role in petroleum exploration :J.of Geochemical Exploration, v.7 p.189-211(1977)
[13]Kiyous,y. -Chemical reduction and sulfur isotope effect of sulfate by organic matter .Chem.Geol.30:47-56(1980)
[14] Orr W.L.Geologic and geochemical controls on the distribution of hydrogen sulfide in natural gas, in R.Campos,and Gopi eds Advances in Organic Geochemistry: Madrid, Empressa nacional adaro de investigaciones mineras,p.571-597(1977)
[15]Tissot ,B.P.and Welte,D.Petroleum formation and occurrence-699pp. (1984)
[16] Smith, J.T., and S.N.Ehrenberg. Correlation of carbon dioxide abundance with temperature in clastic hydrocarbon reservoirs: relationship to inorganic chemical equilibrium: Marine and Petroleum Geology, v.6, p.129-135(1989)
[17]Cathles, L.M., and M.Schoell.CO2 generation, migration, and titration in sedimentary basins, AAPG Hedberg Research Conference "Natural Gas Formating and Occurrence" June 6-10,Durango Colardodo, P.Abstract. )1999(
[18]Brown,A.A.Distinguishing mantel CO2 from decarbonational CO2 gases, AAPG Hedberg Research Conference "Natural Gas Formating and Occurrence" June 6-10, Durango Colarado. P.Abstract(1999).
[19]Freund,F.H2 and N2 gas from magmatic rocks-a solid state viewpoint: oil & Gas Journal,v.82 no.34 .p.140-141(1984)
[20] Idiz . E, and P.Gerling . Carbon and nitrogen stable isotope study of North German Rotliegend gas fields- implication for the source and occurrence of nitrogen in gas accumulation , in J.O.Grimalt, and C.Dorronsoro, eds, Organic Geochemistry : Development and Applications to Energy, Climate, Environment and Human History- Selected papers from the 17th International Meeting on Organic Geochemistry, San Sebastian, ALGOA,P.1100-1101(1995)
[21]Littke,R.,B.Kroose, E.Idiz, and J.Frielingsdorf,.Molecular nitrogen in natural gas accumulations: generation from sedimentary organic matter at high temperatures: AAPG Bulletin , v.79, p.410-430(1995)
[22]Whiticar,M .J.,1990,A geochemical perspective of natural gas and atmospheric methane: in B.Durand and F .Behar eds., Advances in Organic Geochemistry 1989:Oxford ,Pergamon Press.p.531-547(1990)
[23] Sonnenfeld, P., Evaporites as Oil and Gas Source Rocks, J. Pet. Geoi., , vol. 8, no. 3, pp. 253- 271. (1985)

دکتر احمد رضا ربانِِي

استاديار گروه نفت-دانشکده معدن ،متالورژِِي و نفت-دانشگاه صنعتِِي امِِير کبِِير
لینک ها فقط به اعضای سایت نمایش داده می شوند.

Alonee
5 December 2011, 11:01 AM
نفت کوره

نفت کوره ، یک فراورده جانبی
بیشتر نفت کوره‌های باقیمانده مصرفی در ایالات متحده آمریکا ، از خارج وارد می‌شود. این سوخت به قیمت بسیار ارزانی فروخته می‌شود (قبلا حدود 70 درصد قیمت نفت خامی که از آن تولید شده است) و بعنوان یک فراورده جانبی تلقی می‌گردد.

مشخصه‌های بحرانی نفت کوره
مشخصه‌های بحرانی نفت کوره عبارتند از گرانروی و مقدار گوگرد. در سالهای آینده ، با توجه به لزوم جلوگیری از آلودگی هوا ، مقدار بیشینه گوگرد ، بی شک ، کاهش خواهد یافت. در برخی نقاط ، فقط نفت کوره‌های کم‌گوگرد می‌توانند مورد استفاده قرار گیرند و این گرایش ، رو به توسعه است.

نفت کوره سنگین
نفت کوره‌های سنگین که حاوی گوگرد بسیار کمی باشند، خواهان بیشتری دارند و به قیمتهای نزدیک قیمتهای نفتهای خام اولیه فروخته می‌شوند.

نفت‌های گرمایشی
هر چند مصرف فراورده‌های نفتی برای گرمایش فضا از اهمیت بسیار بالایی برخوردار است، ولی این مصرف بر حسب محل و شرایط جوی تغییر زیادی می‌کند. در سالهای اخیر نیاز به نفتهای گرمایشی نسبتا کاهش یافته است، زیرا بر مصرف LPG (گاز نفتی مایع که برای گرمایش خانگی و پخت و پز بمصرف می‌رسد) افزوده شده است.

مهمترین نفت‌های کوره تقطیری
مهمترین نفت‌های کوره تقطیری ، نفت کوره شماره 1 و نفت کوره شماره 2 می‌باشند.
نفت کوره شماره 1:
این نفت کوره ، بسیار شبیه نفت سفید ، ولی معمولا دارای نقطه ریزش و نقطه نهایی بالاتری است. مشخصه‌های حدی آن عبارتند از تقطیر ، نقطه ریزش ، نقطه اشتعال و مقدار گوگرد. نقطه ریزش ، پایین‌ترین دمایی است که در آن ، یک روغن نفتی جاری می‌شود یا ریزش می‌کند. نقطه پایانی یا نهایی ، دمای حد بالا در تقطیر است.
نفت کوره شماره 2:
نفت کوره شماره 2 ، بسیار شبیه سوخت دیزلی شماره 2است. ذخایر گراکینگ شده نفت ، نفت سفید. سوخت دیزلی و نفتهای سبک چرخه کراکینگ بدست می‌آید که مشخصه‌های حدی آن ، عبارتند از مقدار گوگرد ، نقطه ریزش، تقطیر و نقطه اشتعال.


سنگ مخزن نفت

تقسيم بندی سنگهای مخزن
از آنجایی که اغلب سنگهای مخزن از نوع رسوبی بوده و به این دلیل تقسیم بندیهای توصیفی و ژنتیکی سنگهای رسوبی در مورد سنگهای مخزن نیز بکار برده می‌شود. سنگهای مخزن نیز مفید بایستی دارای خلل به هم پیوسته تا ذخیره ورودی را بتواند در خود نگهداری کند. به این دلیل سنگ مخزن از نوع ماسه سنگی لازم است مچور تا کاملا مچور بوده ، مشروط بر این که پدیده سیمان شدگی بطور کامل عمل نکرده باشد. بطور طبیعی ماسه سنگهای گری واکی و یا لیتارنیت از جمله سنگهای مخزن مفید محسوب نمی‌شوند.

خلل و معابر سنگهای آهکی یا موثر از محیط
رسوبی بوده و یا این که ناشی از تحولات ثانویه به خصوص انحلال و شکستگی می‌باشد. به این دلیل سنگهای آهکی دانه‌ای و یا اسپارایتها که بالاحض در محیط بین موجی و در ناحیه مرجانی و تپه‌های دریایی تشکیل شده‌اند، از جمله سنگهای مخزن بسیار مفید محسوب می‌شود. در ضمن سنگهای آهکی دانه ریز که بعد از آن شکسته شده‌اند همانند سازند آسماری نیز مکانی بسیار مناسب جهت تجمع و ذخیره سازی هیدروکربور محسوب می‌شود.

نامگذاری سنگهای مخزن
سنگهای مخزن بر مبنای مختلفی نامگذاری می‌شود. بطور کلی به هر سنگ مخزن به اصطلاح پی Pay گفته می‌شود. به فرض ، آسماری پی که نشانگر مخزن آسماری است. گاهی نام مخزن از نام سازندی که در آن نفت ذخیره شده اخذ می‌شود. مانند مخزن بنگستان که نام آن از گروه بنگستان ناشی شده است. در بعضی مواقع نام مخزن به ناحیه و یا موقعیت جغرافیایی مخزن نسبت داده شده ، مانند مخزن گچساران و یا مخازن نفتی خاورمیانه.

سنگهای مخازن دریایی و غیر دریایی
از آنجایی که تشخیص نوع سنگ و جغرافیای گذشته سنگهای مخازن در تشخیص حدود و گستردگی و مقدار ذخیره نفت این سنگها اهمیت بسزایی داشته و به لحاظ اینکه هیدروکربورها در سنگهای با منشا دریایی و غیر دریایی نیز ذخیره شده‌اند، به این دلیل ویژگیهای زیر مشخص کنند، سنگهای دریایی و غیر دریایی از هم می‌باشد.
1. محتویات فسیلی گویای دریایی و یا غیر دریایی بودن آنها می‌باشد.
2.بلورهای فلدسپات موجود در صورت داشتن شکل اوهدرال گویای منشا دریایی سنگ است.
3.رشد فلدسپات ثانویه در اطراف فلدسپات تخریبی حاکی از محیط دریایی است. توده‌های لایه‌ای ، گسترده و پهن نشانگر رسوب در محیط دریایی است.
4.مقاومت قابل ملاحظه‌ای از لایه‌های عاری از فسیل ، فاقد جورشدگی قطعات و عدسی مانند ، منعکس کننده ، محیط غیر دریایی است.
5.بهم ریختگی و بی‌نظمی در رسوبات ممکن است نشانگر واریزه‌های زیر دریایی بوده و یا ناشی از پدیده یخچالی باشد.
6.لایه‌های زغال سنگی و عدسیهای ماسه‌ای همراه ، محیط غیر دریایی را نشان می‌دهد. بسیاری از رسوبات رودخانه‌ای و کانالی گویای محیط غیر دریایی می‌باشد.

Alonee
5 December 2011, 11:03 AM
متخصصان حوزة بالادستي صنعت نفت، در دهة اخير براي بهينه‌ساختن فرآيند توسعه و توليد از مخازن نفت، درصدد تدوين چارچوب‌ها و متدهايي برآمده‌اند تا بتوانند به هماهنگ‌کردن گروه و انسجام بخشيدن به اجزاي مختلف عمليات توسعة ميدان بپردازند و با اتلاف کمتر هزينه و زمان، حجم بيشتري از کار را با کيفيتي قابل قبول به انجام برسانند. حاصل اين تلاش‌ها، رشتة نوپاي مديريت مخازن است. در اين نوشتار سعي داريم برخي از وجوه و مباني تئوريک جديدترين متد مديريت مخزن (سبک تيمي) را روشن سازيم که در آن بر تعامل گروهي و مشارکت واحدهاي دخيل در اجراي پروژه، تأکيد مي‌شود:

تعريف مديريت مخازن:
با نگاه دقيق به پروسة توليد و توسعة مخزن، آنرا فرآيندي عميق و برخوردار از متغيرهاي پيچيده و درهم‌تنيده خواهيم يافت؛ کنترل نظام‌يافته اين متغيرها جهت رسيدن به اهداف از پيش تعيين‌شده،"مديريت مخزن" نام دارد. مکانيسم تعيين و تنظيم اهداف نيز مرحله‌اي اساسي از پروسة طولاني مديريت مخزن است که داراي زوايا و ابعاد مختلف (علمي، اقتصادي، سياسي، انساني و غيره) است. درک و شناخت مديريت مخازن در چند سال گذشته رشد قابل توجهي داشته است؛ به طوريکه به‌تدريج، شاهد شکل‌گيري متدولوژي واحدي جهت تسهيل در اجراي فرايند مديريت مخزن هستيم. در ابتدا، مديريت مخزن با مهندسي توليد و بهره‌برداري معادل شناخته مي شد؛ سپس معنايي مترادف با شبيه‌سازي مخزن پيدا کرد. معنايي که امروزه از آن ارايه مي‌گردد، عبارت است از فرآيندي مبتني بر حدس وخطا، که شبيه‌سازي مخزن و مهندسي توليد، تنها دو جز‌ء آن هستند؛ مديريت مخازن در تعريف امروزي آن، جامع انواع ملاحظات فني، اقتصادي، زيست‌محيطي، اجتماعي و غيره مي‌باشد.

چالش‌هاي مديريت مخازن:
مخازن نفت و گاز، فرسنگ‌ها زير زمين‌ هستند و اساساً غيرقابل مشاهده؛ اين مهم، ضريب ريسک را در کلية عمليات‌ها و فرآيندهاي مرتبط با مخزن، افزايش مي‌دهد. مهندسي مخزن، حرکت روي طناب باريکي است که داراي مخاطرات و ظرايف بسياري است؛ غفلتي کوچک از برنامه و يا حرکت در خارج از چارچوب برنامه‌ريزي‌شده، منجر به دفن ثروت و سرماية عظيمي مي‌شود که به نوبه خود مي‌تواند عامل جهشي در اقتصاد ملي باشد. بنابراين شايد بتوان گفت اساسي‌ترين چالش يک مدير مخزن، ضريب بالاي ريسک است. ويژگي ديگري که مديريت مخزن را با مشکلاتي جدي مواجه مي‌سازد، منحصر به فرد بودن هر مخزن است که در نتيجة آن، نمي‌توان مدل‌هاي حل مسأله را تعميم داد؛ چرا که مخزن جديد، بسان مسأله‌اي جديد با مفروضات جديد است. بالاخره مي‌توان گفت عدم قطعيت، پيچيدگي و تنوع متغيرها، اساسي‌ترين چالشهايي هستند که در کنار متغيرهاي خارجي و محيطي (اجتماعي، فرهنگي، سياسي و غيره) مديريت مخزن را با مشکلاتي اساسي مواجه مي‌سازند.

رويکرد جامع و نظام‌گرا:
در نگاهي عميق‌تر شايد بتوان مؤلفه‌هاي "عدم قطعيت"، "پيچيدگي" و "تنوع متغيرها" را، فصل مشترک همة پديده‌ها (اعم از طبيعي، اجتماعي و غيره) دانست. توجه به همين معنا بود که روش‌هاي مديريت را به رويکردهاي سيستمي و نظام‌گرا (جامع) معطوف ساخت. روش‌هاي نظام‌گرا و مدرن، بر خلاف روشهاي کلاسيک که پديده‌ها را به صورتي استاتيکي و فاقد پيچيدگي تصوير مي‌کردند، بر سياليت و ديناميک بودن پديده‌ها متمرکز هستند. اين روش‌ها، سبک مطالعه و تحليل اطلاعات را دچار تحولي جدي ساخت و مطالعة پديده‌هاي طبيعي و اجتماعي را از حالتي منفرد و مجرد، به حالتي بين‌رشته‌اي و تيمي (interdisciplinary) متحول ساخت. پروژة توليد و توسعه مخازن نيز همچون ساير پروژه‌ها، خصلتي متغير، متحول و غيرقطعي دارد و مديريت و کنترل چنين شرايطي، ناگزير از مطالعه‌اي جامع و همه‌جانبه‌گر است؛ نگاهي بين‌رشته‌اي که مي‌تواند ما را به پاسخ‌هايي بهينه (optimum) و به عبارتي دقيقتر، پاسخ‌هايي رضايت‌بخش برساند. از اين رو، هرگونه بررسي کارشناسانه در باب "مديريت مخزن"، مستلزم بررسي و کاوش در ابعاد و وجوه مختلف اين پروژه به صورت بين رشته‌اي است.
ابعاد مديريت مخازن:
با نگاهي دقيق به پروسة توليد و توسعة مخزن، آنرا فرايندي برخوردار از زوايا و ابعاد مختلف خواهيم يافت؛ برخي از آن وجوه عبارتند از:

- مديريتي (مديريت پروژه، مديريت توليد، پژوهش عملياتي)
- فني ( اکتشاف، استخراج، مخازن، توليد)
- اقتصادي (محدوديتها و ضرورتها، مديريت ريسک)
- سياسي (محدوديتها و شرايط سياسي)
- انساني (ملزومات و محدوديتهاي انساني)
- حقوقي(محدوديتها و ملزومات قانوني)
نتيجه‌گيري و تحليل:

توجه در بحث مختصري که گذشت، نشان مي‌دهد که رويکرد سيستمي و نظام‌گرا در مطالعات و مديريت مخازن، مستلزم بسط و توسعة برخي زير ساخت‌ها است که به دو مورد از مهمترين آنها اشاره خواهيم کرد:

- زير ساختهاي آموزشي:

ايجاد زيرساخت‌هاي آموزشي مستلزم آن است که تدريس و آموزش گرايش‌هاي مختلف مهندسي نفت، از حالت مجرد و منفرد خارج گشته و صورتي يکپارچه و نظام‌يافته به خود بگيرد تا دانشجو قادر به برقراري ارتباط بين انواع مختلف اطلاعات و داده‌هاي حاصل از مخزن باشد و بتواند تحليلي سيستمي از کل فرايند توليد و توسعة مخزن ارايه دهد. همچنين بايد طي دوره‌هايي کوتاه‌مدت و با اراية بسته‌هايي آموزشي (برنامه‌ريزي مدولار) و يا در خلال دروس، مهارت‌ها و دانش لازم براي تحليل اقتصادي، سياسي، انساني و... پروسة مديريت مخزن را به دانشجويان انتقال داد.
- زير ساخت‌هاي اطلاعاتي:
يکي ديگر از لوازم مهم توسعة تفکر نظام‌گرا، ايجاد و توسعة ساختارها و مکانيسم‌هاي اطلاع‌رساني است. طراحي و توسعة نرم‌افزارهاي مديريت اطلاعات مخازن، اساسي‌ترين گامي است که در اين مرحله بايد برداشته شود. علاوه بر موارد فوق، ايجاد زيرساخت‌هاي فرهنگي، تکنولوژيک، حقوقي، سياسي و اداري، از ديگر ملزومات توسعة رويکرد نظام‌گرا در مديريت مخازن هستند که بايد با نگاهي دقيق و جامع، به طراحي و پي‌ريزي آنها پرداخت.

مآخذ:
1- Integrated reservoir management-abdus- satter- Houston university
2- برنامه‌ريزي و کنترل پروژه، محمود نادري پور، انتشارات سازمان برنامه و بودجه سال

Alonee
6 December 2011, 11:16 AM
هندبوک مهندسی مخزن

طارق احمد

ورژن دوم

Reservoir Engineering Handbook

لینک ها فقط به اعضای سایت نمایش داده می شوند. (لینک ها فقط به اعضای سایت نمایش داده می شوند. 2Fimg%2FLxF15sUL%2FReservoir_Engineering_Handbook. pdf)

(لینک ها فقط به اعضای سایت نمایش داده می شوند. document%2FLxF15sUL%2FReservoir_Engineering_Handbo ok.html)

Alonee
6 December 2011, 11:18 AM
هندبوک مهندسی مخزن

طارق احمد

ورژن سوم

Reservoir Engineering Handbook

لینک ها فقط به اعضای سایت نمایش داده می شوند. (لینک ها فقط به اعضای سایت نمایش داده می شوند.)