زمین شناسی

اطلاعات معدنی و زمین شناسی

نفت


نفت روش های استخراج نفت
پس از عملیات حفر چاه و اصابت آن به مخزن نفت، به دلیل فشار زیاد موجود در مخزن، جریان نفت به سوی دهانه خروجی چاه سرازیر می شود. این مرحله از استخراج که عامل آن فشار داخل خود مخزن است به بازیافت اولیه نفت موسوم است. در برداشت اولیه نفت ، از انرژی خود مخزن برای تولید نفت استفاده می شود.البته این بدان معنا نیست که اگر نفت خود به خود به سطح زمین نیاید، برداشت اولیه وجود نخواهد داشت،بلکه وقتی از پمپ برای بالا آوردن نفت استفاده میکنیم،در واقع هنوز در مرحله اول برداشت نفت قرار داریم.در این مرحله انرژی خاصی وارد مخزن نمی شود.با افزایش تولید و کاهش فشار، سرعت تولید نیز کاهش می یابد تا اینکه فشار به حدی میرسد که دیگر نفت خارج نمی شود. در این مرحله ممکن است ار 30 تا 50 درصد کل نفت مخزن استخراج شود. علاوه بر فشار مخزن عوامل دیگری منند خواص سنگ مخزن و میزان تخلخل آنها و همچنین دمای مخازن نیز در میزان تولید مؤثرند. وقتی مخزن تخلیه شد و ما نتوانستیم نفت را حتی با پمپاژ از مخزن به چاه و از چاه به سطح زمین انتقال دهیم،در این صورت استفاده از روش EOR از نوع بازیافت ثانویه شروع میشود که برای استفاده از این روش، امروزه در دنیا روش تزریق آب مرسوم است. در این روش از چاه تزریقی،آب به مخزن تزریق میشود و از چاه بهره برداری،نفت مورد بهره برداری قرار می گیرد.در این روش،ما با تزریق سیال در سیستم مداخله میکنیم و سیال تزریقی،نفت را به طرف چاه تولیدی هدایت میکند. البته به جای آب،میتوان گاز نیز تزریق کرد که به آن فرایند تزریق گاز می گویند. باید توجه داشت که استفاده از این دو روش تزریقی با تزریق آب یا گازی که به منظور حفظ و نگهداری فشار مخزن انجام میگیرد متفاوت است. چرا که در تزریق آب و گاز برای حفظ فشار مخزن، سیال تزریقی باعث حرکت نفت نمی شود،بلکه از افت سریع فشار مخزن در اثر بهره برداری جلوگیری می کند. در حالت ثانویه برداشت زمانی فرا میرسد که، ما ضمن تزریق آب به مخزن،در چاه تولیدی با تولید آب مواجه می شویم. در این حالت، چون نسبت آب به نفت زیاد میشود و تولید در این صورت بازده اقتصادی ندارد،باید از روش دیگر برای افزایش برداشت بهره بگیریم.اگر تزریق آب را متوقف کنیم و از فرایند های دیگری نظیر تزریق گاز CO2 استفاده کنیم. از روشهای مؤثر در مرحله دوم یکی سیلابزنی آبی و دیگری سیلابزنی گازی یا تزریق گاز است. در روش سیلابزنی آبی، آب با فشار زیاد در چاههای اطراف چاه تولید نفت وارد مخزن شده و نیروی محرکه لازم رای استخراج نفت را به وجود می آورد.معمولا در اطراف هر چاه نفت چهار چاه برای تزریق آب وجود دارد. در روش سیلابزنی گازی، گاز (مانند گاز طبیعی ) با فشار زیاد به جای آب وارد مخزن شده و نفت را به طرف چاه خروجی به جریان می اندازد. در کشور ونزوئلا حدود 50% گاز طبیعی تولید شده دوباره به چاههای نفت برای استخراج در مرحله دوم برگردانده می شود. نحوه تزریق گاز شبیه تزریق آب به صورت چاههای پنجگانه است. در مواردی که گرانروی نفت خیلی بالا باشد از تزریق بخار آب برای استخراج مرحله دوم استفاده میشود. تزریق بخار آب، دما را افزایش و گرانروی را کاهش میدهد. در این روش که از بخار آب به جای آب استفاده میشود، با کاهش گرانروی نفت، جریان آن راحت تر صورت گرفته و سرعت تولید بالا می رود. پس از استخراج به کمک روشهای مرحله دوم هنوز هم حدود 30 الی 50 درصد نفت میتواند به صورت اسنخراج نشده در مخزن باقی بماند. در اینجاست که استخراج نفت به کمک روش مرحله سوم صورت گیرد. یکی از روشهای مرحله سوم، تزریق محلول مایسلار (micellar solution) است که پس از تزریق آن، محلولهای پلیمری به عنوان محلولهای بافر به چاه تزریق می شود. در آمریکا ممکن است روشهای استفاده از محلولهای مایسلار تا 50 درصد کل روشهای مرحله سوم را شامل شود. محلول مایسلار مخلوطی از آب، مواد فعال سطحی، نفت و نمک است. در روشهای جدید تهیه محلول مایسلار ، نفت، نمک و مواد کمکی فعال سطحی حذف گردیده اند. محلولهای مایسلار نیروی تنش سطحی بین آب و نفت را تا حدود dyne/cm 001/0 یا کمتر از آن کاهش میدهد. گرانروی محلول پلیمری حدود 2 تا 5 برابر گرانروی نفت است. غلظت پلیمر حدود ppm1000 می باشد. در حال حاضر از پلی اکریمید ها و زیست پلیمر ها به عنوان پلیمر در محلول بافر استفاده می شود. مواد فعال سطحی معمولا سولفوناتهای نفتی سدیم هستند و از لحاظ خواص و ساختار شیمیایی شبیه شوینده ها می باشند. از الکلها برای مواد کمکی فعال سطحی استفاده می شود.هزینه تهیه محلولهای مایسلار برای تولید هر بشکه نفت در سال 1975 حدود 5/1 دلار آمریکا بوده است. یکی دیگر از روشهای مرحله سوم، روش احتراق زیر زمینی است. طی این روش اکسیژن موجود در هوا در زیر زمین با هیدروکربنها می سوزد و مقداری انری و گاز تولید شده، فشار مخزن بالا میرود.گرما همچنین گرانروی را کاهش داده و جریان نفت راحتتر صورت میگیرد. یک روش دیگر مرحله سوم که اخیرا مورد توجه قرار گرفته است، روش تزریق گاز کربن دی اکسید می باشد که جزئی از روش جابجایی امتزاج پذیر است. گاز کربن دی اکسید بسیار ارزان بوده، در نفت نیز حل میشودو گرانروی ان را کاهش می دهد.از روشهای دیگر مررحله سوم انفجار های هسته ای در زیر زمین است که این انفجار ها شکاف مصنوعی در سنگها به وجود می آورد و جریان نفت را ساده تر میکند. به این گونه فراینـــــد ها، مرحله سوم برداشت نف‍ــت (Tertiary Oil Recovery) می گویند. برداشت بهبود یافته یا IOR فرایندی است که برای تعدیل کردن تکنولوژی های مورد استفاده برای افزایش برداشت بکار میرود. حال این فرایند می تواند در مرحله اول تولید انجام شود یا در مراحل دوم و سوم. تکنولوژی هایی چون حفاری افقی یا مشبک کاری انتخابی و یا تزریق ژل در جا (Insitu gelation) از نوع IOR میباشند. بنابراین در IOR فرایند تولیـد عوض نمیشود، بلکه تکنولوژی به گونه ای تعدیل می شود که با همان فرایند قبلی،نفت بیشتری از مخزن تولید می گردد. در حالی که ازدیاد برداشت یا EOR به فرایندی اطلاق می شود که در آن سعی میشود تا میزان درصد اشباع نفت باقیمانده تا آنجا که ممکن است پایین بیاید و نفت باقیمانده در مخزن به حداقل ممکن برسد. فرایند هایی چون سیلابزنی شیمیایی، تزریق CO2 و احتراق درجا از این قبیل میباشند. بعد از عملیات تزریق آب میتوان فرایند را تغییر داد. روش دیگری این است که عملیات تزریق آب را تعدیل کنیم. بدین منظور در لایه های با خاصیت گذر دهی متفاوت، آب وارد لایه های با خاصیت گذردهی بالا شده و به سمت چاه تولیدی هدایت میگردد، لذا باید کاری کرد که این لایه ها بسته شوند. این کار با تزریق ژل در لایه های مورد نظر صورت می گیرد.فرایند جابه جایی امتزاجی (Miscible Displacement) به معنی بازیافت نفت به وسیله تزریق ماده ای است که با نفت قابل امتزاج باشد. در جابه جایی مذکور سطح تماس نفت و ماده تزریق شده از بین می رود و جابه جایی بصورت حرکت تک فازی انجام میشود. در صورتی که شرایط از هر لحاظ برای امتزاج ماده تزریق شده و نفت فراهم باشدبازیافت چنین فرایندی در مناطق جاروب شده 100% میباشد. گاز تزریقی دارای ویسکوزیته کمتر نسبت به نفت مخزن است و در نتیجه تحرک بیشتری نسبت به آن دارد.این خاصیت گاز تزریقی،یکی از دلایل امکان امتزاج آن با نفت مخزن است، زیرا تحرک زیاد گاز نسبت به نفت باعث می شود که گاز در مراحل مختلفی با نفت تماس پیدا کرده و در نهایت حالت امتـزاج بین نفت مخزن و گاز تزریقی حاصل آید. مسئله ای که از تحرک زیــاد گاز ناشی می شود این است که گاز تمایل به Fingering و Channeling پیدا میکند و در نتیجه مناطقی از مخزن به وسیله گاز جاروب نمی گردد و لذا این امر باعث پایین آمدن Recovery Factor در جابه جایی امتزاجی میشود.تاریخچه استخراجدر سال 1859 براي نخستين بار نفت از يك چاه با عمق 5/69 فوتي در پنسيلوانیا فورانكرد. نام كلنل دريك (Colonel Drake)در تاريخ جستجوي نفت هم زمان با حفر اين چاهثبت شد. اگر چه اين واقعه، صنعت حفاري نفت را آغاز كرد اما با اين وجود قبل از اينتعداد زيادي از چاه ها به منظور توليد آب، نمك و قير حفر مي شده اند. •حفاريضربه اي Cable tool Drilling: تمامي چاه هاي قديمي از جمله چاه دريك با استفادهاز سيستم ضربه اي حفر مي شده اند. در اين سيستم يك هسته با لبه هاي شبيه قلم پيكرتراشي به انتهاي يك ميله سنگين متصل است كه آن هم به نوبه خود از يك شاهين آويزاناست. عميق ترين چاه حفر شده توسط اين روش، در سال 1918 تا عمق 2250 متري حفر شدهاست. اين سيستم هنوز هم براي حفر چاه هاي آبي كم عمق به كار مي رود. •حفاريدوراني (Rotary Drilling):در آغاز قرن بيستم آنتوني لوكاس Antony lucas هم زمانبا كشف ميدان نفتي Spindeltop در تگزاس روش حفاري دوراني را به تمام جهان نشان داد. او تركيبي از مته چرخان و تزريق مداوم گل را به كار برد. •حفاري جهت دار (Directional Drilling):زماني كه حفاري چاه قائم امكان پذير نيست (مثلاً زمانيكه مخزن در زير يك درياچه و يا رودخانه يا مركز شهر واقع شده است)، از اين نوعحفاري استفاده مي شود. •حفاري افقي (Horizontal Drilling):حفاري افقي دربسياري از موارد مي تواند سبب افزايش بهره وري از چاه هاي نفت شود. به عنوان مثالاين نوع حفاري قادر است توليد را در مخازن كارستي، مخازن با شكستگي عمودي، مخازن باستون هيدروكربني نازك كه مشكل مخروط شدگي به سمت پايين دارد و در مخازن كم فشار،افزايش دهد. در كار حفاري از مته هاي حفاري و گل حفاري استفاده مي شود. مته هايحفاري شامل انواع مته هاي مخروطي غلتكي، مته هاي الماسي و . . . است. در حفاري چاههاي نفت عموماً از گل حفاري استفاده مي شود. گل حفاري شامل آب، رس ها (بنتونيت )و . . . مي باشد كه از طريق لوله حفاري با فشار زياد به داخل چاه پمپاژ مي شود.درحفاری نفت و گاز از بنتونيت های سدیم دار استفاده می شود . با آزاد شدن بنتونيت درآب، پوسته‌هاي نسبتاً بزرگ سديم بنتونيت به ذرات كلوئيدي تبديل شده و انرژيالكتريكي ذخيره شده در شبكه بلوري را آزاد مي‌كنند و در حدود 15 تا 30 برابر حجماوليه متورم مي‌شوند. از اين خاصيت در حفاري براي پراكنده سازي مواد سنگين‌كننده وقطع حفاري استفاده مي‌شود، بدين صورت بنتونيت پوششي را روي ديواره چاه ايجاد كرده واز مهاجرت نفت و گاز ممانعت مي‌كند و ديواره را پايدار و مته را نيز چرب مي‌كند. همچنين بنتونيت، مواد آلي و غير آلي را از مخلوط آب جذب كرده و ويسكوزيته آن دربرداشت و بالا آوردن نخاله‌هاي حفاري كمك مي كند.بنتونيت2-5 % وزني گل‌هايحفاري آبي را تشكيل مي‌دهد, هرچند در انواع ديگر گل حفاري مانند انواع روغني يامصنوعي نيز روز بروز كاربرد بيشتري پيدا مي‌كند، در بعضي موارد آن 2-1 % را به خوداختصاص داده و يا كاملا با پلي‌مرها جايگزين مي‌شود.بعد از حفاري اكتشافي بررسيها از طريق انواع نمودارهاي چاه نگاري (Logging) در طي حفاري ( بخصوص در حفاریدوراني ) ثبت مي شود.       گاهی گذرا به حفاری تاریخچه حفاری چاه ها به 200 سال قبل از میلاد بر می گردد که چینی ها در آن زمان برای استفاده از آبهای زیرزمینی مجبور به حفر چاه می شدند. روشی که آنها به کار می بردند استفاده از یک قطعه سنگین و نوک تیز بود که با بالا و پایین  بردن آن بوسیله طناب، سنگ ته چاه خرد شده و چاه حفر می شد. بعدها با پیشرفت علم و صنعت و کشف نفت به عنوان یک ماده سوختی ارزشمند نیاز به حفر چاه در اعماق زمین جهت دسترسی به مخازن نفتی احساس می شد. در این زمینه با مکانیزه کردن روش قبلی و به کار بردن ماشین بخار  و وسایل پیشرفته تر، روش حفاری کابلی یا ضربه ای (Cable Tool Drilling) ارائه شد. در این روش از یک مته حفاری که یک میله فولادی سنگین به طول 4 تا 8 فوت با لبه های نوک تیز(بسته به سختی سازند) می باشد، استفاده می شود که نیروی مکانیکی جهت بالا و پایین بردن مته حفاری توسط ماشین بخار تولید و نهایتا بوسیله یک کابل فولادی به مته منتقل می شود. در اثر برخورد مته با سنگ ته چاه، قسمتی از آن خرد شده و چاه حفر می شود، سپس مته بالا آورده شده و خرده های حفاری توسط وسیله ای به نام دولک(Bailer) به سطح زمین آورده می شود. لازم به ذکر است جهت تسهیل در امر بالا آوردن خرده ها، مقداری آب به ته چاه اضافه می کردند.  همانطور که در پست های قبلی ذکر شد در سال  1859 میلادی اولین چاه نفت در پنسیلوانیا در عمق 69/5 فوتی توسط سرهنگ دریک با سیستم حفاری ضربه ای حفر شد. نقاط قوت این روش عبارتند از: 1-سرعت حفاری بالا در چاه های کم عمق 2-پایین بودن هزینه عملیات حفاری و جابجایی و پرپایی دکل این روش اشکالاتی نیز داشت از جمله اینکه: 1- امکان حفر چاههای عمیق تر با آن وجود نداشت به طوری که عمیق ترین چاهی که با این روش به سختی حفر شد 2250 متر عمق داشت(1918 میلادی). سرعت حفاری چاههای عمیق با این روش بسیار کم و همراه با صرف هزینه های گزاف و وجود خطرات بسیار می باشد. 2- ریزش دیواره چاه در سازند های سست. 3- عدم امکان مقابله با فوران احتمالی چاه و وارد آمدن خسارت جانی و مالی بسیار. 4- مشکلات عملیاتی از جمله پارگی کابل و صرف زمان و هزینه های گزاف جهت عملیات مانده یابی(fishing) در نتیجه مهندسین حفار به فکر راهکاری برای حفر چاههای عمیق با بیشترین سرعت و صرف کمترین هزینه ممکن و مقابله با مشکلات ذکر شده بر آمدند که منجر به ابداع روش حفاری دورانی(Rotary Drilling) شد. در این روش از یک مته فولادی با دندانه های نوک تیز استفاده می شود که مته با چرخش خود اعمال وزن روی آن باعث خرد شدن سنگ ته چاه می شود.از طرفی از یک سیال حفاری که پیوسته در چاه جریان داشته باشد استفاده کرده که کار انتقال خرده ها را از ته چاه به سطح همزمان با عملیات خرد کردن سنگ انجام می دهد. به علاوه وزن ستون سیال درون چاه از فوران ناگهانی چاه جلو گیری می کند.البته سیال حفاری وظایف زیادی دارد که در توضیحاتی که در قسمت گل حفاری در پست های بعدی وبلاگ خواهم داد با آن آشنا می شویم. اولین چاهی که با روش دورانی با موفقیت حفر گردید در سال 1901 در تگزاس بود که در عمق 1020 فوتی به نفت رسید. عملیات اکتشاف نفت و گاز در ایران در سال 1280 خورشیدی در نواحی غرب کشور آغاز گردید و سپس در جنوب ایران ادامه یافت. در پی آن در سال 1287(1908 میلادی) اولین چاه نفت قابل بهره وری در مسجد سلیمان حفر گردید.این اولین چاه نفت خاور میانه بود که توسط شرکت انگلیسی دارسی به روش ضربه ای حفر شد که در لایه آسماری به نفت رسید و روزانه حدود 500 بشکه نفت تولید داشت. در پی آن میادین نفتی هفتگل، آغاجاری، گچساران، پازنان، و نفت سفید کشف گردید و به دنبال آن میادین نفتی لالی ، اهواز، بی بی حکیمه، مارون و کرنج نیز کشف و مورد بهره برداری قرار گرفتند. از سال 1288 تا 1357 بخش عمده عملیات اکتشاف، استخراج و صدور نفت در اختیار دول خارجی بود اما پس از آن شرکت ملی حفاری ایران در اول دیماه 1358 تاسیس گردید و فعالیت خود را با 6 دستگاه آغاز کرد. جایگاه مهندسی حفاری در صنعت نفت: صنعت نفت به طور کلی به سه بخش تقسیم می شود: -صنایع بالا دستی(Upstream):که صرفا با تولید نفت خام سر کار داشته و شامل اکتشاف نفت، حفاری، بهره برداری از منابع نفت و مطالعات مخازن نفت می باشد. -صنایع میان دستی(Middle-Stream):شامل حمل و نقل نفت خام می باشد که عمدتا به وسیله نفت کش انجام می شود. -صنایع پایین دستی(Downstream): شامل پالایش نفت خام و پخش مواد نفتی می باشد. مهندسی حفاری جزء صنایع بالا دستی محسوب شده که کار طراحی، حفر و تکمیل چاه نفت و گاز را بر عهده دارد. در ایران عملیات حفاری توسط شرکت ملی حفاری(NIDC) انجام می شود.   وظایف مهندسی حفاری: تامین اطلاعات مورد نیاز حفاری و نگهداری چاههای نفت و گاز و استخراج آنها با رعایت اصول ایمنی کامل، نیازمند مهندسی حفاری است که بایستی توانایی انجام و نظارت بر عملیات حفاری در مناطق خشکی و دریایی و سایر نقاط را داشته باشد. جهت افزایش بهره دهی اقتصادی ، حفر و ایجاد چاههای انحرافی و افقی که در فاصله قابل ملاحظه تا سایت و دکل حفاری به نفت می رسد ضروری است. به همین منظور طرح و نقشه عملیات حفاری توسط مهندسی حفاری و با همکاری و مشارکت مهندسین زمین شناسی و مخزن طرح ریزی می گردد. یک مهندس حفار، مسئولیت تنظیم و عقد قرارداد حفاری و خدمات تکمیلی چاه نفت، امور اداری و نظارت و پشتیبانی بر عملیات حفاری در حین حفر و تکمیل چاه را بر عهده دارد. بطور خلاصه وظایف مهندسی حفاری را می توان به صورت زیر تقسیم بندی نمود: 1)طراحی چاههای نفت و گاز 2)سازماندهی جهت حفاری و تکمیل چاه 3)نظارت بر عملیات حفاری و تکمیل چاه         سازند های ایران و ویژگی های آنها سازند هایی که در مناطق نفت خیز جنوب حفاری می شوند به ترتیب از بالا به پایین عبارتند از: 1)سازند بختیاری: این سازند متشکل از کنگلو مرای چرتی و سنگ های سلیسی و ماسه سنگ های دانه درشت سیلیسی است. این سازند در کوهستان های زاگرس قابل مشاهده است ولی در دشت خوزستان از بین رفته است. حفاری در این سازند معمولا با آب و مته های دندانه بلند صورت می گیرد. 2)سازند آغاجاری: این سازند حاوی مارنهای قرمز،ماسه سنگ های آهکی ، مارنهای خاکستری رنگ و گاهی لایه های نازک آهک می باشد که معمولا با آب و به وسیله مته های دندانه بلند  حفار ی می گردد. با وجود بزرگی قطر دهانه چاه در این سازند بیشترین متراژ حفاری نسبت به زمان به دست می آید. 3)سازند میشان:این سازند از مارنهای خاکستری و آهک های مارنی تشکیل شده است. معمولا سازند های بختیاری،آغاجاری، میشان و بخش هفتم سازند گچساران جزء سازند های کم فشار هستند. بطور کلی آب شیرین و گاهی محلول آب نمک به عنوان گل استفاده می شود و مقدار PHگل برای جلوگیری از خورندگی اکسیژن موجود در آب باید بین 10 تا 11 باشد. از آنجایی که این سازندها کم فشار هستند از گل با وزن حدود 75pcf استفاده می کنند. 4)سازند گچساران: این سازند شامل انیدرید (CaSO4)، نمک طعام، مارنهای خاکستری و قرمز، طبقات نازکی از آهک و شیل های بیتومین دار می باشد. مشکلات حفاری در این سازند فراوان و گاهی غیر قابل پیش بینی می باشد. این سازند از 7 بخش تشکیل شده است که بالاترین بخش آن بخش هفتم آن است و جزء منطقه کم فشار محسوب می شود. الف)بخش هفتم: این بخش شامل انیدرید، مارنهای خاکستری و آهک های رسی است. این بخش کم فشار بوده و مشخصات حفاری آن مانند سازند های آغاجاری و میشان است. ب)بخش ششم: این بخش شامل انیدرید، مارنهای قرمز و خاکستری و همچنین نمک است. سر این بخش مترادف است با آغاز منطقه منطقه پر فشار.به همین علت 1 تا 2متری قاعده بخش هفتم به عنوان نقطه جداره گذاری (casing point) انتخاب می شود. بدین ترتیب زونهای کم فشار بالایی از زونهای پر فشار پایینی مجزا می شوند. ج)بخش پنجم: این بخش شامل انیدرید و مارن های خاکستری و نمک می باشد. د) بخش چهارم:این بخش شامل نمک، مارنهای خاکستری وانیدرید می باشد. از مشخصات عمده این بخش فوران آب نمک و تنگ شدگی چاه می باشد. و)بخش سوم: این بخش شامل مارن های خاکستری، انیدرید و گاهی لایه های نازکی از نمک می باشد. این بخش به علت در بر داشتن لایه های مارن ضخیم موجب بروز مشکلات فراوانی در حین عملیات حفاری می باشد. ه)بخش دوم: این بخش کاملا شامل نمک می باشد ولی در آن انیدرید و مارن نیز یافت می شود. ی) بخش اول: این بخش شامل انیدرید، مارن و آهک به صورت متناوب می باشد. این بخش به عنوان پوش سنگ (Cap Rock) سازند آسماری شناخته می شود. این بخش به عنوان آخرین بخش از سازند گچساران محسوب می شود. بهترین نوع مته برای حفاری سازند گچساران از بخش ششم تا پوش سنگ مته الماسه (Diamond Bit) میباشد. مته های دندانه دار(Roller Cone Bit) به سختی قادر به حفاری این سازند هستند. البته مته های PDCنیز پیشرفت خوبی را در حفاری این سازند نشان داده اند. سازند گچساران به علت هایی چون سنگ شناسی و متشکل بودن از نمک، مارن، و همچنین دارا بودن زونهای پر فشار از آب می بایستی با گل سنگین جهت جلو گیری از فوران چاه و  اشباع از نمک برای جلوگیری از حل شدن نمک در گل و ایجاد غار در دیواره چاه ، حفاری شود. وزن گل در حفاری این سازند در حدود 140pcf میباشد. PH گل در  این سازند را بین 9تا 10 نگه می دارند. 5) سازند آسماری: این سازند که مخزن اصلی نفت محسوب می شود اکثرا شامل آهک(limestone)و دولومیت بوده و لی در میدان اهواز بخش ماسه سنگی نیز در آسماری توسعه یافته است.آسماری را معمولا با مته های دندانه کوتاه و دکمه ای و حتی مته های الماسه حفاری می کنند. گل حفاری مورد استفاده در این سازند وزنی حدود 75pcf دارد. 6) سازند پابده و گورپی: این دو سازند به ترتیب در زیر سازند آسماری قرار دارند و حاوی شیل های آهکی می باشند. مشکلات عمده حفاری در این سازند ها جذب آب توسط شیل ها، تنگ شدگی چاه و گیر کردن لوله های حفاری می باشد. 7) سازند های گروه بنگستان: گروه بنگستان در خوزستان شامل سازندهای ایلام و سروک می باشد که معمولا از آهک های رسی تشکیل شده اند و از نظر تخلخل ضعیف تر  از سازند آسماری می باشند. گل های به کار برده شده معمولا آب نمک و یا امولسیون گازوئیل  و آب بوده و  وزن آنها کمتر از 75pcfمی باشد. بکار گیری مته های الماسه در این سازندها با موفقیت همراه نبوده  است. 8) سازندهای کژدمی: این سازنداز شیل و شیل های آهکی تشکیل شده است. از دیدگاه حفاری این سازند گاهی حاوی فشارهای غیر عادی زیاد است و گاهی با ایجاد تند شدگی چاه همراه است. 9)سازندهای گروه خامی: این گروه شامل سازندهای داریان(آهکی)، گدوان(شیلی)، فهلیان(آهکی)، هیث(انیدرید) و سرمه (کربناته) می باشد. 10) سازند گرو:این سازند که تماما  از شیل و شیل های آهکی سیاه رنگ تشکیل شده است به علت تورق شیل ها معمولا دیواره چاه بسیار ناپایدار می باشد. 11)سازندهای گروه کازرون: این گروه شامل سازندهای نیریز و دشتک می باشد. سازند نیریز عمدتا از دولومیت و آهک تشکیل شده ولی سازند دشتک شامل انیدرید ، دولومیت و مقادیری شیل آهکی است. سازند دشتک مهمترین پوش سنگ مخازن عظیم گازی خاور میانه محسوب می شود. 12)سازند گروه دهرم: این گروه شامل سازندهای کنگان، دالان و فرقان می باشد.گروه دهرم به طور کلی دارای خواص مخزنی است و در پاره ای از میدان های حاوی گازی پر فشار است مثل مخزن پارس جنوبی که احتیاج به استفاده از گل هایی با وزن بیشتر از 100pcf می باشد. + نوشته شده در  سه شنبه 7 اردیبهشت1389ساعت 3:14 بعد از ظهر  توسط مهندس محمد جواد سید صبور  |  یک نظر توسعه زمین شناسی و زمین شیمی نفت     علی رغم اینکه وجود نفت به سالهای دراز برمیگردد ما تکنولوژی برای بدست آوردن ذخایر عظیم سوخت فسیلی را دارا می باشیم که مورد تقاضای اقتصاد در حال توسعه جهان می باشد.نیاز جهان به نفت در سال 1995 حدود 70 میلیون بشکه در روز بود که این رقم در سال 2000  به بیش از 80 میلیون بشکه رسید.    اکتشاف و تولید این مقدار عظیم نفتی نیازمند کار شبانه روزی مهندسین حفاری و استخراج، زمین شناسان، ژئو فزیست ها و ژئو کمیست های فراوانی  می باشد.    مدرک و سند مشخصی نیست که نشان دهد، ابتدا از قوانین ژئو فزیکال برای جستجوی نفت استفاده شده یا قوانین ژئو کمیکال. در تاریخ باستان کشف فوران های طبیعی نفت و گاز ثبت شده است و همچنین حفر چاههای دستی در اطراف تراوش های سطحی رایج بوده است.نفت همچنین در حفاری های اولیه آب های شور بدست می آمده است( 1600 سال قبل از میلاد). کنفسیوس چاهی به عمق چندصد متری حفر کرده بوده است و چینی ها با وسایلی اولیه حفاری در سال 1132 به  عمق 1000 متری رسیدند.    در اواخر قرن 18 میدان نفتی ینانگیانگ (Yenangyang) در برمه بیش از 500 چاه حفر شد که سالیانه حدود 40,000تن نفت خام تولید می کرد.جریان های سطحی و تراوش های چشمگیر نفت و گاز در باکو باعث شد تا خیلی زود صنعت نفت در آذربایجان توسعه پیدا کند بطوریکه در سال 1870 تولید سالانه باکو به حدود 28000 تن رسید.    سرهنگ ادوین دریک(Edvin L.Drake) با شروع حفاری در محلی بنام تیتوسویل در ایالت پنسیلوانیادر سال 1859 به صنعت نفت امریکا اعتبار بخشید. در سال 1871 700,000تن نفت خام( حدود 91% نفت تولیدی جهان) از پنسیلوانیا و چاه اکتشافی و حفر شده توسط دریک عرضه می شد. تولید سالانه باکو مدام بیشتر می شد تا آنجا که در سال 1890 به چهار میلیون تن رسید که تقریبا برابر با نفت تولیدی در نیویورک و پنسیلوانیا در همان سال بود.    اکتشافات اولیه ای که صورت می پذیرفت، توسط افراد آماتوری انجام می شد که یا بدون دانش ژئولوژیکال بودند یا مقدار اندکی از آن می دانستندتا سرانجام از بهترین و اولین تئوری اصول زمین شناسی یعنی ًتئوری طاقدیسً استفاده کردند.به سادگی میتوان فهمید که نفت سبک تر از آب است ، بهمین دلیل آن را باید در چین خوردگی های بالایی زیر زمین جستجو کرد. بنابر این طاقدیس ها موقعیت مطلوب تری نسبت به ناودیس ها بر خوردار هستند.    این اصول پایه ای اکتشاف نفت که در بالا ذکر شد هنوز هم اولین معیار برای اکتشاف در مناطق وایلد کت (wild cat)  می باشد. ولی در بیشتر مناطق جهان از زمان های طولانی نقشه برداری سطحی زمین شناسی به کار برده می شد یا اینکه مکمل نقشه بردای زیر سطحی سه بعدی ساختمانی بود.    هنگامی که مناطق نفت خیز در ایالات متحده و کانادا در سال 1900 کشف شد زمین شناسان به زودی در یافتند که نفت در مناطق مختلفی با ویژگی های ژئولوژیکی مختلف می تواند یافت شود که این مطلب در تئوری طاقدیس بیان نشده بود. تجمع نا منظم طبیعی نفت ،کار زمین شناسان را برای متقاعد کردن مهندسین حفار برای اهمیت استفاده از اصول زمین شناسی در جهت مکان یابی محل های حفر چاه دو چندان سخت میکرد. اما چندی نگذشت که مهندسین حفار دریافتند که بهترین راه برای حفاری یک (dry hole) استخدام یک زمین شناس است.در این دوران طبیعت به شدت غیر قابل پیش بینی نفت توسط یک قاضی ایالت پنسیلوانیا در یک قضاوت بیان شده است که می گوید: «نفت یک ماده معدنی نا پایدار است.» منظور او این بوده است که نفت می تواند از محل خود در مخزن مهاجرت کند در نتیجه قانونا گفتن محدوده ژئو گرافی آن، مشکل است.    اکتشاف نفت در طاقدیس های زیرین ساختار زمین در کنساس اوکلاهما و کالیفرنیا در زمان جنگ جهانی اول موجب تجدید فعالیت معدن کاوی کردن زمین شناسان راسخ در کنترل تصمیم گیری های اکتشافی در آن مناطق شد.کار برد موفقیت آمیز نقشه برداری زیر سطحی با استفاده از بازتاب لرزه نگاری در سال 1920 کمک شایانی به قوی تر شدن اعتقاد به تئوری طاقدیسی کرد.بهمین ترتیب در سال 1930 میدان بزرگ تگزاس شرقی کشف شد.بررسی های چینه شناسی درباره بدام افتادن نفت و گاز در مخزن به حفاران و زمین شناسان فهماند که کشف نفت نیاز مند به تمامی قانون ها و قواعد در دسترس علوم زمین است.    مدت زیادی نمیگذرد که زمین شناسان می توانند به راحتی ساختار چین خوردگی ها و طاقدیس ها ی قله مانند را پیدا کنند. آنها دانش های زیادی من جمله: رسوب شناسی، چینه شناسی، دیرین شناسی، زمین شیمی ، کانی شناسی ، سنگ شناسی ، ژئو مورفولوژی و زمین شناسی تاریخی را باید فرا بگیرند. زمانی بود که کاوش گران قدیم فقط با بینی خود بدنبال بوی نفت می گشتند اما امروزه با استفاده از تمامی علوم در دسترس میدان های موثری با بیان جزئیات دقیق  کشف می شوند.    همانطور که نفت مقدارش بیشتر می شود پیدا کردن و کشف کردنش سخت تر می شود، پس واضح است که زمین شناسان نیاز به فهمیدن ویژگی های زمین شیمیایی هیدرو کربور ها دارند.چگونگی ترکیب پترولیوم، چگونگی قرارگیری آن در مخزن، چگونگی مهاجرت در زیر زمین، تغییرات آن در برابر عمق ، دما و فشار و اینکه چگونه دانسته های ما می تواند ما را در پیدا کردن ذخایر تجاری کمک کند از چیزهایی است که نیازمند دانستن آن هستیم.    در بیش از 120 سال پیش منشا هیدرو کربور را مواد آلی ته نشین شده و رسوب کرده در حوضه رودخانه ها می دانستند.پرفسور کارل بیسکوف استاد دانشگاه بن در آلمان نظریه ای داد مبنی بر اینکه منشا هیدرو کربن از تجزیه آهسته مواد آلی است.استری هانت(T.Sterry Hunt) که از آن به عنوان سلطان زمین شناسی نفت نام می بردند استادانی تئوری را شرح داد مبنی بر اینکه :« احتمالا منشا هیدرو کربور از نوعی موجودات دریایی می باشد» بعدها پدر علم زمین شیمی روسیه یعنی ورنادسکی (Vernadski) که الهام بخش توسعه عظیم منابع عظیم نفتی روسیه بود تاکید بر منشا آلی نفت داشت و میگفت:« ویژگی های عمومی پیدایش نفت واضح هستند که از لحاظ پیدایش و اصل به مواد آلی باز میگردند. بدون شک ارگانیسم ها منشا نفت هستند و نفت ها نمی توانند دارای مقدار قابل توجیهی از هیدروکربن های آغازین باشند.»(Verdanski-1934,pp152-153) حال بیشتر این اطلاعات نشان می دهد که در اصل تمامی هیدرو کربور ها (اعم از نفت و گاز) نشات گرفته از مواد آلی ته نشین شده در سنگ های رسوبی می باشند.    مفهوم شیل بیتومینی یا قیر دار یا نفتی که منشا ذخایر نفتی پنسیلوانیا می باشد در سال 1960 توسط زمین شناسی بنام جان نیو بری بکار رفت.(John Newberry). پیش تر نیو بری در اوهایو و کنتاکی نظریه هایی مبنی بر اینکه نفت را باید در جایی جستجو کرد که ماسه سنگ ها با شیل های سیاه تماس پیدا می کنند، ارائه داد.اما سرگذشت گرمایی سنگ مخزن عامل شناخته شده ای نبود تا اینکه دیوید وایت  نظریه نسبی کربن را در تز خود در آکادمی واشنگتن ارائه داد. او نشان داد که در شرق ایالات متحده  تصادفا ارتباطی میان میدان های گازی و نفتی و درصد خلوص زغال سنگی که در همانجا یافت می شود برقرار است. بدین گونه که میدان های نفتی در مناطقی که زغال سنگ با در صد بلوغ کم (زغال سنگ با کم تراز 60% کربن غیر فرار) وجود دارد یافت می شوند در حالیکه میدان های گازی در مناطقی با زغال سنگ با درصد بلوغ بالا(60% تا 70%) وجود دارندو هیچ میدان گازی و نفتی پیدا نمی شود که زغال سنگ با کربن خلوص بالی 70% (آنتراسیت) در آنجا وجود داشته باشد.    چندی نگذشت که از نمودار زمان- دما برای تعیین خلوص سنگ های مخزن متصل که در چندین دستگاه اندیکاتور قرار گرفته بودند استفاده شد. یکی از این بازتابها که توسط اندیکاتور نمایان شد باز تاب ویترینایت بود. جزء اصلی زغال سنگ که همچنین از بیش از 80% سنگ های رسوبی منتشر می شود. نمونه های دیگر رنگ ماکرو فسیل ها( هاگ ها، گرده ها) هستند که با افزایش دما رنگ آنها از زرد به قهوه ای متمایل ب سیاه تغییر می یابد. نسبت ساختاری و همچنین فضای معین بین هیدروژن و کربن نیز در مولکول های فسیلی ( ایزو مر فضایی(stereoisomer)) با افزایش دما تغییر می کند. این نشانگر های نوع بلوغ برای شرح نوع سنگ مخزن باتوجه به توانایی ایجاد و بیرون راندن نفت از داخل مخزن، اعم از اینکه بالغ، نا بالغ ، یا فرا بالغ (imature,mature, post mature) هستند به کار می رود.    با وجود اینکه قسمت عمده ای از نفت جهان در مخازن طاقدیسی یافت میشوند، اکثریت ساختمان های طاقدیسی که در 100 سال اخیر حفر شده اند هیدروکربن تجدید پذیر ندارند بعلاوه در هیچ مکانی حوزه نفتی تجدید پذیر یافت نشده است ولو به اینکه سنگ مخزن خوب و بدون درزی داشته باشند.   به راستی چرا اینگونه است؟آیا بدلیل فقدان مواد آلی است که نیاز به گرما برای تکثیر نفت داریم؟ یا بدلیل فقدان راه مناسب برای مهاجرت به سمت مخزن است؟   برای جواب دادن به این سوالات باید توجه کنیم که اکتشاف خطر هدر رفتن سرمایه های اکتشافی و یا کشف مخازنی بدون موفقیت اقتصادی را دارا می باشد. کاهش این ریسک نه تنها به پیدا کردن تله های نفتی بلکه به تعیین اندازه ارتفاعی که نفت از سنگ مخزن بالغ به تله نفتی در حالیکه نه فرار کند و نه از بین برود مهاجرت می کند نیز بستگی دارد. در سال 1984 دیمیسون(Dimaison) این مشکل را حل کرد با بیان مختصر اینکه اکتشاف موفق به  واکنش همزمان سه عامل مستقل بستگی دارد: 1) وجود تله(Trap)(ساختمان، مخزن، غیر قابل نفوذ بودن) 2)انباشته شدن بار هیدروکربن( منشا، بالغ شدن، مهاجرت به تله، گذشت زمان) 3)محافظت و نگهداری پترولیوم داخل تله(سرگذشت دمایی، تشعشعات نورانی آب)    امکان موفقیت در کشف پترولیوم حاصل احتمال اینکه هر سه این عوامل اتفاق بیفتند است البته در بعضی مواقع برای افراد مبتدی یک گودال نیزبه نفت می رسد که برایشان مهم نیست چه عواملی مساعد بوده است. منبع: کتابpetroleum & Geology &Geochemistry- John M.Hunt ترجمه توسط  محمد سید صبور + نوشته شده در  یکشنبه 25 بهمن1388ساعت 2:38 قبل از ظهر  توسط مهندس محمد جواد سید صبور  |  نظرات و پیشنهادات و سوالات خود را حتما مطرح کنید دیاژنز دیاژنز شامل مجموعه ای از تغییرات فیزیکی و شیمیایی است که رسوبات را بحالت پایدار میرساند. تکامل دیاژنتیکی را می شود به چند مرحله اصلی تقسیم کرد که از نظر طول زمانی بسیار متفاوت است و در جریان آن پدیده های مختلفی ظاهر میگردد که گاهی در مراحل دیگر متوقف می شود: الف) دیاژنز بیو شیمی: که در آن با فعالیت های میکروبی تشدید شده و پدیده ها با تکامل زودرس کربنات ها و سلیس ها و حتی تبخیری ها همراه است. بیشترین بخش مواد آلی بخصوص منشا حیوانی در این مرحله از بین می رود ، در حالی که صدف های آرگونیتی پوسته های ظریف کلسیتی و بخش عمده ای از سلیس بیوژنیکی در محیط حل می شود و در عین حال گاز های مهم co2,S,H2.NH3, و... متصاعد می گردد. ب)سیمانی شدن: سبب پرشدن فضاهایی خالی سنگ در اثر مهاجرت یونی موادی که گاهی از مناطق دور می آیند منجر می شود که این عناصر بعدا به صورت اپال، کوارتز، کلسیت دولومی، اکسید های آهن و رس و... رسوب می کنند که در مرحله سوم دیاژنز تحقق می یابد. ج) کنکرسیونی شدن: این پدیده در اثر تغلیظ و تمرکز مواد و عناصر شیمیایی که در حول یک هسته اولیه یا هستک جابجا می شوند، در جریان مراحل قبلی حاصل می گردد و این امر بخصوص در مرحله سوم با ظهور  کنکرسیون های سولفات ها، کربنات ها و فسفات های مختلف همراه است. د) از دست دادن گسترده آب: با مرحله چهارم دیاژنز شروع شده و با پدیده های متنوع دیگر نظیر تبلور مجدد، بخصوص در نزدیک نقاط مجاورتی بین دانه ها همراه است که در آنجا پدیده های انحلالی ترجیحا در اثر فشار ظاهر می شوند مانند تشکیل تخلخل های ثانوی و ساختمان هایی در مخروط. در این مرحله سنگ حالت همگن تری بخود می گیرد چون کانی های تازه ای تشکیل شده است که یون های آنها منشا محلی دارند. ه)پدیده تحکیم: از ابتدای مدفون شدن رسوب منجر به جهت یافتگی ذرات(کانی های متورق)، پیدایش اشکال متنوع در اثر فشار و بار جامد محلول ها در اعماق بیشتر منجر به پهن شدگی بیشتر رسوب ها و اثر پذیری دانه ها و پیدایش شکستگی های پیچیده ا ی می گردد. و) پدیده متا سوماتوز یا اپی ژنز: به جانشینی برخی از کانی های ثابت تر به جای کانی های کم ثبات بدون تغییر شکل این کانی ها که تحت اثر فشار های قوی و گاهی حرارت صورت می گیرد، پدیده متا سوماتوز یا اپی ژنز اطلاق می شود. پس از مرحله چهارم دیاژنز تحت تاثیر حرارت و فشار که به صورت تدریجی انجام می گیرد به مناطق مختلق دگرگونی می رسیم. در جریان دیاژنز ترکیبات مختلف آلی از منشا حیوانی و گیاهی (Bio polymer) در اثر کانی سازی به صورت ژئو پلیمر ها تبدیل شده و بنام کروژن نامیده می شوند که منشا نفت و گاز است. + نوشته شده در  پنجشنبه 17 دی1388ساعت 2:17 بعد از ظهر  توسط مهندس محمد جواد سید صبور  |  نظرات و پیشنهادات و سوالات خود را حتما مطرح کنید سنگ مخزن سنگ مخزن از جنس ماسه سنگ، آهکی و دولومیت می باشند.مخازن نفتی برای آنکه بتوانند مقدار کافی نفت را در خود ذخیره کنند باید شرایط زیر را داشته باشند: 1)سطح فوقانی مخزن غیر قابل نفوذ باشد که در غیر این صورت نفت به سطح زمین رسیده و از بین می رود. این سطح غیر قابل نفوذ پوش سنگ می باشد که بیشتر از جنس سنگ های تخریبی و شیل می باشد. 2) به اندازه کافی متخلخل باشد تا بتواند مقدار کافی نفت در خود ذخیره کند. 3) داشتن خلل و فرج به تنهایی کافی نبوده بلکه این منافذ باید به هم مرتبط بوده به طوری که نفت بتواند به آسانی از نقطه ای به نقطه ای دیگر حرکت کند. 4) کلوژر(Closure) مخزن به اندازه کافی بزرگ باشد. اختلاف بین بالاترین نقطه تاقدیس و پایین ترین منحنی بسته را کلوژر می گویند که هرچه این میزان بزرگتر باشد نفت بیشتری ذخیره می شود. دو خصوصیت مهم و اساسی سنگ مخزن، تخلخل و تراوایی می باشد. تخلخل طبق تعریف عبارتست از نسبت میزان فضای خالی سنگ به کل حجم سنگ. تراوایی عبارتست از توانایی یک سنگ در عبور دادن سیال از درون خود. تله های نفتگیر(Oil Traps): نفتگیر را می توان ظرفی در زیرزمین در نظر گرفت که نفت و سیالات در آن محبوس شده و پوش سنگ مانع از حرکت آن به سمت بالاتر شده است.نفتگیر ها به سه دسته تقسیم بندی می شوند: الف)نفتگیرهای ساختمانی(Structural Traps): که برای بوجود آمدن آنها حرکات داخلی زمین مثل چین خوردگی(Folding) و گسل خوردگی (Faulting) موثر می باشند. اکثر نفت هایی که تا به حال کشف شده اند در نفتگیر های ساختمانی طاقدیسی وجود داشته اند که در اثر چین خوردگی بوجود آمده اند. ب) نتفتگیر چینه ای( Stratigraphic Traps): این نوع نفتگیرها در نتیجه تغییرات جنس و خاصیت سنگها به وجود می آیند. مثلا وقتی یک طبقه متخلخل و تراوا به یک طبقه غیر متخلخل و متراکم منتهی می شود. ج) نفتگیرهای مختلط(Combined Traps): در این نوع نفتگیرها عوامل تکتونیکی و تغییرات چینه ای تواما باعث بوجود آمدن نفتگیر می شود. گسترش های نفتی در زیر زمین را زمین شناسان به سه گروه تقسیم می کنند: 1-مخزن (Reservoir): اگر سنگی تخلخل کافی برای انباشته شدن شدن نفت را داشته باشد و خلل و فرج آن به هم متصل باشند به طوری که پس از حفر چاه در آن سیالات درون سنگ بتوانند به راحتی به چاه راه پیدا کنند ، این سنگ را می توان یک سنگ مخزن نامید. مانند مخزن آسماری ، ایلام ، سروک، کنگان و دالان. 2- میدان(Field): مجموعه چند مخزن را که در وضعیت مشترک زمین شناسی (چه از لحاظ  ساختمانی چه چینه شناسی) قرار گیرند را میدان می گویند. مانند میدان اهواز،آغاجاری، گچساران ، بی بی حکیمه ، پازنان ، هفتگل و رگ سفید. 3- حوضه(Basin): حوضه عبارتست از یک محدوده جغرافیایی که در آن میدان ها و مخازن متعددی در یک مجموعه زمین شناسی مربوط به شرایط محیطی، رسوبی معین و مستقل به وجود آمده اند. مانند حوضه زاگرس در غرب جنوب ایران.   + نوشته شده در  چهارشنبه 9 دی1388ساعت 0:42 قبل از ظهر  توسط مهندس محمد جواد سید صبور  |  نظرات و پیشنهادات و سوالات خود را حتما مطرح کنید فوران چاه نفت در دکل حفاری " /> + نوشته شده در  سه شنبه 8 دی1388ساعت 1:32 قبل از ظهر  توسط مهندس محمد جواد سید صبور  |  نظرات و پیشنهادات و سوالات خود را حتما مطرح کنید پیدایش نفت در مورد پیدایش نفت دو نظریه معدنی و آلی وجود دارد که نظریه آلی پذیرفته تر از معدنی است. طبق نظریه معدنی نفت از متراکم شدن گازهای حاصل از مواد آتشفشانی بوجود آمده است ولی بر اساس نظریه آلی نفت از بقایای موجودات زنده در اعماق دریا در اثر دما و فشار زیاد در طول زمان بوجود آمده است.دلایلی که این نظریه مطرح می کند عبارتست از: -تقریبا تمامی نفت ها در سنگ های رسوبی یافت شده اند -ماده ای به نام پورفیرین که فقط در مواد آلی پیدا می شود در نفت نیز پیدا می شود. طبق نظریه آلی با مدفون شدن مواد آلی در داخل رسوبات و بوجود آمدن ضخامت کافی از رسوبات روی آنها ، مولکول های مواد آلی در اثر عوامل بیوژنیک و فیزیکی و شیمیایی به مولکول های هیدروکربوری تبدیل می شوند. این تحولات در سنگ مادر یا مولد یا منشا (source Rock) انجام میگیرند. شرایط لازم برای تشکیل نفت در این سنگها  که غنی از مواد آلی هستند ، دما و زمان کافی می باشد. سنگ های مادر بیشتر از جنس شیل های سیاه رنگ می باشند. نفت بوجود آمده از سنگ های مادر دانه ریز و متراکم شده ، تحت فشار زیاد به سمت رسوبات متخلخل حرکت می کند که به این جابجایی، مهاجرت اولیه (Primary Migration) می گویند. این نفت در رسوبات متخلخل حرکت کرده تا به یک لایه غیر تراوا  (Impermeable Layer) می رسد که به آن پوش سنگ (Cap Rock) می گویند. سنگ متخلخل و تراوای زیر پوش سنگ ، سنگ مخزن نامیده می شود که ابتدا پر از آب بوده و بارسیدن نفت به آنجا بر اثر دو نیروی موئینگی (Capillary) و شناوری(Buoyancy)، جابجایی نفت و آب در محیط متخلخل صورت می گیرد. به این جابجایی مهاجرت ثانویه ( migration secondary) می گویند. + نوشته شده در  سه شنبه 8 دی1388ساعت 1:13 قبل از ظهر  توسط مهندس محمد جواد سید صبور  |  نظرات و پیشنهادات و سوالات خود را حتما مطرح کنید انواع سنگ ها سنگ ها بطور کلی به سه دسته آذرین، دگرگونی و رسوبی تقسیم می شوند: سنگ های آذرین Igneous rocks: این سنگ ها که حدودا 20% از کل سنگ ها را در بر می گیرند  محصول سرد شده مواد مذاب بیرون آمده از درون زمین می باشد. بعضی از انواع این سنگها عبارتند از: گرانیت (Granite)، گابرو(Gabbro)، و بازالت(basalt) سنگ های دگرگونی(Metamorphik rocks): این سنگ ها که حدودا  14% از کل سنگ هارا در بر میگیرند از تغییرات مکانیکی ، شیمیایی ، مکانیکی  و گرمایی سنگ های آذرین بوجود می آیند. سنگ های آذرین و دگرگونی به عنوان سنگ مادر محسوب نمی شوند ولی در بعضی موارد که دارای شکافهایی می باشند، می توانند به عنوان سنگ مخزن نفت عمل کنند. سنگ های رسوبی (Sedimentary rocks): تمام سنگ های رسوبی که 66% کل  سنگ هارا تشکیل می دهند ، برای مطالعه مهندسی نفت مهم می باشند. مهم ترین سنگهای رسوبی عبارتند از: ماسه سنگ(sand stone):دانه های کوارتز و خرده سنگ های بوجود آمده از تخریب مکانیکی و شیمیایی سنگ های آذرین ، دگرگونی  در رسوبی ممکن است به نواحی دیگر منتقل شده و پس از رسوب گذادی تشکیل ماسه سنگ دهند. کربناته(Carbonatr): این سنگ ها در محیط های دریایی کم عمق تشکیل می شوند که در دو نوع سنگ آهک (limestone) و دولومیت(dolomit) میباشند. سنگ های تبخیری( Evaporate Rocks): این سنگ ها در اصل نمک هایی هستند که در حوضه های دریایی جدا از آبهای آزاد تشکیل می شوند به این صورت که پس از تبخیر آب و در پی آن رسوب نمک از محلول غلیظ بوجود می آیند. انیدریت CaSO4، نمک طعام Na Cl و سیلویتKCl جزء سنگ های تبخیری می باشند. شیل(Shale): سنگ های دانه ریزی هستند که از سیلت و رس تشکیل شده اند. هدف از بیان این قسمت این بود که بدانیم در چه نوع سنگ ها با چه درجاتی از تخلخل امکان تشکیل نفت وجود دارد و اینکه  یکی از ارکان حفاری دانستن قسمت ها و لایه های زیرین محل حفر می باشد.   وسعه زمین شناسی و زمین شیمی نفت     علی رغم اینکه وجود نفت به سالهای دراز برمیگردد ما تکنولوژی برای بدست آوردن ذخایر عظیم سوخت فسیلی را دارا می باشیم که مورد تقاضای اقتصاد در حال توسعه جهان می باشد.نیاز جهان به نفت در سال 1995 حدود 70 میلیون بشکه در روز بود که این رقم در سال 2000  به بیش از 80 میلیون بشکه رسید.    اکتشاف و تولید این مقدار عظیم نفتی نیازمند کار شبانه روزی مهندسین حفاری و استخراج، زمین شناسان، ژئو فزیست ها و ژئو کمیست های فراوانی  می باشد.    مدرک و سند مشخصی نیست که نشان دهد، ابتدا از قوانین ژئو فزیکال برای جستجوی نفت استفاده شده یا قوانین ژئو کمیکال. در تاریخ باستان کشف فوران های طبیعی نفت و گاز ثبت شده است و همچنین حفر چاههای دستی در اطراف تراوش های سطحی رایج بوده است.نفت همچنین در حفاری های اولیه آب های شور بدست می آمده است( 1600 سال قبل از میلاد). کنفسیوس چاهی به عمق چندصد متری حفر کرده بوده است و چینی ها با وسایلی اولیه حفاری در سال 1132 به  عمق 1000 متری رسیدند.    در اواخر قرن 18 میدان نفتی ینانگیانگ (Yenangyang) در برمه بیش از 500 چاه حفر شد که سالیانه حدود 40,000تن نفت خام تولید می کرد.جریان های سطحی و تراوش های چشمگیر نفت و گاز در باکو باعث شد تا خیلی زود صنعت نفت در آذربایجان توسعه پیدا کند بطوریکه در سال 1870 تولید سالانه باکو به حدود 28000 تن رسید.    سرهنگ ادوین دریک(Edvin L.Drake) با شروع حفاری در محلی بنام تیتوسویل در ایالت پنسیلوانیادر سال 1859 به صنعت نفت امریکا اعتبار بخشید. در سال 1871 700,000تن نفت خام( حدود 91% نفت تولیدی جهان) از پنسیلوانیا و چاه اکتشافی و حفر شده توسط دریک عرضه می شد. تولید سالانه باکو مدام بیشتر می شد تا آنجا که در سال 1890 به چهار میلیون تن رسید که تقریبا برابر با نفت تولیدی در نیویورک و پنسیلوانیا در همان سال بود.    اکتشافات اولیه ای که صورت می پذیرفت، توسط افراد آماتوری انجام می شد که یا بدون دانش ژئولوژیکال بودند یا مقدار اندکی از آن می دانستندتا سرانجام از بهترین و اولین تئوری اصول زمین شناسی یعنی ًتئوری طاقدیسً استفاده کردند.به سادگی میتوان فهمید که نفت سبک تر از آب است ، بهمین دلیل آن را باید در چین خوردگی های بالایی زیر زمین جستجو کرد. بنابر این طاقدیس ها موقعیت مطلوب تری نسبت به ناودیس ها بر خوردار هستند.    این اصول پایه ای اکتشاف نفت که در بالا ذکر شد هنوز هم اولین معیار برای اکتشاف در مناطق وایلد کت (wild cat)  می باشد. ولی در بیشتر مناطق جهان از زمان های طولانی نقشه برداری سطحی زمین شناسی به کار برده می شد یا اینکه مکمل نقشه بردای زیر سطحی سه بعدی ساختمانی بود.    هنگامی که مناطق نفت خیز در ایالات متحده و کانادا در سال 1900 کشف شد زمین شناسان به زودی در یافتند که نفت در مناطق مختلفی با ویژگی های ژئولوژیکی مختلف می تواند یافت شود که این مطلب در تئوری طاقدیس بیان نشده بود. تجمع نا منظم طبیعی نفت ،کار زمین شناسان را برای متقاعد کردن مهندسین حفار برای اهمیت استفاده از اصول زمین شناسی در جهت مکان یابی محل های حفر چاه دو چندان سخت میکرد. اما چندی نگذشت که مهندسین حفار دریافتند که بهترین راه برای حفاری یک (dry hole) استخدام یک زمین شناس است.در این دوران طبیعت به شدت غیر قابل پیش بینی نفت توسط یک قاضی ایالت پنسیلوانیا در یک قضاوت بیان شده است که می گوید: «نفت یک ماده معدنی نا پایدار است.» منظور او این بوده است که نفت می تواند از محل خود در مخزن مهاجرت کند در نتیجه قانونا گفتن محدوده ژئو گرافی آن، مشکل است.    اکتشاف نفت در طاقدیس های زیرین ساختار زمین در کنساس اوکلاهما و کالیفرنیا در زمان جنگ جهانی اول موجب تجدید فعالیت معدن کاوی کردن زمین شناسان راسخ در کنترل تصمیم گیری های اکتشافی در آن مناطق شد.کار برد موفقیت آمیز نقشه برداری زیر سطحی با استفاده از بازتاب لرزه نگاری در سال 1920 کمک شایانی به قوی تر شدن اعتقاد به تئوری طاقدیسی کرد.بهمین ترتیب در سال 1930 میدان بزرگ تگزاس شرقی کشف شد.بررسی های چینه شناسی درباره بدام افتادن نفت و گاز در مخزن به حفاران و زمین شناسان فهماند که کشف نفت نیاز مند به تمامی قانون ها و قواعد در دسترس علوم زمین است.    مدت زیادی نمیگذرد که زمین شناسان می توانند به راحتی ساختار چین خوردگی ها و طاقدیس ها ی قله مانند را پیدا کنند. آنها دانش های زیادی من جمله: رسوب شناسی، چینه شناسی، دیرین شناسی، زمین شیمی ، کانی شناسی ، سنگ شناسی ، ژئو مورفولوژی و زمین شناسی تاریخی را باید فرا بگیرند. زمانی بود که کاوش گران قدیم فقط با بینی خود بدنبال بوی نفت می گشتند اما امروزه با استفاده از تمامی علوم در دسترس میدان های موثری با بیان جزئیات دقیق  کشف می شوند.    همانطور که نفت مقدارش بیشتر می شود پیدا کردن و کشف کردنش سخت تر می شود، پس واضح است که زمین شناسان نیاز به فهمیدن ویژگی های زمین شیمیایی هیدرو کربور ها دارند.چگونگی ترکیب پترولیوم، چگونگی قرارگیری آن در مخزن، چگونگی مهاجرت در زیر زمین، تغییرات آن در برابر عمق ، دما و فشار و اینکه چگونه دانسته های ما می تواند ما را در پیدا کردن ذخایر تجاری کمک کند از چیزهایی است که نیازمند دانستن آن هستیم.    در بیش از 120 سال پیش منشا هیدرو کربور را مواد آلی ته نشین شده و رسوب کرده در حوضه رودخانه ها می دانستند.پرفسور کارل بیسکوف استاد دانشگاه بن در آلمان نظریه ای داد مبنی بر اینکه منشا هیدرو کربن از تجزیه آهسته مواد آلی است.استری هانت(T.Sterry Hunt) که از آن به عنوان سلطان زمین شناسی نفت نام می بردند استادانی تئوری را شرح داد مبنی بر اینکه :« احتمالا منشا هیدرو کربور از نوعی موجودات دریایی می باشد» بعدها پدر علم زمین شیمی روسیه یعنی ورنادسکی (Vernadski) که الهام بخش توسعه عظیم منابع عظیم نفتی روسیه بود تاکید بر منشا آلی نفت داشت و میگفت:« ویژگی های عمومی پیدایش نفت واضح هستند که از لحاظ پیدایش و اصل به مواد آلی باز میگردند. بدون شک ارگانیسم ها منشا نفت هستند و نفت ها نمی توانند دارای مقدار قابل توجیهی از هیدروکربن های آغازین باشند.»(Verdanski-1934,pp152-153) حال بیشتر این اطلاعات نشان می دهد که در اصل تمامی هیدرو کربور ها (اعم از نفت و گاز) نشات گرفته از مواد آلی ته نشین شده در سنگ های رسوبی می باشند.    مفهوم شیل بیتومینی یا قیر دار یا نفتی که منشا ذخایر نفتی پنسیلوانیا می باشد در سال 1960 توسط زمین شناسی بنام جان نیو بری بکار رفت.(John Newberry). پیش تر نیو بری در اوهایو و کنتاکی نظریه هایی مبنی بر اینکه نفت را باید در جایی جستجو کرد که ماسه سنگ ها با شیل های سیاه تماس پیدا می کنند، ارائه داد.اما سرگذشت گرمایی سنگ مخزن عامل شناخته شده ای نبود تا اینکه دیوید وایت  نظریه نسبی کربن را در تز خود در آکادمی واشنگتن ارائه داد. او نشان داد که در شرق ایالات متحده  تصادفا ارتباطی میان میدان های گازی و نفتی و درصد خلوص زغال سنگی که در همانجا یافت می شود برقرار است. بدین گونه که میدان های نفتی در مناطقی که زغال سنگ با در صد بلوغ کم (زغال سنگ با کم تراز 60% کربن غیر فرار) وجود دارد یافت می شوند در حالیکه میدان های گازی در مناطقی با زغال سنگ با درصد بلوغ بالا(60% تا 70%) وجود دارندو هیچ میدان گازی و نفتی پیدا نمی شود که زغال سنگ با کربن خلوص بالی 70% (آنتراسیت) در آنجا وجود داشته باشد.    چندی نگذشت که از نمودار زمان- دما برای تعیین خلوص سنگ های مخزن متصل که در چندین دستگاه اندیکاتور قرار گرفته بودند استفاده شد. یکی از این بازتابها که توسط اندیکاتور نمایان شد باز تاب ویترینایت بود. جزء اصلی زغال سنگ که همچنین از بیش از 80% سنگ های رسوبی منتشر می شود. نمونه های دیگر رنگ ماکرو فسیل ها( هاگ ها، گرده ها) هستند که با افزایش دما رنگ آنها از زرد به قهوه ای متمایل ب سیاه تغییر می یابد. نسبت ساختاری و همچنین فضای معین بین هیدروژن و کربن نیز در مولکول های فسیلی ( ایزو مر فضایی(stereoisomer)) با افزایش دما تغییر می کند. این نشانگر های نوع بلوغ برای شرح نوع سنگ مخزن باتوجه به توانایی ایجاد و بیرون راندن نفت از داخل مخزن، اعم از اینکه بالغ، نا بالغ ، یا فرا بالغ (imature,mature, post mature) هستند به کار می رود.    با وجود اینکه قسمت عمده ای از نفت جهان در مخازن طاقدیسی یافت میشوند، اکثریت ساختمان های طاقدیسی که در 100 سال اخیر حفر شده اند هیدروکربن تجدید پذیر ندارند بعلاوه در هیچ مکانی حوزه نفتی تجدید پذیر یافت نشده است ولو به اینکه سنگ مخزن خوب و بدون درزی داشته باشند.   به راستی چرا اینگونه است؟آیا بدلیل فقدان مواد آلی است که نیاز به گرما برای تکثیر نفت داریم؟ یا بدلیل فقدان راه مناسب برای مهاجرت به سمت مخزن است؟   برای جواب دادن به این سوالات باید توجه کنیم که اکتشاف خطر هدر رفتن سرمایه های اکتشافی و یا کشف مخازنی بدون موفقیت اقتصادی را دارا می باشد. کاهش این ریسک نه تنها به پیدا کردن تله های نفتی بلکه به تعیین اندازه ارتفاعی که نفت از سنگ مخزن بالغ به تله نفتی در حالیکه نه فرار کند و نه از بین برود مهاجرت می کند نیز بستگی دارد. در سال 1984 دیمیسون(Dimaison) این مشکل را حل کرد با بیان مختصر اینکه اکتشاف موفق به  واکنش همزمان سه عامل مستقل بستگی دارد: 1) وجود تله(Trap)(ساختمان، مخزن، غیر قابل نفوذ بودن) 2)انباشته شدن بار هیدروکربن( منشا، بالغ شدن، مهاجرت به تله، گذشت زمان) 3)محافظت و نگهداری پترولیوم داخل تله(سرگذشت دمایی، تشعشعات نورانی آب)    امکان موفقیت در کشف پترولیوم حاصل احتمال اینکه هر سه این عوامل اتفاق بیفتند است البته در بعضی مواقع برای افراد مبتدی یک گودال نیزبه نفت می رسد که برایشان مهم نیست چه عواملی مساعد بوده است. منبع: کتابpetroleum & Geology &Geochemistry- John M.Hunt ترجمه توسط  محمد سید صبور + نوشته شده در  یکشنبه 25 بهمن1388ساعت 2:38 قبل از ظهر  توسط مهندس محمد جواد سید صبور  |  نظرات و پیشنهادات و سوالات خود را حتما مطرح کنید دیاژنز دیاژنز شامل مجموعه ای از تغییرات فیزیکی و شیمیایی است که رسوبات را بحالت پایدار میرساند. تکامل دیاژنتیکی را می شود به چند مرحله اصلی تقسیم کرد که از نظر طول زمانی بسیار متفاوت است و در جریان آن پدیده های مختلفی ظاهر میگردد که گاهی در مراحل دیگر متوقف می شود: الف) دیاژنز بیو شیمی: که در آن با فعالیت های میکروبی تشدید شده و پدیده ها با تکامل زودرس کربنات ها و سلیس ها و حتی تبخیری ها همراه است. بیشترین بخش مواد آلی بخصوص منشا حیوانی در این مرحله از بین می رود ، در حالی که صدف های آرگونیتی پوسته های ظریف کلسیتی و بخش عمده ای از سلیس بیوژنیکی در محیط حل می شود و در عین حال گاز های مهم co2,S,H2.NH3, و... متصاعد می گردد. ب)سیمانی شدن: سبب پرشدن فضاهایی خالی سنگ در اثر مهاجرت یونی موادی که گاهی از مناطق دور می آیند منجر می شود که این عناصر بعدا به صورت اپال، کوارتز، کلسیت دولومی، اکسید های آهن و رس و... رسوب می کنند که در مرحله سوم دیاژنز تحقق می یابد. ج) کنکرسیونی شدن: این پدیده در اثر تغلیظ و تمرکز مواد و عناصر شیمیایی که در حول یک هسته اولیه یا هستک جابجا می شوند، در جریان مراحل قبلی حاصل می گردد و این امر بخصوص در مرحله سوم با ظهور  کنکرسیون های سولفات ها، کربنات ها و فسفات های مختلف همراه است. د) از دست دادن گسترده آب: با مرحله چهارم دیاژنز شروع شده و با پدیده های متنوع دیگر نظیر تبلور مجدد، بخصوص در نزدیک نقاط مجاورتی بین دانه ها همراه است که در آنجا پدیده های انحلالی ترجیحا در اثر فشار ظاهر می شوند مانند تشکیل تخلخل های ثانوی و ساختمان هایی در مخروط. در این مرحله سنگ حالت همگن تری بخود می گیرد چون کانی های تازه ای تشکیل شده است که یون های آنها منشا محلی دارند. ه)پدیده تحکیم: از ابتدای مدفون شدن رسوب منجر به جهت یافتگی ذرات(کانی های متورق)، پیدایش اشکال متنوع در اثر فشار و بار جامد محلول ها در اعماق بیشتر منجر به پهن شدگی بیشتر رسوب ها و اثر پذیری دانه ها و پیدایش شکستگی های پیچیده ا ی می گردد. و) پدیده متا سوماتوز یا اپی ژنز: به جانشینی برخی از کانی های ثابت تر به جای کانی های کم ثبات بدون تغییر شکل این کانی ها که تحت اثر فشار های قوی و گاهی حرارت صورت می گیرد، پدیده متا سوماتوز یا اپی ژنز اطلاق می شود. پس از مرحله چهارم دیاژنز تحت تاثیر حرارت و فشار که به صورت تدریجی انجام می گیرد به مناطق مختلق دگرگونی می رسیم. در جریان دیاژنز ترکیبات مختلف آلی از منشا حیوانی و گیاهی (Bio polymer) در اثر کانی سازی به صورت ژئو پلیمر ها تبدیل شده و بنام کروژن نامیده می شوند که منشا نفت و گاز است. + نوشته شده در  پنجشنبه 17 دی1388ساعت 2:17 بعد از ظهر  توسط مهندس محمد جواد سید صبور  |  نظرات و پیشنهادات و سوالات خود را حتما مطرح کنید پیدایش نفت در مورد پیدایش نفت دو نظریه معدنی و آلی وجود دارد که نظریه آلی پذیرفته تر از معدنی است. طبق نظریه معدنی نفت از متراکم شدن گازهای حاصل از مواد آتشفشانی بوجود آمده است ولی بر اساس نظریه آلی نفت از بقایای موجودات زنده در اعماق دریا در اثر دما و فشار زیاد در طول زمان بوجود آمده است.دلایلی که این نظریه مطرح می کند عبارتست از: -تقریبا تمامی نفت ها در سنگ های رسوبی یافت شده اند -ماده ای به نام پورفیرین که فقط در مواد آلی پیدا می شود در نفت نیز پیدا می شود. طبق نظریه آلی با مدفون شدن مواد آلی در داخل رسوبات و بوجود آمدن ضخامت کافی از رسوبات روی آنها ، مولکول های مواد آلی در اثر عوامل بیوژنیک و فیزیکی و شیمیایی به مولکول های هیدروکربوری تبدیل می شوند. این تحولات در سنگ مادر یا مولد یا منشا (source Rock) انجام میگیرند. شرایط لازم برای تشکیل نفت در این سنگها  که غنی از مواد آلی هستند ، دما و زمان کافی می باشد. سنگ های مادر بیشتر از جنس شیل های سیاه رنگ می باشند. نفت بوجود آمده از سنگ های مادر دانه ریز و متراکم شده ، تحت فشار زیاد به سمت رسوبات متخلخل حرکت می کند که به این جابجایی، مهاجرت اولیه (Primary Migration) می گویند. این نفت در رسوبات متخلخل حرکت کرده تا به یک لایه غیر تراوا  (Impermeable Layer) می رسد که به آن پوش سنگ (Cap Rock) می گویند. سنگ متخلخل و تراوای زیر پوش سنگ ، سنگ مخزن نامیده می شود که ابتدا پر از آب بوده و بارسیدن نفت به آنجا بر اثر دو نیروی موئینگی (Capillary) و شناوری(Buoyancy)، جابجایی نفت و آب در محیط متخلخل صورت می گیرد. به این جابجایی مهاجرت ثانویه ( migration secondary) می گویند. + نوشته شده در  سه شنبه 8 دی1388ساعت 1:13 قبل از ظهر  توسط مهندس محمد جواد سید صبور  |  نظرات و پیشنهادات و سوالات خود را حتما مطرح کنید انواع سنگ ها سنگ ها بطور کلی به سه دسته آذرین، دگرگونی و رسوبی تقسیم می شوند: سنگ های آذرین Igneous rocks: این سنگ ها که حدودا 20% از کل سنگ ها را در بر می گیرند  محصول سرد شده مواد مذاب بیرون آمده از درون زمین می باشد. بعضی از انواع این سنگها عبارتند از: گرانیت (Granite)، گابرو(Gabbro)، و بازالت(basalt) سنگ های دگرگونی(Metamorphik rocks): این سنگ ها که حدودا  14% از کل سنگ هارا در بر میگیرند از تغییرات مکانیکی ، شیمیایی ، مکانیکی  و گرمایی سنگ های آذرین بوجود می آیند. سنگ های آذرین و دگرگونی به عنوان سنگ مادر محسوب نمی شوند ولی در بعضی موارد که دارای شکافهایی می باشند، می توانند به عنوان سنگ مخزن نفت عمل کنند. سنگ های رسوبی (Sedimentary rocks): تمام سنگ های رسوبی که 66% کل  سنگ هارا تشکیل می دهند ، برای مطالعه مهندسی نفت مهم می باشند. مهم ترین سنگهای رسوبی عبارتند از: ماسه سنگ(sand stone):دانه های کوارتز و خرده سنگ های بوجود آمده از تخریب مکانیکی و شیمیایی سنگ های آذرین ، دگرگونی  در رسوبی ممکن است به نواحی دیگر منتقل شده و پس از رسوب گذادی تشکیل ماسه سنگ دهند. کربناته(Carbonatr): این سنگ ها در محیط های دریایی کم عمق تشکیل می شوند که در دو نوع سنگ آهک (limestone) و دولومیت(dolomit) میباشند. سنگ های تبخیری( Evaporate Rocks): این سنگ ها در اصل نمک هایی هستند که در حوضه های دریایی جدا از آبهای آزاد تشکیل می شوند به این صورت که پس از تبخیر آب و در پی آن رسوب نمک از محلول غلیظ بوجود می آیند. انیدریت CaSO4، نمک طعام Na Cl و سیلویتKCl جزء سنگ های تبخیری می باشند. شیل(Shale): سنگ های دانه ریزی هستند که از سیلت و رس تشکیل شده اند. هدف از بیان این قسمت این بود که بدانیم در چه نوع سنگ ها با چه درجاتی از تخلخل امکان تشکیل نفت وجود دارد و اینکه  یکی از ارکان حفاری دانستن قسمت ها و لایه های زیرین محل حفر می باشد.     سوختهای فسیلی شامل نفت و گاز در عمق سه تا چهار کیلومتری اعماق زمین و در خلل و فرج لایه های آن و با فشار چند صد اتمسفر بصورت ذخیره میباشند. گازهای طبیعی زیرزمینی یا به تنهایی و یا به همراه نفت تشکیل کانسار (معدن) می‌دهند. که در هر دو صورت از نظر اقتصادی بسیار گرانبها می‌باشد. درصورت همراه بودن با نفت گازها در داخل نفت حل می‌شوند، و عمدتا نیز بهمین صورت یافت میگردد و در این رابطه مولفه های فیزیکی مواد – حرارت و فشار مخزن تاثیرات مستقیم دارند و نهایتا درصورت رسیدن به درجه اشباع تجزیه شده و بلحاظ وزن مخصوص کمتر در قسمت‌های فوقانی کانسار و بر روی نفت یا آب به شکل گنبدهای گازی (GAS DOME) قرار میگیرند.گاهآ درمخازن گازهای محلول در آب نیز مشاهده شده است گاز متان در حرارت و فشار موجود درکانسارها متراکم نمیگردد بنابراین همیشه بصورت گاز باقی مانده ولی در مخازنی که تحت فشار بالا هستند بشکل محلول در نفت در میاید . سایر اجزای گاز طبیعی در مخازن نسبت به شرایط موجود در کانسار در فاز مایع یا فاز بخار یافت میشوند. گازهای محلول در نفت بمثابه انرژی و پتانسیل تولیدمخزن بوده و حتی المقدور سعی میگردد به روشهایی از خروج آنها جلوگیری گردد ولی در هر حال بسیاری از گاز محلول در نفت در زمان استخراج همراه با نفت خارج میگردد .در سالهای پیش از انقلاب در صد بالایی از آن از طریق مشعل سوزانده میشدو بهدر میرفت ولی در سالهای بعد تا بحال بتدریج و با اجرای طرهایی منجمله طرح آماک از آنها به عنوان تولیدات فرعی استحصالی از میادین نفت کشور بمنظور تزریق به مخازن نفتی - تولید مواد خام شیمیایی و سوختی با ارزش استفاده می‌کنند. استخراج گاز در ایران گاز طبیعی خام را از دو نوع چاه استخراج مینمایند . 1 – چاههای مسقل گازی - از قبیل میادین گاز پارس جنوبی – نار و کنگان – خانگیران - تابناک- حوزهای شانون، هما، وراوی و میدان گازى پازنان و غیره . 2 – چاههای نفت - از قبیل میادین اهواز – آغاجاری – مارون - گچساران – بی بی حکیمه - - رامشیر و غیره . ترکیبات گاز طبیعی خام 1 - گاز طبیعی خام که از چاههای مستقل گازی استخراج میگردد و هنوز فرایندهای سرچاهی و پالایشی را طی نکرده است عمدتا از هیدروکربور متان بعلاوه گاز اتان و همراه با هیدروکربورهای دیگر( سنگین و مایع) مانند پروپان – بوتان - و هیدروکربورهای سنگین تر یا چکیده نفتی (CONDENSATE) بعلاوه بنزین طبیعی ( NATURAL GASOLINE) و همچنین مقداری از ناخالصی های غیر هیدروکربوری شامل بخار آب (H2O), کربن دی اکسید(CO2) , کربن منواکسید (CO), نیتروژن (N), هیدروژن سولفید (H2S), هلیوم (HE) که درصد هر کدام بستگی به نوع مخازن دارد تشکیل شده است . این چاهها اصولا قادر به تولید در اندازه های تجاری بوده و محصول آنها با نام گاز غیر همراه ( NON -ASSOCIATED GAS) نیز شناخته میگردند گازهای استخراجی از چاههای مستقل گازی یا نفت همراه ندارند و یا مقدارنفت همراه آن بسیار ناچیز میباشد. گاز طبیعی خام استخراجی از چاههای مستقل گازی با خود مقداری شن - ماسه و آب شور بهمراه دارد که قبل از ارسال به تاسیسات پالایشی در مجموعه تاسیسات سر چاهی و توسط ساینده ها از گاز جدا میگردند. دستگاههای گرمکن موجود در نقاط مشخصی درطول خط لوله تا مرکز جمع آوری نیز مانع از انجماد بخار آّب موجود در گاز میگردند زیرا در صورت نبود این تجهیزات ترکیبات جامد و نیمه جامد هیدرات های گاز طبیعی احتمالی(کریستالهای یخ) در روند کار سیستم گردآوری ایجاد مشکلات عدیده مینمایند. 2 - گاز طبیعی خام از چاههای نفت نیز بدو صورت استخراج میگردد. الف - در صورتی که گاز، محلول در نفت خام باشد گاز محلول (SOLUTION GAS ) نام دارد. ب - در تماس مستقیم ولی جدا از نفت باشد گاز همراه (ASSOCIATED GAS) نامیده می شود . مشخصات و مزیتهای گاز طبیعی گاز طبیعی(متان – CH4) حاصل از عملیات فرآورش نهایی دارا ی مشخصات بدون رنگ – بدون بو و سبکتر از هوا میباشد. ارزش حرارتی یک گاز، مقدار حرارتی است که در اثر سوختـن یک مترمکعب آن گاز ایـجاد می شود که بدین ترتیب ارزش حرارتی هر متر مکعب متان تقریبا معادل ارزش حرارتی یک لیتر نفت سفید میباشد و به عبارت دیگر چنانچه یک فوت مکعب از آن سوزانده شود معادل با 252 کیلو کالری انرژی حرارتی آزاد مینماید که از این لحاظ در مقایسه با دیگر سوختها بسیار قابل توجه میباشد . هیدروکربنها با فرمول عمومی CnH2n+2 اجزاء اصلی گاز طبیعی بوده و منابع عمده انرژی میباشند . افزایش اتمهای کربن مولکول هیدروکربن را سنگینتر و ارزش حرارتی آن افزونتر میسازد. ارزش حرارتی هیدروکربنهای متان و اتان از 8400 تا 10200 کیلو کالری بازای هر مترمکعب آنها می باشد . ارزش حرارتی هیدروکربن پروپان برابر با 22200 کیلو کالری بازای هر مترمکعب آن می باشد . ارزش حرارتی هیدروکربن بوتان برابر با 28500 کیلو کالری بازای هر مترمکعب آن می‌ باشد . گاز طبیعی شامل 85 درصد گاز متان و 12 درصد گاز اتان و 3 درصد گاز پروپان، بوتان، ازت و غیـره می باشد گاز طبیعی حاصل از میادین گازی سرخس حاوی متان بادرجه خلوص 98 درصد میباشد. ارجحیت دیگر گاز گاز طبیعی(متان – CH4) به سایر سوخت ها آن است که گاز طبیعی تمیز ترین سوخت فسیلی است زیرا نه تنها با سوختن آن گاز سمی و خطرناک منواکسید کربن تولید نمیگردد بلکه جالب است بدانیم که ماحصل سوخت این گاز غالبا آب بهمراه حداقل میزان دی‌اکسیدکربن در مقایسه با تمام سوختهای فسیلی میباشد . در یک تحقیق از میزان آلایندگی گاز طبیعی و دیگر سوخت های فسیلی یافته ها به شرح ذیل بودند . میزان انتشار co2 در گاز طبیعی 6/53 درصد، پروپان 67 درصد، بنزین 7/72 درصد، نفت گاز 76/2 درصد، نفت کوره 3/79 درصد و زغال سنگ 1/82 درصد به ازای یک واحد گرما(Kg co2/Gj) است لذا با توجه به موارد فوق می توان از آن به عنوان سوخت برتر - ایمن و سالم در محیطهای خانگی- تجاری و اداری که دارای فضاهای بسته و محدود میباشند استفاده نمود. دمای احتراق خود به خود گاز طبیعی 649 درجه سانتی گراد است. دمای جوش متان 49/ 161 درجه سانتی گراد زیر صفر است .فرایند تبدیل گاز طبیعی به گاز مایع LN G در همین درجه حرارت صورت میگیرد. یکی از عوامل مهم و مؤثر در کامل سوزی گاز طبیعی و آبی سوزی شعله تامین هوای کافی است. میزان هوای لازم جهت هر مترمکعب گاز طبیعی هنگام سوختن حدودأ 10 مترمکعب میباشد. آبی تر بودن شعله بمعنی دریافت بهتر و بیشتر هوا می باشد. فرآورش گازطبیعی مجموعه عملیات پیچیده ای است شامل فرایندهایی بقرار و ترتیب ذیل که در جریان آن بتوان گاز طبیعی را که شامل عمدتا متان بعنوان اصلیترین ماده و با درصد خلوص 80 تا 97 میباشد را بعنوان محصول نهائی پالایش نمود, صمن آنکه در این فرایندها علاوه بر استحصال گوگرد ترکیبات ارزشمند مایعات گازطبیعی (NATURAL GAS LIQUIds –NGL)شامل گاز مایع LPG)) و (CONDENSATE) که تمامآ در ردیف اقلام صادراتی نیزبشمار میایند جداسازی میگردند. تفکیک گاز و نفت گاز همراه با نفت گازی که همراه نفت است الزاما باید از آن جدا شود تا نفت خالص و پایدار بدست آید. در صورتی که نفت و گاز استخراجی از چاه مستقیما به مخازن ذخیره نفت هدایت گردند.بعلت سبک و فرار بودن گاز مقداری از آن از منافذ فوقانی مخزن ذخیره خارج شده و در ضمن مقداری از اجزای سبک و گرانبهای نفت را هم با خود خارج می‌کند. از این رو نفت را پس از خروج از چاه و پیش از آنکه به مخزن روانه گردد به درون دستگاه تفکیک نفت و گاز هدایت می‌کنیم. عملیات تفکیک گاز همراه از نفت خام اصولا با ابزار موجود در سر چاه و طی فرایندهای سرچاهی ، انجام می شود .این عمل توسط دستگاهی بنام جداکننده سنتی که هیدرو کربورهای سنگین و مایع را از هیدروکربورهای سبکتر و گازی تفکیک مینماید صورت میگیرد. سپس این دو هیدروکربن برای فرآورش بیشتر به مسیرهای مجزایی هدایت شده تا عملیات تصفیه ای لازم برروی آنها صورت گیرد. این دستگاه به شکل یک استوانه قائم دربسته بوده که در آن با استفاده از نیروی گرانش ذرات گاز از هم باز و به اصطلاح منبسط می‌گردد، و در این ضمن از سرعت آن نیز کاسته می‌شود. وقتی فشار و سرعت گاز به مقدار زیادی کاهش یافت بخش انبوهی از گاز ، از نفت جدا می‌گردد. آنگاه گاز حاصل را توسط لوله بمخزن دیگری هدایت می‌کنند گازی که از دستگاه جدا کننده خارج می‌گردد، غالبا از نوع گاز تر بوده و حاوی مقدار زیادی بنزین سبک(طبیعی) نیز میباشد. بنزین سبک (طبیعی) به لحاظ آنکه دارا ی ارزش فراوانی میباشد الزاما باید در مراحل بعدی از گاز طبیعی جدا گردد . گاز محلول در نفت خام در مواردی که گاز در نفت خام محلول است مقداری از آن به جهت ماهیت گاز و تحت تاثیر کاهش فشار موجود در سر چاه از نفت جدا میگردد و سپس این دو گروه از هیدروکربنها برای فرآورش بیشتر هر یک به مجاری مخصوص بخود فرستاده می شوند. 1– تفکیک مایعات گازی این فرایند اولین مرحله از مجموعه عملیات پالایش گاز طبیعی خام میباشد . در به عمل آوری مایعات گازطبیعی فرایندی سه مرحله ای وجود دارد. زیرا ابتدا مایعات (NGL) توسط جاذب NGL از گازطبیعی استخراج و سپس ماده جاذب طی فرایند دوم قابلیت استفاده مجدد (مکرر) را در فرایند ابتدایی کسب مینماید و نهایتا در فرایند سوم عناصر تشکیل دهنده و گرانبهای این مایعات نیز باید از خودشان جدا سازی شده و به اجزای پایه ای تبدیل گردند . که این فرایند در یک نیروگاه فرآورش نسبتا متمرکز بنام کارخانه گاز مایع بر روی مایعات حاصل انجام می شود. بخش اعظم مایعات گازی درمحدوده بنزین و نفت سفید می باشد . ضمن آنکه میتوان فرآورده های دیگری مانند حلال و سوخت جت و دیزل نیز از آن تولید نمود. مواد متشکله در مایعات گازطبیعی (NGL) عبارتند از . 1- 1 اتان - ماده ای است ارزشمند و خوراک مناسب جهت مجتمع های پتروشیمی و تبدیل آن به ماده ایی با ارزش بیشتر به نام اتیلن و پلی اتیلن . گازطبیعی میدان پارس جنوبی حدودآ حاوی شش درصد اتان میباشد که با جداسازی آن و ساخت اتیلن و پلی اتیلن مزیت های اقتصادی فراوانی برای کشورمان ایجاد می شود. کاربردفناوری تفکیک اتان از مایعات گازی در ایران بسیار جدید است و هم اکنون در فازهای 4و5 پارس جنوبی بکارگرفته میشود 1- 2 گاز مایع (LPG) – گاز مایع عمدتآ شامل پروپان و بوتان بوده که آن را میتوان با پالایش نفت خام نیز بدست آورد. ضمنآ در فرایند شکست ملکولی (کراکینگ) نفت خام و یا فرایند افزایش اکتان بنزین (ریفرم کاتالیستی) نیز این ماده ارزشمند به صورت محصول جانبی حاصل می شود . درصد پروپان و بوتان موجود در گاز مایع (LPG) که مصارف سوختی در خودرو (کمتر) و در منازل (بیشتر) دارد متغیر بوده بطوری که در فصل گرم پروپان کمتر و در فصل سرد پروپان بیشتر خواهد بود در فصل سرد افزایش در صد پروپان به علت سبکتر بودن باعث تبخیر بهتر سوخت میگردد . معمولا درصد پروپان در گاز مایع بین 10 الی 50 درصد متغیر است . 1- 3 کاندنسیت ( condensate) شامل ترکیبات سنگینتر از بوتان ( (C4H10 – مولکولهایی دارای اتمهای کربن بیشتر و حالت مایع درشرایط اتمسفر را شامل میگردند. این ترکیبات را میتوان بمنظور صادرات پس از تثبیت فشار بخار و تنظیم نقطه ی شبنم طبق مشخصات اعلام شده متقاضی (خریدار) به مخازن انتقال یافته و بمحض تکمیل ظرفیت مخزن صادر شوند. ولی این گروه از هیدرکربورها بلحاظ ارزشمندی بیشتری که نسبت به دیگر محصولات جدا شده دارند مقرون به صرفه است که طی فرایند دیگری در پالایشگاه کاندنسیت به سوختهایی تبدیل گردد که تا کنون در پالایشگاههای نفت از پالایش نفت خام حاصل میگردید ولی اینبار همراه با مزیتهایی که خواهد آمد . با توجه به اینکه پالایشگاه 500 میلیون دلاری کاندنسیت (مایعات گازی) در امارات متحده عربی بخشی ازخوراک مورد نیاز خود را از ایران تامین مینماید و حجم فراوان مایعات گازی که با بهره برداری از فازهای پارس جنوبی و دیگر پالایشگاههای گاز کشور حاصل میگردد، احداث پالایشگاه های کاندنسیت با امکاناتی شامل یک برج تقطیرو چند فرآیند تصفیه و ریفرمینگ کاتالیستی بنا به مزیتهای موجود در ذیل بسیار حائز اهمیت میباشد . 1 - تولید بنزین بیش از دو برابر بنزین تولیدی در پالایشگاههای نفت. 2 - بدون تولید اندکی از نفت کوره و طبعا رفع مشکلات ناشی از تولید این فراورده ضمن آنکه باقیمانده های تقطیر مایعات گازی نیز به محصولات میان تقطیر و سبک تبدیل میگردد . 3 – در ازای تخصیص نیمی از تجهیزان موجود در پالایشگاه های نفت خام به پالایشگاه کاندنسیت میتوان محصولات با ارزش بیشتری تولید نمود . 4 - هزینه تولید هر واحد محصول دراین نوع پالایشگاه، بسیار پایین تراز پالایشگاه نفت خام است. 5 - میزان سرمایه گذاری در مقایسه بااحداث پالایشگاه نفت خام حدوداً به نصف میرسد. 6 - درصورتی که مجموعه مایعات گازی تولیدی کشور به تولید بنزین و فراورده های دیگر اضافه شود، تا سال 1390 نیازی به واردات بنزین نخواهد بود درحال حاضر کلیه مایعات گازی تولیدی در دو بخش صنایع پتروشیمی و پالایشگاه ها جهت خوراک مورد استفاده قرارگرفته و بخش سوم آن نیز صادر میگردد . مایعات گازی حاصل از پالایش گازهای ترش نیز ترش بوده و حاوی درصد فراوانی از هیدروژن سولفید و مرکپتان میباشد . بنابراین بعد از تقطیر و تهیه فراورده ها نیاز به فرایندهای پالایشی جهت زدودن و یاکاستن از میزان گوگرد و مرکپتان موجود دارند هم اکنون پالایشگاه قدیمی مایعات گازی در بندرعباس روزانه 260 هزار بشکه نفت خام و 20 هزار بشکه مایعات گازى را فرآورش میکند . احداث پالایشگاه جدید مایعات گازی در بندرعباس به شرکت سرمایه گذاری نفت سپرده شده و مطالعات آن در حال انجام است. پالایشگاه جدید مایعات گازی در بندرعباس و با ظرفیت 360 هزار بشکه احداث میگردد . و تا کنون طراحی بنیادی و اخذ دانش فنی آن طبق برنامه توسط شرکت ملی مهندسی و ساختمان نفت به پایان رسیده است . قدیمیترین پروژه از این دست پروژه واحدهای تقطیر مایعات گازی پالایشگاه گاز شهید هاشمی نژاد(خانگیران) است که پیشینه 20 ساله دارد . درآن زمان پیشنهاد داده شد که مایعات تولیدی از میادین شمال شرقی( خانگیران )در واحدهای تقطیر به فرآورده های نفتی همچون حلال های ویژه نفتی ، نفتا ، نفت سفید و گازوئیل مرغوب تبدیل شود. پروژه واحدهای تقطیر مایعات گازی خانگیران مورد تایید برنامه ریزی تلفیقی شرکت ملی نفت ایران نیز قرارگرفت . شرکت ایتالیایی I.M.S در سال 1380طی یک مناقصه مسئولیت ساخت واحدهای تقطیر را بدست گرفت . این شرکت در همان سال (1380 ) مشغول ساخت دستگاه های مربوطه شد که بنا به پیش بینی مجری وقت طرح های پالایش گاز شرکت ملی گاز ایران حداکثرتا یک سال بعدبه اتمام می رسد . که خوشبختانه جدیدآ خبر ها حکایت از راه اندازی این تاسیسات دارد . 2- حذف دی اکسیدکربن و سولفور بعد از جداسازی مایعات گازی از گاز طبیعی خام دومین قسمت از فرآورش گاز نیز صورت میگیرد که شامل جداسازی دی اکسید کربن و سولفید هیدروژن است. گازطبیعی بسته به موقعیت چاه مربوط مقادیر متفاوتی از این دو ماده را شامل میگردد. فرایند تفکیک سولفید هیدروژن و دی اکسید کربن از گازترش، شیرین کردن گاز نامیده می شود. سولفید هیدروژن و دی اکسید کربن را میتوان سوزاند و از گوگرد نیز صرفنظر نمود ولی این عمل باعث آلودگی شدید محیط زیست میگردد . با توجه به اینکه سولفور موجود در گاز عمدتآدر ترکیب سولفید هیدروژن ((H2S قرار داردحا ل چنانچه میزان سولفید هیدروژن موجود از مقدار 7/5 میلیگرم در هر متر مکعب گازطبیعی بیشتر باشد به آن گاز ترش اطلاق میگردد. وچنانچه از این مقدار کمتر باشد نیاز به تصفیه نمیباشد. سولفور موجود درگازطبیعی به علت دارا بودن بوی زننده و تنفس های مرگ آور و عامل فرسایندگی خطوط لوله انتقال، گاز را غیر مطلوب و انتقال آن را پر هزینه میسازد. تکنیکهای مورد استفاده در فرایند شیرین سازی گاز ترش موسوم به «فرایند آمین» که متداولترین نوع در عملیات شیرین سازی میباشد تشابه فراوانی با فرایندقبل( جاذب NGL) و فرایند بعدی خود یعنی نم زدایی توسط گلایکول دارند . مواد مورد استفاده دراین فرایند انواع محلول های آمین میباشد. دراین نوع فرایندها اغلب از دو محلول آمین باسامی مونو اتا نو ل آمین (MEA) و دی اتا نو ل آمین (DEA ) استفاده میگردد. گاز ترش از میان برجی که با محلول آمین پر شده است جریان داده میشود .تشابه خواص ملکولی محلول آمین با سولفور موجود در سولفید هیدروژن باعث میگردد تا بخش عمده ای از مواد سولفوره جذب محلول گردد و سپس این محلول با شرکت در فرایند ثانوی ضمن جداسازی از سولفید هیدروژن جذب شده مجددا قابل بهره برداری در فرایند ابتدایی میگردد . روش دیگری در رابطه با شیرین سازی گاز ترش با استفاده از جاذب های جامد برای جداسازی دی اکسیدکربن و سولفید هیدروژن نیز وجود دارد. دی اکسیدکربن حاصل از فرایند از طریق مشعل وارد محیط شده و طبعآ آلودگی هایی از خود بجا میگذارد که اجتناب ناپذیر میباشد . ولی سولفید هیدروژن حاصل از فرایندقبل پس از انتقال به واحد گوگرد سازی با شرکت در فرایندی کاتالیستی و با واکنشهای گرمایی بنام فرایند کلاوس سولفور موجودرا بصورت مایع آزاد مینماید. مایع حاصل بعد ازانتقال به واحددیگری و بعد از عملیات دانه بندی و انبار میشود این فرایند تا 97 درصد سولفور موجود در گاز طبیعی را باز یافت مینماید. این ماده که سولفور پایه نامیده میشود بشکل پودر زرد رنگ بوده و آن را میتوان داخل محوطه پالایشگاه یا خارج از آن مشاهده نمو د. البته نظر به نیازبازار جهانی ، سولفور موجود بعد از استخراج و تصفیه و آماده سازی کامل جزو اقلام صادراتی محسوب و جداگانه به بازار عرضه می گردد . مرکاپتان ها گروه دیگری از ترکیبات گوگرد دار میباشند که بایداز ترکیب گاز قابل مصرف توسط فرایندی از نوع غربال مولکولی جداسازی گردد .ازآنجاییکه سیستم لوله کشی های مشترکین فاقد هشدار دهنده های نشت گاز میباشد ضرورتآ و به همین منظور مقدار اندکی از آن که منجر به ضایعات در خطوط لوله نگردد را درترکیب گاز بجا میگذارند تا بکمک این مواد بودار (بوی تخم مرغ گندیده ) مصرف کننده از وجود نشتی در لوله های گاز آگاه گردد. در همین رابطه در ایستگاههای CGS نیز بطور جداگانه مقداری مرکاپتان به جریان گاز تزریق میگردد . گاز میادین پارس جنوبی – نار و کنگان – سرخس و گاز همراه میدان آغاجاری از نوع ترش بوده و لذا حاوی مقدار معتنابهی گوگرد میباشد. گاز میادین تابناک - شانون، هما، وراوی و گاز همراه میادین مارون و اهواز از نوع شیرین بوده و طبعا بعلت فقدان گوگرد و حذف فرایندهای مربوطه نسبت به گار میادین دیگر با ارزشتر میباشد. 3- نم زدایی یا رطوبت زدایی 3– 1 - رطوبت زدایی با محلول گلایکول علاوه بر تفکیک نفت با گاز مقداری آب آزاد همراه با گازطبیعی وجود دارد که بیشتر آن توسط روش های جداسازی ساده در سر چاه یا در نزدیکی آن از گاز جدا می شود. در حالیکه بخار آب موجود در محلول گاز میبایست طی فرایندی بسیار پیچیده تحت عنوان عملیات نم زدایی و یا رطوبت زدایی از گازطبیعی تفکیک گردند . در این فرایند بخار آب متراکم و موجود در سطح توسط ماده نم زدا جذب و جمع آوری میگردد. نوع متداول نم زدایی جذب (absorption) با عنوان نم زدایی گلایکول که ماده اصلی این فرایند میباشد شناخته می شود. در این فرایند، از مایع نم زدای خشک کننده حاوی گلایکول برای جذب بخار آب از جریان گاز استفاده می شود. دراین نوع فرایند اغلب از دو محلول گلایکول باسامی دی اتیل گلایکول (DEG) یا تری اتیل گلایکول (TEG) استفاده میگردد. خواص ملکولی ماده گلایکول شباهت بسیاری با آب دارد لذا چنانچه در تماس با جریانی از گازطبیعی قرار گیرد، رطوبت آب موجود در جریان گاز را جذب و جمع آوری مینماید. ملکولهای سنگین شده گلایکول در انتهای تماس دهنده جهت خروج از نم زدا جمع و خارج میشو ند سپس گازطبیعی خشک نیزاز جانب دیگر به بیرون از نم زدا انتقال می یاید. محلول گلایکول را از میان دیگ بخار به منظور تبخیر نمودن آب محلول در آن و آزاد کردن گلایکول جهت استفاده مجدد آن در فرایندهای بعدی نم زدایی عبور میدهند. این عمل با بهره گیری از پدیده فیزیکی یعنی وجود اختلاف در نقطه جوش آب تا 212درجه فارنهایت (100 درجه سانتیگراد ) و گلایکول تا 400 درجه فارنهایت صورت میگیرد. 3– 2 رطوبت زدایی با ماده خشک کننده جامد رطوبت زدایی با ماده خشک کننده جامد که معمولا مؤثرتر از نم زداهای گلایکول هستند نیز با استفاده از روش جذب سطحی صورت میگیرد . جهت این کار به حداقل دو برج یابیشتر نیاز میباشد که بکمک یک ماده خشک کننده جامد شامل آلومینا یا ماده سیلیکاژل پرشده است. نم زدایی با ماده خشک کننده جامد اولین شیوه نم زدایی گازطبیعی با استفاده از روش جذب سطحی است گازطبیعی از داخل این برج ها، از بالا به پایین عبور داده میشوند. گازطبیعی دراین فرایند ضمن عبور از اطراف ذرات ماده خشک کننده رطوبت های موجود در جریان گازطبیعی به سطح ذرات ماده خشک کننده جذب میگردد و باتکمیل این فرایند تقریبا تمام آب توسط ماده خشک کننده جامد جذب شده و نهایتا گاز خشک از انتهای برج خارج شود. این نوع از سیستم نم زدایی از آنجاییکه در رابطه باحجم فراوان گاز تحت فشارهای بالا مناسب هستند معمولا در انتهای یک خط لوله در یک ایستگاه کمپرسور قرار دارند. در این سیستم نیز همانند گلایکول در روش اول ماده خشک کننده جامد بعد از اشباع شدن از آب جهت احیاء و استفاده های مکرر از سیستمهای گرمکن با درجه حرارت بالا جهت تبخیر بخار آب موجود در گلایکول بکار گرفته میشوند . گازطبیعی اینک با طی تمام مراحل تصفیه به طور کامل فرآورش و برای مصرف آماده گردید لذا در پایان با تقویت فشار آن تا حدود 1000 psi و پس از محاسبه حجم آن توسط سیستم اندازه گیری به خط لوله خروجی پالایشگاه هدایت و تحویل مدیریت منطقه عملیات انتقال گاز مربوطه میگردد.   نام: مهندسین توانمند دانشگاه آزاد علوم وتحقیقات سن: 21 جنسیت: زن تاریخ تولد: یکشنبه، ٦ فروردین ۱۳٦۸ تاریخ عضویت: چهارشنبه، ۸ آبان ۱۳۸٧ آدرس ایمیل: m.sojdeh.1368 [at] gmail.com شناسه یاهو: mamad_dj1368@yahoo.com                             تاريخ مطلب : سه شنبه07/08/87 چاه‌هاي هوشمند، بهينه سازي توليد ..امروزه در صنعت نفت عملياتي موفقيت آميز ناميده مي‌شود كه طي آن بتوان با كمترين هزينه به بالاترين ميزان توليد و كمترين درصد ريسك و خسارت رسيد. بهينه سازي در هر فرآيندي نياز به در دست داشتن اطلاعات كامل در زمان.. چاه‌هاي هوشمند، بهينه سازي توليد ،سلامت محيط زيست ـ عباس دلاور مقدم   امروزه در صنعت نفت عملياتي موفقيت آميز ناميده مي‌شود كه طي آن بتوان با كمترين هزينه به بالاترين ميزان توليد و كمترين درصد ريسك و خسارت رسيد. بهينه سازي در هر فرآيندي نياز به در دست داشتن اطلاعات كامل در زمان مناسب از اجزاي فرآيند دارد. لذا در پروژه هاي مدرن نفتي , پايش چاه‌ها و عمليات حفاري و بهره برداري بهنگام و همزمان(Real Time) از اهميت بالايي برخوردار است. تكنولوژي چاه‌هاي هوشمند در سالهاي اخير در حدي مطلوب پاسخگوي اين نياز صنعت نفت بوده است.   چاه هوشمند و قابليتهاي آن   چاه‌هاي مجهز به وسايل سنجش اندازه گيري و كنترل درون چاهي را كه قابليت دريافت و انتقال اطلاعات و در نتيجه كنترل پذيري بيشتر نسبت به چاه‌هاي معمولي دارند, چاه‌هاي هوشمند مي ناميم.   در چاه‌هاي معمولي اصطلاحا حالت Passive/Reactive برقرار است . در اين حالت ابتدا تغيير و كنش لازم توسط محيط بر چاه اعمال شده پس از بررسي و شناساي آن در صورت امكان عمليات سازگار سازي چاه با شرايط جديد و يا كاهش اثر تغيير ايجاد شده انجام مي‌شود. در مقابل در چاه‌هاي هوشمند حالت active/proactive برقرار است يعني امكان پيش بيني و پيشگيري تغييرات و يا حوادث به كمك حجم عظيم اطلاعاتي كه در هر لحظه از چاه در اختيار داريم وجود دارد كه اين امر خود باعث صرفه جويي در وقت و هزينه مي‌شود.   از ديگر قابليتهاي يك چاه هوشمند كنترل از راه دور بودن آن مي‌باشد. اطلاعات مخابره شده از چاه را مي توان به كمك ماهواره و اينترنت در آن واحد (Real Time) به نقطه اي دور دست مخابره نمود و چند لحظه بعد تنها با فشار چند دكمه تغييرات لازم اعم از كنترل شيرها، سرعت و جهت حركت مته حفاري و ... را به چاه اعمال كرد. به عنوان نمونه چاهي در در ايالت ايندياناي آمريكا وجود دارد كه داراي شيرهاي كنترل درون چاهي مي باشد. بخش زيادي از مراحل حفاري و بهره برداري از اين چاه از هيوستون كه تقريبا 1000 مايل با چاه فاصله دارد كنترل مي‌شود. اين امر باعث كاهش خطرهاي جاني درمنطقه حفاري مي‌شود چرا كه نياز به حضور نيروي فني در منطقه بسيار كمتر است.   يكي ديگر از كاربردهاي اين فناوري در چاه‌هاي چند شاخه ايست. با نصب شيرهاي كنترل و سنسور هاي مخصوص در هر شاخه مي توان با هر شاخه همانند يك چاه جدا برخورد كرد و جريان را در هركدام از آنها به دلخواه تنظيم نمود. چنانچه چاه مورد نظر تك شاخه اي باشد به كمك شيرهاي كنترل و packer ها مي توان چاه را به چند بخش تقسيم نمود و هر بخش را به صورت جدا كنترل كرد. استفاده از اين روش ، استراتژي اصلي در توليد هم جريان است .   روشهاي استفاده از فناوري هوشمند:   روش Reactive :   در اين روش دستگاه‌ها طوري تنظيم مي‌شوند كه در صورت بروز تغييرات در شرايط چاه واكنشهاي لازم را نشان مي دهند فرق اين روش با چاهاي معمولي در اين است كه چاه پتانسيل رويارويي با تغييرات را دارد در حالي كه در چاه‌هاي عادي احتمال توقف بهره برداري و يا حفاري هم ممكن است.     روش Defensive:   در اين روش از يك شبيه ساز مخزن استفاده ميشود كه بروز تغييرات را پيش بيني كرده قبل از بروز تغيير امكان اتفاق افتادن آن را تاحدي از بين مي برد. يكي از نكات مهمي كه بايد به آن توجه كنيم اين است كه كاربرد اين تكنولوژي به معناي موفقيت كامل يك چاه در حفاري يا بهره برداري نيست. بعضا ممكن است توقف كامل بهره برداري از يك چاه هوشمندانه ترين روش باشد.   سخت افزارهاي مورد استفاده در چاه‌هاي هوشمند شامل انواعICV (Inflow Control Valve) و سيستمهاي كنترل آنها ، حسگرها و جداسازها مي باشند. به كمك شيرهاي كنترل مي توان چاه را به چند بخش تقسيم نمود و هر جز را به صورت جدا كنترل كرد. اين شيرها مي توانند دو موقعيتي( باز/ بسته) و يا چند موقعيتي باشند. معمولا براي باز و بسته كردن ICV ها از يك سيستم كنترل كه در واقع مجموعه يك سيلندر و پيستون و محرك پيستون ميباشد استفاده مي كنيم. حسگرهاي موجود نيز براي سنجش دما، فشار ، ميزان اشباع آب ، مقاومت الكتريكي لايه ها و ... مي باشند.   چاه‌هاي هوشمند و محيط زيست:   تكنولوژي چاه‌هاي هوشمند علاوه بر موارد ذكر شده تاثير مثبت و چشمگيري در سلامت محيط زيست و ايمني دارد. همانطوركه در بخشهاي قبل گفته شد به كمك جداسازهاي درون چاهي نفت و گاز (DGOS) ميتوان ميزان توليد گازهاي نامطلوب را تاحد چشمگيري كاهش داد. گازهايي مثل سولفيد هيدروژن ((H2S علاوه بر تاثير منفي در سلامت تنفسي محيط عمليات ، باعث ايجاد خوردگي در تاسيسات نيز مي‌شوند.   همچنين به كمك جداسازهاي درون چاهي آب و نفت مي توان ميزان آب توليدي سازند(pfw ) را تاحد مطلوبي كاهش داد. اين امر در مناطق دريايي داراي اهميت زيادي ميباشد. چراكه آب مخزن از لحاظ ميزان ويتامينها و پروتئينها و مواد معدني با آب دريا تفاوت زيادي دارد و چنانچه دفع مناسب اين آبها ممكن نباشد سلامت جانداران آبزي به خطر مي افتد. معمولا در چاه‌هاي جديد آب پس از جداسازي به سازندهاي پايينتر پمپاژ مي‌شود.   به كمك الگوريتم ها و روشهاي بهينه سازي چه در بخش حفاري و چه در بخش توليد مي توان چاه‌هارا با دقت بالا در منطقه مورد نظر حفاري كرد و پس از حفاري به كمك اطلاعات زيادي كه در هر لحظه از چاه مخابره مي شود و دستگاه‌هاي كنترل به بهترين نحو از مخزن بهره برداري كرد و كمترين آسيب را به آن رساند . باكنترل بهينه يك چاه افقي يا چند شاخه اي مي توان برداشتي به مراتب بيشتر از روشهاي معمولي با تعداد چاه‌هاي عمودي زياد داشت. تعداد كمتر چاه‌هاي حفر شده يعني دخالت كمتر در محيط طبيعت ، تعداد راه‌هاي ارتباطي و حمل و نقل كمتر و تاثير كمتر بر حياط وحش منطقه . كاربرد اين تكنولوژي بر افزايش ايمني محيط كار نيز موثر است .با استفاده از تكنولوژي پايش چاه و كنترل از راه دور فرآيندهاي درون چاهي ديگر نياز به حضور بعضي تخصصها در منطقه حفاري يا بهره برداري نيست. آلودگي صوتي ، خطر فوران چاه ، وجود گازهاي نامطلوب در مناطق نفتي از جمله مواردي است كه سلامت پرسنل را تهديد مي كند.  
+ نوشته شده در  دوشنبه بیست و پنجم اردیبهشت 1391ساعت 13:25  توسط شکراله قدیر  |