مخازن نفت سنگین

حــامد

مدیر بازنشسته

کاربر ممتاز

• Jul 13, 2009

• #1

مخازن نفت سنگین
تولید کنندگان نفت در چالش های استخراج ویژه تولید نفت سنگین درگیر شدند . اگر چه شیوه های حفاری ابتکاری ، اتمام ، انگیزش و بازرسی به دارایی های سودمند مخازن نفت سنگین کمک می کنند . نفت سنگین به عنوان یک منبعی در نظر گرفته شد زیرا مشکلات و هزینه هایی در تولید آن شامل شدند . اما بیشتر از 6 تریلیون بشکه نفت را به سنگین ترین هیدروکربن ها – میزان سه گانه ذخایر ترکیبی نفت و گاز جهان نسبت دادیم . در حالیکه عوامل دیگر از جمله نفوذ پذیری ، و فشار چگونگی عملکرد مخزن را تشخیص می دهند و چگالی و غلظت نفت می باشد که رویکرد تولید یک شرکت نفت را تعیین می کند . نفت های چگال و غلیظ نفت های سنگین نامیده شدند اما مشکلات تولید حل نشدنی نمی باشند . نفت خام طبیعی یک رشته چگالی و غلظت ها را نشان می دهد . غلظت در دمای مخزن معمولا برای یک تولید کننده نفت معیار مهمتری می باشد زیرا ان چگونگی جاری شدن ساده نفت را تعیین می کند . در فرایند تصفیه و پالایش نفت خام چگالی می بایستی به حد مطلوبی برسد تا فرایند تقطیر بهینه گردد .
زیرا ان نشانه بهتر محصول برحسب تقطیر می باشد . متاسفانه ، هیچ رابطه واضحی بین آن دو وجود ندارد . یک چگالی متوسط یا کم و غلیظ با محتوای بالای پارافین در یک مخز سرد کم عمق می تواند یک غلظت بیشتری از نفت سنگین و خام بدون پارافین در مخزن عمیق داغ داشته باشد . غلظت نمی تواند با دما تغییر کند . چگالی با دما تغییر می کند و استاندرد زمین نفت برای طبقه بندی نفت های خام شده است . چگالی معمولا برحسب درجات گرانشی ، شرکت نفت های آمریکا ( ) تعریف شد که مربوط به سنگینی ویژه مثل نفت چگال تر ، گرانی کمتر شرکت نفت امریکا می باشد . سنگینی های هیدروکربن مایع شرکت نفت آمریکا از 4 برابر قیر با قطران زیاد تا 70برای مایع چگالیده می باشد . نفت سنگین یک محدوده ای در طول این زنجیره بین نفت خیلی سنگین و نفت سبک اشغال می کند ، بخش انرژی ایالت متحده نفت سنگین را بین گرانش های 10 و 3 /22 و شرکت نفت خام تعریف می کند . اگر چه طبیعت چنین حدودی را تشخیص نمی دهد . در برخی مخازن ، نفت با گرانشی به کمی 7 یا 8 نسبت به نفت بیش از حد سنگین بررسی شد زیرا آن می تواند با روش های تولید نفت سنگین تولید شود . ما مخازنی را مطرح می کنیم که نفت هایی در حدود گرانش های در بین 7 و 20 دارند و توسط شیوه هایی تولید شدند که برای نفت های متوسط و کم غیر معمولی می باشند . غلیظ ترین حد قطران و رسوبات قیر در گرانش های پایین تر معمولا مستلزم روشهایی برای بهره برداری اقتصادی می باشند . وقتی قیر با سنگ منبع نفت تولید شد پس نفت خام سنگین نمی باشد . زمین شناسان کلا موافق می باشند که همه نفتهای خام با گرانش در بین 30 و 40 بوجود آمدند . نفت تنها بعد از تجزیه قابل توجه بعد از مهاجرت و بعد از به دام افتادن نفت سنگین می باشد . تجزیه در انواع فرایندهای زیستی ، شیمی و فیزیکی روی می دهد . باکتری ها در سطح اب تولید شدند که هیدرورکربن های پارافینی ، نفتالینی و آروماتی را در مولکولهای سنگین تر تجزیه می کنند. آرایش آبها نیز هیدروکربن ها را با حل از بین می برند و هیدروکربن های مولکولی کم وزن تر را با خود می برند که در آب قابل حل تر می باشند .

 

آخرین ویرایش: Jul 13, 2009

حــامد

مدیر بازنشسته

کاربر ممتاز

• Jul 13, 2009

• #2

نفت خام نیز وقتی تجزیه می شود که یک دزدگیر کم کیفیت به مولکولهای سبک تر امکان جدا شدن و گریز می دهد . نفت سنگین به طور زمین شناسی از شکلهای اولیه مثل پلئیستوسن ، پلیوسین و هیوسین تولید شد . این مخازن کم عمق می باشند و درزگیرهای خیلی موثر ندارند و انها در معرض شرایط شکل دهی نفت سنگین می باشند . ویژگی جمع آوری نفت سنگین یعنی اینکه تعدادی از ذخایر نفت نزدیک سکونت مردم کشف شدند .
جمع آوری نفت از نشت ها و حفاری با دست اولین اشکال بازیافت بودند که با تونل کندن و استخراج معدن دنبال شد . در اوایل سالهای 1900 ، این روشها موجب توسعه شیوه هایی شد که در امروز برای تولید مخازن نفت خام به کاربرد شدند . اکثر اپراتورها نفت را تا حد مکن از بازیافت اصلی به نام استخراج سرد در دمای مخزن تولید می کنند . عوامل بازیافت برای استخراج سرد از 1 تا 10 % در تغییر می باشند . با توجه به خواص نفت ، استخراج سرد با بالا بر مصنوعی و از جمله ریختن یک نفت سبک یا رقیق برای کاهش غلظت موفق می باشد .
تعدادی مخازن در دیوارهای افقی بوجود می آیند . در برخی موارد ، ترغیب برای استخراج شن همراه با نفت طرح استخراج قابل رجحان می باشد .
انتخاب استراتژی استخراج سرد مستلزم درک خواص سیال و مخزن و فیزیک استخراج می باشد . وقتی استخراج سرد به حد اقتصادی خود رسید ، بنابراین مرحله بعدی بازیافت به طور گرمایی می باشد . در اینجا چند روش در دسترس می باشند . در یک شیوه ای به نام تزریق دوره ای بخار ، چاههای در حال تولید می تواند توسط تزریق بخار تحریک شود و بعد تولید آشکار می شود . تزریق دورانی بخار می تواند عوامل بازیافت را از 20 تا 40 % افزایش دهد . در طغیان بخار ، بخار به چاههای تزریق و استخراج عمودی یا افقی می باشند . برنامه های جابجایی و تزریق مبتنی بر خواص سیال و مخزن می باشد . عوامل بازیافت می تواند به 80 % در برخی عملیات طغیان بخار برسند .
تولید کنندگان نفت در بازیافت نفت سنگین درگیر شدند ، بنابراین اقدام بازیافت مستلزم بررسی بلند مدت می باشد . غلظت بالای نفت سنگین به مشکلات حمل و نقل می افزاید و بنابراین مستلزم شیوه های پالایش ویژه و کم هزینه تر می باشند تا تولیدات قابل عرضه را تولید کنند . ارزش تکنولوژِی به خاطر توانایی در کاهش کل قیمت ارزیابی شد . چون زمین های نفت سنگین کم عمق می باشند . بنابراین قیمتهای حفاری عامل بارزی نبوده است اما افزایش استفاده چاههای افقی و چند جانبی قیمت پایینی را در این مرحله توسعه رواج می دهد .
قیمت اصلی ناشی از انرژی لازم برای تولید و تزریق بخار می باشد که برای تهیه نفت های غلیظ لازم شد . در تعدادی موارد ، این قیمتهای عمل در 80 سال یا حتی بیشتر دنبال می شدند . هر منطقه نفتی خواص فیزیکی متفاوت دارد که مراحل متفاوت فرایند دارند ، بنابراین هر منطقه از تکنیکهای توسعه و تولید متفاوت استفاده می کند . این مقاله چگونگی کار شرکتها را در مناطق انتخاب شده چون ایالت متحده آمریکا ، اندونزی ، ونزوالا و کانادا شرح
می دهد .

 

حــامد

مدیر بازنشسته

کاربر ممتاز

• Jul 13, 2009

• #3

کالیفرنیا ، ایالات متحده امریکا
با تولیدی بیشتر از یک قرن در اواخر سالهای 1800 ، ساکنان نفت را در کالیفرنیا به کمک حفر در نزدیک نشت های قطران و نفت سنگین کشف کردند . سه زمین خیلی بزرگ کالیفرنیا به کمک حفر در نزدیک نشت های قطران و نفت سنگین کشف کردند . سه زمین خیلی بزرگ کالیفرنیا ، زمین های نفت سنگین می باشند : وسط راه سان ست ، رودخانه کرن و بلریدج جنوبی بیشتر از 1 بیلیون بشکه نفت تولید کردند .
زمین
رودخانه کرن نزدیک با کرز فیلد در کالیفرنیا قرار داشت که در سال 1899 وقتی که کشف شد که نفت به وسیله حفاری با دست در 43 فوتی (13 متر) کشف شد .
آن زمین در حدود 6 مایل بلند و 4 مایل عریض می باشد و نفت سنگین را از رودخانه کرن در دوره میوسین و پلئسیتوسن تولید می کنند . شن ها در رودخانه کرن متوسط اشباع نفت در حدود 50 % داشتند . متوسط نفوذ پذیری در حدود 31 % می باشد و از 1 تا 10 دارسی در تغییر می باشد . ان زمین حاوی 4 بیلیون شبکه نفت اصلی می باشد . اگر چه چگالی نفت از 10 تا 150 و غلظت 500 تا 10000 همراه با دما و فشار اولیه پایین مخزن منجر به بازیافت کم می شد . ولی استخراج نفت از زمین رودخانه کرن در بیشتر از 40000 در اوایل سالهای 1900 به اوج خود رسید . عملکرد ضعیف مخزن و درخواست پایین نفت خام سنگین موجب کاهش تولید در سطوح پایین شد تا اینکه شیوه های تصفیه نفت سنگین در اوایل سالهای 1950 پیشرفت کردند . با پیدایش گرم کن های ته چاهی در اواسط سالهای 1950 استخراج یکنواخت را به استخراج رو به افزایش مبدل کرد . آزمایشات در مورد تزریق بخار در اوایل سالهای 1960 امکان روش های بازیافت حرارتی را ثابت کرد .
نفت خام رودخانه کرن به طور قابل توجهی به درجه غلظت 12000 در دمای 90 ( 32 ) مخزن واکنش نشان می دهد که این درجه به وسیله فاکتور600 تا 20 در دمای طغیان بخار 260 ( 128) کاهش یافت . در سال 1973 ، 75 درصد تولید رودخانه کرن از پروژه های جابجایی بخار بود . افزایش استخراج مستلزم مدیریت گرما یا استفاده بخار در روش مناسب تر می باشد . نسبت بخار به نفت یک عامل مهمی در ارزیابی کارایی بازیافت می باشد . نسبت بخار به نفت به عنوان تعداد بشکه های بخار برحسب معادل اب سرد تعریف شد که برای تولید یک بشکه نفت لازم شد . نسبت بخار به نفت و قیمت مربوط به تولید بخار مستقیما بر سودمندی تاثیر می گذارد . وقیت قیمت گاز و سوخت لازم برای تولید بخار خیلی بالا می باشد و قیمت نفت سنگین خیلی پایین می باشد پس اقدامات تزریق بخار محدود شد . طبق نظر شورون تکزاکو ، متصدی زمین رودخانه کرن ، نظارت مخزن یک عامل بحرانی در مدیریت گرما می باشد . توضیحات درست در مورد توزیع گرمای مخزن برای محاسبه میزان بخار تزریق شده لازم شدند . بخار در یک الگوی 5 نقطه ای با پوشش 5/2 اگر توسط یک تولید کنند در هر گوشه و یک تزریق کننده در مرکز تزریق می شود . این شکل ممکن است به الگوی های نقطه ای و ترکیب تغییر کند . بخار وارد شده از سوراخ هایی بیرون می اید تا موقعی که بخار با یک مانع سنگی غیر قابل نفوذپذیر مواجه شوند . پس بخار به طور جانبی تا موقعی ادامه می یابد که تولید به خوبی انجام شود . به طوریکه نفت توسط زهکشی وزنی تولید می شود پس جعبه بخار یا حجم بخار اشباع شده کاهش می یابد . در واقعیت ناهمگنی زمین شناسی و پیچیدگی های چاه بخار را در طول مسیرهای پیش بینی نشده می فرستند . زمین رودخانه کرن بیشتر از 15000 چاه تزریق و استخراج و یک شبکه ای از 540 چاه تحت مطالعه دارد. تقریبا یک چاه مشاهده برای هر پنج نمونه تزریق وجود دارد . اخیرا مقاومت حفره باز ، ابزار ترویج الکترومغناطیسی ( ) و لوگ های چگالی نوترون در هر چاه حفاری شده بدست آمدند . کوک های حفره دار عایق مطابق یک برنامه از پیش تعیین شده به منظور عرض یابی میزان پیش رفت بخار مورد استفاده قرار می گیرند . این لوگ ها شامل لوگ های دما برای نشان دادن تغییر دمای مخرب با عمق و لوگ های ابزار اشباع مخزن برای تشخیص اشباع نفت که کمک نسبتهای کربن بر اکسیژن می باشند . این لوگ ها در هنگام ترکیب با یک مدل سنگ شناسی بوجود آمد . از لوگ های مقاومت حفره باز برای ایجاد مقاطع طولی و مدل های تجسم استفاده شوند که میزان گرما و تزریق درست را تسهیل می کنند . بررسی های دما هر سه ماه انجام می شوند زیرا دما می تواند سریعا در پروژه های بخار و تزریق فعال تغییر یابد و واکنش سریع مهم می باشد ، تغییر میزان تزریق در زمان درست منجر به صرفه جویی قابل توجه در قیمت می شود . در رودخانه کرن ، زمین شناسی به نام شورون تکزاکو داده های بررسی را در ابزارهای تجسم سه بعدی برای استفاده از مدل ، محاسبه حجمی و مدیریت حرارت وارد می کند .
در این مثال ، داده های مقاومت مخازن برای مدل سازی توزیع لای و لایه های شن در طول رودخانه کرن استفاده شد . به طور امیخته با مدل زمین شناسی هم زمان از یک مدل سه بعدی توزیع درجه حرارت در غالب یک صفحه عمودی استفاده می شود .

 

حــامد

مدیر بازنشسته

کاربر ممتاز

• Jul 13, 2009

• #4

در مدل توزیع دمای سه بعدی ادغام شد . این عمل آشکار می کند که نفت کمتر و شن ر اوج 14 . در دمای پایین از نفت اشباع شد . این ترکیب برای عمل تزریق بخار دوره ای جدا شده از مجرا ساخته می شود . قبل از کار ، اوج 14 چاه 20 Bop D تولید کرد که بیشتر از BoPD 14 می باشد . با ادامه کار در این فاصله ، اوج 14 به BOPD 40 یعنی 300 % افزایش واکنش نشان داد . این ابزارهای تجسم به اعضای گروه امکان تشخیص توزیع بخار ، تنظیم میزان بخار و بهینه سازی سوراخ کردن را در پروژه های موجود و پروژه های بعدی می دهند . برخی اپراتورهای کالیفرنیا روشهای دیگر را ارزیابی می کنند تا حرکت بخار را بازرسی کنند . از سال 1996 ، چند زمین نفت سنگین با فیبر نوعی SENSA موجود در سنسور دما موثر بودند . فیبر نوری به عنوان یک سنسور و سیستم انتقال عمل می کند که خواندن دما را در فاصله های 1 متری ممکن می سازد . آن سیستم در چاههای پمپاژ با میله در دمای بالاتر از C 249 درجه استفاده شدند . وقتی آن سیستم در چاههای استخراج مستقر شد ، سیستم سنسورهای دما می تواند در لوله فولادی ضد زنگ اینچی نصب شود که آن لوله به بیرون لوله تولید وصل می باشد . در یک مثال ، سیستم فیبر نوری نشانه های نشت بخار را در پشت لوله آشکار کرد که بخار به طرف سطح حرکت می کند . آن چاه قبل از جدا سازی سطح بخار با دمای بالا تعمیر شد . در مثال دیگر ، ورود بخار به سه شن از یک چاه مشاهده کنترل شد . در زمان شروع بازرسی ، بخار به دوتای شن در محل چاه مشاهده رسید . بعد از 15 ماه سیستم سنسور دما نفوذ بخار را در بالای شن کشف کرد . سیستم های فیبر نوری SENSA برای کنترل بخار در بیشتر از 15 چاه از جمله پرژه ها در اندونزی ، ونزوآلا ، کانادا و عمان در چاه های استخراج عمودی و چاه مشاهده و در چاههای افقی کار گذاشته شدند . شورون و تولید کنندگان دیگر نفت سنگین کالیفرنیا بررسی های الکترومغناطیسی در چاه عرضی را به عنوان وسایل دیگر تست می کنند به این منظور که اشباع نفت باقیمانده را مشخص کنند و عواملی را تشخیص دهند که جریان بخار و نفت را کنترل می کند . روش بررسی الکترومغناطیسی طرح شد تا توزیع رسانایی درون چاه مشخص شود . یک سیستم بررسی الکترومغناطیسی چاه عرضی متشکل از یک وسیله انتقال دهنده می باشد که در یک چاه قرار گرفت و یک وسیله دریافت کننده در چاه دوم نزدیک 1 کیلومتری چاه منبع قرار گرفت . آن ابزارها به سطح سیم دور سنجی وصل شدند و با وسیله سیم بکسلی استاندارد به کار گرفته شدند . با توجه به موقعیت هر دو ابزار انتقال دهنده و دریافت کننده در بالا ، در زیر و درون منطقه مورد نظر ، داده ها می توانند برای وارونگی توموگرافی جمع آوری شوند که موجب یک نمونه رسانای در بین چاهها می شود . ابزارهای الکترومغناطیسی بررسی های الکترومغناطیسی چاه عرضی را در چند زمین فعال نفت انجام داده است . یک بررسی در زمین رودخانه کرن داده های القای بررسی الکترومغناطیسی را در بین سه چاه از جمله چاههای مشاهده فیبر شیشه ای ، To5 , To4 و یک چاه تولید فولادی T65 ثبت کرد .
لوگ های القای مقاومت سیم بکسلی شن هایی با مقاومت بیشتر (8 تا 50 اهم – متر) را از لای هایی با مقاومت کمتر (2 تا 8 اهم متر ) تشخیص می دهند و فاصله های اصلی مخزن را طبق ترزیق بخار شناسایی می کنند . به علت تئوری کم آب همزاد ، حالتهای نفت و آب از همدیگر در لوگ های مقاومت قابل تشخیص نمی باشند . اگر چه فواصل زمانی بخار اشباع شده می تواند از فواصل زمانی آب اشباع شده سرد یا نفت تشخیص داده شود . زیرا دمای بالا شکل مقاومت را تا 40 % کاهش می دهد . مثلا ، لوگ های القایش در طول شن های G2 , G k 19 K همبستگی بین TO 4 , To5 را نشان می دهند اما مقاومت های شن ها 30 تا 40 % در TO5 کمتر می باشند . چاه TO 4 در یک مکان سرد حفر شد که دماها در چاه TO 456 درجه کمتر از دما در چاه TO5 بودند . بخار تزریق شده به دلایلی از فواصلی در چاه TO 4 اجتناب کرد و اشباع بالای نفت را به جا می گذارد . زمین شناسان رودخانه کرن تعدادی از چنین مناطق را تشخیص داده اند و کشف علت تفکیک یک اولیتی بر آنها در افزایش تولید می باشد . وارونگی داده های بررسی الکترومغناطیسی چاه عرضی یک مدل رسانایی درون چاه را درست می کند که معمولا از لوگ های مقاومت در دو چاه حاصل شد و بعد مدلی تنظیم می کند تا موقعی که داده های مشاهده شده و محاسبه شده در یک مقاومتی هماهنگ شوند . مدل آخر تغییر چینه شناختی و ساختاری در یک منطقه درون چاه را نشان
می دهد .
لایه رسوب سنگی با مقاومت بالا دو واحد تولید را به طور قابل توجهی اما به طور پیوسته در نیمه راه بین چاههای مشاهده تفکیک می کند .
ضخامت ناپیوسته مربوط به یک گسل کوچک می باشد که موجب می شود بخار فواصل موثر در چاه TO 4 را نادیده بگیرد . وارونگی توموگرافی و تصویر برداری شیوه های جدید و زمینه های فعال تحقیق می باشند . وارونگی ها منحصر به فرد نمی باشند یعنی تعدادی مدل مقاومت می توانند داده های مشاهده را بوجود اورند . نتایج وقتی تکمیل می شود که داده های اضافی از جمله بررسی های ارزه ای چاه عرضی برای محدود کردن وارونگی استفاده شوند . بعدا در سال 2002 ، وسایل الکترومغناطیسی حداقل پیچ بررسی جدید الکترومغناطیسی در این منطقه رودخانه کرن انجام می دهند تا تست کنند که آیا قابلیت انحنا توسط گسل تحت تاثیر قرار می گیرند .

 

حــامد

مدیر بازنشسته

کاربر ممتاز

• Jul 13, 2009

• #5

اندونزی – بزرگترین جریان بخار
نفت سنگین در اندونزی مشابه منطقه دوری می باشد که زمین بزرگ کم عمق بزرگترین اقدام جریان بخار در جهان برحسب تولید نفت و بخار تزریق شده می باشد . زمین دوری در سال 1941 کشف شد که استخراجی تا موقع تکمیل یک خطوط در سال 1954 اجرا نکرد . تولید اصلی تقریبا از حرکات محلول گاز و تراکم در اواسط سال های 1960 به BOPD 65000 رسید و منحصر به بازیافت نهایی تنها 70 درصد ooip شد . تحریک بخار دوره ای در چاههای ویژه مفید ثابت شد و منجر به شروع یک پروژه آزمایش جریان بخار در سال 1975 می شود . بعد از اینکه آن پروژه آزمایشی 30 % OOIP را کشف کرد ، اولین پروژه اصلی در سال 1985 شروع شد .
زمین دوری اکنون تقریبا BOPD 230000 از تزریق BCWE/D 950000 بخار تولید می کند ، عوامل نهایی بازیافت در برخی مناطق انتظار می رود که به 70% برسند . 4000 تولید کننده ، 1600 تزریق کننده و 300 چاه مشاهده وجود دارد . زمین دوری در اقیانوس ارام کالتکس اندونزی برحسب قرارداد تقسیم تولید با دولت اندونزی کار کرد . اشکال مخزن دوری متشکل از سه گروه اصلی ریندو ، پرتاما – کدوا و باجی – جاگا – دلارم می باشند . چون گروه آخر تنها در چند سطح ساختاری در جنوب نفت دارد و جریان بخار در آن زمین در 10 تا 13 منطقه در مرحله تزریق بخار به کار برده شد . حجم کلی بخار تزریق شده از اواسط سالهای 1990 ثابت مانده است بنابراین مناطق جدید تنها وقتی بهره برداری شدند که یک منطقه معمولا بعد از 10 سال به اندازه کافی مورد بهره برداری قرار گرفت . اکثر نمونه های تزریق یک نمونه 9 منطقه ی در 5/15 اکر استفاده شد در حالیکه طرح های قبلی یک نونه 7 منطقه ای وارونه در 625/11 اکر استفاده شد. استخراج اساسا در نتیجه فشاری روی می دهد که توسط بخار قبل از نفوذ در چاههای استخراج بوجود آمد . بعد از چند ماه تزریق ، میزان استخراج نفت سریعا در حدود 5 برابر میزان بخار قبلی برحسب گرادیان های فشار افقی تا حداکثر PS/ft در بین تزریق کننده و تولید کننده افزایش می یابد . چاههای تزریق کننده کامل شدند به طوریکه میزان بخار تزریق شده در یک لایه متناسب با نفت خالص براورد شده می باشد . پوشش های بخار با نفوذ اول در فاصله زمانی با بیشترین نفوذ پذیری مشخص می باشند . نفوذ بخار کلی در یک لایه ویژه نمونه بعد از تقریبا یک حجم نفوذ بخار تزریق شده روی می دهد . بعد از این ، تزریق بخار در آن لایه در یک میزان کمتری تا حدود 104 حجم نفوذ تزریق ادامه می یابد . بعد جریان به مناطق دیگر راه یافت . بعد از نفوذ ، متوسط گرادیان فشار افقی کمتر از psi/ft 2/0 کاهش می یابد به طوریکه تولید مبتنی بر زهکشی وزنی و گرم کردن لایه های مجاور می شود . نفت سنگین دوری نسبتا سبک می باشد (17 تا API 21 درجه) و یک چگالی کم (CP 300 در F 100 ) دارد . حداکثر کاهش چگالی بوجود آمده توسط بخار 40 لایه می باشد که خیلی کمتر از چگالی در کالیفرنیا می باشد . زهکشی وزنی به علت شن های ظریف ، ناهمگنی در شن ها ، اهمیت ساختاری پایین و فاصله بزرگ نمونه محدود شد . CPI تشخیص داد که بازیافت عالی مبتنی بر درک تطابق عمودی و مساحتی جریان بخار می باشد . در همان موقع ، موفقیت اقتصادی مبتنی بر کنترل مناسب گرما می باشد . علاوه بر طرح ریزی دقیق ، اجراء و کنترل مناسب گرما می باشد . علاوه بر طرح ریزی دقیق ، اجراء و کنترل مخزن برای بازرسی پیشروی بخار مهم می باشد . چاههای مشاهده در منطقه دوری از آغاز با استفاده از همان تکنیکها همچون تکنیکهای موجود کالیفرنیا بررسی شدند . در چاههای تزریق ، بررسی های ردیاب رادیو اکتیوی با استفاده از گاز کریپتون به عنوان ردیاب پروفیل تزریق بخار را ثبت می کند . نفوذ بخار در چاههای استخراج برحسب دمای سر چاه ، میزان فشار و جریان و همچنین برحسب بررسی های دما و اسپیرها تشخیص داده شد . این تکنیکها اخیرا توسط جریان سنج های اسپینر دما بالا در بررسی های چاههای تزریق ، دمای فیبر نوری و آثار نفت مطرح شدند . اگر چه هیچ یک از این تکنیکها توصیفی از کنار حفره چاه نمی دهند و حتی در ترکیب ممکن است یک دیدگاه درستی از نطابق حکی جریان بخار ندهند . ولی بازرسی وقفه لرزه ای یک تکنیکی می باشد که می تواند توزیعات بخار را در درون چاه و منطقه ی دوری با یک پروژه آزمایشی در سال 1994 شروع شد . یک بررسی خط مبنای D 3 در یک نمونه تزریق یک ماه قبل از شروع تزریق بخار ثبت شد و پنج بار در 20 ماه ، بدی تکرار شد . داده های آزمایشگاه و فیزیک صخره اکوستیک پیش بینی می کنند که دما افزایش می یابد و مرحله تبخیر مربوط به بخار سرعت لرزه ای را کاهش می دهد و انکعاساتی درون و زیر منطقه بخار بوجود می آورد که به موقع به پایین فشار داده می شوند و مستقر می شوند. از طرف دیگر ، فشار بیشتری در تزریق بخار ایجاد شد که گاز آزاد تولید شده را در طی برگشت محصول اصلی به محلول هل می دهد و سرعت و کشش انعکاسات را افزایش می دهد . وضعیت بهتر این تاثیرات مشاهده شد . فشار جلویی سریعتر از دمای جلویی حرکت می کند و بازتاب نگرهایی نزدیک چاه تزریق بوجود می آورد که نخست کمابیش فشار داده می شود به طوریکه سازند گرم می شود . تغییرات در سرعت نیز موجب تغییر دامنه های انعکاس می شود . وقتی بخار معلوم می باشد پس واکنش لرزه ای مشابه منطقه روشن گاز کلاسیک می باشد و یک انعکاس منفی با دامنه بالا در بالای آن منطقه توسط یک انعکاس مثبت با دامنه بالا (اوج) دنبال شد . این منطقه های روشن به تشخیص مناطق کمک می کنند اما باید با دقت قبل از تعبیر به عنوان اشکال بخار با داده های چاه تطبیق یابند . بعد از موفقیت پروژه ازمایشی ، بررسی های d 3 در زمینه های متفاوت پروژه و در زمان های متفاوت پروژه و در زمان های متفاوت ثبت شدند . یک حالت خاص دلیل بازرسی را با استفاده از اطلاعات حفر چاه شرح می دهد که برای درک و مدیریت هماهنگی طغیان بخار ناکافی می باشند . در این نمونه ، دماهای بالاتر از f 25 درجه (C 121 درجه) ارتقاع چاه در دو چاه استخراج نفوذ نامطلوب بخار را بعد از تنها هفت ماه تزریق نشان می دهد . پروفیل تزریق در چاه تزریق 13 نشان داد که پرتامای بالا و پایینی بیشترین بخار را دریافت کردند . یک لوگ دما در چاه مشاهده OB1 یک اوج مربوط به بخار را در پرتاهای بالا نشان داد اما هیچ بخاری در مناطق دیگر وجود نداشت . حرکت سریعتر بخار جلویی در پرتاهای بالایی در OB1 سازگار با تجربه پتروفیزیکی بود که آن بالاترین نفوذ پذیری متوسط سه منطقه تعیین شده بنابراین لوگ ها ، یک تعبیر معقول این است که بخار تولید شده در چاههای در پرتالای بالا پخش می شوند بخار در مناطق دیگر نمونه بسط یابد . اگر چه این تعبیر منحصر به فرد نمی باشد . ولی فرض می شود که چاه 13 منبع بخار است و ان بخار به پرتاهای پایین به جنوب و شرق در نمونه های دیگر حرکت می کند ، یک بررسی لرزه ای D 3 در همان موقع به عنوان لوگ های چاه ثبت شد . داده ها با تطبیق تصفیه در یک پروفیل لرزه ای عمودی تا مرحله صفر پردازش شدند که در همان موقع در چاه مشاهده بدست آمد . یک تصویر بزرگ از مخزن چند مسیر بخار را اما نه در جهات مورد انتظار نشان می دهد . دو مسیر می توانند از چاه 13 دیده شوند که یکی در پرتامای بالا به طرف چاه مشاهده می باشد بنابراین لوگ دما را توضیح می دهند و دیگری در پرتامای پایین به طرف چاه P2 می باشد .
به نظر نمی رسد که چاه P1 هیچ بخاری را از چاه 13 دریافت نکند . در عوض بخار را در پرتاهای پایین از چاه 12 تا شمال دریافت می کند . براساس این اطلاعات ، پرتامای پایین باید در چاههای P2 , P1 مسدود شود . این تعبیر برای بوجود آمدن یک مقوعیت هماهنگی طغیان بخار در هر لایه بیشتر اصلاح شد . این امر وجود یا عدم بخار را براساس یک عمل مدار ممیز نشان می دهد که از ویژگی های لرزه ای و اطلاعات در مورد چاه بدست آمد . طبق این اطلاعات ، اقدامات مناسبی می توانند هماهنگی عمودی و منطقه ای را افزایش دهد .

 

حــامد

مدیر بازنشسته

کاربر ممتاز

• Jul 13, 2009

• #6

علاوه بر مجزا کردن فواصل نفوذ در سازنده ها ، هماهنگی به وسیله تغییر پروفیل های تزریق و چاه ، تحریک کردن سازنده ها با بخار دوره ای ، و تکان دادن سازنده ها به عقب افزایش یافت به طوریکه بخار به مناطق تمیز نشده فشار داده شده تعبیر داده های لرزه ای D 3 و وقفه در زمان تردید را در یک توزیع بخار افزایش داده است و اخیرا برای تعیین نفت کنار گذر به کار برده شد .
عملکرد تولید
طغیان های بخار بخصوص نسبت به مشکلات تولید حساس می باشند . چون طغیان بخار تقریبا همیشه در شن های سخت نشده تخت روی می دهد پس تولید شن یک موضوع اصلی می باشد . بخار هواکش پذیر می باشد و تغییرات بزرگی را در دما و فشار و شرایط بوجود می آورد که برای فرسایش و سنجش مطلوب می باشند . طبق این مشکلات ، منطقه دوری به علت اندازه اش استثناء نمی باشد و تاثیرات بزرگ می باشند . در منطقه دوری ، 10 چاه جدید حفر شده ، 100 چاه کارکرده ، یا 300 ، 300 بار کامیون شن متفاوت و 35000 گالون اسید مصرف شده وجود دارد . بنابر تعداد زیادی چاه ، هر افزایش قیمت موثر در شیوه تولید می تواند یک تاثیر بزرگی بر سود داشته باشد . چندین شیوه در منطقه دوری استفاده شد تا بازدهی چاه در ه نگام کنترل تولید شن افزایش می یابد . از موقع شروع طغیان بخار چاهها با استفاده از حفاظ های جلوگیری شن و بسته های شن حفره دار یا در برخی موارد بسته های شنی با حفره بسته انجام شد . در اواسط سالهای 1990 ، CPI بسته های حفره بسته با ایجاد سطوح کوتاه و وسیع هیدرولیکی در شن های سکه ای رواج داد . سنگ زنی توسط کفی های حفاظ دار نیز با بسته بندی شن های رزین روکش شده چاره پذیر در شکستگی ها کنترل شد . اگر چه پیشرفتها مشاهده شدند ، ولی تاثیر بلند مدت تر قیمت روشن نمی باشد . اخیرا شیوه های شکستی با استفاده از لوله کشی مارپیچی بهبود یافتند تا تضمین شود که همه سوراخ ها کاملا با تعیین مواد از جمله افزودنی های بسته پروپانت Propnet در شکستگی ها برای کنترل سنگ زنی بسته می شوند در برخی چاهها ، این شیوه ها نیاز حفاظ یا یک بسته شن را رفع می کنند و میزان تکمیل سخت افزار لازم را کاهش می دهند و امکان فعالیت یا کنترل مناطق ویژه را در آینده می دهند . در حالیکه از نتایج اولیه حمایت می شود ولی بسته بندی ماسه حفره باز روش تکمیل استاندارد برای چاههای جدید می باشد . چندین رشته نیز برای رفع مقیاسی استفاده شد که در طول کفی های حفاظ شده و درون لوله های تولید ایجاد می شوند . جابجایی حفاظ ها برحسب زمان کار زیاد و تولید از دست رفته وسیع می باشد. تزریق اسید پر زحمت و وسیع می باشد و تنها موفقیت کمی را نشان می دهد . با شروع سال 2001 ، استقرار وسایل فواره ای در لوله کشی مارپیچ موفق ثابت شد . فرایندهای فواره ای از جمله سرویس جابجایی مقیاس BLASTER JET یک فواره هیدرولیکی سرعت بالا را در یک حفاظ قرار می دهد در حالیکه چرخش در لوله کشی مارپیچی متوقف می شود . سیال های استفاده شده لایه های کلسیت و مواد آلی موجود در حفاظ ها و لوله های حفره چاه را درمی اورند . تست سطح نشان داد که کاربرد متوالی سه سیال بهترین نتایج را بدون آسیب به لایه حفاظ شده می دهد . یک محلول با 2% KCL بیشتر مقیاس ها را در چاه درونی توسط اقدام فوران از بین می برد . KCL بی حرکت می باشد بنابراین استفاده آن در محل اسید مشکل انتقال ضایعات را کاهش می دهد . ترکیب حلال زایلن و آسفالتن لایه های مقیاس آۀی را از بین می برد در حالیکه 15 % mcl لایه های کلسیت را حل می کند . این سیالات در نه مرحله به کار برده شدند تا تضمین شود که آنها به ماتریس بسته شن نفوذ می کنند . این سازنده برای چاههایی توسعه یافت که برای افزوند تولید از ریندو به پرتاماوکداوا دوباره تکمیل شد . پرتاما و کدوا طبق تزریق بخار داغ می باشند و وقتی سرد شدند ، آب ربند و حاوی کلسیم غنی وارد حفره می شود و احتمال تجزیه کلسیت وجود دارد .
در اوایل سال 2002 ، 111 چاه با شیوه های فوران لوله کشی مارپیچی مورد بررسی قرار گرفتند . این چاهها براساس تجزبه آب تولید شده و دماهای ارتفاع چاه انتخاب شدند زیرا انها احتمالا مقیاس را توسعه می دهند و یک افت تولید ثابت را نشان دادند . تولید شن و کارایی پمپ مشکلات نبودند . بررسی اقتصادی در خصوص 39 چاه میزان متوسط تولید نفت bbl 38 را در هر چاه حداقل برای 60 روز و زمان مصرف 46 روزه را نشان داد . طغیان فواره بهای خودش را پرداخت و منجر به نفت اضافی شد . اگر چه ، سودها بعد از چند ماه در هنگام شتاب مجدد مقیاس از دست رفتند . چون ممانعت کننده های مقیاس معمولی تنها اندکی موفق بودند پس چهار چاه اخیر با بازدارنده مبنی بر فسفات ویژه بررسی شدند و به عنوان یک مرحله پایانی بعد از عمل طغیان فواره تعیین شده از نتایج اولیه حمایت می شود .
ونزوالا بزرگترین ذخیره نفت سنگین جهان
مهمترین زمین نفت سنگین ونزوالا یعنی منه گرانده در سال 1914 کشف شد . شن های سحطی در 550 فوت (168 متر) نفت گرانش API را تا 5/10 در میزان چاه / B/D 265 تولید کرد . تزریق بخار در منه گراند در سال 1956 تست شد اما بخار از سازنده کم عمق در سطح طغیان کرد . تست متوقف شد و وقتی چاههای تزریق برای پخش فشار بیشتر باز شدند آنها نفت را تولید کردند . این امر باعث کشف اتفاقی منافع تزریق بخار دوره ای به نام هاف پات یا اشباع بخار شد .
ونزوالا تعدادی مخازن نفت سنگین دارد که هیچ یک از آنها بزرگترین ذخیره نفت سنگین و بیش از حد سنگین در جهان نمی باشند. کشفچاه در سال 1935 70 نفت خام Apl در B/b40 تولبد اما فاجا تاسال 1965 به طور مفصل بررسی نشد. این تحقیقات موجب یک پیکار 5 ساله توسط پترولئوس دی ونزوالا شد که شیوه های مختلف تولید سرد وداغ را ارزیابی کرد. استنباط شد که کیفیت مخزن نوعی شن های سطحی و غیر سخت نفت سنگین میباشند. تخمین اصلی برآورد کرد که کمتراز 5% 7 تا 10 نفت Apl درآغاز بدون گرم کردن کشف شد. در اواخر سال 1980، هزینه گرم کردن موجب کارایی تجاری فاجا شد. چندین عامل باهم ترکیب شدند تا آن شرکت را ترقی دهند. نفت خام فاجا غلظت کمتری در هر گرانش Apl نسبت به اکثر نفتهای سنگین دارد، علارغم گرانی پایین API پس ممکن است نفت بدون هزینه گرم کردن پمپاژ شود و به میزان چند صد شبکه در هر روز برسد. میزان بالاتر برای توسعه اقتصادی لازم شد اما میزان های بالاتر موجب تولید شن بیشتر شد و مستلزم پمپ های تجهیزات ته چاهی بود. چاههای افقی مشکل اول را حل کردند، و میزان جریانات بالاتری را با فشار کم پایین رفتن سطوح آب بوجود می آورند، بدین سبب مشکلات شن را کاهش می دهند، تولید سرد از چاههای افقی یک عامل بازیافتی مشابه با نجار دورهای در چاههای عمودی بدست می آورد. در اواسط سال 1990، شیوه های چاه افقی مقرون به صرفه بود در حالیکه حفره رو به توسعه و پمپ های شناور الکتریکی توسعه یافتند که نفت های خام سنگین و حجم های بزرگ را کنترل کنند . آن تکنولوژی برای توسعه تجاری نفت سنگین فاجا مناسب بود . امروز آن منطقه برآورد شده که حاوی 36/1 تریلیون شبکه (216 بیلیون متر مکعب) نفت دارد . انجمن استراتژیک نفت سنگین منطقه ارینوکو تشکیل شد تا ذخایر اورینکو را توسعه دهند که انجمن متشکل از چهار شرکت وابسته به ریسک می باشد . اپرادورا کرو نگرو متشکل از Exxon Mobil ، گاز و نفت PDVSA , Veba می باشد که در منطقه نگرو فعال است . پتروزو آتا و سینکور بهره برداریهایی را در منطقه زوآتا توسعه می دهند . هدف آنها این است که به میزان تولید نفت سنگین در حدود B/D 600000 برسند و این میزان را برای 35 سال حفظ کنند .

 

حــامد

مدیر بازنشسته

کاربر ممتاز

• Jul 13, 2009

• #7

طرح اصلی توسعه
پتروزواتا نخستین پروژه از چهار پروژه بود که فعالیتهایش را در سال 1997 شروع کرد . تحقیقاتی پیش از توسعه نتیجه گرفتند که مساحت پتروزاتا با استفاده از چاههای افقی سرد مناسب توسعه اصلی بود . مدل اصلی مخزن از داده های محدود لوگ و چاه ساخته شد و متشکل از یک سری رسوبات بزرگ رودخانه می باشد که برای تشکیل قسمتهای شن به هم متصل و پیوسته در هم ادغام شدند . این اجزای شن 15 متر ضخامت دارند و در تسمه های کانال با پهنای چند کیلومتری قرار دارند و از جنوب غربی به شمال شرقی می روند . پروژه پتروزاتا 74000 آکر بهره برداری را در مستطیل های زهکشی 1600 متری در 600 متر فوت تقسیم کرد و برای حفر کردن دو چاه افقی در یک قسمت شنی از یک لایه ضعیف موجود در مرزهای دو مستطیل زهکشی طرح شد . هر چاه 1200 تا 1500 متر بخش حفر شده در جهت شرق و غرب دارد تا از وسط چند کانال رد شود و هر چاه با یک لایه شیاردار کامل شد . چون اجزای شن به طور محلی جدا شدند پس حائز اهمیت است که بیشتر از یک جزء شن در هر مستطیل توسعه یابد . هر لایه ضعیف 4 تا 12 چاه در خود جای می دهد . چاه اول یک چاه عمودی چینه شناختی می باشد ، و تنها برای اطلاعات کنده شد .
اطلاعات ثبت شدند و بعد کنار گذاشته شدند . بعد از اینکه چاه چینه شناختی با چاههای دیگر و داده های لرزه ای D 3 مرتبط شد ، بهترین شن ها برای تعیین چاههای افقی انتخاب شدند . منظور از کلمه بهترین یعنی ضخیم ترین شن ها در اطراف لایه در چارچوب محدودیتهای طرح توسعه مخزن .
همانطوریکه دیده خواهد شد ، طراحی چاههای افقی به طور قابل توجهی در طی پروژه توسعه یافت . هر چاه با یک پمپ شناور یا پمپ حفره رو به توسعه مجهز شد تا نفت خام به سطح کشیده شود . یک نفتالین رقیق ساز یا 47درجه نفت سبک API در نقطه ای تزریق شد برای اینکه غلظت کاهش یابد و دی هیدراسیون افزایش یابد . قبل از اینکه پمپ های چند مرحله ای مخلوط 16 API را به یک کارخانه اصلی پردازش ، و بعد به دستگاه سربالایی ساحل ونزوالا بفرستد . رقیق ساز اضافی دو لایه جمع اوری مراکز اضافه شد . افزایش دهنده نفت متوسط و محصولات دیگر را برای صادرات سنتز می کند و در همان موقع نفتالین را برای برگشت به زمین درمی اورد .
چند جانبه ها
موفقیت اقتصادی پروژه مبتنی بر حفاری چاههای افقی با بهره وری بالا در حداقل هزینه می باشد . پتروزاتا امید داشت به متوسط تولیدی در بین 1200 و B/D 1500 در هر چاه برسد . متاسفانه ، نتایج 95 چاه تک جانبی روی هم رفته B/D 800 بودند . یقینا ، برخی چیزها طبق طرح پیش نمی رود . دلیل اول در لوگ های ثبت شده چاه بود یعنی اینکه وقتی چاههای افقی حفر می شوند . برخی چاهها فواصل پیوسته و بلند از شن با کیفیت داشتند در حالیکه دیگران فواصل کوتاهتر شن داشتند که توسط فواصل طولانی رسوب غیر موثر جدا شد . فواصل کوتاه شن یعنی اینکه چاه به مخازن باریک متصل به حجم های کوچک نفت نفوذ می کرد . مقاومت این شنها اغلب پایین بودند و این امر کیفیت ضعیف مخزن را نشان می دهد . این عوامل عملکرد ضعیف چاه را توضیح دادند و نشان دادند که زمین شناسی پیچیده تر از آنچه بود که اساسا انتظار می رفت . در اواخر سال 1998 پتروزاتا یک برنامه دستاور داده ها را برای تشخیص بهتر مخزن راه اندازی کرد . داده های بیشتر در مورد هسته و لوگ در چاههای جدید چینه شناختی بدست آمدند که در مکان های لایه و در بین لایه ها حفر شدند . تحقیقات نشان دادند که مخزن نه تنها رسوبات رودخانه بلکه رسوبات دلتایی جزر و مدی و توزیعی دارد . دو مورد دوم نسبت متغیرتر وزن خالص به مقدار کل ، نسبت نفوذ پذیری عمودی به افقی ، و اتصال کمتر دارند . در نتیجه ، متوسط ضخامت بستر با بیشتر نفت قابل تولید دربسترهای 6 تا 12 متر ضخیم 9 متری استباط شد . داده های بدست امده از 149 چاه چینه شناختی نیز کنترل چاه را برای ارزیابی توزیع قسمتهای شن فراهم کردند .
برای اینکه شن های ریزتر و ناپیوسته تر زهکشی شوند . جوانب بیشتر و طرحهای پیچیده تر چاه لازم شد . با توجه به قیمت یک چاه جدید کامل ، چند جانبه ها یک راه حل جانبی ارائه دادند .
(جنبه های جدید احداث چاه چند جانبه) . اگر چه جانبه های بیشتر بدون توسعه توانایی برای تعیین درست آنها موثر نمی باشند. سه عامل اصلی تعداد شن را افزایش دادند و جابجایی را بهتر می کنند و نخست یک تبدیل درست عمق داده های لرزه ایD 3 با استفاده از لوگ بنا بر چاههای چینه شناختی ، دوم تشخیص و ارتباط نشانگرهای اصلی زمین شناسی در زمین و سوم ، دانش مفید مورد انتظار و توزیع منطقه ای بنا بر یک مدل روز رسوبی رخساره ، بعد در طی حفاری ، قطعه قطعه کردن در هنگام مقاومت حفر و لوگ های اشعه گاما با حجم لرزه ای D 3 و تحقیقات ویژه مخزن برای مقایسه شکل بدست آمده با پیش بینی زمین شناسی ادغام شد . اگر لازم است مسیر چاه باید تغییر داده شود یا حتی میزان شن کنده شده باید بهینه شود . بنابر جابجایی جانبی بیشتر ، انواع چند جانبه های متفاوت می توانند برای اهداف و محیط های زمین شناسی متفاوت استفاده شوند . اما تیغه های تیغ ماهی با یک لایه با استفاده از 3 اتصالات کامل شدند . پمپ در بالای طرف بالایی قرار گرفت که کمتر از 45 متر در بالای جانب پایینی می باشد . تیغه های ماهی برای قسمتهای شن ریز مناسب می باشند که در یک محیط نزدیک دریا ته نشین شدند . تیغه های تیغ ماهی پتروزاتا معمولا در یک قوسی در حدود 300 متر دور از تیغ قطع شدند که به طور عمودی 7 تا 15 متر برای نفوذ لنزهای متفاوت در شن و ساده کردن زهکشی کردن نفت به عقب کامیون داخلی افزایش می یابند . تیغه های بلندتر به منظور بهره برداری شن های مجزا تا 122 متر بالاتر از بخش کناری استفاده شوند . متوسط چاه چند جانبی با تیغ ماهی شامل یک شبکه 6100 متر حفره و پیشینه یک چاه می باشد که به 200 و 19 متر می رسد . توسعه واقعی انواع چند جانبه های متفاوت را از یک لایه ضعیف ترکیب می کند . تیغه های ماهی نیز برای جستجوی مخزن در اطراف طرفین استفاده شدند . چون عمیق ترین طرفین نخست حفر شدند پس تیغه های ماهی عمودی ازمایشی می توانند بخش بیش از حد اندازه را ارزیابی کنند و حفاری طرفین بعدی کم عمق تر را بهتر یالغو کنند . تیغه های ماهی آزمایشی اطلاعاتی در مورد وجود شن و ضخامت فراهم می کند که خیلی کمتر از ضخامت چاه حفر شده چینه شناختی قدیمی می باشد . کلا انتخاب موفق چند جانبه ها به طور سازگار دو برابر میزان تولید تک جانبه ها بود . بخصوص اجزای شن باریکتر و دریایی تر سه برابر بیشتر با چند جانبه ها تولید می شوند . مزیت چند جانبه ها با بررسی شاخص بهره وری نرمال یعن میزان تولید بدست آمد که با فشار پایین آمدن سطوح آب و طول شن به حالت عادی درآمد . شاخص بهره وری نرمال 50 روز اول تک جانبه ها در شن های رودخانه دو برابر شن هایی دریایی می باشد اما تنها 66 % آن در چند جانبه ها به همه بخش ها نفوذ می کند . بنابر جریان شبه حالت ثابت در 500 روز ، بهره وری چند جانبه ها مشابه بهره وری تک جانبه ها در شن های ضخیم رودخانه می باشد اما در شن های دریایی بهره وری عالی تر می باشد.

 

حــامد

مدیر بازنشسته

کاربر ممتاز

• Jul 13, 2009

• #8

. حالت عادی کشف تجمعی به وسیله طول موثر تیغ تیغه ماهی نشان می دهد که تیغه ماهی ها به مراتب در نفوذ همان بسته رودخانه ای بهتر از چاه تک جانبی می باشد . عملکرد بهتر چاه 10 تا 20 % افزایش را قیمت افزودن تیغه ماهی های چاه را توجیه می کند . اگر چه حالت عادی به کمک کل طول موثر و تیغ و تیغه ماهی ها نشان می دهند که عملکرد تیغه ماهی کمتر از تک جانبی متوسط افت می کند . این امر مطرح می کند که مداخله جریان در بین بخشهای تیغ و تیغه ماهی در نزدیک تیغ بویژه در یک بسته شن متصل به چاه روی می دهد . به این علت ، حفاری تیغه ماهی متوجه رخساره های دریایی کم اتصال شده به چاه شده است . در این توسعه نفت سنگین ، چند جانبه ها یک روش مقرون به صرفه تسریع تولید و ریختن ذخایر به شن های ریزتز می باشد . درآینده این چاهها موجب کاهش بیشتر مخزن می شود قبل از اینکه به کمترین میزان اقتصادی برسند .
چند جانبه ها و جابجایی های مورد نظر به پتروزاتا کمک کرد تا به B/D 120000 در اواخر سال 2001 برسد .
ارزیابی شکل
چند جانبه ها میزان تولید پتروزاتا را به وسیله دسترسی به فواصل بلندتر شن در هر چاه افقی افزایش دادند . در حالیکه شن های نازک در مناطق دیگر فاجا یک مشکل نمی باشد و غلظت نفت و کیفیت شن در هر جایی عوامل مهم می باشند . غلظت نفت و جابجایی می توانند در بین شن ها هم به طور عمودی و هم به طور افقی در منطقه فاجا تغییر کنند . برخی شن ها اغلب در مجاورت نزدیک با آب حاوی نفت خیلی غلیظ می باشند. تا حدی آبی که نفت را شست می تواند گرانش ، غلظت مواد و شیمی نفت را کنترل کند . در منطقه روآتا ، آب و نفت با هم برخورد می کنند اما هر جایی در فاجا این عمل روی نمی دهد شن های آب می توانند در بین شن های نفت یافت شوند . در چند تا شن آب می توانند بالاتر از نفت سنگین یافت شود چون آب سبک تر می باشد . در شن های نامرغوب تر مشخص نیست که آب غیر قابل تبدیل است یا آزاد حرکت می کند . همچنین شن های نازک گاز وجود دارند . در پایان کیفیت شن بنابر نفوذ پذیری کمتر b 1 تا بیشتر از D 10 تغییر می کند . اوپرادورا کرونگرو اپراتور دیگر در فاجا استنباط کرد که توسعه موفق مبتنی بر تشخیص شن های حامل نفت ، تشخیص غلظت نفت و پیش بینی احتمال تولید و اب بود .
بنابراین موضوعات ، آنها یکسری چاههای چینه شناختی را با ابزار مدرن از جمله ابزار تشدید مغناطیسی قابل ترکیب قطعه قطعه کردند . تشدید مغناطیسی هسته ای مستقیم ترین شیوه برش برای راورد غلظت نفت و اشباع اب غیر قابل تبدیل می باشد و در بخشهای دیگر فاجا موفق بوده است . استنباط شد که زمان خرابی ابزار تشدیدمغناطیسی هسته ای ، T2 نفت سبک و متوسط مستقیما مربوط به غلظت نفت شد . نتایج آزمایشگاه تایید می کنند که اندازه گیری های ابزار تشدید مغناطیسی هسته ای می تواند برای براورد غلظت نفتهای سنگین موجود در فاجا استفاده شوند . اگر چه تبدیل دقیق باید اصلاح شود و پیش بینی مربوط قابل قبول در نظر گرفته شد . ابزارهای ثبت تشدید مغناطیسی هسته ای توزیع پیوسته T2 را پیوسته در موقعیت ثبت می کنند . ابزار تشدید مغناطیسی قابل ترکیب می تواند T2 را تا ms 1/0 ثبت کند به طوریکه نتایج بدست آمده از آزمایشگاه می توانند در لوگ ها به کار برده شوند .
در شن های نفت ، توزیع T2 بدست آمده از سیم بکسلی مشابه هسته اشباع شده نفت می باشد اما شامل سیگنال اصلی بالاتر از ms 33 می باشد . بعد از اینکه سیگنال نفت جدا شد ، میانگین لگاریتمی T2 اوج نفت محاسبه شد و به غلظت تبدیل شد . غلظت به طور کمابیش در آن منطقه بالا می باشد و به طور ثابت تا تماس آب و نفت افزایش می یابد .
در مثال قبلی ، منطقه آب یقینا توسط لوگ مقاومت تشخیص داده شده . در هر جایی مقاومت اب زیادی نشان می دهد اما روشن نمی باشد که این آب در اشباع غیر قابل تبدیل می باشد . در مخازن سنگی با نفت سبک ، حجم آب غیر قابل تبدیل از سیگنال تشدید مغناطیسی هسته ای کمتر از ms 33 براورد شد اما استخراج این اطلاعات برای نفت سنگین مشکل می باشد زیرا سیگنال آب غیر قابل تبدیل با سیگنال نفت ترکیب شده با دقت راه میان برها ، براورده های درستی بدست آمد تا شن ها را در اشباع آب غیر قابل تبدیل از اب آزاد تشخیص داده شوند . به دلایل مشابه مثل ترکیب سیگنال های نفت و آب غیر قابل تبدیل براوردهای نفوذ پذیری تشدید مغناطیسی هسته ای در مخازن نفت سنگین دقیق نمی باشند. در عوض ، نگرو به طور موفق نفوذ پذیری را با استفاده از شکل کانی شناسی روش مبدا براورد شد . این تکنیک مبتنی بر اندازه گیری حجم های مواد کانی اصلی در گل های ویژه می باشد چون این حکم ها شدیدا به منطقه سطح و نفوذپذیری کمک می کند. بررسی هسته کائولینیت و ایلیت را به عنوان معمول ترین گل و لای های فاجا تشخیص داده است . این عوامل علاوه بر کوارتز و کلسیت فورا توسط طیف نمایی اشعه گامای طبیعی و لوگ های هسته ای دیگر اندازه گیری شدند .
نتایج هماهنگ با هسته مناطق آب و همچنین هماهنگ با نفوذپذیری می باشند که بنابر افزایش های فشار در طی نمونه گیری آب با تسترهای شکل سیم بکسلی استنباط شد . در یک برنامه مناسب کسب داده ها از چاههای چینه شناختی ، مهندسان نگرو توانستند برآوردهای مقدماتی غلظت نفت و نفوذ پذیری مخزن بنابر لوگ ها بدست آورند و تولید شن های حامل نفت را بفهمند. این داده ها پایه ای برای بهینه سازی موفق توسعه کرونگرو می باشند

 

حــامد

مدیر بازنشسته

کاربر ممتاز

• Jul 13, 2009

• #9

کانادا – ته نشین های بزرگ کم عمق
در 400 بیلون مترهای مکعبی ، کانادا بزرگترین بخش ذخایر نفت بیش از حد سنگین وقیر جهان دارد . شناخته ترین ته نشین شن های نفت آتاباسکا (Athabasca)( در آلبرتای کانادا می باشد . کاشفان و شکارچیان نخست برون زدهای شن ها را در اواخر سالهای 1700 گزارش کردند . در اوایل سالهای 1900 روشهای شیوه معدن کاری پدیدار شد تا نفت آسفالت مانند برای مواد سنگ فرش استفاده شود .
امروز چندین شرکت پروژه هایی برای بهره برداری این شنها توسعه می دهند که 5/7 تا 9 قیر API را با غلظتی تا CP 1000000 در دمای مخزن نگه می دارند. معدن کاری سطح شن ها یک صنعت مهم و رو به رشد در ان منطقه می باشد که شرکتهایی چون سینکرود کانادا ، سانکور انرژی و Canada shell نفت خام را از گودال معادن استخراج می کنند . شن های نفت آتاباسکا معمولا به حدود یک سوم کل تولید نفت کانادا را می دهند و انتظار می رود تا سال 2005 به 50 % برسد . چند اپراتور ذخایر عمیق تری را بدست می آورند که می تواند تنها از طریق چاهها حاصل شوند .
غلظت نفت بالای نفت خام آتاباسکا تولید سرد را از چاههای غیر عملی برمی گرداند . اگر چه وقتی نفت گرم شد آن فورا جریان می یابد بنابراین شرکتها از آغاز در امکانات طغیان جریان سرمایه گذاری می کنند .
Encana در مرحله اول پروژه گرمایی سه مرحله دریاچه کریستیان در طول عمر 30 ساله خود 600 میلیون شبکه براورد شده نفت از شن های صورت مک مورای تولید خواهد کرد .
تولید نفت از طریق زهکشی گرانی به کمک بخار می باشد یعنی یک تکنیکی که در کانادا توسعه یافت و در چندین تحقیق آزمایشی تست شد . چاههای موازی افقی بنابر المنت های اصلی زهکشی گرانی به کمک بخار . بخار به چاه بالایی وارد شد که حجم نفت محاط شده را گرم می کند و غلظت آن را کاهش می دهد و موجب می شود که ان در چاه پایینی به طرف پایین جریان یابد. تقریبا 75 چاه چینه شناسی حفر شدند و بررسی های لرزه ای D 2 و D 3 متخلخل و نفوذ پذیری 30 تا D 10 می باشند . کیفیت بالا و ضخامت شن ها این مخازن را کاندیدای خوبی برای زهکشی گرانی به کمک بخار می کند .
اگر چه بررسی هسته وجود برخی لایه های گل سنگ را نشان می دهند . این لایه ها احتمالا به عنوان موانعی در افزایش بخار عمل خواهد کرد . حد جانبی و پیوستگی گل سنگ های غیر قابل نفوذپذیر بر میزان افزایش بخار تاثیر خواهد گذاشت . هراه با هر پروژه بخار هدف تولید نفت زیاد با حداقل قیمتهای تولید وسرمایه می باشد. نسبت بخار به نفت مهمترین متغیر می باشد که بر بهره اقتصادی پروژه تاثیر می گذارد . هدف اصلی مرحله 1 کاهش تردید در پیش بینی نسبت بخار به نفت پروژه می باشد که معمولا تا متوسط 9/1 پیش بینی شد . پروژه Encom با استفاده از بررسی های EM چاه مقطع و لرزه ای چاه مقطع و لرزه ای D 4 تولید را بازرسی می کند .
Encom حفر 250 تا 360 چاه زهکشی گرانی به کمک بخار را با یک مقطع افقی 500 تا 750 متر پیش بینی می کند . چاههای تولید و تزریق با کفی های شیار دار در مقاطع افقی کامل شدند .
بقیه حفره چاه با لوله گذاری محکم شد . یکی از تلاشهای پروژه گرمایی حفط یکپارچکی بتونه سیمان می باشد . این بتون از ارتباط سیال بین سازنده ها و سطح ممانعت می کند . اقدامات اولی سیمان ممکن است یک بتونه هیدرولیکی خوب فراهم کند اما تغییرات و فشار و بویژه دمای مربوط به تزریق بخار می توانند تنش ها را بوجود آورند و یکپارچگی سیمان را خراب کنند .
تغییرات در شرایط تنش تجهیزات ته چاهی که در طی عمر چاه زهکشی گرانی به کمک بخار روی می دهند فوق العاده زیاد می باشند . دماهای بالا و گردش بین تزریق بخار و تولید نفت می توانند منجر به آسیب مکانیکی و نقص نهایی شوند . یک سیستم سیمان جدید اسچلامبرگر با انعطاف پذیری بیشتر بر در برابر کراکنیگ تنش مقاومت می کند . تکنولوژی سیمان تغییر پذیر پیشرفته FLEX stone نیروهای فشاری و تنش بالا را در مقایسه با سیمان های معلولی حفظ می کند . شش چاه در مرحله اول پروژه دریاچه کریستینا (Christina lake) با سیمان FLEX stone محکم شدند تا نفوذ پذیری و انعطاف پذیری را حفظ کند در حالیکه ظرفیت توسعه گرمایی جداره و سیمان دارد . پتروشیمی کانادا یک رویکرد مشابه ای برای توسعه شن های نفت در زمین رودخانه مک کی دنبال می کند . بررسی های لرزه ای ، لوگ های هسته و چاه در بیشتر از 200 چاه ترسیم به تشخیص وجود ، ضخامت و اندازه مساحتی نفت کمک کند .
سازندهای پر از نفت که حاوی ذخایر برآورده شده 230 تا 300 میلیون بشکه می باشند. چنانچه این بشکه ها در حدود 400 فوت عمیق می باشد و ضخامت از 50 تا 250 فوت تغییر می کنند . 7 تا 8 نفت API با روش زهکشی گرانی به کمک بخار تولید خواهد شد . چاههای افقی زهکشی گرانی به کمک بخار به طول 3280 فوت حفر شدند . یک چاه در نزدیک پایه مخزن و در حدود 5/3 فوت دور از پایین و دیگری 14 فوت دور از بالای می باشد . ان چاهها از سطح در زاویه 45 درجه پیش می روند بنابراین آنها می توانند در 400 فوت افقی باشند . کنترل شن یک موضوعی در 34% تخلخل ، 5 تا 10 واپاشی و شن های تثبیت نشده می باشد . چاهها در مقاطع افقی با کفی های شیاردار سیمان نشده کامل شدند . برخی چاهها رشته های حفاری دو طرفه لوله دارند تا از نتیجه و پاشنه چاه ذخایر را تولید کند . پتروشیمی کانادا پیش بینی می کنند چاهایشان سازندگانی با حجم بالا در 2000 تا 3000 شبکه سیال در هر روز باشند . معمولا 25 جفت چاه در زمینی رودخانه مشابه شکستگی ها ایجاد می کنند بدین سبب نفوذ پذیری و تخلخل افزایش می یابند . ارتقاء حفره های حلزونی در هنگام پایداری شکل یک مشکلی برای سازندگان نفت سنگین می باشد .
رسیدگی به شن تولید شده مورد دیگر می باشد . تعداد محقق عملکرد نفت سنگین کف آلود را بررسی می کنند . به طوریکه فشار مخزن کاهش می یاب ، گاز حل شده همچون حباب های کوچک گیر افتاد ، توسط نفت غلیظ پراکنده می شود . نفت کف آلود همراه با استحکام مشکلات موس غلظت پایین دارد . گزارش شد که مخازنی با عملکرد نفت کف الود بیشتر از عوامل کشف مورد انتظار مواجه می شوند . روش های بازیافت نفت افزایش یافته ممکن است هیدروکربن های به دام افتاد . در مخازن نفت سنگین را آشکار کنند . سیلاب آب داغ با موفقیت محدود تست شد . آب گرما را همچون کمتری می شود . تغییر تزریق آب با گاز یا بخار نیز در پروژه های آزمایشی است . سوختن مشهور به طغیان آتش تست شد اما به طور گسترده به کار برده شد و هوا یا گاز سوختنی تزریق شد و نفت مشتعل شد . نفت نرم گرم شده به طرف تولید کننده کشیده شد و سنگین ترین اجزا را در پشت یک منطقه به جا می گذارد . روشهایی که می توانند نفت های سنگین را بشکنند یعنی مولکولهای بزرگ را از تجهیزات ته چاهی جدا کنند و رویای متخصصان نفت سنگین می باشند .
ترکیب این تکنولوژیهای موجود تشخیص مقدار نفت را در تریلیون بشکه های نفت سنگین جهان ساده تر می کند .