تحقیق مقاله روش های بازبابی حرارتی

مقدمه :

میزان ذخیره نفت خام های سنگین و قیری شکل در جهان در حد نفت خام های معمولی ، تخمین زده می شوند . این نوع مایعات بعلت نیازهای حال و آتی اولین ماده سوختی آلی هستند که جانشین نفت خام فعلی می گردند . هدف اصلی استفاده از متدهای حرارتی ، کاهش گرانروی نفت خام ، بالا بردن کارائی عمل جابجائی نفت خام با تقلیل نیروهای موئین محبوس کننده نفت ، جارو کردن و پیشبرد نفت بسوی چاههای تولیدی در حیطه سیال تزریق شده و در تماس با نفت و سنگ مخزن ، تبخیر آب همزاد و در نتیجه عملکرد آن بعنوان پروسه نیروی محرک بخار در داخل سنگ مخزن ، بوجود آوردن نیروی گاز محلول در نفت در اثر حرارت و کاهش غلظت نفت ، ازدیاد تزریق پذیری و ... می باشد . اصولاً در سراسر جهان روشهای حرارتی ازدیاد برداشت کلاً سهم بسزائی را بخود اختصاص داده اند و قسمت قابل توجه ای از تولیدات نفت تا کنون بدین طریق بوده اند.

در این روش ها با فراوری انرژی حرارتی و دمای مخازن نفتی گرانروی نفت در جای سازند کاهش یافته و امکان جابجایی نفت درجا فراهم می گردد این روش ها معمولا برای مخازنی که دارای نفت هایی سنگین تر (با گرانروی بالا ) هستند مورد استفاده قرار می گیرند . به طور کلی روشهای حرارتی را می توان به دو دسته تقسیم نمود ، دسته اول روشهایی هستند که در آن ها انرژی حرارتی در خارج از مخزن و در سطح زمین تولید شده و سپس با کمک تزریق سیال داغ ، انرژی حرارتی به مخزن منتقل می گردد مانند تزریق بخار و آب گرم . دسته دوم روشهایی هستند که در آنها حرارت در خود مخزن تولید می گردد مانند احتراق درجا .

در دسته اول سیال تزریقی حامل انرژی حرارتی است در صورتی که در دسته دوم ، سیال تزریقی یکی از اجزاء ایجاد کننده حرارت در درون مخزن می باشد  ( در یک واکنش گرما زا ) . بنابراین مقدار اتلاف انرژی حرارتی در دسته اول بسیار بیشتر از روشهای دسته دوم می باشد . در روشهای تزریق سیال گرم ، سیال در ابتدا با ناحیه تخلیه شده تماس پیدا می کند و لذا در این ناحیه مقدار زیادی از انرژی حرارتی خود را از ست می دهد . در صورتی که در روشهای نوع دوم انرژی حرارتی در جایی که لازم باشد ایجاد می گردد . اتلاف دما یکی از عوامل محدود کننده و از پارامترهای کنترل کننده روشهای نوع اول می باشد . هدف اصلی و مشترک در تمامی روشهای حرارتی ، افزایش درجه حرارت در ناحیه ای از مخزن می باشد تا بر اثر آن گرانروی سیال کاهش یافته و تحرک پذیری آن افزایش یابد و راندمان جابجایی و جارویی افزایش و دبی نیز افزایش می یابد همچنین دما برروی نفوذ پذیری نسبی تأثیر گذاشته و مقدار درجه اشباع نفت باقیمانده را کاهش و مقدار درجه اشباع آب (Sw) را افزایش می دهد ( در فرآیندهای احتراق بخشی از نفت باقیمانده می سوزد و در اثر واکنش هیدروکربن با اکسیژن مقداری آب تولید می شود ) گرانروی مایعات با افزایش دما شدیدا کاهش می یابد . رابطه کاهش گرانروی با افزایش دما به شکل نمائی نزولی بوده و هر چه گرانروی سیال بیشتر باشد مقدار افت گرانروی سیال به ازاء افزایش مقدار مشخص دما بیشتر خواهد بود

مقدمه ای بر تولید و وجود نفت :

در اثر تجمع بقایای گیاهان و جانوران در محیط های رسوبی دریایی و پوشیده شدن این مواد آلی توسط رسوبات در شرایط بی هوازی مواد آلی در ابتدا به کروژن وسپس به  نفت خام تبدیل می شوند.

تشکیل نفت خام اولیه در سنگ منشا (  (source rock صورت می گیرد این نفت خام در واقع مخلوطی از نفت- آب شو‌ر و گاز می باشد که در اثر فرایندی به نام مهاجرت اولیه ((primary migration به سمت بالا حرکت می کند ودرسنگ مخزن(reservoir rock )تجمع می یابد چون در بالای سنگ مخزن  پوش سنگ (cap rock) که سنگی غیر قابل نفوذ است وجود دارد این مخلوط آلی در سنگ مخزن پایدار می شود وبر اساس اختلاف چگالی  و میزان فشار فوقانی از هم جدا می شوند و گاز در بالاو نفت در وسط وهمچنین آب شور در پایین سنگ مخزن قرار می گیرد .

پس از آنکه به کمک مطالعات زمین شناسی یک منطقه از نظر وجود نفت خام محتمل تشخیص داده شد در آن منطقه عملیات لرزه نگاری انجام می دهند در صورتی که انجام لرزه نگاری وجود نفت را در طبقات زیرین به اثبات رسانید اقدام به حفر چاه اکشافی می کنند .

هدف از حفر چاه اکتشافی اثبات وجود نفت بر اساس مطالعات زمین شناسی است . پس از اتمام حفاری چاه اکتشافی اقدام به حفر چاه توصیفی می کنند که هدف آن بر آورد میزان ذخیره هیدروکربنی مخزن است آنگاه اقدام به حفر چاه بهره برداری می کنند . هدف از ایجاد این چاهها تولید از مخزن می باشد .

خواص عمده نفت خام :

 نفت در حالت طبیعی مایعی است تیره ، سیاه ، قهوه ای روشن و یا قهوه ای مایل به سبز و سبز تیره با بوی خاصی شبیه بوی گوشت سوخته می باشد .

نفت خام مخلوطی از هیدروکربنهای مختلف است ، ترکیب شیمیایی معین ثابتی ندارد و اساس طبقه بندی معمولی نفت خوا موادی است که پس از تقطیر تدریجی آن باقی می ماند مثلا اگر مواد باقیمانده واکسهائی کم رنگ یا بیرنگ باشند در حلالهائی از قبیل کلروفروم ، اتر و بی سولفوردوکربن به سهولت قابل حل نباشند و اسیدها هم در آن کم اثر باشند معلوم می شود که مواد مزبور مخلوطی از هیدروکربنهای اشباع یا پارافینی هستند که فرمول کلی آنها CnH2n+2 می باشد . از اینرو آنرا نفت پارافینی می نامند . اعضای سبکتر این سری هیدروکربنها تقریباً در انواع مختلف نفت موجود است و گاز طبیعی تقریباً منحصراً از این هیدروکربنها تشکیل شده اند ولی البته ممکن است دارای ناخالصیهائی از قبیل هیدروژن سولفوره و غیره باشد اگر پس از تقطیر تدریجی آن باقی می ماند مثلا اگر مواد باقیمانده واکسهائی کم رنگ یا بیرنگ باشند در حلالهائی از قبیل کلروفروم ، اتر و بی سولفور دو کربن به سهولت قابل حل نباشند و اسیدها هم در آن کم اثر باشند معلوم می شود که مواد مزبور مخلوطی از هیدروکربنهای اشباع یا پارافینی هستند که فرمول کلی آنها CnH2n+2 می باشد . از اینرو آنرا نفت پارافینی می نامند . اعضای سبکتر این سری هیدورکربنها تقریبا در انواع مختلف نفت موجود است و گاز طبیعی تقریباً منحصراً از این هیدورکربنها تشکیل شده اند ولی البته ممکن است دارای ناخالصیهائی از قبیل هیدوروژن سولفوره و غیره باشد اگر پس از تقطیر تدریجی نفت مورد آزمایش مواد باقیمانده مانند آسفالت سیاه رنگ و شفاف باشند و در حلالها نیز به آسانی قابل حل باشند ، آنرا نفت آسفالتی یا نفتی می نامند .

نفت آسفالتی علاوه بر هیدروکربن های اشباع و سبکی از قبیل متان و غیره دارای ئیدروکربنهای اولفینی یا پلی متیلنی نیز می باشد مانند بعضی از نفتهای کانادا و کالیفرنیا و روسیه . علاوه بر این ممکن است مقدار کمی ئیدروکربن از خاناده استیلن ها CnH2n-2 و بنزنها نیز در نفت موجود باشد مانند نفت برخی از نواحی تگزاس ، لوئیزیانا ، رومانی و هند شرقی .

بعضی اوقات هیدروکربنهائی از سریهای بالاتر به مقدار بسیار کمی نیز در نفت دیده می شود مانند نفت بیرمانی ، کالیفرنیا و روسیه که بعضی از آنها دارای اندکی نفتالین می باشد .

غلظت نفت از آب بیشتر است ولی وزن مخصوص آن از آب کمتر می باشد و ممکن است از 75/0 تا یک برسد . معمولاً وزن مخصوص نفت را به توصیه انجمن نفت آمریکا به وسیله درجه سبکی یا (درجه API) آن نمایش می دهند که از فرمول زیر استخراج می شود : 

Abstract

Thermal Recovery Methods

Most worldwide EOR activity to date has been concentrated in the United States. Of the 512 projects active in 1956, 201, or 39%, were thermal projects. However, these thermal projects are responsible, as we have said, for 78% of the total domestic EOR production. This constitutes about 7% of total oil production in the United States. So, the vast majority of industry EOR production is obtained by thermal methods.

Basically, there are two classes of thermal recovery processes: displacement, or drive, processes and stimulation processes.

A drive process involves the displacement of reservoir fluids to adjacent wells, as in a waterfoold. A thermal drive process involves the application of heat to reduce oil viscosity, thus improving the displacement efficiency of injected water and / or gas. Normally, a drive process involves propagation of heat within the reservoir over the entire distance between injection and producing wells. The injected fluid may carry heat generated at the surface, as with steam or hot – water injection or the heat may be generated within the reservoir, as with in situ combustion, which results when air is injected.

Thermal stimulation involves the heating of a limited region around a producing well to reduce oil viscosity and to improve near – well bore permeability by removal of fines and aspartic deposits. The radius of the region heated might be only inches, as in the case of well bore heaters used to heat the formation by conduction, or it may be many feet (10-100), as in cyclic steam stimulation. In all cases, the principal benefit is to improve well productivity.

Steam stimulation involves periodic injection of steam in to a producing well. It has some aspects of a drive process, but unless wells are closely spaced or the treatments quite large, the effect of displacement is slight.

Cyclic steam stimulation is also referred to by many other names, such as a steam soak, huff – and – puff, and steam – and – pump. Other fluids can be used in place of steam to heat the reservoir near the well bore , including air , hot water , hot oil , or hot gas . These other fluids have not been widely used, however, the reasons for which will be discussed later.