تازه های علم شیمی

[Sara12]

فناورى هاى نوین اکتشاف


با ظهور فناورى هاى ویژه و پویا، تغییرات زیادى در شیوه هاى اکتشاف ایجاد شده است. اکتشاف و بهره‌بردارى از منابع نفت و گاز، در ابتدا به روش جست وجوى شواهد سطحى این منابع زیرزمینى انجام مى شد. این جست وجو شامل پیگیرى رخنه‌هاى نفت یا گاز بود که از زمین به بیرون نفوذ کرده بود. به دلیل این که مقدار کمى از ذخایر نفت و گاز طبیعى به سطح زمین نفوذ می‌کنند، این فرآیند اکتشاف ناکارآمد بود. با توسعه صنایع در کشورهاى مختلف، نیاز جهان به سوخت هاى فسیلى روزافزون شد. این مسئله ضرورت تغییر در روش هاى اکتشاف و افزایش بازده این روش ها را دوچندان ساخت. امروزه اکتشاف ذخایر نفت و گاز بسیار پیچیده شده و با بهره‌گیرى از تجهیزات ویژه، درصد موفقیت در کشف ذخایر فسیلى را به حد قابل قبولى رسانده است. در این نوشتار، روش ها و مراحل اکتشاف ذخایر نفت و گاز بررسى مى شود. تهیه بانک داده‌ها فناوری، نقش عمده اى در میزان موفقیت مکان‌یابى ذخایر نفت گاز طبیعى دارد. این فناورى هنگامى موثر است که یکى از ابزار اصلى آن را که همان داده‌هاى صحیح – نرم‌افزار – است، زمین‌شناسان و ژئوفیزیک ها بررسى و فرآورى کنند. این داده‌ها هنگامى کاربردى می‌شوند که به درستى جمع‌آورى و طبقه‌بندى شوند. این داده‌ها که معمولاً شامل ویژگی‌هاى ذخایر زیرزمینى است، به منظور تبیین زمینه‌هاى علمى براى تعیین محل ذخایر نفت خام و گاز طبیعى تفسیر می‌شوند. فرآیند اکتشاف نفت خام و گاز طبیعى سرشار از تردید و با آزمون و خطاى فراوان همراه است، زیرا نفت و گازى که جست وجو می‌شود، اغلب صدها فوت پایین‌تر از سطح زمین قرار دارد. از این رو، جمع‌آورى و طبقه‌بندى علمى داده‌ها در کاهش خطاى اکتشاف بسیار موثر است. مطالعات زمین‌شناسی زمین شناسان اکتشاف نفت خام و گاز طبیعى را با بررسى ساختار سطحى زمین مناطقى که احتمال دارد منابع نفت و گاز داشته باشند، آغاز مى کنند. در اواسط قرن هجدهم زمین شناسان به این نتیجه رسیدند که در سراشیبی‌هاى تاقدیسی، احتمال وجود ذخایر نفت و گاز بیشتر است. در این تاقدیس‌ها که زمین در محل خود چین خورده است، لایه‌هاى گنبدى شکل ایجاد شده که نشانگر تعداد زیادى از ذخایر نفت و گاز است. با بررسى و ترسیم مشخصات سطحى و زیرسطحى یک منطقه مشخص، زمین‌شناس پیش‌بینى می‌کند در کدام مناطق احتمال وجود ذخایر نفت خام و گاز طبیعى بیشتر است. زمین‌شناس از ابزار متعددى براى این بررسى بهره می‌برد. از جمله این ابزار، بررسى برش‌هاى صخره‌هاى درون زمین، دره‌ها و یا تنگه‌ها از نظر محتواى مایع درون سنگها، تخلخل سنگ، رطوبت‌پذیری، سن و ترتیب شکل یافتن صخره است که امکان استنتاج‌هایى درباره ذخایر احتمالى را به زمین نشان می‌دهد. هنگامى که زمین‌شناس، منطقه‌اى را ارزیابى مى کند و احتمال وجود یک منبع نفتى و یا گازى را در آن محدوده محتمل مى داند، آزمایش‌هاى بعدى براى به دست آوردن اطلاعات جزئی‌تر و ترسیم دقیق تشکل‌هاى زیرزمینى مرتبط با ذخایر نفت و گاز طبیعى انجام می‌شود. معمولاً زمین شناسان این آزمایش‌ها را انجام مى دهند. لرزه‌نگارى در اکتشاف لرزه‌نگارى بزرگ ترین پیشرفت پیش بینى نشده در اکتشاف نفت خام و گاز طبیعى است. لرزه‌نگارى بر مطالعه شکل موج‌هاى ارتعاشى استوار است که از میان لایه‌هاى زمین عبور مى کند و با انواع تشکل‌هاى زیرزمینى به طور متفاوت تعامل دارد. در سال ۱۸۵۵، ال.پالیمیر، اولین لرزه‌نگار را به عنوان ابزارى براى تشخیص و ثبت زمین‌لرزه‌ها کشف کرد. این دستگاه قادر به ثبت ارتعاش هاى زمین بود که در یک زمین‌لرزه به وجود می‌آید. این فناورى از سال ۱۹۲۱ به منظور استفاده در یافتن محل تشکل‌هاى نفتى و گازى زیرزمینى در صنعت نفت به کار برده شد. موج هاى ارتعاشى یادشده که یک منبع آن را ایجاد می‌کند، از لایه‌هاى متفاوت زمین عبور مى کند و قسمتى از آن را لایه‌هاى زیرزمینى مختلف به سمت منبع انعکاس می‌دهند. این انعکاس، امکان استفاده از لرزه‌نگارى را براى تبیین ویژگى هاى لایه‌هاى زمین به زمین‌شناس می‌دهد. زمین‌شناسان قادرند ارتعاش هایى را در سطح زمین ایجاد و چگونگى بازگشت این ارتعاش ها را به سطح ثبت کنند. موج هاى ارتعاش ارسال شده در برخورد با صخره‌ها و لایه‌هاى سخت زمین نسبت به لایه‌هاى با منفذ زیاد، بازتاب متفاوتى دارند و همین تفاوت به زمین‌شناس امکان مى دهد تا محدوده و عمق سنگ هاى متخلخل را که احتمالاً حاوى نفت و گاز هستند، تخمین بزنند. لرزه‌نگارى ساحلی در لرزه‌نگارى براى اکتشاف در مناطق ساحلی، موج‌هاى ارتعاشى مصنوعى به سطح زمین فرستاده می‌شوند. این موج ها پس از برخورد با لایه‌هاى مختلف، بازتابى ایجاد می‌کنند که قطعات حساسى به نام ژئوفون آنها را ثبت می‌کنند. این داده‌هاى برداشت شده به یک ماشین ثبت ارتعاش منتقل می‌شود تا اطلاعات لازم براى تفسیر زمین شناسان و مهندسان مخزن را فراهم کند. این ماشین وظیفه تقویت، ترجمه و بایگانى ارتعاش هاى دریافتى از ژئوفون را دارد. در روزهاى اولیه اکتشاف لرزه‌ای، امواج لرزه‌اى به وسیله دینامیت ایجاد می‌شود. طراحى و نحوه بارگذارى دینامیت‌ها بسیار دقیق بود، ‌به گونه اى که انفجارهاى کوچک امواج لرزه‌اى لازم و ضرورى را ایجاد می‌کرد. در اواسط دهه ۷۰ مشخص شد که نوارهاى سفیدى به نام نقطه‌هاى روشن، روى باریکه‌هاى ثبت شده لرزه‌اى ظاهر می‌شود. این نوارهاى سفید، نشانگر وجود ذخایر هیدروکربن در زیر زمین بود. صخره‌هاى طبیعى و پر منفذ داراى گاز طبیعى اغلب بازتاب هاى قوى ترى نسبت به صخره‌هاى پر آب و معمولى دارد و از طریق نقطه‌هاى روشن به صورت مستقیم قابل تشخیص است. این روش تشخیص ذخایر گازى که روش بازرسى مستقیم نام دارد، در برخى موارد ذخایر هیدروکربنى را نمایان نمى کند؛ از این رو روش کاملاً مطمئن و مورد اعتمادى نیست. فناورى هاى نوین اکتشاف یکى از بزرگ ترین نوآوری‌هاى تاریخ اکتشاف نفت و گاز، استفاده از رایانه براى ثبت و تحلیل داده‌هاى زمین‌شناسى بر روى نقشه‌هاى مخصوص است. با توسعه یافتن میکروپروسسورها، اطمینان استفاده از رایانه براى ثبت و تحلیل داده‌هاى ارتعاشی، افزایش قابل توجهى یافته است. این مسئله امکان پردازش مقادیر بیشترى از اطلاعات را فراهم کرده و اعتبار و محتواى اطلاعاتى مدل هاى لرزه‌اى را افزایش داده است. زمین‌شناسان در اکتشاف به کمک رایانه از سه مدل اصلى اکتشاف بهره می‌برند. این مدل ها عبارتند از: - مدل دوبعدی - مدل سه‌بعدی - مدل چهاربعدی فناورى بهره‌گیرى از رایانه، آنقدر پیشرفت کرده که اکنون با ترکیب اطلاعات به دست آمده از انواع آزمایش ها مانند گزارش هاى روزانه، تولید اطلاعات و آزمایش هاى غلظت‌سنجى امکان ایجاد یک تجسم فکرى از زیر زمین را فراهم کرده است. با استفاده از این امکانات، زمین‌شناسان قادر به ترکیب تمام داده‌ها براى پردازش و ایجاد یک تصویر روشن و کامل زمین‌شناسى از زیر زمین هستند. لرزه‌نگارى سه‌بعدی یکى از چشمگیرترین پیشرفت‌ها در اکتشاف به کمک رایانه، توسعه لرزه‌نگارى سه‌بعدى ست. این روش از داده‌هاى لرزه‌اى منطقه براى ایجاد یک تصویر سه‌بعدى از تشکل‌ها و لایه‌هاى مختلف زمین‌شناسى منطقه استفاده می‌کند. از آنجاکه این تصویر واقعى می‌تواند براى تخمین زدن وجود لایه‌هاى هیدروکربنى در منطقه و صفات خاص ساختمان این تشکل ها بسیار مفید باشد، به زمین‌شناسان در تخمین ذخایر هیدروکربورى با احتمال بسیار بالا کمک مى کند. استفاده از روش لرزه‌نگارى سه بعدى احتمال موقعیت‌یابى مخزن را تا ۵۰ درصد افزایش می‌دهد. این فناورى با وجود موفقیت‌آمیز بودن، بسیار هزینه‌بر است. لرزه‌نگارى سه‌بعدى می‌تواند بیش از یک میلیون دلار در یک منطقه با ۵۰ مایل مربع مساحت هزینه در بر داشته باشد. در تولید تصاویر سه‌بعدى نیاز به داده‌هایى است که از هزاران نقطه جمع‌آورى شده باشد، حال آن که در روش هاى دو بعدى صرفاً نیاز به چندصد نقاط داده است. به دلیل پیچیدگى و طولانى بودن فرآیند، از لرزه‌نگارى سه‌بعدى در ترکیب با دیگر روش هاى اکتشاف استفاده مى شود. براى مثال، یک زمین شناس ممکن است از لرزه‌نگارى دوبعدى مرسوم به منظور طراحى و بررسى ویژگى هاى زمین‌شناسى براى ارزیابى احتمال وجود ذخایر نفت و گاز استفاده کند. در این حالت هنگامى که از فناورى هاى مقدماتى استفاده مى شود، از لرزه‌نگارى سه‌بعدى صرفاً در مناطقى که احتمال وجود ذخایر هیدروکربورى بالا است، استفاده مى شود. علاوه بر تعیین محل ذخایر نفت و گاز، لرزه‌نگارى سه‌بعدى در تعیین محل دقیق و بهینه چاه‌هاى حفارى نیز موثر است. با استفاده از این فناوری، علاوه بر بهینه کردن تعداد چاه ها و کاهش هزینه‌هاى خرج‌هاى اضافی، با تعیین محل دقیق چاه ها امکان استخراج بیشتر نفت و گاز از زمین فراهم می‌شود. لرزه‌نگارى سه‌بعدى میزان بازیافت چاه هاى مولد را به حدود ۴۰ تا ۵۰ درصد افزایش می‌دهد، حال آن که میزان بازیافت چاه هایى که با فناورى هاى معمولى اکتشاف تعیین محل شده‌اند، ۲۵ تا ۳۰ درصد است. تا سال ۱۹۸۰ تنها یکصد آزمایش لرزه‌نگارى سه‌بعدى صورت گرفته بود. در اواسط دهه ۹۰ با کاهش نسبى هزینه و توسعه فناورى در هر سال ۲۰۰ تا ۳۰۰ آزمایش لرزه‌نگارى سه‌بعدى صورت پذیرفت. در سال ۱۹۹۳، ۷۵ درصد از بررسی‌هاى اکتشاف ساحلى از لرزه‌نگارى سه‌بعدى استفاده کردند. در ایران، در میدان هایى مانند آب‌تیمور، دارخوین، کرنج و پارسی، عملیات لرزه‌نگارى سه‌بعدى با موفقیت اجرا شده است. تصویر لرزه‌نگارى دوبعدی اکتشاف به کمک رایانه دوبعدى شامل تولید یک تصویر از لایه‌هاى مختلف زیر سطح زمین است. در روش‌هاى مرسوم زمین‌شناسى با جمع‌آورى و تحلیل اطلاعات موجود، تصورى دوبعدى از این لایه‌هاى براى خود ترسیم می‌کند، اما با کمک فناورى رایانه، امکان ایجاد نقشه‌هاى بسیار مفصل‌تر و بسیار سریع تر از روش هاى مرسوم وجود دارد. علاوه بر این، با سیستم دوبعدى امکان استفاده از نمایش تصاویر رنگى ایجاد شده رایانه اى براى برجسته کردن خواص زمین‌شناسى وجود دارد‌ که از طریق روش‌هاى تصویرلرزه‌نگارى مرسوم امکان ظهور بسیار پایینى دارد. تصویر لرزه‌نگارى دوبعدى پیچیدگى و تفصیل کمترى از تصویر سه‌بعدى دارد. جالب توجه است که فناورى لرزه‌نگارى سه‌بعدى پیش از فناورى دوبعدى توسعه یافت. فناوری‌هاى دوبعدى تصویر لرزه‌نگارى در حقیقت توسعه‌اى از فناوری‌هایى سه‌بعدى است. فناورى دوبعدى براى ساده‌کردن و کاهش هزینه‌هاى لرزه‌نگارى سه‌بعدی، همچنین کاهش پیچیدگی‌هاى استفاده از فناورى سه‌بعدى توسعه یافت. تصویر لرزه‌نگارى دوبعدى به کمک رایانه (caex) در مناطقى به کار می‌رود که احتمال وجود ذخایر نفت خام و گاز طبیعى به حدى است که استفاده از لرزه‌نگارى سه‌بعدى را از لحاظ اقتصادى و صرف زمان توجیه‌پذیر سازد. تصویربردارى لرزه‌نگارى چهاربعدی یکى از پیشرفت هاى پیش بینى نشده اخیر در اکتشاف لرزه‌اى و شکل دادن ساختمان‌هاى صخره زیرزمین، ابداع تصویرلرزه‌نگارى چهاربعدى بوده است. این نوع تصویربردارى از توسعه فناورى تصویربردارى سه‌بعدى است. در تصویربردارى چهاربعدى به جاى دریافت یک تصویر ساده و ساکن از زیر زمین، تغییرات در ساختار و خواص تشکل هاى زیرزمینى به طور مستمر مشاهده می‌شود. از آنجاکه چهارمین بعد در تصویر لرزه‌نگارى چهاربعدى زمان است، به آن تصویربردارى مشمول مرور زمان نیز گفته می‌شود. مطالعات لرزه‌اى متفاوت از یک منطقه خاص در زمان هاى گوناگون انجام شده و این (ترتیب) داده‌هاى مختلف به یک رایانه قدرتمند منتقل می‌شود تا تصاویر مختلفى از آنچه در زیر زمین می‌گذرد، به دست آید. با مطالعه چگونگى تغییر تصاویر لرزه‌اى در سراسر زمان، زمین‌شناسان قادر به کسب آگاهى بیشتر از خواص مختلف صخره‌ها شامل جریان سیال در زیر زمین، چسبندگی، دما و غلظت هستند. علاوه بر این، زمین شناسان و مهندسان از لرزه‌نگارى چهار بعدى می‌توانند براى ارزیابى خواص یک مخزن مانند زمان استخراج نفت خام و هنگامى که توسعه مخزن اهمیت می‌یابد، استفاده کنند. استفاده از لرزه‌نگارى چهار بعدى در یک مخزن می‌تواند میزان بازیافت را به بیش از آنچه با استفاده از لرزه‌نگارى دوبعدى یا سه‌بعدى به دست می‌آمد، افزایش دهد، در حالى که میزان بازیافت این دو نمونه از لرزه‌نگارى ۲۵ تا ۳۰ درصد و ۴۰ تا ۵۰ درصد به ترتیب توالى است. استفاده از لرزه‌نگارى چهار بعدى می‌تواند میزان بازیافتى حدود ۶۵ تا ۷۰ درصد در پى داشته باشد. لرزه‌نگارى دریایی در آغاز اکتشاف براى نفت خام و یا گاز طبیعى که صدها یا هزاران پا زیر سطح دریا قرار دارد، از روشى نسبتاً متفاوت از اکتشاف لرزه‌اى استفاده می‌شود. در این روش به جاى استفاده از خودرو و ژئوفون ها، از یک کشتى برداشت داده‌ها استفاده می‌شود. به جاى ژئوفون‌ها، در اکتشاف دریایى از هیدروفون ها استفاده می‌شود که براى برداشت امواج لرزه‌اى زیر آب طراحى شده است. این هیدروفون ها در ساختارهاى متفاوت بر حسب نیاز زمین شناس با طناب به دنبال کشتى کشیده می‌شود. در این روش به جاى استفاده از دینامیت یا ضربه‌ بر کف بستر دریا، کشتى لرزه‌اى از یک تفنگ بادى بزرگ استفاده می‌کند که گلوله‌هاى هواى فشرده را به زیر آب رها می‌کند. به این طریق امواج لرزه‌اى که می‌تواند به درون پوسته زمین برود و بازتاب هاى مورد نیاز را تولید کند، ایجاد می‌شود. اندازه‌گیرى مغناطیسى (مگنومتر) علاوه بر استفاده از لرزه‌شناسى براى جمع‌آورى اطلاعات مرتبط با ترکیب پوسته زمین، خواص مغناطیسى ساختمان هاى زیر زمین نیز می‌تواند براى تولید داده‌هاى زمین‌شناسى استفاده شود. این کار با استفاده از مگنومترها انجام می‌شود؛ دستگاه هایى که می‌تواند تفاوت هاى جزئى در خواص مغناطیسى لایه‌هاى مختلف زمین را اندازه‌گیرى کند. در روزهاى اولیه مگنومترها، دستگاه‌هاى بزرگ و حجیم بودند که تنها قادر بودند یک منطقه کوچک را در یک زمان بررسى کنند. با توسعه فناوری، در سال ۱۹۸۱، ناسا ماهواره‌اى به فضا پرتاب کرد که قادر به برداشت داده‌هاى مغناطیسى در یک مقیاس قاره‌اى بود. این ماهواره که «مگ‌ست» نامیده می‌شد، مطالعه ساختمان هاى صخره‌هاى زیرزمینى و پوشش زمین را در یک مقیاس بزرگتر شدنى و امکان جمع‌آورى اطلاعاتى مانند جابه جایى لایه‌هاى مختلف زمین و تعیین محل ذخایر نفت خام، گاز طبیعى و سایر معادن ارزشمند را فراهم کرد. تفسیر داده‌ها با استفاده از روش‌هاى یادشده، منابع زیادى از داده‌ها و اطلاعات براى زمین‌شناس به منظور استفاده در اکتشاف هیدروکربن‌ها فراهم می‌شود. این اطلاعات خام بدون تفسیر دقیق و مبتنى بر روش‌هاى علمی، قابل استفاده نخواهد بود. زمین شناس همانند قراردادن قطعات یک پازل، تمام منابع داده قابل دسترس نظیر ساختار لایه‌هاى صخره‌هاى زیرزمین را براى ایجاد یک مدل یا حدس‌هاى علمى به کار می‌برد. گفتنى است که با وجود تکامل تدریجى و شگفت‌انگیز فناورى و روش هاى اکتشاف، تنها راهى که سبب اطمینان از وجود یک مخزن گاز طبیعى یا نفت خام می‌شود، حفارى یک چاه اکتشافى است. یک زمین‌شناس گرچه می‌تواند بهترین حدس هاى موجود را براى موقعیت مخازن بزند، اما این حدس مصون از خطا نیست. شاید در آینده‌اى نزدیک، پیشرفت و توسعه فناورى سبب شود که این حدس‌ها و تخمین‌ها، با کمترین خطاى ممکن، سبب کاهش هزینه‌هاى اکتشاف و حفارى شوند. همان گونه که ملاحظه شد، استفاده از تکنیک‌هاى لرزه‌نگارى سه و چهار بعدی، اکتشاف در میدان هاى نفت و گاز جهان را به دلیل فراهم آوردن اطلاعات بسیار دقیق ترى براى ادامه کار اکتشاف تا بهره‌برداری، تحت تاثیر خود قرار داده است. در حال حاضر در کشور ما به طورعمده از لرزه‌نگارى دوبعدى استفاده می‌شود. لرزه‌نگارى سه‌بعدى نیز در بعضى از پروژه‌هاى اخیر صنعت نفت از طرف شرکت‌هاى خارجى استفاده شده و هنوز نیروهاى متخصص داخلى آن را به طور مستقل انجام نداده اند. با آن که لرزه‌نگارى چهار بعدى نیز افزایش بازیافت نفت و گاز مخازن با هزینه‌هاى کمتر را به همراه دارد، اما هنوز در ایران استفاده نشده است. صنعت نفت کشور ما به منظور بهره‌گیرى از فناوری‌هاى مدرن لرزه‌نگاری، می‌تواند همکارى مشترکى را در مطالعه و به‌کارگیرى این روش‌ها با صاحبان فناورى هاى یادشده مدنظر قرار دهد تا از مزیت هاى این فناورى ها بهره مند شود.

[Sara12]

شناسائی منابع نفت و گاز در اعماق زمین با استفاده از لرزه‌نگاری سه‌بعدی


ایران یک منطقه سرشار از منابع نفت و گاز است، ولی تاکنون کمتر مطلبی در مورد چگونگی شناسائی و کشف منابع عظیم نفت و گاز برای عامه مردم نوشته شده است و آشنائی چندانی با علم تجسس و کاوش برای یافتن منابع نفتی ندارند. فقط می‌دانند که ما نفت و گاز فراوان داریم و این ثروت خدادادی در دل این خاک مقدس و در اعماق آب‌های نیلگون خلیج‌ فارس و دریای خزر نهفته است. در این مقاله به چگونگی شناسائی منابع زیرزمینی و زیرآبی اشاره شده است.
تحقیقات برای شناسائی منابع نفت و گاز در اعماق زمین چه در خشکی و چه در دریا یک فعالیت‌ هزینه‌بر و توأم با خطرپذیری فراوان می‌باشد. حفره هر چاه برای استخراج نفت و یا گاز که گاهی تا ۶ مایل در زیردریا صورت می‌گیرد، ۵۰ تا ۷۰میلیون دلار هزینه در بر دارد، حال اگر حفر چاه به منبع مناسب نفت و گاز که استخراج آن مقرون به‌صرفه است نرسد، زیان‌های مالی و زمانی فراوانی را در بر خواهد داشت.
بنابراین قبل از اقدام برای حفر یک چاه باید تا حد امکان از وجود منابع نفت و گاز به مقدار مناسب اطمینان حاصل نمود. در گذشته با به‌ کارگیری امکانات محدود و ابتدائی، حفر چاه و رسیدن به منابع مناسب صرفاً یک شانس و اتفاق بوده است، حتی اکنون با بهره‌گیری از تجهیزات پیشرفته علمی نیز ۱۳ درصد از چاه‌های حفر شده جهت رسیدن به منابع مقرون‌ به‌صرفه نمی‌باشد که این نسبت در سال‌های ۱۹۷۳ میلادی حدوداً ۳۷ درصد بوده است. در تحقیقات زمین‌شناسی محققان با اتکاء به داده‌های به‌دست آمده از لرزه‌نگاری، تصاویر دوبعدی تهیه نموده و می‌توانستند به این طریق به وجود منابع نفت و یا گاز مناسب پی ببرند. تصاویر که محققان از این طریق به‌دست می‌آورند تا حدی مفید بود، ولی نواقصی را نیز دربرداشت.
امروزه اطلاعات به‌دست آمده از لرزه‌نگاری سه‌بعدی اطلاعات دقیق‌تری به‌دست می‌دهد که در شناخت منابع نفتی کمک شایان توجهی است. اطلاعات لرزه‌نگاری با استفاده از گیرنده‌های امواج صوتی و یا مغناطیسی به‌دست می‌آید. این گیرنده‌ها مدت زمان حرکت امواج از مبدأ (فرستنده) را تا برخورد به موانع و برگشت به گیرنده‌ اندازه‌گیری می‌نماید. زمان رفت و برگشت امواج بسته به نوع و جنس مانعی دارد که امواج به آن برخورد نموده است. با جابه‌جائی فرستنده امواج و گیرنده‌ها، آزمایش تا حد مورد نیاز ادامه می‌یابد تا نتیجه مطلوب به‌دست آید. داده‌های به‌دست آمده از این طریق به تصاویر سه‌بعدی تبدیل می‌شود که چگونگی قشرهای زمین در اعماق دریا و یا خشکی را نشان می‌دهد. با محاسبه سرعت رفت و برگشت امواج عمق قشرهای مختلف را اندازه‌گیری می‌نمایند. دانشمندان زمین‌شناسی این اطلاعات را به نقشه‌های مختلف تبدیل نموده و میزان هیدروکربن‌های ذخیره شده در لابه‌لای قشرهای مختلف زمین را مشخص می‌نمایند.
در چاه‌هائی که برای بررسی و ارزیابی میزان ذخایر نفت حفر شده‌اند، وسائل تصویری و نمونه‌برداری ارسال می‌شود که به وسیله این تجهیزات می‌توان چگونگی ساختار قشرهای مختلف زمین مشخص می‌شود، بلکه نوع مواد هیدروکربن‌ها مانند نفت یا گاز و مقدار هر منبع را نیز می‌توان برآورد نمود. آنالیز تصاویر و تعیین ساختار فیزیکی نقاط لرزه‌نگاری شده جهت تعیین مکان‌هائی که ذخایر نفتی به حد کافی در آنها وجود دارد، بسیار حائز اهمیت است. با وسایل اندازه‌گیری اعماق چاه‌ها می‌توان درجه حرارت پتانسیل الکتریکی ـ غلظت و یا فشردگی زمین، میزان رادیواکتیو بودن، سرعت مقاومت و رسانا بودن قشرهای مختلف زمین و صخره‌های تشکیل دهنده ناحیه مورد مطالعه را تعیین نمود. از این داده‌ها می‌توان به خلل و فرج زمین و خواص فیزیکی هیدروکربن‌ها در لابه‌لای قشرهای زمین دست یافت که به این ترتیب می‌توان نوع هیدروکربن‌هائی چون نفت و گاز را نیز تعیین نمود. تجزیه و تحلیل دقیق خواص هیدروکربنی یک محوطه اقدام بسیار ضروری در امر تهیه تصاویر دقیق لازم برای کاوشگری منابع نفت و گاز است. ارزیابی قدمت زمین و دیرینه‌شناسی و مطالعه میکروفسیل‌ها (سنگواره‌ها) نیز به دانشمندان در تشخیص منابع نفت و گاز کمک شایان توجهی می‌کند.
نوع سنگواره‌ها که در تحقیقات شناسائی می‌شوند و قدمت محیط، ساختار فیزیکی ناحیه مورد مطالعه رامشخص می‌نمایند. امروزه دانشمندان زمین‌شناسی ابزارهای مختلفی را برای شناسائی قشر زمین در کف دریاها به کار می‌برند. هر یک از این ابزارها اطلاعات خاصی را از اعماق زمین که کف دریاها مشخص می‌نمایند. با توسعه فن‌آوری، ابزارهای مورد استفاده در تحقیقات زمین‌شناسی و یافتن منابع جدید کامل‌تر می‌شوند که در نتیجه تحقیقات و شناسائی منابع نفت و گاز به مراتب دقیق‌تر و مقرون‌ به‌صرفه‌تر خواهد بود.

[Sara12]

نحوه کار گروههای مختلف در عملیات لرزه نگاری


گروه های مختلف لرزه نگاری شامل تیم های زیر است :

۱/ نقشه برداری
۲/ راهسازی
۳/ حفاری
۴/ رکوردینگ
۵/ لرزه نگاری

A)گروه کابل و ژئوفون
B)تراول شوترها
C)شوترها
D) گروه ویبراتور
E) لرزه نگار یا آبزرور

۶/ گروه QC و ژئوفیزیک
۷/ قسمت حمل و نقل
۸/ گروه LVL و Uphole

1 - گروه نقشه برداری:
کار این گروه علامت گذاری نقاط Trace بر روی Receiver Line ها بوده و از طریق GPS یا دستگاه مکان یاب ماهواره ای نقاط بر روی لاین ها پیاده می گردند.
۲ - راهسازی:
گروه راهسازی همانگونه که از نام آن پیداست مسئولیت احداث راههای دسترسی به نقاط حفاری را بعهده دارد .
۳ - گروه حفاری:
که مجهز به ماشین آلاتی می باشند که دستگاه حفاری بر روی آن سوار شده و جهت آماده سازی چالها برای انفجار بکار می روند . برخی از این ماشینها از نوع باگی (Buggy ) بوده که برای کار در مناطق صعب العبور مانند کوهستانها یا تپه های مرتفع و . . . . . . طراحی و ساخته شده اند.

حفاری بطور کلی بر دو نوع است :

I- حفاری سنگین
II- حفاری سبک

I - حفاری سنگین:
شامل ماشینهای باگی بوده و نیز داندوهای سنگین که جهت حفاری های عمق زیاد بکار می رود . باگی ها که دارای یک موتور دیزلی بوده و ۳ عدد گیربکس داشته و تمامی قسمتهای آن با این موتور کار می نماید و مجهز به پمپ باد است جهت پمپ نمودن با فشار باد و نیز پمپ آب که آب را از تانکر مجاور خود مکش کرده ، از طریق یک لوله لاستیکی به انتهای لوله حفاری ( که داخل آنها خالی هستند ) هدایت می نماید . حفاری توسط باگی ها در این منطقه بصورت خشک انجام شده و چون اکثرا” زمین حفاری شده خاک و رسوبات عهد حاضر می باشد و عمق چال نیز ١۲ متر بیشتر نیست در مدت ۱٠ دقیقه یک چال حفاری باتمام می رسد .
باگی ها دارای چرخ های پهن و بزرگی هستند که آنان را قادر می سازد به نقاط صعب العبور نیز دسترسی پیدا کنند .
داندو (DANDO ) ها نیز بصورت کمر شکن بوده و در حال حاضر همگی آنها در کمپ می باشند و هیچگونه حفاری توسط آنها انجام نمی گردد (بعلت اینکه آنها در نقاط صعب العبور نمی توانند کار نمایند ) .
II - حفاری سبک:
این نوع حفاری مخصوص مناطق کوهستانی بوده و دستگاه توسط هلیکوپتر به محل حفاری حمل شده و حفاری توسط یک نفر حفار انجام می گردد. در این پروژه هیچگونه حفاری توسط بالگرد انجام نشده و بنابراین در این گزارش صرفا” به آن اشاره شده است .
حفاری در نوع باگی توسط لوله های حفاری ۴ متری انجام می شود که بعد از اتمام حفاری ۴ متر اول لوله دوم به آن اضافه شده و حفاری ادامه می یابد . مجموعه سر مته و لوله ها توسط دو رشته زنجیر بالا و پائین شده و جهت اضافه نمودن لوله بعدی کار کردن آسان را ایجاد می کنند .
تیم حفاری شامل یک حفار ، راننده باگی و دو الی ۳ نفر کارگر می باشد . خاک ناشی از حفاری توسط نیروی کمپرسور باد به بالا پرتاب شده و باعث سهولت در امر حفاری می گردد. باگی ها دارای ۵ دنده سبک بوده و ۵ دنده سنگین نیز دارند (دنده کمک ) و هنگام حفاری توسط یک دستگیره گیربکس مربوط به حفاری در گیر شده و دنده نیز بایستی روی ۴ باشد . این گونه ماشین ها ۸ سیلندر بوده و ساخت چین هستند . باگی ها کلا” از نوع مکانیکی – بادی هستند . این ماشین آلات جهت کار در باتلاق ها و مناطق صعب العبور کوهستانی بسیار مناسب می باشند . شرکت در حال حاضر ۴ دستگاه از این باگی ها را در پروژه مارون – کوپال بکار گرفته است. ۳ دستگاه داندو نیز در این پروژه مورد استفاده قرار خواهند گرفت .
۴ - گروه رکوردینگ:
که شامل کابین بوده که کابلهائی که به کابین وصل می باشند امواج گرفته شده توسط ژئوفون ها را به سمت آن هدایت نموده و نهایتا” در کامپیوتر های موجود در کابین ذخیره و ثبت می گردند .
۵ - گروه لرزه نگار:
که خود شامل ۶ گروه می باشد که بترتیب :

A - گروه کابل و ژئوفون :

که خود شامل گروههای :

۱/ گروه جلو
۲/ گروه عقب

می باشد که وظیفه گروه جلو چیدن ژئوفونها و کابل های مربوطه است و گروه عقب نیز مسئول بر چیدن و جمع نمودن آنها می باشند .
در پروژه مارون – کوپال ، گروه جلو شامل ٦ گروه بوده که زیر نظر یک ناظر کار می نمایند و هر گروه دارای یک سر گروه بوده که مجهز به بی سیم می باشد و بطور دائم با کابین و دیگر اعضاء گروه جلو در ارتباط است .
هر گروه با یک کامیون سنگین از نوع یونی ماک (Uni mack ) کابل ها و ژئوفون ها را بر روی زمین کشیده و ژئوفونها را به فواصل یاد شده درون زمین قرار می دهند .

B - تراول شوتر ها :

هر گروه یک گروه مکمل داشته که بنام Travel Shooter بوده و کار آن گروه بعد از چیدن کابلها چک کردن کابل و ژئوفونها است ، تا چنانچه قطعی در اتصالات و سیم ها موجود باشد جهت بر طرف نمودن آن اقدام نمایند . این گروه مجهز به یک دستگاه اهم متر ، سیم چین ، اسپری و . . . . بوده که موارد زیر را در روی لاین توسط اهم متر چک می کنند :
در این گروه از کابلها در این عملیات سوکت های N و S نقشی را ایفاء نمی نمایند .

الف – وجود نویز (Noise) در ژئوفون :

که در صورت بیرون بودن ژئوفون ها از زمین ، (همانگونه که در تصویر زیر نشان داده شده است ) ، و یا پوشیده نبودن روی آن توسط خاک ، ( بطور مثال پوشاندن توسط کلوخ ، مانند شکل بعد ) ، و یا سایر عوامل مانند دکل فشار قوی برق و . . . . . . بوجود می آید.

ب – ایم پالس بودن (Impulse ) :

که در صورت کج کاشتن ژئوفون درون زمین ایجاد می گردد و باعث چسبیدن پلاتین های آن به یکدیگر می شود . ( همانطور که در شکل زیر نشان داده اند ).

ج – Reverse :

که در صورت سالم بودن و نبودن متناوب کابل ها و ژئوفون ها پیش می آید .

د – Leakage داشتن :

که در صورت وجود رطوبت اطراف ژئوفون ها و نفوذ به داخل کابل پیش آمده که جهت چک کردن این موضوع اهم متر را روی عدد Ω ۲۰۰۰ قرار داده و المنت مشکی رنگ اهم متر را (Com) داخل زمین قرار داده و المنت قرمز رنگ را به یکی از دو انتهای پریز ژئوفون چسبانده و در صورتی که عدد ۱ را نشان دهد ، خوب بوده و بدون Leak رطوبتی می باشد و چنانچه عدد ۲ ، ۳ ، ۴ یا بالاتر را ثبت نماید ، بایستی نسبت به رفع آن اقدام گردد.
جهت بر طرف نمودن این مشکل بایستی با استفاده از اسپری و دیگر موارد آنرا خشک نمود .

ه – تست نمودن Patch Cord :

I - همراه با su یا کابلی که su را به p.S.u. متصل می نماید :

اهم متر را روی Ω ۲۰۰ قرار داده و دو سوکت JH و CD را قرائت می نمائیم ، چنانچه عدد ۰۰۰ تا ۷ را نشان دهد ، مشکلی وجود ندارد .

II - تست آن بدون s.u. :

سوکت F یکی از سرهای کابل را با M دیگری و بالعکس چک می نمائیم و اهم متر را روی علامت زنگ قرار می دهیم ، چنانچه مشکلی وجود نداشته باشد زنگ خواهد زد .

و – چک نمودن ژئوفونها :

a ) چک نمودن یک دسته ژئوفون :

جهت چک نمودن آن اهم متر را روی Ω ۲۰۰۰ قرار داده و ۲ سوکت انتهائی ژئوفون را امتحان می کنیم ، بایستی عددی حدود ۸۰۰ را نشان دهد .

b ) چک کردن دو دسته ژئوفون بهمراه هم :

چنانچه دو دسته ژئوفون ( ۲۴ ژئوفون در این پروژه خاص ) را آزمایش یا تست نمائیم ، بایستی عدد ۴۰۰ بدست آید .

ز – چک نمودن۳رشته ژئوفون با کابل مربوطه در امتداد ۳ Trace :

اهم متر را روی Ω ۲۰۰۰ قرار داده و المنت های آنرا درون سوکت های LK ، EP و AB قرار می دهیم ، بایستی عددی حدود ۵۰۰ - ۴۰۰ نشان داده شود .

۱ - جهت چک کردن دسته اول المنت اهم متر را درون سوکت های K و L قرار داده .
۲ - جهت تست دسته دوم ژئوفون ها E و P را چک می نمائیم .
۳ - جهت تست نمودن دسته سوم ژئوفون های A و B را چک می کنیم . ( Trace سوم )

که بایستی عددی حدود ۵۰۰ - ۴۰۰ بدست آید . در صورتی که عددی بالاتر از این بدست آمد ، دسته مربوطه خراب بوده و بایستی نسبت به تعویض آن اقدام نمود .

ح - اطلاعات کابل ( وصل بودن یا نبودن به s.u.) :

اهم متر را روی Ω ۲۰۰۰ قرار داده و CD و JH را برای خود کابل چک کرده ، بایستی بین ۶۱ تا ۷۸ را نشان دهد .

ط - چک کردن باطری:

که اهم متر را روی V ۲۰ قرار می دهیم ، بایستی عددی بالای ۱۲ نشان داده شود .

ی - جهت تست Leakage کابل :

اهم متر را روی K ۲۰۰ یا K 20 قرار داده که برای چک نمودن کانکتور کابل عدد ۱۸ با بالا را بایستی نشان دهد . که معمولا” بین ۱۹ تا ۲۰ می باشد (این تست در تصویر زیر نشان داده شده است ).

ک - سنگین بودن ژئوفون ها :

که حاکی بر مقاومت بالای دسته ژئوفون بوده و عددی بالاتر از ۴۰۰ ( برای دو دسته ژئوفون ) را نشان می دهد و عددی بالاتر از ۸۰۰ را برای یک دسته ژئوفون .

ل - شورت بودن ژئوفونها و کابل های مربوطه :

که از طریق کابین به Travel Shooter ها اعلام می گردد و معمولا” بعلت قطعی در جائی از رشته کابل ژئوفون پیش می آید .

م - تک دست بودن ژئوفون ها:

که باز توسط کابین اعلام شده و در موقعی پیش می آید که از دو دسته ١٢تائی ، هر طرف Trace یک دسته آن قطع باشد و فقط یک دسته از آن کار کند .

ن - تست نمودن کابل جهت برق درون آن :

اهم متر را روی V ۲۰۰ قرار داده و GR را چک می نمائیم ، بایستی عدد ۰۴/۵ را نشان دهد و چنانچه روی V 20 قرار گیرد ، عددی برابر ۴/۵ نمایان می گردد و نیز سوکت های FM را چک می کنیم ، در حالت V ۲۰۰ بایستی عددی بین ۳۷ تا ۵۰ را نشان دهد .

۲ - گروه عقب:

گروه عقب متشکل از ٦وانت بوده با یک سر گروه که کار گروه کشیدن ژئوفونها از داخل زمین و جمع نمودن آنها بوده و سر گروه بهمراه راننده مربوطه کار چک کردن ژئوفونها را بعهده داشته و آنها را درون وانت گذارده و به محل Base گروه حمل می نماید و از آنجا بار کامیون ۹۱۱ شده و برای گروه جلو حمل می شود .
ژئوفونها را توسط چنگک های دو سر از زمین بیرون کشیده شده ( در این مورد پیشنهادی که توسط نگارنده این گزارش ارائه می گردد این است که : چون گرمای جنوب بیش از حد است و دسته چنگک ها آهنی بوده و بسیار داغ می شود بهتر است از دسته چوبی جهت آن استفاده شود ) ، و بر روی یک میلۀ مستطیلی شکل جمع می کنند و کابل ها نیز حلقه شده و با طناب بسته می شوند .
ژئوفونهائی که ایراد داشته و از طریق تست با اهم متر جواب نمی دهند را کنار گذاشته و تحویل وسیلۀ نقلیه ای جداگانه می دهند تا برای تعمیر به کارگاه واقع در کمپ اصلی عودت داده شوند .
کارگاه تست لوازم رکوردینگ ( شامل ژئوفون ، کابل ها ، s.u. ها و . . . . ) :
کارگاهی که در کمپ واقع شده است مسئول تست نمودن و تعمیر کلیه لوازم مربوط به رکوردینگ می باشد .
از جمله تست ژئوفون توسط دستگاه SMT ۲۰۰ انجام شده که بصورت دیجیتالی بودهع و دارای حافظه است و در مورد تست دوره ای ژئوفونها شماره سریال مربوط به هر دسته ژئوفون درون آن وارد می گردد و تست موارد مختلف انجام میشود که شامل :

۱- Damping :

مقاومتی است که روی ژئوفون قرار داشته و در صورت خطا دادن آن بایستی نسبت به تعویض آن اقدام نمود .

۲- حساسیت یا Sensibility :

که حساسیت ژئوفون نسبت به ضربه و امواج را نشان می دهد .

۳- Distrusion :

که حساسیت هر کدام از المنت های داخل ژئوفون بوده و میزان لرزش را نشان می دهد .

۴- مقاومت Resistance :

که مقدار عددی مقاومت هر دسته ژئوفون را مشخص می نماید .
که در نهایت در صورت سالم بودن دسته ژئوفون ، دستگاه OK داده و درون آن اطلاعات مربوط به این دسته ژئوفون خاص ذخیره می گردد ( حافظه دستگاه تقریبا” عددی برابر یک گیگا بایت است ) .
دستگاه در ابتدا بر اثر ضربه زدن بر روی هر کدام از ژئوفون ها سیگنال صوتی را تولید می نماید ، که نشاندهنده سالم بودن آن است .
وسیله دیگر Line Tester است ، مدل LT 388 که ساخت فرانسه بوده و می توان گفت یک کابین در مقیاس کوچک است و باکس های لاین را چک می نماید و دارای محل هائی برای ورود کابل ها به آن است . یک دستۀ ژئوفون نقشه ای مطابق شکل زیر را دارا می باشد :

انواع قطعی :
۱- در صورتی که یکی از سیم های قرمز یا زرد قطع گردد ، دیگر در دو انتهای کابل ژئوفون هیچ گونه اهمی مشاهده نمی شود .
۲- قطعی سیم رابط که در این حالت در دو طرف ژئوفون عددی حدود حدود ۱۷۰۰ را دریافت می کنیم و هر طرف که اهم بیشتری نسبت به انتهای دیگر داشت ژئوفونهای همان طرف ( یکی از ۶ ژئوفون ) ، قطعی رابط دارد .
شورت بودن :
۱- در صورتی که سیم های اصلی و رابط به یکدیگر بچسبند اهمی برابر ۲۰۰ تا ۷۹۰ را نشان می دهد ( اهم متر بایستی روی ΩK 2 یا Ω ۲۰۰۰ باشد ) .
۲ - در حالتی که دو سیم اصلی به یکدیگر اتصال یابد می گویند شورت کامل که عدد رویت شده برابر ۰۰۱ تا ۰۱۲ خواهد بود .
سنگین بودن :

که در اثر حرارت ناشی از آفتاب بیش از حد ایجاد شده و یا مقاومت موجود در ژئوفون شکسته و یا از کار بیفتد .

چک نمودن کابل :

این بخش شامل حروف انگلیسی است که روی دو انتهای کابل درج شده است .

A ) چک نمودن کابل شامل ٣ Trace متوالی :

L K که دسته اول را نشان می دهد .
قرمز سفید
P E که دسته دوم را نشان می دهد .
قهوه ای سفید
B A که دسته سوم را نشان می دهد .
آبی سفید
که در این قسمت سیم های سفید همگی مثبت هستند .

B ) برق کابل:

که دو انتهای GR چک می شود که G مثبت است و نشاندهنده برق باطری روی Line است و عددی برابر ۴/۵ تا ۵ ولت مناسب است .
M F که F مثبت است .
قهوه ای زرد

C ) اطلاعات کابل (لاین ) :

CD که در این مورد CD و JH در دو سر کابل بصورت ضربدری جای آنها عوض می گردد ، یعنی CD روی JH انتهای دیگر کابل وصل می شود .
H J که اهمی برابر ۶۰ تا ۷۰ را نشان می دهد .
سفید صورتی
در این نوع کابل S و N آزاد بوده و هیچ گونه سیمی به آنان متصل نیست .

تست Leakage :

که ژئوفونها در حالت تست دوره ای بعد از تست در خاک کنار کارگاه ، درون ظرف آب قرار گرفته و از نظر Leak آب نیز چک می گردند .

C - شوترها :

گروه شوتر (Shooters) که کارشان Load نمودن چالهای حفاری شده توسط گروه حفاری و انفجار آنها است . این تیم متشکل از ٣ گروه بوده و یک آتشبار دارد که چالها که بر روی Shoot Point ها قرار دارد را توسط ۶ لول یک کیلوئی دینامیت لود نموده و در داخل هر ۳ رشته دینامیت که به یکدیگر وصل هستند را ٣ عدد چاشنی قرار می دهند که رو به پائین قرار می گیرند ( برای بهتر شوت شدن دینامیت ) و این چاشنی ها توسط سیم های مخصوص به طرف بالای چاه کشیده شده و به یکدیگر بصورت موازی متصل می گردند و بعلت و جود احتمالی جریانهای سرگردان الکتریکی در هوا آنها را به اصطلاح شورت (Short) می نمایند . دینامیت ها بعد از
کار گذاری در یک سالوو(Salvo) (متشکل از ۱٨ چال انفجاری ) توسط اعلام آمادگی شوتر و توسط کابین منفجر می گردند .
هر گروه بطور همزمان کار خود را رأس ساعت ۳۰ : ۷ شروع نموده و یک سالوو را آماده می نمایند و توسط دستگاه هائی که بصورت کوله پشتی طراحی شده اند، از سوی کابین عمل شوت انجام شده و امواج لرزه ای حاصله توسط گروه رکوردینگ مستقر در کابین واقع در مرکز Part ثبت می گردند. معمولا” در هر روز از ١۰ الی ۱۵سالوو آماده انفجار گردیده و در صورت مساعد بودن شرایط ، شوت می گردند. نیترو گلیسیرین که ترکیب دینامیت ها می باشد ( یا نیترات آمونیم ) ، در لوله های پلاستیکی قرمز رنگی که در دو انتها دارای رزوه هستند قرار داشته و ۳ عدد از آنها به یکدیگر پیچ میشوند.
دو سری از این استوانه های ٣ تائی پس از هم داخل چال انفجاری می شوند که مجموعا” ٢ متر طول دارند ( هر کدام از استوانه ها ۳۵ سانتیمتر می باشد ) . عمق چالها متفاوت بوده و از ۱٠ تا ١۲ متر می باشند که بعد از حفاری درون آنها لوله ای از جنس پولیکا قرار می گیرد تا از پر شدن احتمالی آن جلوگیری گردد.
در ابتدا چالها بعد از فرستادن دینامیت ها بدرون آن بایستی با خاک نرم پر شوند ، که در صورت پر شدن نامناسب شوت بخوبی انجام نشده و در نتیجه مواد پر شده به طرف بالا پرتاب می گردند و نیز رکورد خوبی نیز بدست نخواهد آمد ، زیرا انرژی مواد منفجره به سمت پائین جهت تولید امواج لرزه ای صرف نشده و به طرف بالا به هدر می رود ( اصطلاحا” به آن Blow Up گویند ).

محل قرار گیری دستگاه بی سیم ( ۵ کاناله )

در این دستگاه اجزاء آن عبارتند از :
۱) (MIC): میکروفون دستگاه بوده که جهت صحبت کردن و تماس گرفتن با کابین و نیز اعضاء گروههای دیگر بکار می رود .
۲) (Radio): که در حالت صحبت با بی سیم فیش مربوطه به آن وصل می باشد .
۳) (Line): که در صورت قطعی بی سیم و عدم برقراری تماس با کابین توسط آن به این طریق و از طریق Receiver Line ها و توسط s.u. مربوطه با کابین تماس برقرار می گردد.
۴) (Code): کانالهای مربوطه جهت برقراری تماس جداگانه با دیگر گروههای شوتر بوده و شامل کدهای A ، B و C و . . . . می باشد ( هر گروه با یکی از این کدها می تواند اعلام شوت نماید ) .
۵) (Data): جهت خروجی اطلاعات است .
۶) (VDC In): فیش برق DC که توسط یک باطری ، دستگاه تغذیه می شود .
۷) (Speaker): بلند گوی دستگاه که از طریق آن صدای بی سیم شنیده می شود .
(Radio – Line ): در ارتباط با مورد سوم بوده و می توان دو حالت Line و Radio را انتخاب نمود.
۹) (OHMS): نشاندهنده اهم چاشنی کار گذاشته در سر چاه می باشد.
۱۰) (MiliSec.): نشاندهنده زمان رسیدن سیگنال یا موج تولید شده توسط انفجار به ژئوفون نصب شده در کنار چاه بوده و به اصطلاح Uphole آنرا محاسبه می نماید ، که بر حسب میلی ثانیه می باشد.
۱۱) (CAP): که دو انتهای سیم های چاشنی های دینامیت ها به آن متصل می شود .
۱۲) (Uphole): محل اتصال سیم های خروجی از ژئوفون نصب شده در کنار چاه است .
۱۳) (HV or High Voltage): که ولتاژ لازم جهت انفجار را تامین کرده و با فشار دادن آن دستگاه توسط باطری ( قسمت ۶ ) شارژ می گردد.
۱۴) (UH): کلید مربوط به عملیات Uphole است .
۱۵) (CAP) : این کلید جهت برقراری ارتباط با چاشنی های کار گذاشته شده در دینامیت ها بکار می رود.
۱۶) (TALK) :مربوط به مورد های ۳ و ۸ بوده و با فشار دادن آن می توان در هنگام کار نکردن بی سیم از طریق Line ها با کابین ارتباط برقرار نمود.
۱۷) (Main Radio): بی سیم دستگاه است که با آن موقعیت شوت و Salvo مربوطه و Source Line که بر روی آن مستقر هستند و آمادگی جهت شوت را میتوانند با کابین هماهنگ نمایند.
۱۸) (Antenna): آنتن دستگاه بی سیم بوده و جهت برقراری بهتر ارتباط از طریق بی سیم بکار برده میشود.
بطور کلی عمل شوت بدین صورت است که شوتر بعد از Load نمودن چالها روی نقطه اول از سالوو اول مستقر شده و پس از اعلام نقطه و سالووی مربوطه و Source Line آن آمادگی خود را جهت شوت اعلام می دارد . سیم های مربوطه نیز به چاشنی ها و ژئوفون کنار چاه (Uphole) متصل گردیده اند .
بعد از اعلام آمادگی کابین شروع شوت را اعلام کرده و پس از صدای آژیری منقطع عمل شوت انجام می شود که در صورت بالا زدن چاه یا اصطلاحا” Blow Up این عمل توسط شوتر به کابین اطلاع داده می شود و بعد از این حرکت کرده و روی نقطه بعدی انفجار مستقر می گردند.

D - گروه ویبراتور :

گروهی متشکل از ۵ ماشین سنگین که دارای پلیت هائی (Plates) بوده و بصورت ضربه های پشت سر هم بر روی زمین ضربه می زنند و از کابین کنترل می شوند .

E - لرزه نگار:

یا آبزرور (Observer) که محل کار او در کابین بوده و در مرکز Part لرزه نگاری مستقر است و کلیه عملیات از جمله شوت و چیدن کابل و ژئوفون و حفاری و . . . . . را هدایت می نماید .
۶ - گروه QC یا Quality Control:
این گروه رکورد های ارسالی به این دفتر را چک نموده و در صورت داشتن خطا نسبت به برداشت دوباره اطلاعات به گروه رکوردینگ تذکر می دهند .
۷ - گروه حمل و نقل:
که شامل کلیه ماشین آلات کمپ بوده و کار آن ارائه خدمات در زمینه ماشین های سبک و سنگین است .
۸ - گروه LVL و Uphole:

[Sara12]

عملیات لرزه نگاری ۴D در مدیریت مخازن


لرزه نگاری چهار بعدی (۴D) همان لرزه نگاری سه بعدی است ولی در تعدادی معین و از یک منطقه که بعد از قرار دادن آنها پشت سر هم بر روی نمودار زمان، یک تاریخچه اطلاعاتی را در رابطه با منطقه به ما می دهد.
بلوغ:
طی ۱۰ سال گذشته، تحولی چشمگیر در علم عملیات لرزه نگاری ۴ بعدی صورت گرفت که هم اکنون تعداد زیادی کتاب و مقاله در رابطه با آن نوشته شده و در مناطقی نیز اجرا و یا در حال اجراست.

نکات:
 از آخرین تکنولوژی های معقول در این زمینه استفاده شود. که این خود باعث بالا رفتن کیفیت کار خواهد شد.
 اطلاعاتی که در مدیریت مخازن مورد استفاده قرار می گیرند شامل فشار و اشباع سیالات مخزن (So، Sw و Sg) می باشند. اما مواردی که بر روی داده های لرزه نگاری تاثیر گذارند شامل نوع سنگ مخزن، استرس، تخلخل و در بعضی موارد کانی های موجود در سنگ مخزن می باشند. بنابراین نیاز به تفسیر دقیق برای محاسبه موارد مورد توجه مشاهده می شود.
 برداشت ها در کوتاه ترین زمان ممکن و یا به عبارتی Real-time در اختیار گروه تفسیر قرار داده شود. هر چه این زمان کوتاهتر باشد، تصمیمات متعاقب نیز صحیح تر خواهد بود.
 قدرت تفکیک عمودی داده های لرزه نگاری در مقایسه با داده های نمودار گیری ضعیف تر می باشد. ولی قدرت تفکیک فضایی آن (که در حدود ۲۵ متر می باشد) از دیگر مدل ساز های مخزن، موثر تر شناخته شده است.
 هزینه عملیات لرزه نگاری بالاست اما در مخازن با نفت زیاد، می توان از دستگاه های لرزه نگاری در جا استفاده نمود. که در این صورت هزینه پهن کردن دستگاه ها حذف شده و فقط هزینه تفسیر داده ها باقی می ماند. البته قابل ذکر است که قبل از هزینه، باید اقتصادی بودن کار بررسی شود.
 هدف اصلی مدیریت مخازن رسیدن با حداکثر تولید و در کنار آن افزایش عمر مفید چاه و حداکثر نفت قابل استحصال می باشد. پس هدف تعیین حد اپتیمم (Optimum) ایندوست. این حد اپتیمم با توجه به نمودار زیر دریافت است.

Observation: به تمامی اطلاعات برداشتی از چاه که شامل استفاده و عدم استفاده از اطلاعات عملیات لرزه نگاری است، گفته می شود.
Orientation: به آنالیز داده های برداشتی گفته می شود.
Decision: به تصمیمی که بر اساس آنالیز ها صورت گرفته گفته می شود.
Action: عملیاتی کردن تصمیمات
عملیات مختلف در طی دوران عمر چاه:
۱- قبل از تولید
با توجه به تعریف ۴D در صورتیکه مبنای اولین اطلاعات زمان قبل از تولید باشد، اطلاعاتی دقیقتر از مخزن در حالت اولیه آن به ما خواهد داد.

۲- مدت زمان خیلی کم بعد از تولید
در این زمان در نواحی چاه کم کم از فشار اولیه فشار ته چاه نزدیک خواهند شد. در صورت برداشت دقیق این کاهش فشار، تخمین مناسبی از تراوایی موثر محلی خواهد داد.
دوره توصیه شده برای اجرا عملیات لرزه نگاری در این مرحله هر ۳ ماه یکبار می باشد.
۳- مدت زمان کمی بعد از تولید
در این زمان تاثیر فشار آب و ناحیه آبی و گازی در مخزن بیشتر نمایان شده و بررسی قدرت ناحیه آبی و طرز گسترش کلاهک گازی از نیاز های اساسی مطالعه مخزن می باشد.
دوره توصیه شده این فاز هر سه ماه یکبار برای مطالعه کلاهک گازی در موارد بحرانی و هر ۶ �” ۱۲ ماه یکبار در موارد عادی است.
۴- زمان به ثبات رسیدن تولید
در این زمان مدیریت مخازن نقش اصلی خود را نشان می دهد. مواردی همچون اشباع فاز های مختلف سیال و زمان ترک بعضی از چاه ها را با استفاده از لرزه نگاری تعیین کرد. همچنین بعضی از تصمیمات استراتژیک نیز در این میان قابل بررسی است که از آن جمله می توان به تعیین زمان شروع تزریق آب و گاز را نام برد که تعیین این زمان ها از کار نقش اساسی را در عمر مخزن بازی می کنند.
بهترین دوره زمان توصیه شده برای اجرای تصمیمات استراتژیک هر ۲ �” ۳ سال یکبار و برای موارد دیگر مدیریت مخازن هر ۶ �” ۱۲ ماه یکبار می باشد.
۵- زمان بعد از کم شدن نرخ تولید
در این زمان چاه های تزریقی برای حفظ چاه حرف اول را می زنند که با استفاده از داده های لرزه نگاری بهترین زمان، مکان و نرخ تزریق آنها قابل بررسی است.
بهترین دوره توصیه شده برای اجرای این عملیات هر ۶ �” ۱۲ ماه یکبار می باشد.
۶- اواخر زمان عمر چاه
در این زمان نیز با استفاده از چاه های تزریقی، تولید در حد معقولی نگهداری خواهد شد.
دوره توصیه شده برای اجرای عملیات لرزه نگاری هر ۲ �” ۳ سال یکبار می باشد ولی عملیات در صورت توجیه اقتصادی آن اجرا می شود.

[Sara12]

معرفی آسفالتین به عنوان یک رسوب هیدروکربنی


– ۱ – آسفالتین
به طور کلی آسفالتین به جامدات رسوب کرده حاصل از افزودن هیدروکربنهای سبک نظیر نرمال پنتان و نرمال هپتان به نفت اطلاق می شود . به عبارت دیگر آسفالتین یک مولکول پیچیده و غیر قابل حل در نرمال آلکانهای سبک و قابل حل در بنزن می باشد و می تواند از نفت یا زغال سنگ مشتق شود . رزین به عنوان کسر نامحلول در پروپان و محلول در نرمال هپتان معرفی شده است که به مخلوط آن با آسفالتین ، آسفالت گفته می شود . مشخص شده که عناصر تشکیل دهنده رسوب آسفالتین به توجه به عامل رسوب دهنده و مخزن نفت متغیر است . نسبت H/C بین ۱/۰۵ – ۱/۱۵ درصد و مقدار اکسیژن بین ۰/۳ – ۴/۹ درصد و مقدار نیتروژن بین ۰/۶ – ۳/۳ درصد و مقدار گوگرد بین ۰/۳ – ۱۰/۳ درصد تغییر می کند .

آسفالتین معمولاً به عنوان سنگین ترین و قطبی ترین ترکیب نفت معرفی می شود . آسفالتین دارای مولکولی آماروف است که ذوب نمی شود و در دمای بالاتر از ۳۰۰ – ۴۰۰ درجه سانتیگراد تجزیه می شود ، به طوری که هیچ نقطه ذوبی مشاهده نمی شود . نتایج تحقیقات برخی از محققین نشان داده که آسفالتین نتیجه اکسیداسیون رزین می باشد که خود آنها از اکسیداسیون آروماتیک های سنگین بدست آمده اند . هیدروژناسیون رزین و آسفالتین منجر به تولید هیدروکربنهای سنگین می شود . به طور کلی دو نوع رسوب آسفالتین در میادین نفتی گزارش شده است . رسوب جامد سخت و درخشنده که احتمالاً ناشی از تجمع آسفالیتن روی سطح محلول می باشد و لجنهای تیره که به خاطر تشکیل مقادیر بزرگ آسفالتین در داخل محلول می باشد . در حقیقت محیطی که آسفالتین در آن رسوب می کند مستقیماً بر طبیعت آسفالتین تأثیر می گذارد . به طوری که در نسبتهای بالا از رسوب دهنده ، رسوب آسفالتین کریستالی تر بوده و تمایل به تجمع ناگهانی دارد . همچنین هر چه عدد کربنی این رسوب دهنده کوچکتر باشد ، رسوب کریستالی تر است . موقعی که آسفالتین توسط تزریق عوامل رسوب دهنده از نفت جدا می شود رنگ قهوه ای تیره دارد . پس از جدا کردن اجزای سبکتر ، آسفالتینها رنگ سیاه تیره به خود می گیرند که شدت آن به غلظت آسفالتین بستگی دارد .
مهمترین سؤال اذهان اغلب محققین در این زمینه این است که حالت حقیقی آسفالتین در مخزن اصلی آن چیست ؟ به عبارت دیگر حالت وجودی آسفالتین قبل از هر گونه اقدام برای جداسازی آن چگونه است ؟ لذا پیشگویی ماهیت آسفالتین در مخزن همواره مودر توجه بوده است . علیرغم تلاشهای فراوان انجام شده در ۶۰ سال اخیر ، اختلاف نظر قابل ملاحظه ای در مورد ساختار و طبیعت آسفالتین در تعادل با نفت ، وجود دارد . توسعه مدلهای ترمودینامیکی ، حلالهای آسفالتین ، متوقف کننده های تشکیل رسوب آن و به طور کلی یافتن راهکارهای مناسب برای رفع مشکل تشکیل رسوب آسفالتین در مخازن نفتی مستلزم دانش کافی و دقیق از ماهیت حقیقی آن می باشد که هنوز نیاز به تحقیق و مطالعه بیشتر در این خصوص احساس می شود .
تلاشهای فراوانی برای مشخص نمودن ساختمان شیمیایی آسفالتین و توسعه یک شکل ساختمانی انجام گرفته است . تعیین اندازه های ذرات یا مولکولهای آسفالتین همواره مورد مطالعه محققین بوده است و اثر عوامل مختلف بر آن مورد توجه و اهمیت قرار گرفته است . کاربرد روشهای دستگاهی sasx , esr , nmr , sans ftir ، روشهای تخریب حرارتی و هیدرولیز و اکسیداسیون آسفالتین نشان داده است که آسفالتین از حلقه های آروماتیک و بنزن تشکیل شده است که زنجیره جانبی متصل به آن هستند . این آروماتیک های کوچک با پیوندهای پلی متین همراه با اتمهای گوگرد فراوان به یکدیگر متصل هستند . بر این اساس اشکال ساختمانی متفاوت برای آسفالتینها ارائه شده است . اما استفاده از مکانیک مولکولی که از توابع تحلیلی برای کشش پیوند استفاده می کند و انرژی ساختمانی را به حداقل می رساند ، پس از انجام چهارهزار مرحله مختلف ، ساختمان مولکولی ای را تأیید کرد که به صورت سه بعدی نشان داده می شود . بدین ترتیب نشان داده شد که بر خلاف نظرات قبل آسفالتین یک مولکول سه بعدی است . وقتی مولکول ساده است ، چند پارامتر برای توصیف شکل هندسی آن کافی است . اما اگر مولکول بزرگ و پیچیده باشد نظیر آسفالتین ، چون قطبیت در تمام سطح توزیع می شود ، نمی توان اینگونه عمل کرد .
به هر حال وجود پلی آروماتیک ها در ساختمان مولکولی آسفالتین توسط بسیاری از محققین تأیید شده است .
مطالعات انجام شده روی اندازه ذرات یا مولکولهای آسفالتین نشان داده است که عوامل بسیاری در اندازه ذرات یا توزیع آنها مؤثرند . ملاحظه شده است که افزایش جرم مولکولی حلال ، باعث کوچکتر شدن اندازه متوسط ذرات شده است . مطالعات درباره نسبت رسوب دهنده نشان داده است که اندازه متوسط ذرات برای نسبتهای کوچک رسوب دهنده بزرگتر است . در حقیقت ثابت دی الکتریک رسوب دهنده که بیانگر توانایی آن برای شکستن نیروهای جاذبه قطبی بین ذرات آسفالتین است ، نقش مهمی دارد . به طوری که بزرگتر شدن این ثابت می تواند منجر به حل کردن کامل آسفالتین شود . طول زنجیر پارافینی نیز توزیع اندازه ذرات را کنترل می کند . افزایش دما با کاهش قدرت حلالیت نفت ، بر رسوب آسفالیت اثر می گذارد. بنابراین مولکولهای بزرگتر زودتر رسوب می کنند . نتایج ، نشان داده که اندازه ذرات آسفالتین از یک توزیع نرمال لگاریتمی پیروی می کند . تغییرا دما بین صفر تا ۱۰۰ درجه سانتیگراد ، اثر قابل توجهی را نشان می دهد . افزایش فشار موجب افزایش اندازه ذرات آسفالتین می شود . بطور کلی اندازه متوسط آن بین ۲۶۶ تا ۴۹۵ میکرون محاسبه شده است .
گروهی از محققین با کاربرد روش SANS برای ساختمان مولکولی آسفالتین و برای حلالیت آن در تولوئن نشان دادند که اندازه ذرات از تابع توزیع SCHULTZ پیروی می کند و افزایش دما موجب تجزیه شدن ذرات بزرگتر می شود . بطوری که اندازه متوسط این ذرات تقریباً مستقل از دما است . در این شرایط تابع توزیع SCHULTZ به تابع توزیع GAUSSLAN تبدیل می شود . آزمایشات هدایت الکتریکی نیز این تابع توزیع را تأیید کرده است به طوری که عدم وجود مکانهای باردار در سطح آسفالتین باعث عدم دستیابی به اجزای دیگر نفت شده است .
تلاش زیادی برای یافتن وزن مولکولی آسفالتین انجام گرفته و روشهای متفاوت نظیر VPU , SEC , GPC , HPLC برای انجام محاسبات به کار رفته اند اما وجود آروماتیک های متراکم باعث به وجود آمدن تمایل شدید آسفالتین به جذب سطحی روی ژل می گردد که باعث می شود روشهای GPC نامعتبر شود . از سویی فراریت بسیار کم آن باعث ضعف روشهای اسپکتروسکوپی – جرمی می شود . در حقیقت VPO بهترین و مناسب ترین روش برای برآورد جرم مولکولی آسفالتین است .
۱ – ۲ – ماهیت آسفالتین در نفت
همانطور که از شکل زیر پیداست ، آسفالتینها جایگاه ویژه ای را در نفت خام اشغال کرده اند .

مشخص نمودن ماهیت آسفالتین در نفت ، هدف مطالعات بسیاری از محققین در چند دهه ی اخیر بوده است . گروهی از محققین معتقدند که آسفالتین به صورت یک ساختار کلوئیدی در نفت وجود دارد که توسط عوامل پایدار کننده به صورت معلق در آمده است . افزودن حلال باعث جدا شدن این عوامل از سطح آسفالتین و در نتیجه بر هم خوردن این پایداری می گردد . این عوامل همان رزینها هستند که به صورت ترکیبات قطبی با وزن مولکولی بین ۲۵۰ تا ۱۰۰۰ گرم بر مول می باشند . این حالت آسفالتین توسط روشهای میکروسکوپی تأیید شده است که در آن آسفالتین همراه با مولکولهای بزرگ زرین ، مایسلهایی را تشکیل می دهد که در نفت به صورت معلق و پراکنده در می آید .
دسته دیگر از مطالعات بر اساس تشکیل مایسلهای آسفالتین در نفت و انجام واکنشهای پلیمریزاسیون به هنگام تشکیل رسوب انجام شده است . آزمایشات تجربی فراوانی برای مشخص نمودن غلظت بحرانی مایسلها انجام گرفته است که عمدتاً برای مخلوط آسفالتین و حلالهایی نظیر تولوئن بوده است . از روشهای اندازه گیری کشش سطحی برای تأیید این وضعیت آسفالتین استفاده شده است .
بسیاری از محققین هم معتقدند که آسفالتین به صورت مولکولی در نفت حل می شود که می تواند دارای ساختمان مشابه و یکسان برای تمام مولکولها باشد تا توزیعی از اندازه و وزن مولکولی داشته باشد . این مولکولها اساساً کروی هستند که تمایل به خوشه ای شدن دارند . حضور آسفالتین در نفت به صورت مولکولی به شدت به حضور سایر اجزای نفت بستگی دارد . از آنجا که حلالیت مولکولی پایه و اساس تعادل ترمودینامیکی است ، نتایج حاصل از مدلهای ترمودینامیکی بر این اساس و بازگشت پذیری فرایند تشکیل رسوب آسفالتین ، ماهیت مولکولی آن را در نفت تأیید کرده است .
برخی از محققین هم معتقدند که مولکولها یا ذرات آسفالتین در نفت می توانند به صورت حلالیت تلفیقی از حلالهای کلوئیدی وجود داشته باشند . نتایج تجربی نشان داده است که رسوب آسفالتین حاصل از دو بخش کلوئیدی و مولکولی است که هریک بطور مجزا عمل می کنند .

[Sara12]

مشکلات رسوب آسفالتین در مراحل مختلف صنعت نفت و بحث راجع به رفع آنها


رسوب آسفالتین در برخی میادین نفتی نقاط مختلف جهان در خلال تولید و فراورش نفت از مسائل بسیار جدی محسوب می گردد . در بعضی از میادین جاههایی وجود داشته است که در آغاز بهره برداری ۳۰۰۰ بشکه در روز دبی تولیدی داشته اند اما ظرف مدت کوتاهی پس از تولید ، جریان نفت در آنها قطع شده است . هزینه تعمیر و رفع اشکال این چاهها از لحاظ اقتصادی بسیار قابل ملاحظه است . اغلب مشاهده شده است که پس از بستن موقت چاهها شده است .
در برخی از موارد نیز رسوب آسفالتین در داخل لوله های مغزی مشکلات متعددی ایجاد نموده است که شستشو یا تراشیدن و تمیز کردن لوله های مغزی را جهت حفظ سطح تولید ایجاب کرده است . در یک حالت دیگر مشکلات ناشی از آسفالتین ، از رسوب آن در خلال تولید اولیه گرفته تا رسوب و انعقاد آن در اثر اسید زنی به چاهها و تزریق انیدرید کربنیک برای ازدیاد برداشت از نفت مشاهده شده است . حتی برای مخازنی که رسوب آسفالتین در خلال تولید طبیعی یا اولیه گزارش نشده بود . این رسوب در حین پروژه های ازدیاد برداشت در لوله های مغزی چاههای تولیدی مشاهده گردیده است .
به عنوان مثال برخی میادین مشخص که با مشکل رسوب آسفالتین مواجه اند را بطور خلاصه معرفی می کنیم .
الف – میدان Prinos – شمال دریای اژه یونان
این میدان نفتی در سال ۱۹۷۴ کشف و در سال ۱۹۸۱ مورد بهره برداری قرار گرفت . جنس سنگ مخزن آن از نوع ماسه سنگ میوسن ، فشار نقطه حباب در حدود ۵۷۳۰ Psig ، دمای آن ۲۶۲ درجه فاز نهایت ، فشار نقطه حباب نفت در حدود ۱۲۵۰ Psig و GOR آن در حدود ۸۵۰ scf/BBL گزارش شده است . نفت این میدان دارای درصد بالایی از H2S ( در حدود ۴۰ درصد ) است . از اولین روزهای بهره برداری از این مخزن مسئله رسوب مواد آسفالتینی در بخشهای مختلف از قبیل خطوط لوله ، تفکیک گرها و پمپها مشاهده گردید و ایجاد مشکل نمود . محتوای آسفالتین در این میدان ۴/۵ % بود اما مشکل تشکیل رسوب به اندازه ای شدید بود که می توانست از نظر اقتصادی پروژه را متوقف سازد . انجام عملیاتی مثل کاربرد لوله های دوگانه برای نمونه برداری و تزریق نفت برای چرخش مجدد توسعه تحقیقات آزمایشگاهی و نهایتاً کاربرد گزیلن به عنوان حلال و متوقف کننده تشکیل رسوب آسفالتین مؤثر واقع گشت .
ب – میادین Mata Acema و Boscan ، ونزوئلا
عمق میدان Mata Acema حدود ۳۵۰۵ و دمای مخزن آن ۱۳۵ درجه سانتیگراد بود . جنس سنگ مخزن آن از نوع ماسه سنگ میوسن بوده و ۲۵ % حجمی نفت موجود در مخزن شامل مواد سبک و باقیمانده آنرا C7 تشکیل می داده است . مشکل رسوب آسفالتین در این میدان بسیار شدید بود اما میدان نفتی Boscan که جنس سنگ مخزن آن از نوع ماسه سنگ میوسن نفت آن سنگین و دارای API در حدود ۹ – ۱۲ بوده است و در عمق ۲۵۹۱ متری با دمای ۸۲ درجه سانتیگراد قرار دارد ، با مشکل تولید آسفالتین مواجه نبود . اهمیت این مخزن نفتی در آن است که یکی از بزرگترین میادین تولید نفت سنگین می باشد . بسیار قابل توجه است که محتوای آسفالتین در میدان نفتی Mata Acema بین ۰/۴ تا ۹/۸ درصد وزنی است در حالی که محتوای آسفالتین در میدان نفتی Boscan ، ۱۷/۲ درصد وزنی می باشد . تاکنون مسئله رسوب آسفالتین در آن مشاهده نگردیده است .
ج – میدان Hassi Messaoud ، الجزایر
اعماق چاههای این میدان ۱۱۰۰۰ فوت و از جنس ماسه سنگ میوسن می باشد . فشار مخزن ۶۸۲۵ Psi و فشار نقطه حباب ۲۸۸۰ Psig و میزان GOR در حدود ۱۲۰۰ scf/BBI می باشد . نفت این میدان دارای API حدود ۴۲/۳ و میزان آسفالتین موجود در آن در حدود ۰/۲ درصد وزنی می باشد . نفت حاصل از میدان حاوی ۴۰ درصد وزنی Gasoline بود . از آغاز بهره برداری از این میدان مسئله رسوب آسفالتین در لوله های جریانی چاههای تولیدی مشاهده و باعث ایجاد اشکالات عمده ای در بهره برداری از این مخزن گردید . بطوری که چاه حدود ۲۰ تا ۲۵ درصد فشار اولیه خود را در ۱۵ تا ۲۰ روز اول تولید از دست داده و به این ترتیب کاهش قابل توجهی در تولید به وجود آمد . روش بکار برده شده برای تمیز سازی لوله های جریانی از آسفالتینها ، استفاده از حلالهای مناسب بوده است . بطوریکه در طی سال ۱۹۶۱ – ۱۹۶۲ در حدود ۴۰۰ بار تمیز سازی خطوط لوله جریانی گزارش شده است . در حالی که مشاهده گردید رسوب آسفالتین پس از رسیدن فشار به زیر نقطه حباب تشکیل نمی شود و رسوبات قبلی مجدداً در نفت حل می شود . همچنین اگر بتوان یک شوک مکانیکی در عمق کافی بوجود آورد جریان دو فلزی با حداقل رسوب آسفالتین بوجود می آید که نیازی به شستن لوله ها ندارد . این عمل در پنج چاه مختلف در این میدان انجام شد . به این ترتیب اعمال شوک و کاهش فشار ستونک سر چاه منجر به افزایش تولید گشت .
د – میدان Ventura Avenue ، کالیفرنیا
رسوب آسفالتین در میدان نفتی Ventura Avenue در تولید اولیه ، ثانویه و کاربرد روشهای ازدیاد برداشت مشاهده گردید . این مخزن در عمق ۲۵۹۰ متری قرار دارد . فشار مخزن این میدان حدوداً ۸۵۰۰ Psig و دمای آن در حدود ۲۱۲ تا ۳۵۰ درجه فارنهایت بوده است . فشار نقطه حباب در حدود ۴۵۰۰ Psig گزارش شده است . در این مخزن جهت جلوگیری و کاهش میزان رسوب آسفالتین از بازگردانی نفت استفاده شده است که در این میدان نفتی پس از کاهش فشار مخزن به فشار نقطه حباب از میزان رسوب این مواد کاسته شده است . در آغاز عملیات چرخش مجدد نفت با هدف کاهش رسوب آسفالتین به کار رفت . در این مرحله ، عملیات با حلال ( عموماً آروماتیکها ) موفق نبود . مشکل این میدان نفتی پس از رسیدن فشار به فشار پایینتر از نقطه حباب ، کاملاً از بین رفت و چاههای آن بدون داشتن مشکل ، تولید کردند . بهر حال حفر چاههای زیاد در ابتدای برداشت از این میدان مسائل اقتصادی فراوان به این پروژه تحمیل کرد . همچنین آزمایش تطابق سیالات تزریقی EOR و تخریب چاه با سیال مخزن ، بخصوص در نفتهای آسفالتینی تأیید شده است .
از آنجاییکه سیلاب زنی امتزاجی دارای پتانسیل بازیابی نفت بیشتری نسبت به روشهای معمول تزریق آب می باشد ، در ایران به دلیل دارا بودن بیش از ۱۳ درصد کل مخازن گاز دنیا اکثراً به منظور ازدیاد برداشت از روش تزریق گاز طبیعی استفاده می شود . به عنوان مثال می توان به واحدهای تزریق گاز در منطقه جایزان ، تزریق گاز خروجی کارخانه NGL 1000 آغاجاری و تزریق گاز پازنان توسط کارخانه NGL 900 گچساران جهت تحریک میادین نفتی اشاره کرد . نفت با جذب گاز به مانند هیدروکربنی مایع با کشش سطحی پایین عمل می کند که با رزین ها قابل امتزاج است . بدین ترتیب اجسام حافظ ( رزین ها ) از آسفالتینها جدا شده و آسفالتینها پس از انعقاد بعنوان یک فاز سنگین رسوب می کنند . گاز به عنوان حلال تشکیل دهنده رسوب ، عامل بر هم زننده تعادل ترمودینامیکی شناخته می شود .
در پاره ای از میادین ، پارامترهای مؤثر دیگر در تشکیل رسوب آسفالتین مانند دما ، فشار و . . . می تواند عامل جابجایی تعادل ترمودینامیکی و مسبب تشکیل رس.ب آسفالتین شناخته شوند .
احتمال بسته شدن منافذ و کم شدن یا از بین رفتن نفوذ پذیری سیال از درون بستر متخلخل سنگ در اثر به وجود آمدن رسوب یاد شده باعث می شود که به پروژه های ازدیاد برداشت با دید احتیاط نظر شده و به عوارض جانبی در کنار اثرات مثبت آنها در بالا بردن میزان نفت قابل برداشت نیز توجه شود .
لازم بود برای رفع مشکلات ناشی از رسوب آسفالتین که سبب انسداد مخازن نفتی ، کاهش تراوایی ، هزینه های عملیاتی و از دست دادن منابع نفی می شود ، کارهای تحقیقاتی و مطالعاتی انجام گیرد . در کارهای تحقیقاتی و مطالعاتی که تاکنون انجام شده ، اغلب سیستمهای ناپیوسته و فاقد و محیط متخلخل مدنظر بوده که اصولاً هدفشان پاسخ به این سؤال می باشد که چه وقت و چه مقدار رسوب تحت شرایط مشخص تشکیل خواهد شد . لذا مدلهای ترمودینامیکی را به کار گرفتند که فقط قادرند رفتار سیستم را به هنگام تعادل پیش بینی کنند و از ارائه رفتار سیستم نسبت به زمان عاجزند .
عدم توجه به سرعت سیال و بستر متخلخل سنگ مخزن ، یکی از جمله عواملی بود که سبب می شد تا معمای بسته شدن اطراف دهانه چاه بدون جواب بماند . در کار حاضر ملاحظه خواهید نمود که این معضل صرفاً در محدوده مکانیک سیالات ، طبیعت رسوب آسفالتین و ساختار محیط متخلخل بوده و تنها کاری که در اینجا از مدلهای ترمودینامیکی پیشنهاد شده بر می آید ، این است که مشخص می نماید که در شرایط موجود رسوبی تشکیل می شود یا خیر و اگر می شود میزان آن چقدر است ؟
مدلهای ترمودینامیکی پیشنهاد شده از طرف شرکت شل و پروفسور منصوری از دانشگاه ایلینوی آمریکا راحت به این سؤال پاسخ می دهند که « تحت چه شرایط ترمودینامیکی رسوب آسفالتین تشکیل می شود ؟ » ولی قادر نیستند با توجه به مقدار و طبیعت ذرات رسوب ، پیش بینی کنند حرکت نفت در سازند چگونه بوده و تأثیر آن در بازیافت نهایی چه خواهد بود .
از نظر مهندسی مخزن ، مهم خطر آفرینی رسوب آسفالتین از نقطه نظر تشکیل و میزان آن نیست بلکه مهم اینست که رسوبات ایجاد شده به شکلی ، از محیط متخلخل تخلیه شده و باعث بسته شدن منافذ سنگ مخزن نگردند . چنانچه بوجود آمدن و عبور ذرات ایجاد شده در محیط متخلخل طوری باشد که سیستم متخلخل مخزن مواجه با کاهش تراوایی نسبت به زمان نگردد ، نگرانی که از ناحیه رسوب آسفالتین متوجه مخزن می باشد ، بدون پایه خواهد بود . لذا در کار حاضر از این زاویه به مسئله نگریسته شده و با استفاده از یک دستگاه نیمه صنعتی آزمایشگاهی بطور تجربی در محیط متخلخل ، آن هم بطور پیوسته ، حرکت نفت در سازند و تأثیر آن در بازیافت نهاییی با توجه به مقدار و طبیعت ذرات رسوبی بررسی می شود .
بنابراین در کار حاضر روند کار بدین قرار است که پس از موفقیت در طراحی ، نصب و کارآیی سیستم در فشارهای مختلف ، میزان تراوایی بستر متخلخل در شدت جریانهای مختلف بر حسب زمان طبق قانون دادرسی محاسبه می شود . سپس مدلی بسیار جالب که دو تئوری « اضافه بر سطح » و « به دام افتادن مکانیکی » را همزمان به کار می برد ، ارائه می گردد که در نهایت به کمک این مدل ، سیستم توسط یک برنامه قابل انعطاف رایانه ای شبیه سازی می گردد . در ضمن نتایج آزمایشها با پیش بینی های مدل مقایسه و مورد بحث واقع می شوند . تئوری « اضافه بر سطح » ، پدیده جذب سطحی آسفالتین و تئوری « به دام افتادن مکانیکی » ، پدیده های نشست ، کنده شدن ، گلوله برفی و پل زدن را در بستر متخلخل توجیه می کنند .
در این مدل از پدیده های طبیعی و تکنیکهای کلاسیک برای محاسبه پارامترهای مورد نیاز استفاده شده است . این روش در حال حاضر تنها ابزار موجود در بررسی عملکرد و رفتار حرکت نفت در سازند ، با توجه به مقدار و طبیعت ذرات رسوب می باشد که قادر است تأثیر این مقدار رسوب را در بازیافت نهایی پیش بینی کند .
محققینی چون پروفسور منصوری ، رسام دانا ، نیک آذر و غیره با ارائه مدلهای ترمودینامیکی قصد دارند ضمن شناخت پارامترهای مؤثر در تشکیل رسوب ، میزان آن را در مخازن نفتی و تجهیزات فرایندی پیش بینی کنند لیکن در اینجا سعی می شود که با تنظیم شدت جریان ، رسوبات ایجاد شده از سیستم تخلیه شوند تا سبب کاهش تراوایی یا از دست دادن آن و هزینه های عملیاتی نظیر اسید زنی ، پاکسازی و غیره نشوند .
در کار حاضر ضمن پی بردن به راز بسیاری از مجهولات در زمینه طبیعت رسوب آسفالتین ، محیطهای متخلخل و مخازنی که با مشکل رسوب مواجه اند ، پس از شناخت دقیق مکانیسم تراوایی و پارامترهای مؤثر بر آن ، راه حلهای مناسبی برای کاهش نشست یا افزایش تراوایی مانند انتخاب سیال مناسب جهت ازریق ، تنظیم شدت جریان با تنظیم فشار چاه ، تنظیم فشار تزریقی ، تعبیه سوراخهای مناسب در لوله های جداری چاه ، استخراج نفت در چند نقطه مخزن و غیره ارائه می شود که باعث کاهش هزینه های عملیاتی و حفظ منابع زیر زمینی برای نسل آینده خواهد شد .

[Sara12]

کنترل رسوبات آسفالتین در چاههای نفتی


رفع رسوبات آسفالتین در سازندهای تولید کننده نفت و سیستمهای تولیدی طی سالها یکی از مشکلات اصلی در صنعت نفت بوده است . انتخاب عاملهای کنترل کننده شیمیایی در گذشته به بررسی انحلال توده ای آسفالتین در نمونه های بازیافت شده از سیستمهای تولیدی محدود شده بود . اخیراً روش مورد قبول برای حل این مشکلات استفاده از حلالهای آروماتیکی نظیرگزیلن ، تولوئن و غیره می باشد . این روش به استفاده از مقادیر زیاد این حلالها نیاز دارد . همچنین این روش به تعداد دفعات زیاد باید انجام شود . این مقاله نتایج آزمایشات بر روی میدانهای نفتی و کاربرد مواد شیمیایی کنترل کننده آسفالتین و استفاده از تستهای آزمایشگاهی برای از بین بردن رسوبات آسفالتین و استفاده از مواد شیمیایی بازدارنده رسوبات آسفالتین را شرح می دهد .
آزمایشات اولیه قدرت پراکنده سازی ، با آزمایش پخش کردن آسفالتین در هگزان آغاز شده است . برخی مواد شیمیایی که نتایج امیدوار کننده ای در انحلال و پراش آسفالتینها در محیطهای نامحلول حاوی هگزان ارائه کرده اند ، برای استفاده در میدانهای نفتی یا برای تست اضافی در آزمایش رفع رسوبات جاری سنگ انتخاب شده اند .
دستگاه آزمایش جریان درون نمونه ( core flow test apparatus ) روشی را برای آشنا شدن با تشکیل رسوب آسفالتین و مطالعه در رابطه با رفع آن با استفاده از عاملهای شیمیایی ارائه کرده است . استفاده از نمونه های سنگ و آسفالتینهای بدست آمده از منابع تولیدی ، این فرصت را به ما می دهد که بهترین مواد شیمیایی رفع کننده رسوبات آسفالتین را انتخاب کنیم .
۲ – ۲ – مقدمه
آسفالتینها ترکیبات پیچیده ناجور اتم و درشت حلقه ای شامل کربن ، هیدروژن ، سولفور و اکسیژن هستند . آنها در طبیعت به صورت درشت بوده و به شدت آروماتیکی هستند و در نفتهای خام به صورت مایسلهای به هم چسبیده یافت می شوند . رزینها و مالتینها که پیشنیازهای مولکولی آسفالتینها هستند ، ذرات آسفالتین منتشر شده را به هم می چسبانند . در حالی که آسفالتینها توسط سرهای قطبی مالتینها و رزینها احاطه شده اند ، دنباله های آلیفاتیکی آنها بطور فزاینده ای در فازهای نفت هیدروکربنها در حال افزایش است . وقتی نیروهای شیمیایی یا مکانیکی به اندازه کافی بزرگ شوند ، این گونه های به هم چسبیده و محکم شکسته می شوند و ذرات آسفالتین برای واکنش با آسفالتین ناپایدار اصلی و تشکیل توده های بزرگ و نهایتاً ته نشینی آماده می شوند .
این عاملهای ناپایدار دارای یک پتانسیل جریانی هستند که این پتانسیل جریانی باعث جریان سیال در محیطهای متخلخل سازند می شوند . این توده های آسفالتین توسط پتانسیلهای الکتریکی ، عاملهای مکانیکی و یا توسط عاملهای خارجی دیگر بوجود آمده اند که این عاملها می توانند اسید یا دیگر محرکها یا سیالهای سخت یا گازهایی که برای کمک کردن به بازیافت استفاده می شوند مانند co2 و دیگر گازهای امتزاجی باشند . این مواد با تغییر PH یا دیگر مشخصات نفت خام می توانند آسفالتینها را ناپایدار کنند .
چون ذرات آسفالتینها قطبی هستند ، ممکن است این ذرات در اثر خاصیتهای القایی در توده های ثانویه ، باردار شوند . همانطور که تجمع ادامه پیدا کرد ، توده های ذرات درشت آسفالتین پیدا خواهند شد . تأثیرات نقطه حباب مهم است ، زیرا این تأثیرات مکانیسم دفع مواد شیمیایی از توده های ناپایدار توده با سرهای آلیفاتیکی رزینها و مالتینها باعث می شود که یک بی تعادلی لحظه ای در ماهیت محیط اطراف ایجاد شود . این عدم تعادل لحظه ای برای دفع رزینها و مالتینها و ایجاد ناپایداری کافی می باشد . فرایندهای مکانیکی با چندمین راه حل این کار را آسان نموده اند ، اما مهمترین این راه حلها جابجایی اولیه از یک نقطه با فشار مشخص به یک نقطه با فشار کمتر می باشد . جریانهای امتزاجی با ایجاد غلظت بیشتر سرهای ناپایدار توده آسفالتین ، مشکل را شدت می بخشند .
۲ – ۳ – تستهای آزمایشگاهی
تستهای آزمایشگاهی ارائه شده برای آشکار کردن طرز عمل مؤثر مواد شیمیایی و انتخاب این مواد جهت استعمال در میدانهای نفتی ، شامل سه گونه تست می باشند . برای انتخاب مواد شیمیایی ای که در درجه اول برای پراکندگی و پخش آسفالتین کاربرد دارند ، از نوع تست انتخاب مواد شیمیایی پراکنده ساز استفاده می شود . هدف این آزمایش تهیه یک محلول خام اولیه حاوی ۵ گرم رسوب حل شده در ۱۰۰ میلیلیتر گزیلن می باشد . سپس ۱۰۰ میلیلیتر هگزان را در تعدادی استوانه مدرج ۱۰۰ میلیلیتری ریخته و مقادیری مشخص از مواد شیمیایی پخش کننده را در هر استوانه اضافه می کنیم . یک میلیلیتر از محلول خام شامل آسفالتین را به هر کدام از استوانه ها اضافه کرده و محتوی آنها را خوب به هم می زنیم . بعد از مدت یک ساعت ، یک نمونه ده میلیلیتری از سطح ۷۰ میلیلیتری برداشته و با ۳۰ میلیلیتر گزیلن مخلوط می کنیم . مقدار نفوذ این مواد شیمیایی تا ۶۴۰ نانومتر محاسبه شده و با نتایج عملکرد دیگر مواد شیمیایی با کمترین مقدار نفوذ برای معلق کردن هرچه بیشتر آسفالتینها در گزیلن مطلوب است .
بیشتر نسخه های آزمایش پراکنده سازی توده های آسفالتین می تواند برای انتخاب حلالها و عاملهای پراکندگی این توده ها مورد استفاده قرار گیرد . در این تست ، یک قرص از رسوب آسفالتین با قرار دادن ۲ گرم آسفالتین تحت فشار pellet press و شکل گیری قرص در فشار بالا ، تشکیل می شود .
در ساخت این قرص تفاوتهای سطح و شکافها در نظر گرفته نمی شود که ممکن است این تفاوتها در قسمتهایی از رسوب آسفالتین مورد استفاده برای آزمایش ، خود را نشان دهند . این فاکتورها ممکن است نتایج این آزمایش را تحت تأثر قرار دهند . ۱۰۰ میلیلیتر هگزان را همراه مواد شیمیایی درخواست شده در یک استوانه ۱۰۰ میلیلیتری رخته و خوب مخلوط می کنیم . قرص آسفالتین ساخته شده را در استوانه قرار داده و اجازه داده می شود تا محتوی استوانه برای یک دوره زمانی راکد باشد . مقدار آسفالتینهای پخش شده در هگزان که به صورت یک قسمت تیره پیداست از روی استوانه مدرج خوانده می شود . مواد شیمیایی که بیشترین مقدار آسفالتینهای پخش شده را در کوتاهترین زمان تهیه کرده اند ، انتخاب می شوند . این آزمایش به انتخاب یک سری مواد شیمیایی کمک می کنند که این مواد می توانند رسوبات آسفالتین را تحت تأثیر قرار داده و باعث پخش شدن آنها شوند . این آزمایش می تواند برای انتخاب یک سری مواد شیمیایی برای آزمایش core flow test نیز استفاده شود .
Core flow test برای انتخاب مناسبترین مواد شیمیایی بدست آمده برای رفع رسوبات آسفالتین از مواد اولیه سازند و کمک به احیای تراوایی نسبی استفاده می شود . این دستگاه شامل یک Hastler core holder ، پمپ گرادیانی کروماتوگرافی مایعات فشار بالا ، طیف سنج فوتوالکتریکی بدون توقف جریان ، ترانس دیوسر فشار و یک سیستم کامپیوتری جهت ثبت داده ها می باشد . برای آزمایشهای مغزه از مغزه field یا مغزه استاندارد Berea استفاده می شود . امروزه آزمایشهای مغزه در دمای اتاق انجام می شود . بعد از استقرار شرایط water wet و تعیین تراوایی مؤثر یک مغزه آسیب ندیده و استفاده از گزیلن به عنوان یک حلال شوینده یا یک فاز پیوسته ، آسیب به مغزه با قرار دادن ۷۵ میلیلیتر فاز پیوسته گزیلن به درون مغزه ، ایجاد می شود که این فاز پیوسته دارای یک درصد پراکندگی آسفالتین می باشد .
پراکندگی آسفالتین با خرد کردن رسوبات آسفالتین و اضافه کردن آنها به گزیلن ایجاد می شود . اگر هیچ رسوبی موجود نباشد نتیجه می گیریم که آسفالتین توسط هگزان در نمونه نفت خام میدان نفتی ته نشین شده است . وقتی دیسپرسیون گزیلن / آسفالتین کاملاً مغزه را پر کرد ، حلال حامل گزیلن سراسر حجم چندمین مغزه را فرا خواهد گرفت تا بدین وسیله یک حد مبنا برای حذف گزیلن از رسوبات آسفالتین پیدا شود . از آنجایی که تعدادی از آسفالتینها تحت شرایط این آزمایش در گزیلن حل نمی شوند ، این حد مبنا بهترین حالتی که گزیلن می تواند رفع شود را برای آسفالتینهای مورد بررسی نشان می دهد و این حد مبنا به عنوان نقطه رفع مطلق گزیلن مشخص می شود . بنابراین نتیجه مواد شیمیایی انتخاب شده برای مقادیر مختلف عملی می باشد .
معمولاً در ابتدا یک pore volume برای تزریق تحت فشار در این راه کارهای شبیه سازی شده ، استفاده شده است . نتیجه این آزمایشات می تواند در شستشوی تحت فشار گزیلن به کار برده شود ، برای اینکه تأثیر مواد شیمیایی در رفع رسوبات داخل یک جریان نفتی مشخص شود . جریان داخل یک مغزه ممکن است به علت استفاده از راهکارهایی که در آنها مواد شیمیایی استفاده می شود ، معکوس شود . این معکوس شدن جریان درون مغزه از سمت تخلیه شده مغزه می باشد . خواسته شده که تزریق تحت فشار به کار رفته در یک چاه در طی یک ترتمان منطقه ای شبیه سازی شود . اگر درخواست شود که مغزه دوباره اشباع و جریان گزیلن دوباره از آن عبور داده شود ، یک مغزه می تواند برای چندین ساعت مورد بررسی و معالجه قرار گیرد .
فشار و نرخ جریان در یک مغزه اندازه گیری شده و در سیستم جمع آورنده داده ها ، ذخیره شده است . عبور سیال خروجی از مغزه به میزان ۴۳۰ نانومتر توسط دستگاه طیف سنج فوتو الکتریکی بدون توقف جریان اندازه گیری شده است . با رسم میزان عبور سیال خروجی از مغزه بر حسب غلظت تعیین شده با رقیق شدگی استاندارد آسفالتین در دیسپرسیون گزیلن برای داده های قرائت شده از سیال خروجی و مقایسه آنها با قانون بیر ، میزان آسفالتینهایی که رسوب شده اند ، رفع شده اند و در نمونه باقی مانده اند مشخص می شود .
توده آسفالتین بعد از هربار راندن رسوبات ، دوباره وارد مغزه می شود . جریان گزیلن دوباره مستقر می شود و تأثیر دیگر مواد شیمیایی بر روی مغزه بررسی می شود . تراوایی مؤثر با اندازه گیریهای جریان و فشار بدست آمده توسط این تست ، محاسبه می گردد . وقتی که تراوایی مؤثر نسبت به میزان رسوبات آسفالتین جدا شده رسم شود ، بهترین ماده شیمیایی برای درمان مخازن بدست می آید . برای نمونه نمودار رسم شده در شکل ۲ ، تراوایی اولیه بر اثر استفاده از گزیلن را ارائه می دهد . تراوایی به خاطر رسوبات آسفالتین نمونه ، کاهش می یابد و بهترین تراوایی بدست آمده تنها از بیرون راندن گزیلن و میزان جداسازی و رفع آسفالتین و اصلاح نتایج تراوایی بوسیله هر ماده شیمیایی تست شده ، ارائه می گردد .
در بسیاری از معالجات ( رفع رسوبات آسفالتین ) ، افزودن یک حلال متقابل تا حدود زیادی تراوایی نسبی را بهبود خواهد بخشید . هر چند ، افزایش ظرفیت حلال متقابل در خیلی موارد می تواند میزان جداسازی آسفالتین را کاهش دهد . حلال متقابل در اثر تماس مؤثر با رسوبات ، می تواند سبب water wetting ذرات آسفالتین شود ، ذرات آسفالتینی که در حلال قابل حل نفت ، مشکل زا می باشند .
گزیلن استفاده شده در core flow test به عنوان یک فاز حامل پیوسته ، برخی از رسوبات آسفالتینی خود را رفع کرده است . برای انجام آزمایشهای سخت در خلال آزمایش مواد شیمیایی ، هگزان می تواند به عنوان یک فاز حامل استفاده شود . هگزان هیچ رسوبی را رفع نخواهد کرد ، و سبب خواهد شد که رسوبات به صورت ته نشین شده باقی بمانند . نتایج آزمایش نشان می دهد که مواد شیمیایی انتخاب شده رفع رسوبات آسفالتین را کند خواهد کرد و تراوایی نسبی افزایش می یابد ، حتی وقتی هگزان به عنوان سیال حامل استفاده شده است .
۲ – ۴ – روشهای به کار رفته در میدان نفتی برای رفع آسفالتینها
وقتی تولید چاه در اثر رسوبات آسفالتین کاهش می یابد ، رایجترین کار اجرای یک درمان با پاکسازی آسفالتینها با استفاده از یک حلال دارای ظرفیت آروماتیکی بالا می باشد . برای نتیجه بخش بودن کار ، حلال مورد استفاده باید قادر باشد که آسفالتین را در خود حل کرده و آنها را درسراسر محلول سیستم تولیدی نگه دارد . اگر آسفالتینها در محلول نگه داشته نشوند ، آنگاه رسوب کردن در هر جایی که فاکتورهای ضعیف کننده آزمایش شده اند ، ممکن است اتفاق بیفتد .
هرگاه رسوب آسفالتین اتفاق می افتد ، در ترمهای زمان تکمیل کار ، تولید به تأخیر افتاده و جایگزینی پمپها ، ممکن است خیلی زیان وارد شود ، به همان میزان نیز رفع علاج بخش آسفالتین و یا درمان توسط شبیه سازی پرهزینه می باشد . بنابراین حداکثر استفاده از برنامه درمان با مواد شیمیایی ، برای کاهش تکرار کارها در هر چاه مشکل دار ، مهم است .
انتخاب مواد شیمیایی درمانی مناسب به محل اتفاق افتادن مشکل ، علت به وجود آمدن مشکل و اینکه این مواد چه کاربردی داشته باشند ، بستگی دارد . اضافه بر آن ، تستهای آزمایشگاهی مورد استفاده برای دستیابی به انتخاب مواد شیمیایی مطلوب ، به میزان مشکل موجود و روال استعمال مواد شیمیایی ترجیح داده شده بستگی خواهد داشت . برای نمونه روش کاربردی در میدان شامل تمیزسازی چاه و سازند ، تحت فشار قراردادن سازند ، یا تزریق پیوسته برای جلوگیری یا به تأخیر انداختن بیشتر رسوب گذاری ، می باشد .
نتایج مواد شیمیایی انتخاب شده در درمان میدان نفتی در مناطقی که مشکلات رسوبات آسفالتین سبب مشکلاتی در عملیات بهره برداری شده است ، کاربردی تر نشان داده شده است . این موضوع مخصوصاً مهم است که تولید در عملیات بهره برداری به صورت یک جریان امتزاجی یا وارد شدن فاکتورهای ناپایداری آسفالتین کاهش یافته بود . رسوبات آسفالتین در جریانهای امتزاجی که توسط پمپهای الکتریکی فرو رونده بوجود آمده اند ، یک محل سخت ویژه ای را در نتیجه ناپایداری بوسیله حلالهای تغییر یافته ، یک برش مکانیکی حداکثر ، و افت فشار در پمپ را باعث می شوند . کاربرد نتایج بحث شده در اینجا ، در انواع عملیتهای بهره برداری موفقیت آمیز بوده است .
۲ – ۵ – معالجات انجام شده برای چند میدان مشکل دار
۲ – ۵ – ۱ – نمونه ۱ )
یک چاه جریانی در منطقه جنوب شرقی مکزیک در عمق ۱۹۶۰۰ فوتی ، به این مشکل ( رسوبات آسفالتین ) دچار شده بود . و این چاه در عمق ۱۹۰۲۹ فوتی تکمیل شده بود . دمای ته چاه این چاه در حالت بسته بود . مشخص شده بود که رسوبات آسفالتین در لوله ها به خاطر کمتر شدن تولید ، مشکل زا بود . معالجات اولیه در درجه اول شامل استفاده از گزیلن و دیگر افزودنی ها بود . معالجات در دوره های زمانی مختلف انجام گرفته و معمولاً شش ماه طول کشیده است . وقتی که معالجات شروع شد ، چاه با دبی ۴۳۶ بشکه نفت در روز تولید می کرد ولی بعد از چند بار معالجه ، تولید چاه به ۴۷۰۰ بشکه نفت در روز رسید .
مطالعات درباره عامل پخش کننده و تست core flow در آزمایشگاهی که نمونه های نفت خام و رسوبات درون لوله ها را مورد استفاده قرار می دهد ، نشان می دهد که استفاده از ماده شیمیایی شماره ۱ ( product ) رسوبات آسفالتین را از درون لوله ها حذف می کند و ماده شیمیایی شماره ۳ ( product 3 ) آسیب سازند را برطرف نموده و تراوایی را به حالت اول بر می گرداند .
آسفالتینهای درون لوله ها پاکسازی شد . با رفع همه آسیبها ، سازند معالجه د و کارهایی صورت گرفت تا رسوب گذاری در آینده کاهش پیدا کند . با انجام این کارها معالجه چاه موفقیت آمیز بود . لوله های مارپیچ شده که برای اضافه کردن دیزل برای سوخت چاه استفاده می شود ، تا محل شعله کشیده شده است . وقتی لوله های مارپیچ شده به محدوده آسفالتینها در ۱۵۷۴۸ فوتی رسیدند ، مخلوطی شامل ۹۰ درصد گزیلن و ۱۰ درصد ماده شیمیایی ( حدود ۲۷۵ بشکه ) شماره ۱ توسط یک سوخت پاش فشار بالا به سمت انتهای لوله های مارپیچ ، پمپ می شود .
با رفع رسوبات آسفالتین درون لوله ها با یک بار گذشتن مخلوط از درون این لوله ها ، معالجه موفقیت آمیز خواهد بود . بعد از محدوده لوله های مارپیچ که از رسوبات آسفالتین رفع شده اند ، سازند با استفاده از لوله های مارپیچ ، تحت فشار ۱۱۰۰ بشکه از یک سیال متقابل که به دنبال آن ۱۱۰۰ بشکه از ماده شیمیایی شماره ۳ ( product 3 ) که به صورت مخلوط ۱۰ درصد در گزیلن قرار دارد ، معالجه می گردد . نیتروژن برای تحت فشار قرار دادن سیالات درون سازند برای یک فاصله شعاعی ۸ فوتی از دهانه چاه مورد استفاده قرار می گیرد . در این حالت چاه بسته خواهد بود و برای نفوذ حلالهای تزریقی به مدت چهار ساعت فرصت داده می شود .
بعد از چهار ساعت ، چاه دوباره شروع به تولید خواهد کرد و دبی تولیدی اینبار به ۴۸۰۰ بشکه نفت در روز رسید . بررسی های دوره ای روی ۲۱ ماه آینده نشان داده است که تولید به تدریج به ۳۵۰۰ بشکه نفت در روز افت خواهد کرد .
چاه دوم در منطقه ای مشابه در جنوب شرقی مکزیک ، با عمق ۱۷۰۰۰ فوت و منطقه بهره برداری ۵۰ فوتی ، در فاصله زمانی مشخصی توسط آسفالتینها بر روی ستونک سر چاه کاملاً بسته شده بود . استفاده از عاملهای پخش کننده و core flow test در تستهای آزمایشگاهی نشان می دهد که مواد شیمیایی مشابه استفاده شده برای چاه قبلی می تواند برای رفع مشکل این چاه نیز استفاده شود . از آنجایی که لوله ها کاملاً بسته شده بودند ، لوله های مارپیچ شده نمی توانست برای معالجه چاه مورد استفاده قرار گیرد . یک کامیون نفت داغ به چاه متصل می باشد و مخلوط گزیلن و ۱۰ درصد ماده شیمیایی شماره ۱ ( product 1 ) به صورتی مواج از بالای ستونک سر چاه به داخل فرستاده می شود . بعد از چندین ساعت آسفالتینها تا عمق ۱۱۵۰۰ فوتی رفع شدند و معالجه چاه با نفوذ این مواد به داخل برای مدت ۲۴ ساعت ادامه داشت .
چاه دوباره شروع به تولید کرد و تولید نفت از صفر به ۳۴۰۰ بشکه در روز رسید . تولید این چاه پس از ۲۱ ماه به ۲۹۰۰ بشکه در روز کاهش یافته بود . چاه سوم در منطقه ای مشابه در جنوب شرقی مکزیک با عمق مشابه چاه دوم ، مورد بحث می باشد . در این مورد نیز رسوبات آسفالتین در محدوده لوله ها باعث شده بود که تولید از ۲۶۰۰ بشکه در روز به ۲۸۰ بشکه در روز برسد . تستهای آزمایشگاهی بر روی رسوبات بدست آمده از این چاه نشان داد که معالجه ای شبیه آنچه در چاه قبلی انجام شد می تواند در این مورد نیز مؤثر واقع شود . به همان صورتی که برای چاه اول جهت رفع رسوبات از لوله ها و برگشت تراوایی به حالت اولیه شرح داده شد ، این چاه نیز معالجه شد .
بعد از معالجه ، تولید این چاه به ۱۴۰۰ بشکه در روز رسید ، این نرخ بعد از یک سال تولید متناوب نهایتاً به ۱۳۰۰ بشکه در روز رسید .
۲ – ۵ – ۲ – نمونه ۲ )
چاهی در لویی زیانای جنوبی نشان داد که کاهشی سریع در تولید از ۴۰۶ بشکه نفت در روز به ۵۳ بشکه نفت در روز ، مشاهده می شود . معالجات با گزیلن تولید را دوباره برای یک دوره زمانی کوتاه به ۱۰۱ بشکه در روز رساند ، با توجه به اینکه این نرخ به صورت پیوسته به ۶۶ بشکه در روز کاهش یافت . تست آزمایشگاهی ای که در آن از آزمایش عامل پخش کننده استفاده شده است نشان داده است که ماده شیمیایی شماره ۲ ( product 2 ) می تواند معالجه مناسبی را ارائه دهد . معالجه با استفاده از ۴۴۰ گالن از ماده شیمیایی شماره ۲ ( product 2 ) همراه ۴۴۰ گالن از یک حلال متقابل بر روی چاه صورت گرفت . لوله های مارپیچ شده واحد نیز ، برای این مورد استفاده قرار گرفت که معالجه در محل مورد نظر در بالای perforation صورت گیرد و نیتروژن مورد نیاز نیز جابجا شود . چاه در شب قبل بسته شده بود . تولید اولیه پس از اینکه چاه دوباره باز شده بود به ۱۵۲ بشکه در روز افزایش یافت . نرخ تولید چاه در ۹۱ بشکه نفت در روز برای پنج ماه ثابت ماند .
۲ – ۵ – ۳ – نمونه ۳ )
جریان CO2 در Permian Basin area نتیجه مسدود شدن پارافین و آسفالتین در محدوده نزدیک چاه و لوله های چاههای جریانی می باشد . رسوب از چاهها شامل مقدار تقریباً برابری از هر دو مورد پارافین و آسفالتین می باشد . معالجات سنتی که در آن از نفت داغ ، اسید یا آب داغ استفاده می شود نیز برای بعضی مواقع به کار برده می شود . تأثیر این گونه معالجات کمتر شده است به گونه ای که منجر به نرخهای تولید خاصی ، درست ۶ بشکه در روز می شد . آزمایشات انجام شده ماده شیمیایی شماره ۳ ( product 3 ) را برای استفاده مناسب دانست .
بدنبال این معالجات تولید چاه به نرخ تولید قبل از رسوب ، در حدود ۸۳ بشکه در روز برگشت . این معالجه برای حدود شش هفته ، به صورت مداوم ادامه داشت . هزینه معالجه شیمیایی کمتر از ۷۰۰۰ $ بود ، مقایسه شود با هزینه معالجه اسیدی که ۲۰۰۰۰ $ هزینه در برداشت . با توجه به اینکه این ۷۰۰۰ $ در کمتر از یک هفته برگشت داده می شود .
۲ – ۶ – نتایج
استفاده از تست های آزمایشگاهی طراحی شده خاص ، برای انتخاب معالجات رفع آسفالتین می تواند هزینه محلولهای مؤثر برای کنترل مسائل ناشی از حضور آسفالتین که سر راه تولید قرار دارند را پیش بینی کند . این محلولها شامل مواد شیمیایی انتخاب شده مناسب هستند و کاربرد مواد شیمیایی انتخاب شده به صورتی شایسته طراحی شده است .

[Sara12]

تقویت لوله های خورده شده گاز با مواد كامپوزی تامین انرژِی به عنوان نیرو محركه صنعت در تكنولوژِی رو به گسترش دنیای جدید حیاتی به نظر می رسد. استفاده از سوخت های فسیلی با وجود استفاده رو به گسترش منابع انرژی خورشیدی و هسته ای نقش اساسی در این میان ایفا می كند. در بین سوخت های فسیلی سهم گاز طبیعی غیر قابل انكار است. امروزه با وجود استفاده از گاز طبیعی به صورت گاز طبیعی مایع و گاز طبیعی فشرده، در بسیاری از موارد در صنعت و زندگی روزمره از گاز طبیعی در فاز گازی استفاده می شود.

در بیشتر كشورها برای انتقال مطمئن و مداوم و ارزان گاز طبیعی از لوله های سراسری انتقال با جنس آلیاژ فولادی استفاده می شود. ابعاد و فشار كاری و شرایط طراحی در استانداردها پیش بینی شده است. با توجه به وظیفه خطوط، لوله های فولادی در تماس با محیط قرار می گیرند. شرایط مختلف محطی روی جداره فلزی این لوله ها اثرات متفاوتی می گذارد كه با وجود اعمال پوشش و استفاده از حفاظت كاتودیك باز هم به مرور زمان این صدمات باعث كاهش ضخامت جداره لوله می شوند تا جایی كه این امر منجر به كاهش ضخامت جداره از مقدار مطمئن و استاندارد خود می شوند. علل ایجاد این صدمات و خرابی ها زیاد است. با توجه به یك آمار ارائه شده، خرابی در سیستم لوله های انتقال را می توان به صورت زیر دسته بندی نمود.
• خرابی به دلیل نیروهای خارجی (43درصد) كه تقریباً یك سوم انواع خرابی ها را تشكیل می دهد كه به دلیل برخورد تجهیزات (30درصد) و اتفاقات طبیعی (10درصد) است.
• خرابی ناشی از خوردگی (23درصد)
• خرابی تجهیزات و اشتباهات كاری (15درصد)
• خرابی در جوش و مواد مورد استفاده (9درصد)
• مشكلات دیگر (10درصد)
با توجه به صدمات و زیان های جبران ناپذیر كه ممكن است از طریق نشت گاز طبیعی و یا ایجاد اشكال بر سر راه انتقال مطمئن گاز طبیعی و دیگر مایعات خطرناك وجود دارد، در استانداردهای مربوطه تمام شرایط پیش بینی شده و برای برطرف نمودن آن و جلوگیری از ایجاد هرگونه مشكل راه حلی ارائه شده است. براساس استاندارد 1984- 31.8 ASME / ANSI و استاندارد مورد استفاده در آمریكا (a) 19.713 CFR 49 تشخیص خرابی و نحوه تعویض به صورت زیر است:
الف: در صورت امكان خط لوله را از سرویس خارج نموده و قسمت خورده شده را با لوله ای كه از نظر استحكام برابر یا بیشتر از طراحی خط لوله باشد تعویض نمائید.
ب: در صورتی كه خط لوله را نتوان از سرویس خارج نمود به وسیله جوش دادن یك غلاف كامل محیطی آنرا تعمیر كنید، در غیر اینصورت وصله ای مطابق با استاندارد انتخاب نمائید و یا قسمت خورده شده را با فلز جوشی پر كنید. تمام راه های مطرح شده وقت گیر، پر هزینه و مستلزم استفاده از تجهیزات مخصوص كارگر ماهر و جوشكاری است، مسائل ذكر شده تعمیرات خطوط لوله را كاری سخت و پرهزینه و به دلیل وجود قسمت جوشكاری خطرناك كرده است. مرحله جوشكاری اولاً به دلیل نیاز به كارگران ماهر و تجهیزات مخصوص یك مرحله وقت گیر و پر هزینه است و ثانیاً در صورت وجود نشتی خطر انفجار را در پی دارد و ثالثاً با ایجاد منطقه داغ موضعی خطر شكستگی و ترك ترد لوله را افزایش می دهد.
همچنین ارائه چند راه محدود در تعمیرات و ملزم ساختن اپراتور به استفاده از آنها باعث گیج شدن اپراتور در موقعیت های متفاوت پیش آمده می شود و این مسئله ناشی از انعطاف ناپذیر بودن قوانین موجود است.
شاید مشكل به ان دلیل باشد كه تمام این استانداردها بر اساس دانش 30 سال پیش نوشته شده اند. این دست مشكلات در ویرایش 1968 از استاندارد ASME B31.8 for Gas Pipeline، ویرایش 1960 از استاندارد ASME B31.8 for Liquid Line ویرایش 1969 NACE RD 01-69 Standards for Corrosion از استاندارد آمده است.
بعضی از استانداردهای ایمنی OPS كه در مورد لوله های پوسیده و خراب قانون گذاری كرده اند، فاقد انعطاف پذیری كامل بودند. اگر یك لوله دارای یك خوردگی عمومی وسیع كه ضخامت دیواره را از ضخامت قانونی آن كمتر كرده باشد، بود. لوله پوسیده باید كاملاً تعویض می شد و یا اینكه فشار كاری آن كم می شد. علاوه بر مسئله خوردگی، گسترش وسعت شهرها مشكلات عمده ای را برای خطوط لوله كه در حومه شهر كار گذاشته شده اند، به دنبال دارد.
بنابر استانداردهای موجود (API) با توجه به تراكم جمیعت و موقعیت قرارگیری خطوط انتقال، طبقه بندی خاصی جهت تعیین ضخامت جداره لوله علاوه بر فشار كاری لوله به تراكم جمیعت اطراف آن نیز بستگی دارد. این طبقه بندی متضمن رعایت ضرایب طراحی مناسب در هر محیط كاری است.
در استاندارد API این شرایط با تغییر ضرایب دخیل در تعیین ضخامت دیواره و فشار كاری اعمال می شوند. از آنجا كه خطوط انتقال در ایران قدمت طولانی دارند (در بعضی از خطوط به 30 سال می رسد)،خطوط كار گذاشته شده با توجه به طراحی اولیه در طبقه خاصی قرار گرفته اند ولی امروزه به دلیل گسترش شهرها ممكن است لوله ای كه در تراكم پایین جمیعت واقع شده بود و از ضرایب طراحی پایین تری تبعیت می كرد، در تراكم بالاتری و متعاقب آن در ضریب طراحی بالاتری صدق كند. راه حلی كه با توجه به استانداردهای موجود ارائه می شود، جایگزینی لوله از طبقه مناسب در آن طولی از خط لوله است كه شرایط كاری آن تغییر كرده است. این كار شامل مراحل سختی شامل كارگذاری خط لوله موقت، بعد قطع گاز در لوله مورد نظر، تعویض و جایگزینی لوله مناسب و سپس برقراری حالت عادی در خطوط انتقال است. از آن جا كه خطوط انتقال تعویض شده ممكن است سالم باشند و هیچ گونه مشكل خوردگی و خرابی های دیگر نداشته باشند، این نوع تعویض، مشكلات بیشتر و هزینه های مضاعف را ایجاد خواهد كرد.
با توجه به مطالب و مشكلات مطرح شده در بالا لزوم استفاده از یك روش ایمن تر، راحت تر، ارزان تر و قابل انعطاف تر با توجه به گستردگی خطوط انتقال به اثبات می رسد. در جهت حل این مشكل، در سال 1987، موسسه تحقیقاتی گاز (GRI) در آمریكا، گروهی متشكل از محققان، دانشمندان، مهندسان و متخصصان خطوط انتقال را برای ابداع یك روش جایگزین تعمیر كه در آن نیاز به بریدن و جابجایی و غلاف فلزی و جوشكاری نباشد، تشكیل داده و شرایط ذیل را برای یك روش تعمیر جدید ضروری دانست.
شرایط تعین شده جهت این تعمیر جدید به صورت زیر بود:
• ایمن باشد.
• قابل نفوذ نباشد.
• قابل اجرا برای خطوط لوله در حال كار باشد.
• دائمی باشد.
• ارزان قیمت باشد.
• رفتار آن قابل پیش بینی باشد.
• قابل اجرا در تمام مناطق باشد.
• برای تمام ضخامتها و اندازه های لوله قابل اجرا باشد.
• ضرایب اطمینان لوله را ارضا كند.
• قابل تخمین توسط مهندسان سر خط باشد.
• مقاومت اولیه لوله را تامین كند.
در امتداد انجام این فعالیت های تحقیقاتی لازم بود كه در استانداردهای موجود نیز بازنگری به عمل آید و اقدامات جهت انعطاف پذیری قوانین در جهت استفاده از روش های جدید جایگزین صورت گرفته و علاوه بر آن متضمن تامین شرایط ایمنی لوله ها هم باشد. قبل از این تغییرات، استانداردها روش های تعمیر را به طور كامل توضیح داده بود. در نتیجه اپراتور مجبور بود كه از روش های مرسوم در تمام موقعیت ها استفاده كند و این باعث گیج شدن اپراتور در شرایط متفاوت می شد.
در استاندارد جدید قابلیت انعطاف پذیری در نظر گرفته شده است تا اپراتور با توجه به موقعیت های مختلف از روش های جایگزین مطمئن دیگری در تعمیرات استفاده كند. با توجه به این قانون، در تعمیر لوله ها می توان از روش هایی كه با توجه به آزمایشات و تحلیل های مهندسی توانسته اند اعتبار خود را به عنوان روشی كه می توان لوله را در حالت پایدار و شرایط اولیه خود درآورد اثبات كنند، استفاده كرد. شركت های متعددی با استفاده از این روش جدید لوله های خورده شده گاز را تعمیر می كنند كه از جمله آنها می توان به شركت (LP) Clock Spring اشاره كرد. این شركت با استفاده از كامپوزیت ها ی شیشه اپوكسی قسمت های خورده شده را مجدداً تعمیر می نماید. براساس تجارب این شركت صرفه جویی هزینه ها در صورت استفاده از روش تعمیر جدید به شرح جدول (1) می باشد.





جدول 1- مقایسه هزینه های ترمیم به دو روش سنتی و استفاده از لایه های كامپوزیتی

روش سنتی

استفاده از لایه های كامپوزیت

هزینه مواد اولیه

500$

700$

هزینه كارگر

12000$

5000$

هزینه گاز تلف شده

19000$

0$

هزینه های دیگر

20000$

7000$

كل هزینه ها

51500$

12700$

مقدار صرفه جویی شده در هزینه ها توسط روش جدید
در طول 16 كیلومتر

38800$

منبع: موسسه كامپوزیت ایران- نشریه كامپوزیت

[Sara12]

چاههاي نفت هوشمند

آنچه امروزه ذهن بسياري از توليدكنندگان نفت جهان را به خود مشغول كرده، چگونگي افزايش عرضه است. توليدكنندگان عمده ناچارند براي برطرف ساختن نيازهاي بازار- كه برآورد شده از حجم كنوني85 ميليون بشكه در روز به120 ميليون بشكه تا سال2030 مي رسد- از تجهيزات و امكانات به مراتب پيچيده تري استفاده كنند.
بسياري از ميدان هاي عمده نفت و گاز جهان، چندين دهه است كه به طور مداوم مورد بهره برداري قرار گرفته اند. از اين رو استخراج نفت و گاز بيشتر از اين ميدان ها، مقوله اي بس پيچيده و دشوار مي نمايد. علاوه براين، انتظار مي رود آن دسته از ميدانهايي كه در دست اكتشاف قرار دارند يا بناست توسعه يابند، استحصال و خروجي كمتري داشته باشند. اينجاست كه مبحث جديدي به نام »چاههاي هوشمند« و »استخراج هوشمندانه نفت و گاز« مطرح مي شود. كارشناسان انرژي معتقدند بازار آينده نفت و گاز در دست توليدكنندگاني خواهد بود كه از فناوري هاي هوشمند در امر اكتشاف و استخراج بهره بگيرند.
چندي پيش »ياپ فان بالگوين« مدير برنامه ميدان هاي هوشمند در كمپاني شل، طي يك كنفرانس شبكه اي زواياي جديدي از اين فناوري را نمايان ساخت.
بالگوين در بخشي از سخنانش گفت: خبر خوش اين است كه ما مي دانيم بخش عمده نفت، كجا خوابيده است. اين نفت درهمان محل هايي قرار دارد كه ساليان سال مورد استخراج و بهره برداري قرار داشته است.
به گفته بالگوين، كمپاني نفتي شل استفاده از نسل جديدي از تجهيزات ويژه چاههاي نفت را با هدف افزايش توان بازيابي و استخراج و توسعه ميدان هاي حاشيه اي با هزينه هاي به صرفه و اقتصادي آغاز كرده است. اين امر با ارايه اطلاعات واقعي و دقيق از جريان استخراج، كمپوزيسيون سيالات ساختاري و فشار و دماي داخل چاه به مهندسان و اپراتورها ميسر شده است.
براساس تحقيقات»مجمع پژوهشي انرژي كمبريج« (CERA) ،با بهره گيري از اين فناوري مي توان حجم بازيابي و استخراج (ريكاوري) از ميدان هاي نفتي را تا8 درصد افزايش داد كه البته حجم بسيار كلاني است.
بالگوين در رابطه با برآورد اين مجمع پژوهشي گفت: شركت شل دريافته است كه اين ادعا، صحت دارد. در بهره گيري از فناوري جديد، ما حتي به منافعي دست يافته ايم كه هرگز پيش بيني نكرده بوديم. البته بايد اذعان داشت كه كسب بهترين نتيجه منوط به كنار هم گذاشتن تمام عناصر لازم از جمله مقياس، نمونه سازي، تصميم گيري و اجراست. شاخص هاي بهره برداري هوشمند از يك ميدان نفت و گاز اين است كه ابتدا ذخاير ميدان را اندازه بگيريد، سپس از محتويات، فعل و انفعالات و هر آنچه در اين ميدان ممكن است در جريان باشد نمونه سازي كنيد، آنگاه مجموعه تصميم هاي خود را اتخاذ كنيد و سپس وارد مرحله اجراي تصميمات شويد.
در حقيقت دستاورد كمپاني شل از فناوري جديد بسيار فراتر از آماري است كه مجمع پژوهشي انرژي كمبريج تخمين زده. توان استخراج ذخاير نفتي در حوزه عملياتي شل در كشور كوچك اما نفت خيز برونئي، پس از به كارگيري فن آوري هوشمند20 درصد افزايش يافته است. امروزه در برونئي تمام چاههاي نفتي تحت فناوري هوشمند فعال هستند.
به خاطر پيچيدگي مطالعات زمين شناسي در برونئي، تا چندين سال بعد از اكتشاف نفت در اين كشور سال(1975)، هيچ استخراجي صورت نگرفت. در واقع حفر چاههاي هوشمند بود كه صنعت نفت را در اين كشور احيا كرد.
دامنه امتيازهاي فناوري چاههاي هوشمند بسيار گسترده است و بخشهاي مختلف از جمله اكتشاف، حفاري و استخراج را در بر مي گيرد.

به لطف اين فناوري، سكوهاي نفتي كمتري ساخته مي شوند و حجم تردد و آمد و شد نيروي انساني نيز كاهش محسوسي پيدا مي كند. در نتيجه دخالت و نقطه تماس انسان با محيط زيست هم كاهش مي يابد. بنا به آمار رسمي، شركت شل تا پايان سال2004 ميلادي، بالغ بر900 ميليون دلار از محل
بهره گيري از چاههاي هوشمند در خليج مكزيك، برونئي، مالزي و درياي شمال اضافه درآمد كسب كرد. بخش عمده اين اضافه درآمد در پي كاهش هزينه هاي انساني، كاهش دخالت فيزيكي، صرفه جويي دروقت به ويژه در چاههاي آب عميق و جبران ضرر ناشي از تأخير در تحويل(به سبب دشواري هاي استخراج) حاصل شده است.
در حال حاضر فناوري چاههاي هوشمند با عناوين مختلفي در اختيار شركت هاي نفتي عمده و مطرح قرار گرفته است. به عنوان مثال سيستم استخراج هوشمند در كمپاني پتورو(PETORO) با عنوان Smart Operations (عمليات هوشمند) شناخته مي شود. شركت »هايدرو« (Hydro) نام
»eOperations« (عمليات الكترونيكي) را براي سيستم خود انتخاب كرده و كمپاني »اسكلومبرگر« (Schlumberger) نيز عنوان چاههاي هوشمند را روي سيستم خود گذاشته است، ولي ماهيت كار در تمامي اين سيستم ها يكسان و مشابه است. هوشمندي يك چاه برگرفته از عملكرد حسگرهايي است كه بر جريان مايعات داخل چاه، به ويژه از نظر تركيب آب و نفت نظارت مي كنند. نسبت و حجم جريان، فشار و دماي داخل چاه توسط اين سنسورها چك مي شود و تصويري دقيق از آنچه صدها متر زيرزمين در جريان است، در اختيار اپراتور قرار مي گيرد.
اوج رقابت سيستم هاي هوشمند، اما، در فلات قاره نروژ نمود دارد. جايي كه با3/9 ميليارد متر مكعب ذخيره نفت برآورد شده، به عرصه اي براي جولاندهي غول هاي نفتي جهان تبديل شده است. براي مثال، كمپاني»استت اُيل« كه هم اكنون با متوسط ضريب استخراج45 درصدي از چاههاي دريايي فلات قاره نروژ بهره برداري مي كند اعلام كرد با سيستم هاي هوشمند خود اين ضريب را تا سال2008 به55 درصد خواهد رساند. در خاورميانه عربستان سعودي پيشگام استفاده از چاههاي هوشمند است. در همين حال عمان نيز اعلام كرده كه با فن آوري هوشمند حجم استخراج نفتي خود را تا50 درصد افزايش داده است.
اگر چه فن آوري جديد با كاهش تداخل انساني در عمليات اكتشاف و استخراج، سود فراواني را عايد شركتهاي نفتي كرده است اما به عقيده تمام كارشناسان هنوز با ايده به »صفر رساندن تداخل انساني« فاصله فراوان دارد.
ممكن است تجهيزات هوشمند امروزي از حضور فيزيكي انسان در محل پروژه كاسته باشند، اما نبايد فراموش كرد، همين تجهيزات ابتدا نياز به اپراتور و سپس نياز به تعمير و نگهداري دارند. »ياپ فان بالگوين« معتقد است:
»روزي خواهد رسيد كه تمام تجهيزات و دستگاهها را به طور اتوماتيك كنترل كنيم. اما فعلاً هنوز به حضور و مداخله فيزيكي نيروي انساني نياز داريم.«
فناوري هوشمند در صنعت نفت البته تنها به چاههاي نفتي محدود نمي شود. بنا است اين فناوري در آينده نزديك به خطوط لوله هم سرايت كند. آنچه در اين عرصه مطرح است، به كارگيري سنسورهايي است كه بتوانند روي خطوط لوله زيرزميني سوار شده و به صورت چهار بعدي بر اتفاقات زير زمين نظارت كنند. توسط اين سنسورها مي توان دريافت كه در كدام قسمت، آب با نفت تلاقي دارد، آن گاه مي توان جريان آب را با لوله هاي هوشمند از مسير نفت دور كرد. همچنين مي توان اعماق چاههاي قديمي را از نظر حجم آب تركيبي با نفت بررسي كرد و دريافت كه آيا دور كردن مسير آب از نفت ميسر است يا خير.
طبيعي است كه روشن شدن اين مسأله نقش مهمي در آينده بهره برداري از چاههاي نفتي دارد. شركتهاي نفتي اگر دريابند كه چاه مورد نظر آنها ديگر غنا و بهره دهي گذشته را ندارد، اقدام به توقف استخراج و بستن چاه مي كنند كه اين امر، به نوعي با كاهش ضرر و افزايش خالص درآمد مترادف است.
ترجمه: فرهاد فرجاد
منبع: مجله پايپ لاين (Pipeline) ، جولاي2009

[Sara12]

آثار دیررس تابش در اندامهای بدن



تابش پرتوها بر موجودات زنده دارای دو اثر است: آثار تصادفی ، آثار غیر تصادفی آثاری هستند که برای آنها یک آستانه دوز (مقدار تابش) وجود دارد. از آثار غیر تصادفی ، آثار دیررس پرتوی تابشها را بر روی بافتها و اندامهای مختلف بدن را می‌توان نام برد.
اطلاعات اولیه

آثاری که برای آنها به نظر می‌رسد رابطه دوز - پاسخ دادن یک آستانه دوز است. هر شخص دریافت کننده ، اگر از این دوز آستانه ***** کند، احتمالا بزودی تاثیر گذاشته می شود. با در نظر گرفتن تغییر پذیری بیولوژیکی ، به عنوان آثار غیر تصادفی پرتوها ، تعریف می‌شود. یکی دیگر از مشخصه‌های این طبقه از آثار غیر تصادفی از این قرار است که معمولا یک مقیاسی شدت همراه با دوز وجود دارد و افزایش دادن دوز دریافتی توسط شخصی که هدف تابش است، انتظار می‌رود که شدت نتیجه را برای آن شخص افزایش دهد.<br><br>آثار غیر تصادفی تابش بر بافتها و اندامها ، پاسخهای بافتهایی هستند که چندین هفته تا چندین ماه پس از تابش گیری ، مشاهده آنها آغاز می‌شود. دوزهای لازم برای ظاهر شدن این پاسخهای تاخیری غالبا ممکن است پردامنه از دوزهای مربوط به اکثر پاسخهای حاد و زودرس باشند و به همین دلیل اغلب با تابش منطقه‌ای در نوع آینه پرتو درمانی برای بیماریهای بدخیم تجویز می‌کنند، مشاهده می‌شوند. بیماران اغلب با دوزهای تابشی تمام بدن در ترازهای دوزی که معمولا با شروع آثار در این پاسخ تاخیری بافتها توام است، دوام نمی‌‌آورند.
دستگاه معدی - روده‌ای

مری

مری ساختاری لوله‌ای با عضله مخطط و بافت درونی آن به صورت فلس‌دار ، چند لایه و دارای بافت پیوندی شل است. فعالیت مری انقباض است. آستر بافت درونی نسبتا سریع تجدید شده است و به تابش حساس می‌باشد و در نتیجه پس از دریافت دوزهای بالای پرتو ، از بین می‌رود. این پاسخ نسبتا فوری آستر را می‌توان به عنوان پاسخ حاد یا زودرس در نظر گرفت.
معده

پاسخهای زودرس آستر معده به پرتوها ، تا حد زیادی بستگی به تغییراتی دارد که در نتیجه آثار کشش یاخته‌ها روی سلولهایی که فعالانه تقسیم می‌شوند، رخ می‌دهد. معده پس از دوزهای متوسط پرتو گیری به سرعت به حالت عادی باز می‌گردد. هر چند که کاهش فعالیت ترشحی ممکن است، ماهها و سالها پس از پرتو تابی ، آشکار شود. آثار دیررس در معده بیشتر آثاری هستند که می‌تواند از نارسایی عروقی ناشی شوند. پیشرفتی از تصلب بافتهای بینابینی سرخرگهای موئینه تا فیبرو آتروفی گسترده وجود دارد. نشانگان دیررس برای معده به صورت فیبروآترفی مخاط معدی - کاهش تحرک معده - از دست رفتن توان اتساع و تنگی آشکار توصیف شده است.
روده کوچک و بزرگ

روده‌های کوچک و بزرگ از نظر کالبد شناختی به هم شبیه هستند جز در مورد پرزها که روده بزرگ فاقد پرز است. تغییرات بافت عروقی و همبند در پاسخهای دیررس تمام اجزای روده ، غالب هستند. نخستین پیشگام مرئی آثار دیررس در روده عبارت از تغییر یاخته‌های درون پوش در روده کوچک ، همراه با لخته‌های گسترده است. این تغییرات ضخیم شدن لیفی بافتهای زیر مخاطی ، نارسایی عروقی و فیبروآتروفی عمومی هستند. در اینجا هم ممکن است تنگی یا انسداد کامل رود با پیش آید.
راست روده یا رکتوم

راست روده عبارت است از امتداد تخصص یافته روده بزرگ که کار آن ذخیره و دفع مدفوعهای تشکیل شده است. این اندام در پرتو درمانی از اهمیت خاصی برخوردار است، زیرا غالبا برای تومورهای قسمت تحتانی شکم ، مانند مثانه ، رحم ، پروستات در میدان تابش قرار می‌گیرد. آسیب شدید و دیررس راست روده نیز به صورت تغییرات لیفی شدگی گسترده است و به تنگی یا انسداد کامل می‌انجامد. به علاوه به علت ویژگیهای قسمت زیر مخاطی این عضو ، نازک شدن و سرانجام سوراخ شدن راست روده یکی از عواقب احتمالی پرتو تابی ، به شمار می‌آید.
پوست

بخشی از پوست به سرعت جایگزین و نوسازی می‌شود، در پوست یا اپیدروم است که از یک لایه یاخته پایه‌ای تشکیل می‌شود و در حکم مخزن پایه برای یاخته‌های در پوست که دائما پیر می‌شوند، عمل می‌کند. سرنوشت نهایی این یاخته‌ها از این قرار است که شاخی شده ، پوسته پوسته شده می‌ریزند.<br><br>قسمت باقیمانده پوست به عنوان اندام بشره است که لایه بافتهای همبند سست به شمار می‌آید که دارای عروق خونی فراوانی است. پایه‌های مو و غده‌های چربی به بشره نفوذ می‌کنند. آثار دیررس پرتودهی پوست ، بی‌گمان به علت تغییرات ساختار ریز عروقی لایه پوستی زیر بشره است. ضایعات دیررس تابش ناشی از تغییرات گسترده شبکه عروقی پوستی به نازک شدن و حتی بافت مردگی بشره پوست در دوزهای بالاتر منجر می‌شود.<br><br>در بعضی موارد تغییرات لیفی گسترده لایه بشره به تشکیل زخم در میدان تابش می‌انجامد. در بین تغییرات ، التهاب چرخه‌ای و تصلب غشا و نارسایی عروقی شناسایی می‌شود که به تغییرات غیر قابل بر گشت نهایی منجر می‌شود.
کبد

کبد را از دیر باز اندامی مقاوم در برابر تابش دانسته‌اند. مشاهدات انجام شده روی بیماران نشان داده است که آثار دیررس پرتو دهی کبد می‌تواند مهم و تهدید کننده حیات باشد. واکنش از طریق وارد آمدن آسیب بر عروق ریز کبد ، بروز می‌کند. این که آیا این آسیب بر ساختار ریز عروقی عامل تسریع کننده به شمار می‌آید یا اینکه ، به نوبه خود ، پیامد وارد آمدن آسیب در سطح دیگری است. نمی‌توان نشان داد، اما منطقی که گمان کنیم الگوی کلی تخریب یاخته‌های درون پوش ساختار ریز عروقی در اینجا نیز دخالت دارند.<br><br>هپاتیت ناشی از تابش واقعیتی متمایز است که معمولا از قرار گرفتن غیر قابل اجتناب کبد در میدان تابش در حین بسیاری از پرتو درمانی‌ها پیش می‌آید. تغییرات آسیب شناختی بافتی مشاهده شده در این مورد عبارتند از ، انسداد سیاه رگهای کوچک کبدی که به پرخونی کبدی می‌انجامد. پس از زمانهای خیلی زیاد پس از پرتو دهی ، تغییرات شدید لیفی شدن کبد می‌تواند با دوزهای چشمگر تابش از لحاظ بالینی مشاهده شود. نارسایی کبد و هپاتیت و آب آوردن شکم در مورد بیمارانی که کبدشان بر اثر پرتو درمانی دوزهای بالا دریافت کرده ، گزارش شده است.
کلیه‌ها

حساسیت کلیه نسبت به دریافت تابش شناخته شده است در بیمارانی با تغییرات تباه کننده پیشرفته در کلیه ناشی از پرتو تابی ، به ایجاد بیماریی می‌انجامد که به آن تصلب سرخرگی کلیه می‌گویند. این حالت بیماری تغییر لیفی و تصلبی پیشرفته سرخرگهای کوچک و مویرگهای تامین کننده خون برای گلومرول کلیه است که به تغییرات تصلبی گلومرول و از دست دادن ظرفیت کارکرد آن در تصفیه پلاسمای خون می‌انجامد که در حکم نخستین مرحله فرایند تشکیل او را ضروری است. تغییرات تصلبی به بروز اختلال در کار کلیه ، منجر به افزایش فشار خون و کم خونی ناشی از نارسایی کلیه می‌شود.<br><br>حتی قبل از اینکه تغییرات تصلبی چشمگیری رخ دهد، بطوری که از آسیب شناسی میکروسکوپیکی بر می‌آید، تغییرات بسیار زیادی هم در کارکرد گلومرولی و نیز جذب مجدد لوله‌ها پدید می‌آید. پر ادراری گزارش شده از سوی دانشمندان ، نشانه اختلال چشمگیری در لوله‌هاست که به اختلالات عروقی ربطی ندارد. این پر ادراری در همان زمانی رخ می‌دهد که سرعت صاف کردن لوله‌ای سریعا کاهش یافته است. بنابراین علی رغم حجم کوچکتر پالایش پلاسما که برای عمل ‌آوری در لوله‌ها بروز یافته است، مقدار ادرار خروجی نهایی روزانه افزایش می‌یابد.
ریه

ریه از اندامهای پیچیده و بسیار پر عروق است که به علت کارکرد خاص‌اش ، در یک محیط مخلوط هوا - مایع ، عمل می‌کند. ریه بطور کلی ، بافتی است تجدید نشونده با استثناهایی که در یاخته‌های تخصص یافته ریه، یافت می‌شود. یکی از آثار دیررس پرتو‌ گیری ریه‌ها عبارت است از ورم ریه ناشی از تابش. پس از بهبود ورم ریه ناشی از تابش ، اگر این امر در دوز مصرف شده ممکن باشد، بسیار متفاوت در زمانی به مراتب دیرتر بروز می‌کند.<br><br>در صورتی که آغاز ورم ریه در مدت زمانی 3 - 6 ماه است و در موش بهبودی یا مرگ در ظرف حدود 6 ماه اتفاق می‌افتد، پس از حدود یک سال ، مرحله دومی از آسیب ظاهر می‌شود. بافت بحرانی درگیر در این آسیب دیررس ریه شناخته نشده است. این آسیب مرحله اخیر با سایر آثار دیررس در دیگر اندامها ، یعنی در عوارض تصلب بافتها ، التهاب ، شاخی شدن و از دست رفتن خاصیت ارتجاعی مشترک است.
دستگاه اعصاب مرکزی

مغز اندامی شگفت انگیز است که اطلاعات درباره واکنش دیررس و تاخیری مغز به پرتو دهی بسیار محدود است. درباره وجود آثار تاخیری حاصل از پرتودهی به مغز ، تردیدی وجود ندارد. بافت مردگی مغز ناشی از تابش به عنوان پیامدی به درمان بیماریهای بدخیم در مغز به نحو پردامنه‌ای گزارش شده است. بعضی گمان می‌کنند که بافت مردگی حاصل تغییرات عروق ریز ، خیلی شبیه به آنچه در اندامهای دیگر پیش می‌آید، است. ظاهرا مدت کوتاهی پس از پرتو دهی ، یک اختلاف درصد ما‌بین خون و مغز ظاهر می‌شود که به ضایعه ورم مغز می‌انجامد. این اثر بطور کلی قابل برگشت است، در صورتی که دوز تابش خیلی بالا نباشد.
چشم

آب مروارید زایی

از جمله اجزای کالبد شناختی چشم ، فقط عدسی از لحاظ حساسیت به تابش مهم است. انواع آب مروارید که به صورت تغییرات قابل آشکار سازی در قالب سرشت نیمه شفاف عدسی تعریف می‌شود، به عنوان حاصل تابش پرتوهای یونساز در سال 1946 گزارش شد. این نخستین رویداد گزارش شده از بروز آب مروارید زایی ناشی از قرار گرفتن در معرض پرتوها بود. عدسی ساختاری دارد که در آن ذخیره خونی وجود ندارد که مواد مغزی و اکسیژن را برای فرآیندهای اکسایشی عادی سوخت و سازی تامین کند و مواد غذایی و اکسیژن بایستی از طریق انتشار وارد آن شوند. عدسی از جمعیت یاخته‌های دودمان زایی برخوردار است که به آهستگی تجدید می‌شوند، و به هر طرف عدسی مهاجرت می‌کنند تا الیاف عدسی را تشکیل دهند.<br><br>وقتی در معرض تابش قرار گیرد، محصولات تقسیم یاخته‌ای آسیب دیده در حین مهاجرت تحت تاثیر تمایز غیر موثر واقع می‌شوند و نمی‌توانند به تراز نیمه شفافی ضروری برای عمل عدسی به صورت یک وسیله اپتیکی دست یابند و نقایصی رادر انتقال نور باعث می‌شوند که در هنگام معاینه به صورت آب مروارید دیده می‌شود. آب مروارید یکی از تغییرات دیررس تابش است که به روشنی مربوط به تغییرات تباه کننده در آدوتلیم عروقی نیست، زیرا هیچ بافت عروقی در این اقدام وجود ندارد. تقریبا با اطمینان می‌توان گفت که این باید از وارد آمدن آسیب به یاخته‌های اپی‌تلیال دودمان زایی عدسی چشم حاصل نشود که به تغییر ناقص در یاخته‌های نسل بعدی می‌انجامد.