تازه های علم شیمی

[Sara12]

کاهش هزینه های انتقال گاز


آثار حذف نیتروژن همراه با گاز طبیعی در خطوط لوله
میزان نیتروژن موجود در گاز طبیعی ایران بین پنج دهم تا یازده درصد متغیر است. با توجه به آثار جنبی وجود نیتروژن همراه گاز بر ارزش حرارتی سوخت، اندازه ی خطوط انتقال و ظرفیت ایستگاه های تقویت فشار گاز،معمولا زدودن نیتروژن از گاز طبیعی با غلظت بیش از چهار درصد در شدت جریان های بالا انجام می شود.برای نیل به این هدف در حال حاضر از سیستم های سرد سازی، جذب سطحی، غشایی و جذب در حلال های مایع استفاده می شود. هر یک از روش های جداسازی مذکور در محدوده ی خاصی از نظر شدت جریان و میزان نیتروژن موجود در گاز دارای مزیت اقتصادی است و کاربرد دارد. با توجه به بالا بودن هزینه های فرآیند جذب سطحی و کاربرد نداشتن روش جذب در مقیاس صنعتی، در این مقاله ضمن بررسی اجمالی تمامی روش ها به بررسی فنی ـ اقتصادی فرآیندهای سردسازی و غشایی پرداخته شده است. هرچند جداسازی نیتروژن باعث صرفه جویی قابل توجهی در افزایش ظرفیت انتقال گاز و توان کمپرسور واحد های تقویت فشار خط لوله IGAT-II می گردد، اما به دلیل کم بودن نسبی میزان نیتروژن موجود در گاز طبیعی ایران و همچنین حجم بالای سرمایه گذاری مورد نیاز، هیچ یک از روش های جداسازی گفته شده در شرایط فعلی دارای توجیه اقتصادی نیست.
• اجزای اصلی
گاز طبیعی مخلوطی از هیدروکربن های سبک است که عمده ترین جزء آلی موجود در آن متان است. این گاز بی رنگ، بی بو ، بدون طعم و مزه و غیر سمی است و معمولا با شعله ای آبی رنگ در حد اشتعال بین ۵ تا ۱۵ درصد می سوزد. ارزش حرارتی گاز طبیعی بین ۸۰۰ـ ۱۲۰۰ «بی.تی.یو» به ازای هر فوت مکعب از گاز در شرایط استاندارد است.
گاز طبیعی به دو دسته ی ترش و شیرین تقسیم می شود. گاز ترش حاوی مقادیری از ناخالصی های سولفید هیدروژن و دی اکسید کربن است که تمامی ناخالصی های مذکور به دلیل آثار مخرب ناشی از خوردگی شدید در لوله های انتقال و تجهیزات فرآیندی باید در محل تولید پالایش گردد. گاز طبیعی بدون ناخالصی های فوق را گاز شیرین می نامند.
علاوه بر ناخالصی های مذکور مقداری نیتروژن نیز در گاز طبیعی موجود است که اگرچه آثار مخرب خوردگی بر تاسیسات انتقال و فرآورش گاز را ندارد اما به دلایل صرفه جویی در هزینه های حمل و نقل و نگهداری، کاهش ارزش حرارتی و مسائل زیست محیطی لازم است در محل تولید از آن جدا شود. با توجه به مقدار نسبتا زیاد نیتروژن در بیشتر مخازن گاز طبیعی کشورهای اروپایی و آمریکا سال هاست که بسیاری از این کشورها به جداسازی نیتروژن اقدام می کنند. با توجه به بالا بودن هزینه های جداسازی نیتروژن از گاز طبیعی در روش های متداول، این گونه جداسازی ها فقط به شدت جریان ها و غلظت های نسبتا زیاد محدود می شود. در کشورهای پیشرفته صنعتی به ویژه آمریکا مطالعات فراوانی برای حذف یا کاهش میزان نیتروژن موجود در این گاز برای دبی ها و غلظت های کمتر نیز به عمل آمده است که بیشتر آن فعالیت ها در مراحل آزمایشگاهی و نیمه صنعتی است.
گاز طبیعی یکی از مهمترین منابع تامین انرژی است و طبق پیش بینی سازمان بین المللی انرژی در سال گذشته ی میلادی دارای سریعترین نرخ رشد نسبت به سایر منابع انرژی در سال های آتی خواهد بود. پیش بینی می شود که میزان مصرف جهانی این گاز بین سال های ۲۰۰۱ تا ۲۰۲۵ به بیش از دو برابر افزایش یابد. بیشترین میزان افزایش مصرف گاز طبیعی در مدت مذکور به کشورهای در حال توسعه مربوط است. با وجود پایین بودن نرخ رشد استفاده از گاز طبیعی در گذشته، مصرف گاز ایران تنها طی سالهای ۵۹ تا۷۶ از ۵/۳ میلیارد متر مکعب به بیش از ۴۴میلیارد متر مکعب در سال افزایش یافته است.
• وضعیت کنونی
میزان ذخائر گاز طبیعی شناخته شده جهانی تا ابتدای سال گذشته ی میلادی بالغ بر۵هزارو ۵۰۱ تریلیون فوت مکعب بوده است. ایران با ۸۱۲تریلیون فوت مکعب گاز طبیعی بیش از ۸/۱۴درصد ذخائر گازی جهان را دارد و از نظر میزان ذخائر گازی دومین کشور در جهان است. به تازگی مقامات کشوری اعلام کرده اند که با توجه به کشف منابع جدید و توسعه ی ظرفیت مخازن قبلی، سهم ایران به بیش از ۱۸درصد افزایش یافته است. در مجموع، کشورهای منطقه خاور میانه، اروپای شرقی و روسیه سابق حدود ۸۰ درصد از ذخائر گاز طبیعی جهان را دارند. اگرچه ذخائر شناخته شده ی گاز طبیعی جهان در سال ۲۰۰۳با میزان مصرف فعلی تنها کفاف ۶۰سال مصرف جهانی را می دهد اما با توجه به رشد روز افزون جهانی مصرف، در صورتی که ذخائر جدیدی کشف نشود منابع فعلی کمتر از ۴۰سال دیگر به پایان می رسد.
سهم مصرف گاز طبیعی در کشورهای در حال توسعه و خاورمیانه نسبت به کشورهای پیشرفته صنعتی تا حدودی ناچیز بوده و عمده افزایش مصرف گاز مربوط به کشورهای پیشرفته ای مانند آمریکا، اروپای غربی و ژاپن است.چنانچه در شکل۱ دیده می شود، نرخ افزایش مصرف گاز طبیعی به گونه ای است که از سال ۲۰۰۵ میزان مصرف گاز نسبت به زغال سنگ افزایش یافته و تا بیست سال آینده سهم آن در تامین انرژی جهانی به حدود ۷۰درصد سهم مصرف نفت خواهد رسید. با توجه به رشد سریع مصرف گاز که بخش اعظم آن مربوط به کشورهای پیشرفته صنعتی است و همچنین کشف نشدن ذخائر جدید در این کشورها بدیهی است در آینده ی نزدیک میزان تقاضای جهانی برای گاز طبیعی افزایش خواهد داشت و این امر به بالا رفتن قیمت آن در سطح جهانی منجر خواهد شد.
بنا به مطالعات موسسه تکنولوژی گاز آمریکا بیش از ۱۱درصد تولید و۱۶درصد منابع گازی این کشور آلوده به نیتروژن است. معمولا گازهای حاوی بیش از چهار درصد نیتروژن را باید قبل از ورود به خطوط لوله تصفیه شود. هر چند به دلیل هزینه های بسیار زیاد جداسازی نیتروژن و پالایش گاز طبیعی از ازت، فقط ارسال مقادیر زیاد آن دارای توجیه اقتصادی است اما مطالعاتی نیز در مورد تخمین مخارج واحدهای کوچک جداسازی نیتروژن از گاز طبیعی انجام گرفته است.
در حال حاضر هر سال بیش از ۵/۷۷ میلیارد متر مکعب گاز طبیعی در کشور مصرف می شود. کل مصرف گاز کشور تنها در یک دهه به بیش از سه برابر افزایش یافته است که از این میزان بدون در نظر گرفتن گاز طبیعی مورد استفاده توسط شرکت نفت، به طور متوسط حدود ۳۸درصد در تامین انرژی نیروگاه ها، ۲۹درصد برای مصرف خانگی، ۲۹درصد در مصارف صنعتی و مابقی در بخش تجاری مورد استفاده قرار می گیرد. پیش بینی می شود سهم مصرف گاز طبیعی در سبد انرژی کشور در پایان سال امسال بالغ بر ۵۴درصد کل مصرف انرژی کشور گردد و ۸۲درصد شهرهای ایران به شبکه گازرسانی بپیوندد.
از کل میزان ۹/۷۰ میلیارد متر مکعب گاز استحصال شده در کشور در سال ۱۳۸۰ تنها سه دهم میلیارد متر مکعب آن به خارج صادر شده است. این میزان یک سال پس از آن به ۳/۱ میلیارد متر مکعب افزایش یافته است. با توجه به توان بسیار بالای ایران در تولید گاز طبیعی از فازهای آتی پروژه پارس جنوبی، بدیهی است باید برای یافتن بازارهای خارجی در این زمینه تلاش های گسترده ای صورت گیرد. نمونه ای از این اقدامات، صادرات گاز به کشور هند است که در حال حاضر در دست بررسی است. از سوی دیگر با وجود ظرفیت نسبتا زیاد ایران برای صادرات گاز طبیعی، متاسفانه در این زمینه با مشکلات متعددی وجود دارد، به گونه ای که بازار صادراتی این محصول به یک بازار مشتری مدار تبدیل شده است. نمونه ای از این مسائل، ابراز نارضایتی مقامات ترکیه از کیفیت گاز تحویلی توسط ایران بود که منجر به چند ماه توقف صادرات آن به کشور مذکور شد. خوشبختانه پس از انجام مذاکرات و رفع اختلاف، صادرات گاز دوباره آغاز شد.
ایران در نظر دارد علاوه بر پروژه های احداث خطوط لوله، تاسیسات تولیدگاز طبیعی مایع را گسترش دهد و همزمان امکان تبدیل گاز طبیعی به سوخت های نفتی مایع (GTL) را نیز فراهم آورد. ایران در این صورت قادر خواهد بود که مقادیر عظیمی از گاز طبیعی حاصل از پروژه ی پارس جنوبی را بدون استفاده از خطوط لوله و از راه ******** تانکرها به کشورهای دیگر صادر کند. به عنوان نخستین گام در این زمینه قرار است تجهیزات مورد نیاز تولید سالانه حدود ۸ میلیون تن گاز طبیعی مایع طی فازهای ۱۱ و ۱۲ پروژه پارس جنوبی در پالایشگاه عسلویه نصب گردد. جدول۱ نشانگر حداکثر ظرفیت پالایش گاز طبیعی کشور در پایان سال۸۱ به همراه درصد نیتروژن موجود در گاز خروجی و آنالیز کامل گازهای خروجی از پالایشگاه های گاز طبیعی است.
با توجه به این که طبق استانداردهای جهانی موجود نسبت به جداسازی نیتروژن با غلظت بیش از چهار درصد در گازهای طبیعی اقدام می شود، لذا به نظر می رسد که برای کاهش نیتروژن موجود در گاز طبیعی تصفیه شده باید بررسی های لازم صورت گیرد. این کار علاوه بر ایجاد صرفه جویی نسبتا زیاد در هزینه ی ساخت خطوط لوله ی انتقال، باعث افزایش ارزش حرارتی گاز طبیعی شده و با توجه به کم بودن نسبی ارزش گاز صادراتی ایران و وجود بازار رقابتی، در درازمدت دارای توجیه اقتصادی است.
وجود نیتروژن در گاز طبیعی معایب فراوانی دارد که عمده ترین آنها عبارتند از:
•کاهش ارزش حرارتی سوخت.
•کاهش دمای شعله احتراق و افزایش اتلاف انرژی توسط گازهای احتراق.
•افزایش هزینه ساخت خطوط لوله انتقال و تاسیسات تقویت فشار مربوطه.
•افزایش میزان اکسیدهای نیتروژن در محصولات احتراق با اکسیژن خالص.
متوسط انرژی حرارتی گاز طبیعی در سطح جهانی در شرایط استاندارد حدود ۳۸هزار کیلو ژول بر متر مکعب است. گاز ایران با داشتن ۳۷هزار و۹۳۰ کیلو ژول بر متر مکعب ارزش حرارتی، دارای کیفیت نازل تری نسبت به حد متوسط جهانی است (جدول ۲). حذف یا کاهش ترکیبات بی اثر موجود در سوخت ها یکی از راه های ساده اما مطمئن افزایش ارزش حرارتی آن است. با انجام این روش و جداسازی حدود ۵ درصد نیتروژن از گاز طبیعی تصفیه شده ایران می توان ارزش حرارتی آن را تا حدود ۴۰هزار کیلو ژول بر متر مکعب افزایش داد.
وجود نیتروژن یا هر ناخالصی غیر قابل احتراق در گاز طبیعی باعث می شود تا هنگام احتراق، ترکیب مذکور بخشی از انرژی حاصل از سوختن گاز را جذب کرده و باعث کاهش نسبی دمای شعله گردد. انرژی جذب شده توسط ترکیبات غیر قابل احتراق، همراه با محصولات احتراق از دودکش خارج شده و عملا هدر می رود. همچنین با یک حساب بسیار ساده می توان محاسبه نمود که پس از حذف نیتروژن از گاز طبیعی در محل تولید، به میزان قابل توجهی بر ظرفیت انتقال و توزیع گاز کشور اعم از خطوط انتقال، مراکز تقویت فشار و شبکه های توزیع افزوده می شود. همچنین با توجه به بالا بودن دمای شعله احتراق گاز طبیعی با اکسیژن خالص، وجود نیتروژن موجود در گاز باعث تولید انواع اکسیدهای نیتروژنی شده که آثار سوء زیست محیطی آن کاملا محرز است. این نکته در مورد احتراق گاز طبیعی با هوا صادق نیست؛ زیرا مقدار نیتروژن موجود در هوای احتراق به مراتب بیش از نیتروژن همراه گاز است.
•بررسی روش های جداسازی نیتروژن از گاز طبیعی
مهمترین فرآیندهای جداسازی نیتروژن از گاز طبیعی عبارت از روش های سردسازی ، غشایی، استفاده از جاذب های محلول و غیر محلول و جذب سطحی است. اگرچه فرآیندهای مذکور در محدوده گسترده ای از نظر شدت جریان گاز و غلظت نیتروژن می تواند مورد استفاده قرار گیرد اما معمولا فقط در یک شرایط خاص اقتصادی است. جدول ۳ نمایانگر محدوده کاربرد روش های مذکور است.
با توجه به این جدول،میزان گاز تولیدی پالایشگاه های ایران عمدتا بسیار زیاد بوده و غلظت نیتروژن در آن ها نسبتا پایین است، لذا فرآیندهای جذب سطحی و جذب توسط حلال برای جداسازی نیتروژن از گاز طبیعی ایران مناسب نبوده و باید از فرآیندهای غشایی یا سردسازی استفاده کرد. مقایسه ی اجمالی هزینه های سرمایه گذاری و عملیاتی برای فرآیندهای جداسازی به روش های سردسازی، جذب سطحی و غشایی در جدول ۴ آمده است. مقادیر مذکور برای شدت جریان های کم خوراک و غلظت پایین نیتروژن در گاز طبیعی است.
هرچند با توجه به اعداد ارائه شده در جدول ۴ به نظر می رسد که فرآیند غشایی در تمامی موارد مناسب تر از فرآیندهای دیگر باشد اما باید توجه داشت که ارقام مذکور برای شدت جریان های کم خوراک و غلظت پایین نیتروژن(حدود ۸ درصد) ارائه شده که برای فرآیند غشایی مناسب است. در حالت کلی باید با در نظر گرفتن شدت جریان گاز طبیعی و میزان غلظت نیتروژن موجود در آن به بررسی فنی و اقتصادی فرآیندهای جداسازی اقدام کرد و در نهایت فرآیند بهینه را انتخاب نمود. به این منظور تصمیم گرفته شد تا نسبت به انجام بررسی فنی ـ اقتصادی فرآیندهای غشایی و سردسازی در جداسازی نیتروژن از گاز خروجی پالایشگاه فجر(کنگان) اقدام شود.
• بررسی فنی ـ اقتصادی فرآیند غشایی
بر اساس مطالعات تفصیلی انجام شده در مورد استفاده از فرآیند غشایی برای جداسازی نیتروژن از گاز طبیعی تصمیم گرفته شد تا به منظور کاهش میزان جریان اتلافی و بالا بردن میزان بازیافت هیدروکربن ها از فرآیند چهار مرحله ای غشایی استفاده شود. چون ظرفیت مبدل های حرارتی و کمپرسورهای مورد نیاز فرآیند غشایی برای تصفیه ۱۱۰میلیون متر مکعب گاز خروجی از پالایشگاه فجر بسیار زیاد بود و ساخت تجهیزات مورد نیاز آن معمولا خارج از محدوده ظرفیت های متداول صنعتی است،مقرر شد که در بررسی اقتصادی فرآیند غشایی، جریان خوراک گاز طبیعی به پنج قسمت مساوی تقسیم شده و از پنج واحد مشابه و کاملا یکسان (با ظرفیت ۲۲MMSCMD) که به صورت موازی در کنار یکدیگر قرار خواهند گرفت برای زدودن نیتروژن از هر یک از جریان های خوراک استفاده شود. شکل۲ نمایانگر دیاگرام جریانی یکی از این واحدهای موازی است که همه ی محاسبات اقتصادی بر مبنای آن انجام گرفته است.
مزیت دیگر این روش آن است که می توان به جای ساخت یک واحد بسیار بزرگ که نیاز به سرمایه گذاری چند میلیارد دلاری دارد از واحدهای کوچک تر با حجم سرمایه گذاری پایین تری استفاده کرد. برای مثال می توان یکی از این واحدها را به صورت آزمایشی برای پالایش بخشی از جریان گاز به کار گرفت و در صورتی که نتایج حاصل از آن رضایت بخش بود نسبت به تامین اعتبار، ساخت و راه اندازی واحدهای مشابه دیگر طی یک برنامه ی زمان بندی مشخص اقدام کرد. مزیت سوم این روش آن است که چنین واحدهایی در دیگر پالایشگاه های تصفیه گاز کشور با ظرفیت کمتر از پالایشگاه فجر نیز می تواند مورد استفاده قرار گیرد. بدیهی است در چنین حالتی باید تغییرات لازم در مورد میزان نیتروژن موجود در خوراک ورودی فرآیند به دقت مورد نظر قرار گیرد و اصلاحات لازم در طراحی ها انجام شود.
اگرچه فرآیند غشایی از قسمت های مختلفی مانند جداسازی، انتقال حرارت، تراکم و تبرید تشکیل شده اما مهم ترین قسمت آن استفاده از فرآیند جداسازی غشایی است که همه ی نرم افزارهای تخصصی موجود قادر به شبیه سازی آن نیست و محاسبات تفصیلی مربوط به تمامی غشاء های موجود در فرآیند به صورت جداگانه انجام شده است. محاسبات مربوط به سایر قسمت ها بیشتر توسط نرم افزار تخصصی HYSYS انجام گرفته است . چکیده ی طراحی های انجام شده و بررسی های اقتصادی فرآیند غشایی در جدول۵ ارائه شده است.
• بررسی فنی ـ اقتصادی فرآیند سردسازی
فرآیند سردسازی تنها حاوی یک فرآیند فیزیکی تبخیر ناگهانی در دمای بسیار پایین است، لذا تعیین شرایط بهینه عملیاتی از حیث دما و فشار برای نیل به حداکثر بازیافت اجزای هیدروکربنی به ویژه متان و در نتیجه حفظ نسبی ارزش حرارتی سوخت دارای بیشترین اهمیت است. به همین دلیل قبل از طراحی سیستم سرمایشی مورد نیاز نسبت به انجام محاسبات تفصیلی جهت تعیین شرایط بهینه جداسازی اقدام گردید. در هر مورد دما و فشار بهینه به گونه ای انتخاب شده که میزان نیتروژن موجود در محصول پالایش شده خروجی کمتر از ۴درصد باشد. با توجه به محاسبات انجام شده، قرار شد به منظور تحصیل راندمان مناسب از فرآیند سردسازی در فشار ۷۰۰ kPa و دمای۱۳۸/۱!C استفاده شود. چکیده ی طراحی های به عمل آمده همراه با بررسی های اقتصادی فرآیند سردسازی در جدول۵ آمده است.
همان گونه که در جدول۷ می بینید، میزان هزینه های سرمایه گذاری اولیه و جاری برای کاهش نیتروژن از کل گاز خروجی از پالایشگاه فجر توسط فرآیند سردسازی به مراتب بیش از فرآیند غشایی است. بدیهی است این هزینه ی بالا باعث می شود که چنین فرآیندی از نظر اقتصادی به هیچ وجه توجیه پذیر نباشد. چنانچه به هر دلیلی از فرآیند سردسازی برای جداسازی نیتروژن از گاز طبیعی استفاده شود، به دلیل جدا شدن نیتروژن از گاز به میزان دو درصد بر ارزش حرارتی هر متر مکعب از گاز تصفیه شده افزوده می شود. بدیهی است این کار علاوه بر افزایش ظرفیت انتقال که در اثر کاهش میزان دبی حجمی گاز حاصل می شود، باعث افزایش ارزش اقتصادی آن نیز می گردد.
• بررسی کاهش اندازه ی خط انتقال گاز IGAT-II و تاسیسات جانبی مورد نیاز
متوسط ناخالصی نیتروژن در منابع گاز طبیعی ایران حدود پنج درصد است، لذا می توان انتظار داشت که پس از حذف این مقدار ناخالصی از گاز طبیعی در محل تولید، تقریبا به همین میزان بر ظرفیت انتقال و توزیع گاز کشور اعم از خطوط انتقال، مراکز تقویت فشار و شبکه های توزیع افزوده شود. گفتنی است به علت حجم زیاد سرمایه گذاری انجام شده در هر یک از بخش های یاده شده افزایش ظرفیت مذکور از نظر اقتصادی قابل توجه خواهد بود.
با توجه به اطلاعات موجود در مورد بخش مرکزی خط لوله IGAT-II تصمیم گرفته شد تا نسبت به مشابه سازی حدود ۶۰۰ کیلومتر از خط لوله مذکور از پالایشگاه فجر تا ایستگاه تقویت فشار S4 واقع در استان اصفهان، منطقه پل کله اقدام شود. نتایج حاصل از این شبیه سازی ها بیانگر میزان تغییرات به وجود آمده در توزیع دما و فشار لوله های مسیر و به ویژه توان کمپرسور واحدهای تقویت فشار در اثر جداسازی نیتروژن از گاز طبیعی است. در آخرین بخش از شبیه سازی انجام شده، با انجام تصحیح مورد نیاز دبی گاز پالایشی ورودی به خط لوله IGAT-II، به گونه ای عمل شده که توزیع دما و فشار لوله های مسیر و به ویژه توان کمپرسورهای موجود در ایستگاه های تقویت فشار بین راه تا حد امکان برابر با مقادیر فعلی پارامترهای مذکور باشد. بدین ترتیب با مقایسه دبی های وضعیت موجود و شرایط جدید می توان میزان افزایش ظرفیت به وجود آمده در سیستم انتقال گاز مورد نظر را تعیین نمود. همچنان که در جدول ۸ آمده است چنانچه ایستگاه تقویت فشار با دبی پس از جداسازی عمل نماید، صرفه جویی قابل توجهی در توان کمپرسورهای مربوطه به وجود می آید.
وضعیت case 2 مربوط به حالتی است که دبی گاز ورودی چنان افزایش یافته که تمام مقادیر فشارها و توان های کمپرسورها تقریبا به حالت اولیه یعنی قبل از جداسازی نیتروژن بازگردد. نتایج محاسبات انجام شده حاکی از آن است که در صورت کاهش مقدار نیتروژن به روش غشایی، تقریبا به میزان ۲۰درصد در توان کمپرسورها صرفه جویی شده و حدود پنج درصد نیز بر مقدار ظرفیت خط لوله سراسری دوم نسبت به حالت پس از جداسازی نیتروژن افزوده می شود.
• بررسی خلوص و موارد مصرف صنعتی نیتروژن استحصالی
به دلیل کم بودن میزان نیتروژن در اکثر گازهای طبیعی استحصالی از میدان های گازی ایران و بالا بودن هزینه ی جداسازی نیتروژن از گاز طبیعی،پالایش گاز طبیعی از نیتروژن در بسیاری موارد فاقد توجیه اقتصادی مناسب است. از سوی دیگر به دلیل آن که گازهای طبیعی ایران عمدتا سرشار از متان و نسبتا تهی از هیدروکربن های سنگین تر است (جدول ۱)، لذا ارزش حرارتی گاز ایران در مقایسه با گاز طبیعی بسیاری از کشورهای دیگر کمتر بوده و همین امر می تواند باعث کاهش رغبت خریداران خارجی نسبت به خرید گاز ایران باشد. یکی از راههای مطمئن افزایش ارزش حرارتی سوخت ها، حذف یا کاهش ترکیبات بی اثر موجود در آن ها مانند نیتروژن، دی اکسید کربن و بخار آب است. با انجام این روش و جداسازی حدود پنج درصد نیتروژن از گاز طبیعی تصفیه شده ایران می توان ارزش حرارتی آن را تا حدود ۴۰هزار کیلو ژول بر متر مکعب افزایش داد.
گازهای پس ماند خروجی از واحدهای جداسازی غشایی و سردسازی اگرچه غنی از نیتروژن است اما سرشار از متان بوده و به همین دلیل مناسب ترین مورد مصرف برای آن ها استفاده در توربین های احتراقی برای تامین توان مورد نیاز کمپرسورهای فرآیند است.نتایج محاسبات انجام شده در مورد فرآیند غشایی حاکی از آن است که ارزش کل حرارتی گاز اتلافی برابر با ۷/۷۶E+10 kJ/d یا معادل ۸۹۸ MW است.
با احتساب ۳۰درصد راندمان حرارتی برای توربین های گازی و ۹۰درصد راندمان برای کمپرسورهای موجود در فرآیند، گاز اتلافی فرآیند مذکور می تواند تا بیش از ۲۴۰ MW توان جهت چرخاندن کمپرسورهای فرآیند غشایی ایجاد کند. طبق محاسبات تفصیلی انجام شده، در مجموع ۲۲۷ MW توان برای تمام کمپرسورهای موجود در فرآیند غشایی مورد نیاز است.در نتیجه اندکی از گازهای اتلافی تولید شده مازاد بر نیاز توان کمپرسورها بوده و می توان با توجه به موارد مصرف احتمالی آن نسبت به تعیین درصد خلوص نیتروژن و انتخاب روش مناسب جداسازی اقدام نمود.
مهم ترین موارد مصارف این گاز در صنایع شیمیایی مانند تولید آمونیاک برای تهیه کودهای شیمیایی یا ملامین، صنایع نفت و گاز مانند استخراج و پالایش، صنایع الکترونیک مانند تولید نیمه هادی ها، صنایع فلزی همچون تولید فلزات و عملیات فلز کاری، صنایع غذایی برای منجمد نمودن سریع مواد غذایی و صنایع شیشه گری و پلیمر یعنی تولید انواع شیشه، لاستیک و پلاستیک است. چنانچه از گاز پس ماند واحد نیتروژن زدایی برای بهره برداری ثانویه در تزریق به چاه های نفت استفاده شود، نیاز به هیچ گونه جداسازی متان از نیتروژن نیست و به همین صورت قابل استفاده است. زیرا متان همراه نیتروژن علاوه بر تامین فشار مورد نیاز مخزن در نفت سنگین حل شده و راندمان بهره برداری را افزایش می هد. در صورتی که از گاز پس ماند برای استفاده در صنایع غذایی مانند منجمد نمودن محصولات غذایی استفاده شود لازم است میزان خلوص نیتروژن آن بیش از ۹۹/۹درصد باشد. در سایر موارد مصرف نیتروژن نیز مانند تهیه آمونیاک و استفاده از آن به عنوان عامل خنثی در عملیات حرارتی فلزات باید میزان خلوص گاز حداقل برابر ۹۰درصد انتخاب شود.

[Sara12]

کاتی در باره حفاری


حفاری
کندن چاه و رسیدن به هدف مورد نظر را حفاری می گویند حفاری یکی از کارهای پیچیده و گران و طاقت فرسا وتخصصی در صنعت نفت بشمار می رود. هر کاری که ما قبل از حفاری انجام داده باشیم در صورتی که عمل حفاری بدرستی انجام نگیرد بی فایده است.
بنابراین به حفاری خیلی اهمیت می دهند قبل از حفاری ما فقط با تخیل و فرضیات مختلف لایه ها و عمق ها را تعیین می کنیم ولی در حفاری واقعاً به اینها می رسیم زمین شناس، مهندس راه و ساختمان، حفار و … همه دست به دست هم می دهند تا حفاری به طور مداوم انجام شود. چون هزینه دکل و لوازم حفاری خیلی گران است.بنابراین حفاری در سه نوبت و بطور ۲۴ ساعته انجام می گیرد.
تعیین محل حفاری نیز مهم است مثلاً فاصله آن از مناطق مسکونی، چاههای مجاور، مسکونی فشار قوی برق و ….. که اینها همه تخصصی و مخصوص به خود را دارند بعد از تعیین محل مهندس راه و ساختمان اقدام به نصب کردن وسایل مورد نیاز، اتاق ها، جاده و … می کند سپس دکل به منطقه آورده می شود و عمل بطور ۲۴ ساعته انجام می شود. عمل حفاری بوسیله دکل صورت میگیرد . این دکل ابتدا بصورت جدا از هم به محل آورده میشود . سپس آن را در محل سر هم کرده و آمده حفاری میکنند . دکل و وسایل حفاری بصورت کرایه ای و گران قیمت می باشند بنابراین عمل حفاری بصورت ۲۴ ساعته انجام میگیرد .
لوازم و قطعات حفاری عبارتند از :
۱) Hook
قلاب آویزان از قطعات و رشته های بالا و پایین رو و متصل به دکل حفاری
۲) Swivel
دستگاه متصل کننده قسمتهای دوار داخل چاه و قسمت های ثابت در خارج
۳) Mud line
لوله قابل انعطاف ( لاستیکی ) جهت انتقال گل حفاری به داخل لوله های حفاری
۴) Derrick
دکل حفاری
۵) Kelly
لوله با قطع ۶ ضلعی یا ۴ ضلعی که بوسیله یک رابط به …….. و از طرف دیگر به لوله های حفاری داخل چاه متصل میگردد
۶) Stand pipe
لوله انتقال گل از داخل پمپها به لوله لاستیکی
۷) Kelly bushing
بوشن که با دواران خود … را به حرکت در می آورد
Rotary table
صفحه دوار
۹) Sub-Structure
پایه های زیر دکل
۱۰) Foundation
پی بتونی زیر دکل
۱۱) Seller
چاله ای که جاه در آن حفر میشود
۱۲) Blow out control
دستگاه جلوگیری کننده از فوران چاه
۱۳) Flow line
لوله انتقال گل برگشتی از داخل چاه به مخازن گل حفاری
۱۴) Shale shaker
محل تفکیک گل حفاری از مواد و سنگ ریزه های حفاری شده
۱۵) Screen
توری فلزی یا الک
۱۶) Return tank
مخزن یا محل تجمع گل برگشتی از چاه
۱۷) Mud pump
پمپ های ارسال گاز از …. به داخل چاه
۱۸) Casing
لوله های دیوار بندی در اندازه های مختلف
۱۹) Annulus
مجرای برگشت گل و مواد حفاری شده از چاه به خارج
۲۰) Drill pipe
لوله حفاری که محتوی گل ارسالی به داخل چاه است
۲۱) Bit
مته حفاری
عمل حفاری بصورت ۲۴ ساعته و در ۳ نوبت کاری انجام می شود . ولی همه افرادی که برای حفاری استخدام میشوند بصورت اقماری هستند و باید هر زمان که لازم باشد آماده کار باشند . کما اینکه در بعضی موارد حتی تا ۳ روز یا بیشتر فرد وقت استراحت ندارد . عمل طاقت فرسا / وقت گیر / پر هزینه / خطرناک /الوده کننده محیط زیست /…. انجام میگیرد تا چاه به نتیجه برسد.
گل حفاری
یکی از حفاری دورانی گل حفاری است گل حفاری نقش مهم و حساسی در حفاری دارد در واقع سرمایه های مالی و انسانی به این ماده بستگی دارد و اشتباهی در انتخاب کردن نوع و وزن آن از بسته شدن چاه تا ذوب شدن دکل و نابود شدن انسان های بسیاری همراه است. مسیر حرکت گل بصورت مسیر بسته واز کناردکل شروع شده از درون لوله های حفاری عبور کرده سپس از شکافهای درون مته خارج و بعد از آن از کناره هی لوله حفاری به محل اولیه خود بر میگردد در این مسیر گل نقش های تعیین کننده ای دارد. که عبارتنداز:
- خارج کردن خوده سنگهای کنده شده ازاطراف مته و آوردن آنها به سطح
- خنک کردن وتقلیل اصطحلاک مته با زمین
- محافظت دیواره چاه و ممانعت از ریزش طبقات
- ایجاد تعادل بین مایعات طبقه ای و مایعات داخل چاه
- انتقال گاز و یا نفت طبقات زیرزمینی به سطح و دستگاههای اندازه گیری مثل دستگاه شناسی گازها و یا دستگاه تعیین کننده نوع گاز
وظیفه اصلی گل ثابت نگه داشتن فشار هیدروستکی در داخل چاه است اگر فشار گل از فشار مواد موجود در داخل چاه بیشتر باشد در این صورت گل به داخل سازنده ها نفوذ کرده و باعث کم شدن (loss) گل می شود. اگر حفار سرچاهی متوجه این جریان نشود گل به سرعت کم شده و بعد از تمام شدن و یا کم شدن فشار گل چاه فوران (flow rate) می کند این موجب می شود که دکل حفاری نابود شود در سازنده هایی که گاز و یا نفت وجود دارد این جریان با آتش سوزی همراه بوده و موجب گیر کردن لوله حفاری در چاه می شود که این موجب اشکال در حفاری می شود برای سنگین کردن گل از مواد مختلفی همچون نمک و … استفاده می شود که این ترکیبات را با آزمایش بدست آورده اند.
مواد مورد استفاده در گل حفاری
برای انجام مراحل مختلف اکتشاف مواد معدنی فلزی و غیر فلزی ، نفت ، گاز و آب و همچنین به منظور بررسی و مطالعه خصوصیات سنگ شناسی ، آلتراسیون و کانی سازی لایه‌های زیرزمینی یک منطقه به حفاری می‌پردازند. انواع مهم حفاری عبارتند از : نوع مقر گیر ، نوع روتاری و نوع ضربه‌ای. مواردی که برای حفاری استفاده می‌شود تابع روش حفاری ، مقاومت سنگها ، میزان شکستگی ، عمق ، مواد گازی و ترکیب کانی شناسی سنگ است.
نقش مواد در گل حفاری
کنترل وزن مخصوص
برای منترل مخصوص از باریت ، گالن و آهک استفاده می‌شود. در مواردی که فشار آب و یا گاز در منطقه حفاری زیاد باشد، یا حفاری در سنگ خاصی (نظیر شیل) صورت گیرد، از باریت می‌توان استفاده نمود. در صورتی که فشار آب و یا گاز در سنگهایی که حفاری می‌شود خیلی زیاد باشد، از گالن استفاده می‌کنند. از آهک به منظور کاهش وزن مخصوص کمک می‌گیرد.
مواد تغییر دهنده غلظت
به منظور بازیابی سریع مواد حفاری شده ، جلوگیری از گیر کردن مته و افزایش سرعت حفاری ، از نبتونیت سدیم‌دار ، اتاپولژیت (Attapulgite) ، آزبست ، موسکویت ، گرافیت و دیاتومیت می‌توان استفاده کرد.
کنترل ترکیب شیمیایی محلول حفاری
ترکیب شیمیایی محلول حفاری بر غلظت ، وزن مخصوص ، سرعت حفاری و دستگاههای حفاری تاثیر مستقیم می‌گذارد. مواد معدنی مورد استفاده عبارتند از بی‌کربنات سدیم ، نمک ، آهک ، دولومیت و ژیپس.
مواد معدنی که در حفاری استفاده می‌شوند.
بنتونیت :
به منظور جلوگیری از هدر رفتن محلول حفاری در چاههایی که درز و شکاف زیاد دارند. می‌تواند از نبتونیت سدیم‌دار به عنوان پوشش داخلی سطح چاه استفاده نمود. نبتونیت خاصیت کلوئیدی را افزایش می‌دهد. و در نتیجه درصد بازیابی پودر و سنگ افزایش می‌یابد.
میکا :
برای جلوگری از گیر کردن مته در سنگهای دارای خاصیت چسبندگی زیاد ، نظیر وزن گسلی یا در سنگهای مارنی از میکا باید استفاده شود.
گرافیت :
هر گاه مته و محور آن به هنگام حفاری گیر کند استفاده از گرافیت لازم می‌آید که البته بعد از بر طرف شدن مانع باید آن را از چاه خارج کرد.
باریت :
برای کنترل وزن مخصوص از باریت استفاده می‌کنند.
گالن :
به منظور کنترل وزن مخصوص از گالن استفاده می‌نمایند.
آهک و دولومیت :
جهت کاهش وزن مخصوص و کنترل خاصیت قلیای از آهک و دولومیت می‌توان استفاده نمود.
ژیپس :
برای جلوگیری از آلودگی کربنات و همچنین جهت لخته کردن کانیهای رسی از ژیپس استفاده می‌شود.
آزبست :
به منظور افزایش درصد مواد حفاری می‌توان از آزبست استفاده نمود.
نمک :
در موقع حفاری به منظور کنترل قطر چاه و همچنین برای کنترل پراکندگی رسها از نمک استفاده می‌شود.
کربنات و بی‌کربنات سدیم :
به منظور کنترل محلولها و جلوگیری از خطر آلودگی ، کربنات را مورد استفاده قرار می‌دهند.
پرلیت و خاکسترهای آتشفشانی :
این مواد به عنوان سیمان بکار می‌روند
حفاری جهت دار
مواقعی پیش می آید که حفاری عمودی غیر ممکن است مثلاً مخزن ما زیر منطقه مسکونی و یاتجاری و … آنجا غیر ممکن است قرار دارد یادر بعضی مواقع قطعه ای درچاه گم شده و عمل حفاری غیر ممکن است بعضی از مخازن نیز cllovser آنها بصورتی است که اگر اقدام به حفاری عمودی کردیم چاه به آب نمک نشسته واز کار می افتد در این موقعیت ها تکنولوژی هایی وجود دارد که حفاران میتوانند بوسیله آنها اقدام به حفاری جهت دار کنند این نکته نیز قابل توجه است که لوله حفاری قادر به خم شدن حتی تا زاویه ۹۰ نیز می باشد.
حفاری جهت دار روش های متفاوتی دارد مثلاً‌ از ابتدا جهت دار حفاری کنیم و یا اینکه مقداری عمودی و مقداری جهت دار. در بعضی موارد زمین شناس تشخیص می دهد سازنده ی که به آن حفاری عمودی برخورد می کنند باحفاری جهت دار برخورد نمی کنند در صورتی که این سازنده سخت باشد عمل حفاری کند پیش می رود بنابراین با برنامه ریزی دقیق و حساب شده به اصطلاح لایه را دور می زنند در مناطق دریایی هزینه سکوی نفتی گران تمام می شود بنابراین با یک سکوی نفتی از چندین مخزن مختلف برداشت می کنند و ابتکار فقط با حفاری جهت دار امکان پذیر است.

[Sara12]

بالا بردن بهره وری با بکار گیری همزمان چند تکنولوژی در حفاری


معرفی:
حفاری underbalanced coiled tubing ارزش کاری خود را در ۵ چاه در کاهش صدمات وارده به سازند در حین حفاری و بهبود بهره وری اثبات کرده است.
اهداف این پروژه در بکار گیری همزمان چند تکنولوژی در حفاری:
هدف از این پروژه، بهبود برداشت از چاه های عمودی از طریق ادامه حفاری در چاه های موجود بصورت افقی است. حفاری underbalance برای تعیین دقیق ناحیه تولید، آزمایش جریان تولید مخزن در حین حفاری، و جلوگیری از صدمه دیدگی سازند مخزن صورت می گیرد.
همچنین وسیله coil tubing بدلیل کوچکی قطر لوله جداری تولیدی و همچنین نرح بالای build up سازند خورنده مخزن، انتخاب شده است.
کاهش هزینه های حفاری و افزایش نرخ نفوذ (ROP):
موفقیت روش های مرکب حفاری بدلیل کاهش هزینه و همچنین بهبود بهره وری در مخزن میدان Hassi Messaoud کاملا مشهود می باشد. بهره وری چاه در حین حفاری بطور قابل ملاحظه ای در مقایسه با چاه های اطراف بهبود یافت. برای نمونه در حین حفاری چهارمین چاه با روش UBD، ۱۲۵۴۰ بشکه (۳۶۴۳ متر مکعب) نفت خام در مدت ۲۰ روز تولید شد. در پایین تر از عمق ۱۱۹۵۲ فوت (۳۶۴۳ متر) در حدود ۱۷۶/۶ – ۶۳۵/۷ Mcf/d 5-18) Mcm/d) تولید شد.
ایندکس تولید در حین حفاری که برای روشن کردن مقدار بهره دهی مخزن در حین حفاری محاسبه گردید، به سرعت با افزایش عمق عمودی چاه چهارم افزایش یافت.
در حین حفاری پنجمین چاه هزینه های حفاری به دلائل حذف شدن پیوستن لوله ها، افزایش نرخ نفوذ، جلوگیری از مشکلات عمومی حفاری مانند کم شدن سیال حفاری، مشکلات مختلف در رابطه با گیر کردن لوله ها، افزایش عمر لوله جداری و کم شدن زمان و مسافت حفاری شده برای رسیدن به ناحیه تولیدی، کاهش یافت.
هزینه اولیه چاه مقداری بیشتر از ۱/۶ میلیون دلار بوده که با شروع پنجمین چاه تا کمتر از ۱/۲ میلیون بشکه کاهش یافت. این موفقیت ها با زمان گمگشته صفر (zero lost time) در طی حفاری کامل شد.
فرصت ها و رقابت ها:
بعد از کشف میدان Hassi Mesaoud، بوسیله چاه های عمودی گسترش یافت. اکثر این چاه ها دیگر بهره ور نبوده و نیاز به حفاری تعمیراتی دارند. میدان در مساحتی معادل ۷۲۲ مایل مربع (۲۰۰۰ کیلومتر مربع) گسترده شده است. اولین ناحیه بهره ور مربوط به دوران کامبرین از سازند Ra در عمق ۱۱۱۵۵ فوت (۳۴۰۰ متر) نمایان شده است. مشخصه سازند Ra تخلخل، تراوایی و مقدار شیل متغیر است. ماسه سنگ سخت و خورنده موجب خطا در اندازه گیری پیوسته در حین حفاری بدلیل تعییرات در ته چاه و عملکرد مته می شود. مخزن پیچیده نیز تحت فشار قرار داشت که موجب کم شدن سیال حفاری در نواحی آسیب دیده سازند به محض نمایان شدن شکافی در سر آن می شود. کاهش گل نیز خطر شکاف های باز را زیاد کرده که موجب فوران آب (water breakthrough) خواهد شد.
تکنولوژی های جدید مورد استفاده
تیم حفاری خدمات ۵ گانه زیر خود را از شرکت weatherford دریافت کرد؛
خدمات ابزار حفاری coil tubing
خدمات کنترل فشار حفاری
خدمات حفاری انحرافی
اندازه گیری در حین حفاری
لوله جداری thru-tubing
مته نیز از شرکت های گوناگون و بر اساس اطلاعات ثبت شده تهیه گردید.

[Sara12]

چاه پیمایی و ابزارهای مربوطه و رشته لوله مغزی و اجزای آن



عملیات و تعمیرات درون چاه:
این بخش از شرکت پیراحفاری وظیفه ی تعمیرات اجزای رشته لوله مغزی را با استفاده از سیم/کابل چاه پیمایی بر عهده دارد. این قسمت شامل دستگاهها و وسایل چاه پیمایی بخش فیزیک سنجی و قسمت تعمیرگاه وسایل درون چاهی است.
می دانیم بسته به نوع عملیات چاه پیمایی از سیم یا کابل استفاده می شود پس در این متن منظور از کابل یا سیم چاه پیمایی همان رشته ی چاه پیمای است.

این قسمت ها در این گزارش به طور خلاصه توضیح داده شده است و با نظر به اینکه کتابچه های کاملی در این مورد نوشته شده تکرار آنها در این گزارش ضرورت ندارد.
١) دستگاهها و وسایل چاه پیمایی:
الف- وسایل کنترل فشار و ادوات سطحی:
همانطور که در شکل زیر مشخص شده است اجزای کنترل فشار و ادوات سطحی بر روی تاج چاه بسته می شوند. به این منظور ابتدا شیر ایمنی را از حالت خودکار خارج می کنند تا هنگام ورود ابزار چاه پیمایی به داخل چاه بسته نشود که در این صورت کابل چاه پیمای را قطع می کند. حال درپوش چاه را برداشته و بر روی شیر عمقی وسیله ی کنترل فشار (BOP) را نصب می کنند. بر روی دستگاه کنترل فشار معمولا سه شاخه لوله موسوم به لوبریکیتور نصب شده و روی آن استافینگ باکس(Stuffing Box) نصب می شود.
١- جرثقیل:
جرثقیل برای بلند کردن ادوات سطحی برای متصل کردن یا باز کردن از سر چاه و همچنین بلند کردن لوبریکیتور و استافینگ باکس برای اتصال ابزار به کابل چاه پیمایی استفاده می شود.
٢-کامیون چاه پیمایی:
کامیون چاه پیمایی دارای دو تا سه قرقره ی کابل/سیم چاه پیمایی با قطرهای مختلف است. همچنین در اتاقک پشت قرقره ها یک فرمان٬ دو دنده و دو اندازه گیر وجود دارد که یکی عمق و یکی مقدار کشش موجود در کابل را نشان می دهد.
اگر نیروی کششی که اندازه گیر نشان می دهد از وزن ابزار هنگام راندن کمتر شد یعنی ابزار چاه پیمایی بر روی جایی نشسته است و اگر نیروی کششی که اندازه گیر نشان می دهد از وزن ابزار هنگام راندن بیشتر شد یعنی ابزار به جایی گیر کرده است. با استفاده از فرمان می توان سیم چاه پیمایی را طوری هدایت کرد که به طور منظم به دور قرقره پیچیده شود. از دنده ها هم برای تنظیم سرعت پیچیدن سیم استفاده می شود.
٣- BOPیا کنترل کننده ی فشار:
دستگاه کنترل فشار برای ایمن کردن چاه هنگام چاه پیمایی باید بر روی شیر عمقی نصب گردد. با نصب ابن قسمت فوران احتمالی چاه را می توان کنترل کرده و با ایمنی کامل به چاه پیمایی ادامه داد . تیغه های این دستگاه از یک نوع لاستیک بسیار فشرده شده ساخته شده که در لبه ی هر دو تیغه یک نیم دایره کنده شده بطوریکه با بسته شدن دریچه٬ این تیغه ها کاملا به هم چسبیده و در وسط یک دایره به قطر کابل چاه پیمایی به وجود می آید. وجود این دایره موجب میشود تا هنگام فوران و بسته شدن این تیغه ها سیم چاه پیمایی قطع نشود.
٤- لوبریکیتور:
این وسیله فضایی را ایجاد می کند تا ابزار چاه پیمایی بدون خروج هر گونه سیّالی به درون چاه وارد شوند. به عبارت دیگر ابتدا وسایل و ابزار چاه پیمایی را در درون لوبریکیتور نگه می دارند سپس لوبریکیتور را بوسیله ی جرثقیل بر روی دستگاه کنترل فشار قرار داده و پس از اتصال وسایل را از درون لوبریکیتور به درون چاه میرانند . طول لوله ی لوبریکیتور معمولا هشت فوت است و در عملیات چاه پیمایی متناسب با نوع عملیات و طول ابزار چاه پیمایی استفاده می گردد.
٥- استافینگ باکس:
این وسیله بر روی لوبریکیتور نصب شده و کابل چاه پیمایی از میان آن گذشته و از طریق قرقره ای جهت کابل را از بالا به سمت پایین تغییر جهت می دهد. پس این وسیله باید مانع از خروج سیال از اطراف کابل چاه پیمایی شود. به همین منظور در درون بدنه ی استافینگ باکس چندین دسته از واشر ها وجود دارند که به طور فشرده دور کابل چاه پیمایی را می گیرند و مانع از خروج سیال می شوند. اما برای کاهش اصطکاک و همچنین خنک کردن کابل چاه پیمایی از روغن استفاده میشود.
٦- هی پولی:
این قرقره با استفاده از یک زنجیر به دستگاه کنترل فشار متصل می شود موجب تغییر جهت سیم از استافینگ باکس به درون کامیون چاه پیمایی می شود. در بین زنجیر اتصال و قرقره یک وسیله ی اندازه گیری وزن بسته می شود تا نیروی کشش وارد بر کابل را اندازه بگیرد . این اندازه گیر است که نیروی کشش وارد بر کابل را در کامیون چاه پیمایی نشان می دهد.
ب- ابزارهای پایه:
ابزارهای پایه شامل ابزارهایی است که در تمام عملیات های چاه پیمایی بسته میشوند و بقیه ی ابزارهای لازم متناسب با عملیات به آنها بسته می شوند.
البته خود کابل چاه پیمایی در اندازه و قطرهای متفاوت به صورت چند رشته وجود دارند. این کابل ها به دو صورت وجود دارند:
• یک رشته در وسط٬ شش رشته در اطراف و سپس نه رشته ی با قطر بیشتر آنها را احاطه نموده است.
• یک رشته در وسط٬ نه رشته در اطراف و سپس نه رشته ی با قطور تر آنها را احاطه نموده است.
کابل های چاه پیمایی در اندازه های مختلف “۱۶/۱۵ ٬ “۴/۱ ٬ “۳۲/۷ ٬ “۱۶/۳ وجود دارند و طول آنها حدود ۲۰۰۰۰-۱۸۰۰۰ فوت است.
سیم چاه پیمایی در اندازه های مختلف همچون “۰۶۶/۰ تا “۱۲۵/۰ وجود دارند.
١-Rope Socket:
این وسیله برای اتصال سیم چاه پیمایی به رشته ابزار چاه پیمایی به کار می رود. نوک این وسیله به صورت گرد و تیپرد بوده تا هنگام بالا کشیدن ابزار چاه پیمایی٬ ابزار به لبه ی لوله مغزی و دیگر قسمت ها گیر نکند.
به سه طریق سیم چاه پیمایی به Rope Socket متصل می شود که در شکل زیر آنرا می بینید.

٢- جار یا ضربه زن:
این وسیله برای ضربه زدن و بیرون آوردن ابزارهای کنترل و یا قطع کننده ی جریان مانند شیر ایمنی استفاده می شود. این وسیله دارای انواع مختلف است که دو نوع معروف آن مکانیکال جار و هیدرولیک جار می باشند.
مکانیکال جار از دو قسمت مجزای زنجیر مانند درست شده که هم به بالا و هم پایین می تواند ضربه وارد کند که این ضربه قابل کنترل نیست. نوع هیدرولیک فقط به بالا می تواند ضربه وارد کند در حالی که قدرت این ضربه قابل کنترل است.
در عملیات مانده یابی به جای مکانیکال جار از تیوبولار جار استفاده می شود که نوع دیگری از جار ها است که محوطه ای که قسمت محرک جار در آن حرکت میکند به صورت استوانه بسته است و چند مجرا برای خروج سیال دارد. البته ضربه وارده از این نوع جار آرام تر از مکانیکال جار است که دور قسمت ضربه زن باز است.
٣- استم یا وزنه:
از وزنه برای افزایش وزن و غلبه بر نیروی سیال چاه استفاده می شود تا ابزار چاه پیمایی در درون چاه به سمت پایین حرکت کنند . همچنین این وسیله جهت اعمال ضربه ی موثر استفاده می شود.
٤- ابزارهای نصب و بیرون آوردن:
این ابزار برای نصب کردن و بیرون آوردن اجزای رشته ی لوله مغزی استفاده میشود و دارای فینگرهایی جهت گرفتن گردن فیشینگ ابزار (Fishing Neck) هستند که وسایل درون چاهی را نصب و یا بیرون می آورند. این ابزارها دارای انواع بسیار میباشد.
٥- Knuckle joint:
این اتصال لولایی به ابزار چاه پیمایی قابلیت انعطاف پذیری می دهد. این ابزار از دو بخش عمده تشکیل شده به طوریکه یکی از بخش ها سر ساچمه مانند دارد که در فضای کروی بخش دیگر گردش می کند.
ج- ابزارهای اختصاصی:
ابزارهای اختصاصی شامل ابزار بسیار وسیعی می باشد که بسته به عملیات مورد نظر از ابزار مخصوص استفاده می شود. در این گزارش در مورد تعدادی از این ابزار که استفاده بیشتر دارند توضیح مختصری داده شده است.
١- Gauge Ring/Cutter:
از این وسیله برای بررسی قطر داخلی لوله ی مغزی و برطرف کردن موانع آسفالتین و شنی موجود در درون لوله مغری استفاده می شود. همچنین برای اندازه گیری عمق قابل دسترس یک چاه Gauge Ring را به کابل چاه پیمایی می بندند و در چاه می رانند و این وسیله پس از کندن موانع قابل گذر تا عمق نهایی قابل دسترس پیش می رود. حال از روی اندازه گیر درون کامیون چاه پیمایی می توان عمق را ثبت کرد.
٢- Blind Box:
این وسیله همانند یک وزنه با ضربه تمام موانع درون رشته لوله مغزی کنده و به پایین می برد. همچنین از این وسیله هنگام عملیات مانده یابی برای قطع کردن سیم چاه پیمایی از Rope Socket استفاده می شود.
٣- Spear:
این وسیله یکی از ابزار مانده یابی است که بر روی بدنه ی آن برجستگی های میخ شکل وجود دارد . هنگامی که سیم چاه پیمایی هنگام عملیات بریده شود به صورت حلقه حلقه بر روی ابزار می افتد. حال از spear استفاده می کنند تا در میان این حلقه ها قرار گرفته و سیم چاه پیمایی به برجستگی های روی این وسیله گیر کرده و بالا کشیده می شود.
٤- Sand Bailer:
از این وسیله برای گرفتن نمونه از رسوبات و مواد شنی درون رشته لوله مغزی استفاده می شود. این وسیله یک استوانه ی توخالی است که در ته آن یک دریچه یکطرفه (به طرف داخل)وجود دارد که بوسیله ی فنر پشت آن بسته می شود. هنگامی که این وسیله بر روی موانع با ضربه می نشیند دریچه باز شده و نمونه وارد استوانه ی نمونه گیر شده فنر دریچه را می بندد. حال نمونه را بالا می کشند. در بالای استوانه چند روزنه تعبیه شده تا هنگام ورود نمونه به استوانه سیال درون استوانه ار بالا خارج شود.
٥- قالب اثر بردار:
از این وسیله برای تعیین شکل و اندازه ی سر ابزار ساقط شده در درون چاه استفاده می شود تا ابزار مانده یابی مناسب استفاده شود. در ته این وسیله یک قالب سربی وجود دارد که اگر این وسیله با ضربه بر روی ابزاری بخورد اثر آن روی سرب حک می شود. حال با توجه به اثر حک شده٬ از وسیله ی مانده یابی با اندازه های مناسب استفاده می شود.
٦-خراشنده(Scratcher):
این وسیله برای کندن و از بین بردن پارافین جمع شده در درون لوله ی مغزی استفاده می شود. تیغه های روی بدنه ی این وسیله با حرکت این وسیله به موانع پارافینی گیر کرده و آنها می تراشد.
٧- Kick Over Tool:
این وسیله به منظور نصب و یا بازیافت شیر تزریق مواد ضد خورندگی و شیر فرازآوری در درون Side Pocket Mandrel استفاده می شود.
٨- End Locator:
از این وسیله به منظور یافتن عمق دقیق انتهای لوله ی مغزی استفاده می شود که دارای دو نوع تک اهرم و دو اهرم است. نوع تک اهرم قادر است در هر عملیات تنها یکبار تعیین عمق نماید. ولی نوع دو اهرم چندین بار می تواند تعیین عمق نماید.
٩-نمونه گیر Ruska:
این وسیله از دو قسمت اعظم تشکیل شده است:
• سیلندر یا مخزن نمونه گیری که در دو طرف آن دریچه هایی وجود دارد.
• قسمتی که بر اساس برنامه ی زمان بندی شده دریچه های اطراف سیلندر را می بندد. این دریچه ها یا با استفاده از ساعت کوک شده بسته می شوند و یا بر اساس ضربه ای که به نمونه گیر زده می شود.نمونه گیر ساعتی هنگام رانده شدن روی ساعتی تنظیم می شود و در آن زمان تنظیم شده باید در عمق مورد نظر باشد که عمل کرده و دریچه های بالا و پایین سیلندر را ببندد. اما نمونه گیر ضربه ای وقتی به عمق مورد نظر رانده شد با بالا و پایین کردن آن و ضربه زدن آن دریچه ها بسته می شوند.با بسته شدن دریچه ها سیال درون سیلندر با همان فشار سیال درون چاه محبوس خواهد شد.
اشتراک این دو نوع نمونه گیر Ruska ٬ وجود یک پیستون است که در اثر یک ضربه ی مختصر با کشیدن یک میله دریچه را می بندد. یک مخزن فشرده ی روغن در پشت پیستون وجود دارد و یک سوزن در پشت پرده (دیافراگم) آن مخزن قرار دارد. با برخورد یک ضربه ی کوچک این سوزن پرده ی مخزن فشرده ی روغن را پاره کرده و با خارج شدن روغن ٬ پیستون توسط فنر پشت سر خود عقب کشیده شده و همراه با پیستون ٬ میله ای که به دریچه ها متصل است عقب کشیده می شود و نهایتا دریچه ها بسته می شوند.
اما این ضربه کوچکی که به سوزن زده می شود به دو طریق امکان پذیر است:
 ضربه با ساعت که ساعت را روی زمان خاصی (مثلا ٩٠ دقیقه) تنظیم می کنیم. وقتی ساعت را کوک می کنیم اهرمی که جلویش وجود دارد به عقب کشیده می شود و متناسب با گذشت زمان کم کم به جلو حرکت می کند. در جلوی این اهرم یک آهن ربا وجود دارد که با فشار اهرم کم کم به سمت جلو حرکت می کند تا به فاصله ای برسد که آهن ربای مقابل خود را جذب کند. با جذب شدن آهن ربای دوم توسط آهن ربای اول٬ نگهدارنده های دور یک ضربه زن آزاد شده و فنر پشت آن ٬ آن را به سمت جلو پرتاب می کند که به سوزن پشت مخزن روغن خورده و به آن ضربه می زند. البته این واکنش ها تا وقتی که ساعت به زمان تنظیم شده ی خود نرسد انجام نمی شود.
 ضربه با بالا و پایین کردن نمونه گیر: در درون درپوش نمونه گیر یک آونگ آزاد وجود دارد که با بالا و پایین کردن نمونه گیر ضربه می زند. این ضربه مستقیما به سوزن منتقل می شود. البته این بالا و پایین کردن باید در عمق مورد نظر انجام شود.
همانطور که گفته شد نمونه ی گرفته شده توسط نمونه گیر Ruska با همان فشار سیال درون چاه در درون سیلندر وجود دارد پس هنگام باز کردن آن توسط تجهیزات آزمایشگاهی می توان فشار سیال درون چاه را بدست آورد. همچنین برای اندازه گیری دما یک دماسنج درون نمونه گیر تعبیه شده که هنگامی که به بالاترین دمای اندازه گرفته شده رسید دیگر از آن پایین نمی آید. پس دما را هم می توان از روی این دماسنج بدست آورد. البته هنگام کار با نمونه گیر که از چاه بیرون آمده باید مواظب بود که ضربه ی شدید به آن نخورد زیرا جیوه دماسنج درون آن با ضربه به پایین حرکت کرده و دمای مورد نظر از دست خواهد رفت.
د- ابزارهای اندازه گیری:
منظور از ابزارهای اندازه گیری وسیله هایی است که برای اندازه گیری فشار و دمای سیال درون چاه به کابل چاه پیمایی متصل می شوند.
١- امرادا:
دو نوع امرادا وجود دارد: امرادای فشار که فشار را به صورت یک نمودار پله ای روی چارت مخصوص ترسیم می کند و با دماسنج تعبیه شده در نوک آن می توان دما را ثبت کرد. اما امرادای دما که تنها دما را به صورت یک نمودار پله ای روی چارت مخصوص ترسیم می کند. ساختار درونی هر دو نوع امرادا به یک صورت است.
 در امرادای فشار سیال از طریق سوراخی که در نوک امرادا وجود دارد وارد قسمت جلوی امرادا که Oil Trap نام دارد شده و فنر Bellows را فشرده می کند.این فشردگی به قسمت فنر مانندی که Pressure Coil نام دارد منتقل شده و به صورت حرکت دورانی در می آید. به بیان دیگر با افزایش فشار ٬ حرکت خطی Bellows به حرکت چرخشی در می آید که این حرکت چرخشی به قسمت سوزن گیر که Stylus Shaft منتقل شده و این Shaft سوزن را می چرخاند.از طرف دیگر ساعت کوک شده ی امرادا هنگامی که کار می کند یک صفحه را می چرخاند که این صفحه به Lead Screw.Nut متصل است که حرکت دورانی ساعت را به حرکت خطی تبدیل می کند. سر دیگر Lead Screw.Nut که حرکت خطی دارد به نگهدارنده ی چارت (Chart Holder) متصل است پس آنرا هل می دهد.
 امرادای دما دارای یک مخرن در نوک خود می باشد که پر از گاز است.وقتی امرادا در چاه رانده می شود دما ی بالای سیال چاه موجب انبساط گاز مذکور شده و یک پیستون را که به Bellows متصل است فشار می دهد. بقیه ی مکانیزم رسم چارت همانند امرادای فشار است.
با حرکت Chart Holder سوزن در حالی که حرکت چرخشی متناسب با فشار دارد روی چارت خطوطی را حک می کند که این خطوط تعیین کننده ی فشار سیال چاه خواهند بود.
٢- Memory Gauge:
این وسیله که برای اندازه گیری فشار و دمای مخزن به کار می رود هم جدیدتر و هم دقیق تر از امرادا بوده و با اتصال آن به کامپیوتر داده ها را می توان مستقیما خواند یعنی نیاز به چارت خوانی ندارد.
برای راندن این وسیله ابتدا وسیله را به کامپیوتر متصل کرده و با استفاده از نرم افزار خود دستگاه بر روی آن برنامه ریزی می کنیم. با این نرم افزار می توان تعداد اندازه گیری ها را بر اساس زمان کنترل کرد. مثلا هر چند ثانیه داده ها را ثبت کند. در قسمت انتهایی این وسیله یک باتری بسته شده که برق دستگاه را تامین می کند.
پس از برنامه ریزی دستگاه ساعت آنرا به وقت محلی تنظیم کرده و آنرا به درون چاه می رانیم. همزمان با راندن Memory Gauge ما عمق این وسیله را بر اساس زمان یادداشت می کنیم. پس از اتمام اندازه گیری و انتقال داده ها به کامپیوتر ما عمق را بر اساس زمان در کنار اطلاعات دستگاه می نویسیم تا بدانیم در چه عمقی چه فشاری داشته ایم.
نمونه ی داده های آن در زیر نشان داده شده است.


# Client :IDSC
# Field :Gharb
# Well :NIS-7
# Zone :Asmari
# Operator :
# Job No 01
# Serial Number : 7648 Calibration Date : 04/10/19
Date Time Pressure Temperature
psig degF
06/10/10 1138 27.69 96.2
06/10/10 1143 49.63 96.3
06/10/10 1148 71.46 96.3
06/10/10 1153 95.17 96.3
06/10/10 1158 121.25 96.4
06/10/10 1103 147.00 96.4
06/10/10 1108 172.55 96.5
06/10/10 1113 197.91 96.5
06/10/10 1118 223.17 96.6
06/10/10 1123 249.19 96.7
06/10/10 1128 291.19 96.8
06/10/10 1133 344.39 96.9
06/10/10 1138 397.27 97.0
06/10/10 1143 448.73 97.1
06/10/10 1148 499.91 97.2
06/10/10 1153 551.41 97.4
06/10/10 1158 594.23 97.5
06/10/10 1103 636.52 97.7
06/10/10 1108 680.58 97.9
06/10/10 1113 725.34 98.0
06/10/10 1118 796.50 98.2
06/10/10 1123 912.46 98.5
٢) تکمیل و تعمیر چاه:
الف- انواع رشته تکمیلی:
معمولا رشته لوله های مغزی به سه طریق تکمیل می شوند:
• Kick Off Wells:
چاه هایی هستند که رشته لوله مغزی تنها با استفاده از نگهدارنده لوله مغزی نگاهداشته شده اند و سر دیگر آن آزاد است. شیرهای فرازآوری در این چاه ها برای تزریق گاز به درون سیال آنالوس استفاده می شوند و سیال می تواند از طریق آنالوس تولید می شود.
• Urban Wells یا چاه های حومه شهری:
در چاه های حومه شهری دو سر رشته لوله ی مغزی محکم نگاهداشته می شوند. به این ترتیب که از بالا با نگهدارنده ی لوله مغزی و از پایین با استفاده از توپک و یا همان Packer به درون لوله ی جداری می چسبد.
• Gas Wells یا چاه های گازی:
در چاه های گازی طرز تکمیل چاه بسیار شبیه تکمیل چاه های حومه شهری است و تنها تفاوت این دو با هم این است که چاه های گازی دارای رشته ی تکمیلی بلندتر می باشد. همچنین در چاه های گازی وسیله های بیشتری به کار می روند.
یک نمونه تکمیل چاه را به صورت نسبتا کامل در شکل می بینید.

ب- اجزای رشته تکمیلی ٬ نحوه نصب و هدف از آن:
١-نگهدارنده لوله مغزی (Tubing Hanger):
نگهدارنده ی لوله ی مغزی وظیفه ی نگهداشتن تمامی رشته لوله ی مغزی را بر عهده دارد. این وسیله در درون ماسوره سر لوله ی مغزی می نشیند و واشرهای آن عمل نشت بندی را انجام می دهند. پیچ های تعبیه شده روی اسپول ماسوره(Tie Down Screw) بر روی نگهدارنده ی لوله مغزی سفت می شوند که این پیچ ها با نیروی زیادی نگهدارنده را به سمت پایین فشار می دهند. این عمل هم موجب آب بندی دور نگهدارنده شده و هم از پرتاب شدن لوله های مغزی به سمت بالا در اثر فشار چاه جلوگیری می کند.
این وسیله از سه قسمت گردن٬ بدنه و دم تشکیل شده که در قسمت بدنه یک مجرا برای عبور لوله ی روغن شیر ایمنی تعبیه شده است.
٢- Fluted Adaptor:
این وسیله معمولا در قسمت های بالایی لوله ی مغزی قرار دارد و بر روی بدنه ی آن شیار هایی تعبیه شده تا لوله ی روغن شیر ایمنی (Control Line) از میان آن عبور کرده و با تسمه هایی به آن بسته شود. این عمل باعث می شود که این لوله در چاه ول نباشد و محکم باشد.
٣-Flow Coupling:
در طول رشته لوله مغزی ممکن است قطر لوله ها تغییر کند. مثلا در شیر ایمنی درون چاهی و یا پس از پستانک نارونده این تغییر قطر موجب می شود تا قبل و بعد از orifice موجود (جایی که قطر کمتر دارد) جریان به صورت آشفته (Turbulent) در بیاید که این موجب سایش و خوردگی لوله ی مغزی می شود. به همین دلیل قبل و بعد از این orificeها را یک لوله شبیه خود لوله مغزی اما با قطر بیشتر می گذارند تا اثر خوردگی ناشی از جریان آشفته را خنثی کرده و جریان پس از گذشتن از این لوله ها به جریان آرام تبدیل شود. به این لوله طوقه آرامبخش (Flow Coupling) می گویند.
طول این لوله بستگی به جهت جریان دارد و قسمتی را که جریان قبل از Orifice به آن می رسد کوتاهتر از قسمت بعد از Orifice در نظر می گیرند. زیرا اثر آشفتگی در بعد از Orifice بیشتر است.
٤- شیر ایمنی درون چاهی:
شیرهای ایمنی دزون چاهی معمولا در عمق بین ١٠٠ تا ٣٠٠ فوت در درون لوله ی مغزی در جایگاه نصب شیر ایمنی که به Landing Nipple موسوم است نصب می شود. برای نصب شیر ایمنی را به Running Tool بسته و در چاه می رانند.تا در درون جایگاهش بنشیند. حال با ضربه زدن به این شیر زائده هایی از آن بیرون آمده و در درون جایگاه کیپ می شوند تا مانع از حرکت شیر ایمنی به سمت بالا شوند.واشرهای دور بدنه هم از خروج روغن از محوطه ی دور روزنه ی شیر ایمنی جلوگیری می کنند.این شیرها در معمولا در دو دسته از چاه ها استفاده می شوند:
• چاه هایی که در نزدیکی اماکن مسکونی و نقاط مهم مانند فرودگاه ها قرار دارند که در صورت از بین رفتن تجهیزات سر چاهی در اثر بمباران و یا هر گونه دلیل دیگر چاه باید بسته شود.
• چاه های گازی که فشار بالایی دارند و حتما باید برای ایمنی از این نوع شیرها در آنها استفاده کرد.
قسمت های اصلی شیر ایمنی درون چاهی شامل بدنه٬ پیستون٬ فنر دور پیستون٬ فلپر٬ فنر فلپر٬ متعادل کننده٬ واشر و مجرای روغن است. وقتی شیر ایمنی در درون جایگاه خود که همان Landing Nipple است٬ نشانده شد مجرای روی بدنه ی شیر در مقابل مجرای Landing Nipple که به لوله روغن شیر ایمنی متصل است قرار می گیرد. شیر ایمنی درون چاهی هنگام رانده شدن بسته می باشد و برای باز کردن آن باید از طریق لوله متصل به Landing Nipple روغن پمپ شود. روغن از طریق لوله ی روغن وارد Landing Nipple شده و از طریق مجرای روی بدنه ی شیر ایمنی وارد محوطه ی دور پیستون شده و آنرا به سمت فلپر حرکت می دهد. در اثر این حرکت فنر دور پیستون فشرده می شود. پیستون با فشار دادن فلپر آنرا باز می کند. اگر در این حالت فشار روغن درون لوله ی روغن ترخیص شود فنر دور پیستون آن را به عقب برگردانده و فنر فلپر٬ فلپر را به محل اولیه باز می گرداند و دریچه بسته می شود. بنابراین هر اتفاقی که موجب ترخیص فشار روغن درون لوله که تا سطح ادامه دارد شود شیر ایمنی درون چاهی چاه را خواهد بست.
انواع شیرهای ایمنی درون چاهی از شرکت های OTIS٬ CAMCO٬ BAKER در ایران مورد استفاده قرار می گیرند. ساختار این شیرهای ایمنی در شرکت های مختلف یکسان است و تفاوت تنها در نوع قفل و چگونگی کیپ شدن فلپر در جایگاه خود است. مثلا قفل های OTIS و CAMCO یکی هستند ولی قفل BAKER متفاوت است. بسته شدن فلپر در BAKER و CAMCO روی یک واشر به نام SOFT SEALاست در حالی که در OTIS تقریبا به صورت فلز به فلز است.
شیرهای ایمنی درون چاهی نام گذاری خاصی دارند به این ترتیب که ابتدا نام جایگاه (LANDING NIPPLE) و سپس نوع قفل (LOCK) و در آخر نوع شیر ایمنی (SAFETY VALVE) آورده می شود.
٥- Traveling joint or Expansion joint:
رشته لوله ی مغزی در چاه های گازی و حومه شهری از دو طرف ست می شود. از بالا با نگهدارنده ی لوله ی مغزی و از پایین با استفاده از توپک(Packer). بنابراین در اثر افزایش یا کاهش حرارت و یا دلایل دیگر طول رشته تغییر خواهد کرد. این تغییر طول باید در جایی خنثی شود در غیر این صورت رشته لوله خم خواهد شد. به همین دلیل در رشته لوله مغزی از Expansion Joint استفاده می کنند تا تغییرات طول را در خود خنثی کند. ساختمان و مکانیزم این وسیله بسیار شبیه عملکرد کمک فنر موتورسیکلت می باشد. به این صورت که دو استوانه که یکی در درون دیگری قرار دارد و فضای خالی هم برای فشرده شدن و هم از هم باز شدن را دارد. به مقدار طولی که این وسیله می تواند باز یا بسته شود Stroke آن گفته می شود.
٦- جایگاه جانبی شیر تزریق یا Side Pocket Mandrel:
در چاه هایی که فرازآوری چاه نیاز به تزریق دارد و یا تزریق مواد شیمیایی جهت جلوگیری از خوردگی ضرورت دارد از شیرهای ویژه ای استفاده می شود که این شیرها باید در درون رشته لوله ی مغری نگه داشته شوند. این عمل را جایگاه جانبی شیر تزریق انجام می دهد. این نمونه شیرها با استفاده از کابل چاه پیمایی با ابزاری به نام Kick Over Tool به همراه Running Tool به درون جایگاه هدایت شده و نصب می شوند.
٧- شیر فراز آوری(Gas Lift Valve) و تزریق گاز(Injection Valve):
در چاه هایی که مخزن قدرت بالا آوردن سیال خود را تا سر چاه ندارند هد چاه باید سبک شود تا فشار روی مخزن کاهش یافته و چاه دوباره فعال شود یعنی راحت تر بتواند تولید کند. سبک شدن هد چاه را با تزریق گاز از طریق شیر فرازآوری و یا(Gas Lift Valve) انجام می دهند.یعنی گاز به درون لوله مغزی پمپ شده و از طریق شیر فرازآوری به آنالوس وارد شده و به درون سیال راه یافته و در آن حل می شود که این موجب سبکی سیال و کاهش فشار روی مخزن می گردد.
زمانی که سیال تولیدی مخزن خورنده باشد باید لوله مغزی را با مواد ضد خورندگی آغشته کرد که جریان چرخشی این سیالات با استفاده از شیر تزریق امکان پذیر است.
بر روی جایگاه شیر فرازآوری و بدنه ی شیرها چند روزنه وجود دارد که بر هم منطبق هستند و ارتباط بین شیرها و آنالوس از طریق همین روزنه ها امکان پذیر است.
٨- Sliding Side Door or Sliding Sleeve:
هر گاه بخواهند درون لوله مغزی را به فضای حلقوی آنالوس (Annulus) ارتباط دهند تا سیالات باز دارنده از خوردگی وارد لوله مغزی شود و یا هر گونه ارتباط دیگر٬ از دریچه ی کشویی و یا SSD استفاده می کنند. ساختمان این وسیله متشکل از دو استوانه است که یکی از استوانه ها در درون استوانه ی دیگر قرار دارد که به لوله مغری متصل می شود. بر روی هر دو استوانه سوراخ های منظم یک شکل وجود دارد. هر گاه بخواهند ارتباط لوله مغزی را با آنالوس برقرار کنند با استفاده از یک Shifting Tool استوانه ی درونی را به سمت بالا یا پایین طوری حرکت میدهند (با ضربه زدن) که سوراخ های هر دو استوانه در مقابل هم قرار بگیرند و ارتباط جریانی برقرار شود. البته این باز کردن مراحلی دارد که برای جلوگیری از خوردگی و صدمه دیدن دریچه ی کشویی باید رعایت کرد. به بیان دیگر ابتدا باید دریچه ها را بسیار کم باز کرد تا فشار دو طرف دریچه ی کشویی برابر شود. سپس آنرا نیمه باز و در آخر آنرا کاملا باز می کنیم.
١٠ و ٩- Anchor Tubing Seal و Packer (توپک):
توپک یکی از اجزای انتهایی رشته لوله ی مغزی است که وظایف مهمی بر عهده دارد از جمله:
 نگهداشتن لوله ی مغزی در پایین چاه.
 قطع ارتباط بین سیال تولیدی با آنالوس در چاه های گازی که خورنده هستند٬ تا لوله ی جداری صدمه نبیند.
 جداسازی لایه های قابل تولید در چاه هایی با تکمیل چند گانه.
توپک ها بر دو نوع هستند:
 Permanent Packer یا توپک های دائمی.
 Retrievable Packer یا توپک های قابل بازیافت.
توپک دارای دو دست سیلیپس است که جهت دندانه هایشان مخالف یکدیگر است تا وقتی توپک نصب شد از حرکت آن هم به سمت پایین و هم به سمت بالا جلوگیری کنند. این سیلیپس ها هنگام راندن با یک سری Shear Pin نگاهداشته شده اند. بین این دو سری سیلیپس هم قسمتی لاستیکی فشرده وجود دارد که با اعمال فشار به این قسمت٬ باد می کند (Packing Part ). به عبارت دیگر از طول این قسمت کاسته شده و بر قطرش افزوده می شود.
Anchor Tubing Seal تنها قسمتی از لوله ی مغزی است که به صورت چپ گرد است و یا به اصطلاح چپ Thread است. البته رزوه های چپ گرد آن روی میانه ی بدنه قرار دارند نه روی قسمت انتهایی آن. تعدادی حلقه ی لاستیک های کیپ کننده هم در وسط بدنه بعد از رزوه ها قرار دارند تا پس از قرار گرفتن در درون توپک عمل نشت بندی را انجام دهند.

پس از بستن کفشک قاطری و پستانک نارونده که با یک پلاگ مسدود شده و یک یا دو شاخه لوله مغزی و یک Pup joint به هم و راندن آنها نوبت به راندن توپک می رسد. هنگام راندن توپک به درون چاه Anchor Tubing Seal را به صورت چپگرد به توپک متصل و با آچار حفاری سفت می کنند و روی آنها بقیه ی لوله های مغزی بسته می شوند. وقتی که توپک به عمق مورد نظر رسید سیالی را با فشار به درون لوله های مغزی پمپ می کنند که این سیال با عبور از درون توپک موجب بریده شدن Shear Pin های آن شده و Slips ها آزاد شده و به درون لوله ی جداری می چسبند. با چسبیدن سیلیپس ها به درون لوله جداری و گذاشتن مقداری وزن روی توپک٬ قسمت لاستیکی افزایش قطر داده و محکم به درون لوله ی جداری کیپ می شود و آن را می بندد.
البته طریقه ی ست کردن توپک مختلف بوده و گاهی اوقات با انداختن یک گلوله فلزی به درون لوله مغزی و پمپ سیال به دنبال آن Shear Pin ها با نشستن گلوله درون توپک بریده می شود.
حال اگر بخواهند زمانی لوله های مغزی را بیرون بیاورند (برای تعمیر و یا هر ذلیلی) ابتدا یک پلاگ را درون پستانک نارونده قرار داده و سپس رشته لوله ی مغزی را به سمت راست می چرخانند و تنها جایی که چپ گرد است باز می شود که همان Anchor Tubing Seal است. حال لوله ها را خارج می کنند بدون آنکه فشار چاه اثری داشته باشد.
اما اگر بخواهند خود توپک را هم خارج کنند با ید ابتدا چاه را ایمن کنند. حال اگر توپک از نوع بازیافت شدنی باشد آنرا با Pulling Tool خارج می کنند ولی اگر از نوع دائمی باشد آنرا با استفاده از Packer Picker Milling Tool آسیاب کرده و بیرون می آورند.
١١- Casing pup joint :
لوله هایی هستند که دقیقا شبیه لوله ی مغزی هستند ولی از نظر طولی کوتاه ترند و برای دقیق کردن طول رشته ی لوله مغزی استفاده می شوند.
١٢-Mill Out Extension:
یک لوله با قطر زیاد است که در زیر توپک های دایم بسته می شود تا هنگامی که می خواهند توپک را آسیاب کنند (Milling) جای دیگری آسیاب نشود. هنگام آسیاب کردن توپک٬ آسیاب کننده باید کاملا وارد توپک شود که در نتیجه نوک آن وارد Mill Out Extension شده و چون قطر این قسمت زیاد است پس آسیاب نشده و صدمه نمی بیند در حالی که اگر قطرش کم بود صدمه می دید و یا آسیاب شده و به ته چاه سقوط می کرد.
١٣- پستانک نارونده یا No Go Nipple:
از این قسمت رشته لوله ی مغزی برای گذاشتن پلاگ استفاده می شود. دلایل گذاشتن پلاگ بسیار زیاد است که اصلی ترین آن قطع کردن ارتباط سیال چاه با درون لوله مغزی است. حال این قطع ارتباط به ما اجازه ی تعمیر و تست قطعات را می دهد.
قطر درونی این وسیله کمتر از قطر لوله های مغزی بوده که جایگاه مطمئنی را برای نشستن پلاگ فراهم می کند. ممکن است تعداد متعددی از این وسیله در رشته لوله ی مغزی به کار رود ولی رعایت تناسب قطرها از بالا به پایین لازم است.
١٤- کفشک قاطری یا Mule Shoe:
پایین ترین قسمت رشته لوله ی مغزی را کفشک قاطری تشکیل می دهد. این وسیله طوری طراحی شده است که راندن رشته لوله ی مغزی به درون چاه را آسان می کند. یعنی با داشتن حالت خاصی در نوک خود٬ این وسیله در کمتر جایی در چاه گیر می کند. همچنین حالت تیپری نوک این وسیله موجب می شود تا ابزار چاه پیمایی به آن گیر نکند.
در شکل زیر چند نوع کفشک قاطری نشان داده شده است.
١٥-پلاگ ها یا Plugs:
پلاگ ها برای قطع کردن ارتباط بین مخزن با درون لوله مغزی به کار می روند و عموما در درون پستانک نارونده گذاشته می شوند. اگر در شرایطی پستانک نارونده در دسترس نبود و یا پلاگ را نگه نداشت از هر قسمت بالاتری که قابلیت نگه داشتن پلاگ را داشته باشد استفاده می شود.
این پلاگ ها توسط Running Tool (که به وسیله ی پین متصل شده است) به داخل پستانک نارونده نشانده شده و در آنجا با ضربه زدن پین ها بریده شده و لقمه های (Fingers, Locks) پلاگ بیرون آمده و به درون پستانک نارونده کیپ می شوند. برای بیرون آوردن پلاگ باید ابتدا فشار بالای پلاگ که در اثر عملیات تعمیر ترخیص شده با فشار پایین آن که همان فشار چاه است یکسان شود. در غیر این صورت یا پلاگ در نمی آید و یا اگر در آمد به سمت بالا پرتاب می شود. به منظور تعادل فشار یک میله ی تعادل فشار (Prong) در درون پلاگ قرار داده شده که با کشیدن این میله سیال از روزنه های پایین پلاگ (که به وسیله ی میله تعادل فشار بسته بودند) عبور کرده و وارد رشته لوله مغزی می شود. در نهایت تعادل فشار پس از مدتی بر قرار خواهد شد. حال Pulling Tool قسمت انتهایی پلاگ (Fishing Neck) را گرفته و می کشد. در اثر این کشیدن گردن پلاگ کمی بیرون آمده که این عمل موجب می شود تا لقمه های پلاگ به سمت داخل رفته و پلاگ آزاد شود.حال آنرا بیرون می آورند.
بخش های تعادل فشار در پلاگ به دو صورت هیدرولیکی (Prong) و مکانیکی یا شیردار (Sliding Side Valve) است. برای برقراری تعادل فشار در نوع مکانیکی ما باید شیر آنرا که Sliding Side Valve است باز کنیم. به همین دلیل یک وسیله به نام Shifting Tool به پایین Pulling Tool بسته می شود که Shifting Tool شیر تعادل را باز می کند و Pulling Tool پس از تعادل فشار پلاگ را بیرون می کشد.

١٦-جایگزین ها یا Dummy:
جایگزین ها وسیله هایی هستند که از نشینمنگاه های حساس درون رشته ی لوله مغزی محافظت می کنند. جایگزین ها دقیقا به شکل وسیله ای که می خواهند جایگزین آن شوند ساخته می شوند با این تفاوت که درون آنها هیچ ساختمان خاصی وجود ندارد. هنگام بیرون آوردن وسیله ی نصب شده از درون نشینمنگاه٬ جایگزین آن به جای آن در درون نشینمنگاه نصب می شود تا از خورده شدن و یا خراب شدن آن جلوگیری کنند. نمونه های جایگزین برای شیرهای ایمنی درون چاهی٬ پلاگ ها ٬ شیر تزریق و شیر فرازآوری وجود دارند.

[Sara12]

عرضه , تقاضا و قیمت دکل های حفاری دریایی در نقاط مختلف دنیا



در این مقاله سعی شده است اطلاعات دقیقی از تعداد دکلهای حفاری دریایی موجود در مناطق مختلف دنیا و فعالیت های آنها و همچنین پیش بینی عرضه و تقاضا برای دکلهای دریایی و میانگین قیمتهای روزانه ارایه گردد.

در پایان هم جدولی از ۱۰ پیمانکار برتر دکلهای حفاری ( کمیتی ) تا تاریخ ۱۰ ژانویه ۲۰۰۷ ارایه گردیده است.
خاورمیانه :
از ۹۰ دکل متحرک این منطقه ۸۶ دکل دارای قرارداد میباشند ( ۹۶% ) که ۲ دکل از این تعداد semisubmersible بوده و باقی jack up میباشند که شرکت Aramco عربستان با ۱۸ دکل و Adma-Opco با ۱۲ دکل و RasGas با ۹ دکل بیشترین تصدی دکلها را در این منطقه را دارا میباشند.
همانند بقیه دنیا این منطقه نیز از افزایش قیمتها متاثر شده است ولی همچنان نرخ پایینی نسبت به بقیه دنیا دارد ( حدود ۴۰۰۰۰ تا ۶۰۰۰۰ دلار و حداکثر ۲۰۰۰۰۰ دلار در روز ) یک دلیل بر این موضوع را میتوان قدیمی بودن قراردادهای موجود ( ۲ تا ۳ سال قبل ) عنوان کرد.
افزایش تقاضای آینده در این منطقه بیشتر از ناحیه قطر , عربستان و امارات خواهد بود.
دریای خزر :
تنها نیمی از ۱۴ دکل این منطقه قرارداد دارند( ۶ دکل jack up و ۷ دکل semisubmersible و ۱ کشتی حفاری ) که ۷ دکل از این تعداد در مناطق سردسیر و ۶ دکل در آذربایجان و یک کشتی در روسیه مستقر میباشند که با شرکتهای
AIOC , BP , Dragon Oil , LukOil , ExxonMobil , Petronas Carigali قرارداد داشته و مشغول فعالیتند و دکل semisubmersible ایران البرز در دست ساخت میباشد که طبق پیش بینی تا فوریه ( بهمن ماه ۱۳۸۵ ) با شرکت نفت خزر باید قرارداد میبسته است .
آسیا و اقیانوس آرام:
در این منطقه ۱۰۱ دکل حضور دارند که ۹۶ دکل از این مجموعه ( ۹۵%) قرارداد داشته و مشغول فعالیت میباشند. بازار آسیای جنوب شرقی آسیا بیش از سایر نقاط دارای نوسان و بالا و پاببن است و گاهی دارای کمبود و گاهی اضافه دکل است , در بدترین حالت پیمانکارانی که بدنبال دکل Jack Up میباشند در طول امسال با کمبود ۷ دکل مواجه میشوند که این تعداد در مورد دکل Semisub حداکثر ۵ دکل است ولی در مورد کشتی های حفاری این مصداق به کلی متفاوت است به گونه ای که پیش بینی میشود حداکثر ۲ یا ۳ دکل از ۵ دکل موجود در این منطقه در طول سال جاری مشغول کار شوند.در منطقه استرالیا و نیوزیلند هم پیشبینی کمبود حداکثر ۱ یا ۲ دکل صورت گرفته است که این هم در مورد دکلهای Jack Up خواهد بود.
خلیج مکزیک:
در اواسط ژانویه ۲۰۰۷ از ۱۳۹ دکل موجود در این خلیج ۱۱۹دکل قرارداد داشته و مشغول فعالیت میبوده اند (۸۶%) . مجموعه نامبرده ۷۶ دکل Jack Up ,30 دکل Semisubmersible ,7 دکل Submersible و شش کشتی حفاری را شامل میشود که بیشتر آنها در آبهای کم عمق مشغول حفاری میباشند.
در این منطقه عرضه وتقاضای دکل برای اعماق کم تقریبا با هم برابرند ولی برای مناطق عمیق تقاضا ( به خصوص برای دکل Semisubmersible و کشتی حفاری ) خیلی بیشتر از عرضه موجود و فعلی میباشد. کشتی های حفاری که قادرند تا عمق ۱۰۰۰۰ فوتی ( ۳۰۴۸ متری ) را حفاری کنند سنگین ترین و بزرگترین قراردادها را منعقد میسازند . به عنوان مثال
Transocean Discover Enterprise هنگام شروع بکار برای شرکت BP -۵۲۰۰۰۰ دلار در روز دریافت خواهد کرد.
آمریکای جنوبی و مرکزی :
در این منطقه نیز تقاضا همچنان در حال پیشی گرفتن بر عرضه است و نرخها نیز همچنان در حال افزایش , به گونه ای که هر ۷ کشتی حفاری موجود در این منطقه که برای برزیل کار میکنند تا پایان ۲۰۰۷ قرارداد داشته و تقاضا برای آینده نیز برای آنها وجود دارد ولی نه با قیمت کنونی , به گونه ای که Transocean Deepwater Discovery که بالاترین رقم برای امسال ( ۳۰۰۰۰۰ دلار ) را دریافت میکند برای سال بعد ۴۷۵۰۰۰ دلار از شرکت Devon Energy برزیل دریافت خواهد کرد.
Semisubmersible ها هم در این منطقه همانند دو سال گذشته همگی قرارداد داشته و مشغول فعالیتند ( به استثنای یک دکل ) . میانگین نرخ روزانه ۲۸ دکل Semisubmersible در این منطقه ۳۳۶۰۰۰ دلار و بالاترین آنها ۴۵۰۰۰۰ دلار است.
حدود ۹۱% از دکلهای Jack Up موجود در ابن منطفه قرارداد داشته و با میانگین نرخ روزانه ۱۶۵۶۵۱ دلار مشغول فعالیت میباشند ( ۴۲ دکل از ۴۶ دکل ) .

اروپای شمالغرب :
در اواسط ژانویه ۲۰۰۷ همه ۷۶ دکل موجود در شمال غرب اروپا قرارداد داشته و مشغول فعالیت بوده اند . و پیش بینی ها بر این است که با تامین ۴ دکل Semisubmersible و یا Jack up تا پایان سال ۲۰۰۷ این منطقع در عرضه و تقاضا متعادل شود.
در طول سال گذشته بازار دکل اروپای شمال غرب , بازار بسیار قوی و محکمی نشان داده است . هر چند که در آینده مشکلات زیادی مثل کم شدن اکتشاف و تولید در این منطقه ( بدلیل کاهش تولید و افزایش مالیاتها و فرسودگی ساختار های زیر بنایی کشوری مثل انگلستان ) و یا شرایط سخت کاری ( مثل استانداردهای بالای کاری و هزینه های آزمایشگاهی فوق العاده بالا و محدودیت های جغرافیایی بخصوص برای کشوری مثل نروژ و دریای برنت ) پیش روی این بازار خواهد بود ولی با این حال چون تعریف پروژه ها در این منطقه بیش از دکل های موجود است ما همچنان شاهد پیشی گرفتن تقاضا بر عرضه خواهیم بود که باعث خواهد شد شرکتی مثل Statoil به دنبال انعقاد ۴ یا ۵ قرارداد ۴ تا ۵ ساله با دکل های بزرگ باشد.
مدیترانه و دریای سیاه:
از ۲۴ دکل این منطقه ۲۳ دکل قرارداد دارند ( ۹۶% ) که مصر با ۱۱ دکل در این منطقه پیشتاز است و باقی کشور های این منطقه در پی افزایش فعالیتهتی خود میباشند مثلا انتطار میرود ایتالیا تعداد دکلهای خود را به ۵ افزایش دهد و ترکیه میزبان ۲ دکل شود و تونس و لیبی نیز در پی افزایش فعالیتهای دریایی خود میباشند ( هر چند که این انتظار ممکن است امسال نیز برآورده نشود ) .با فعایتهای لرزه ای انجام گرفته به نظر میرسد که در آینده نه چندان دور لبنان هم به مجموعه کشورهای این منطقه اضافه شود.
افریقای غربی:
به معنای واقعی کلمه از ۱۰۰ % پتانسل دکلی موجود در این منطقه استفاده میشود و این نرخ فعالیت تا پایان سال برقرار است. همینک نرخ عرضه و تقاضا برابر است ولیکن در پایان سال تقاضا اندکی بیش از غرضه خواهد شد.
بیش از۶۰% دکل های موجود در این منطقه قراردادهای دراز مدت ( تا ۲۰۰۸ یا حتی تا ۲۰۱۰ ) بسته اند ( بیشتر اکتشافی و در آبهای عمیق ) .
افزایش نرخ های روزانه این منطقه را هم تحت تاثیر قرار داده به گونه ای که دکل Jack up ۹۱ متری سال گذشته ۱۲۳۶۶۷ دلار در روز دریافت میکرده ولی امسال ۱۶۵۵۰۰ دلار دریافت میکند و دکل semisub برای عمق ۱۵۲۴ متری از ۲۵۰۰۰۰ دلار در روز در سال گذشته به ۴۳۰۰۰۰ دلار در روز و کشتی های حفاری( مثل Saipem 10000 (از ۲۸۵۰۰۰ به ۴۹۰۰۰۰دلار افزایش یافته است.

[Sara12]

چاه پیمایی و تاریخچه آن


مقدمه
اولین نمودار الکتریکی در سال ۱۳۰۶ ( ۱۹۲۷ ) در یکی از چاه های میدان نفتی pechelbronn در Alsace از استان های شمال غربی فرانسه ثبت شد و تنها شامل یک نمودار مقاومت مخصوص الکتریکی بود و برای ثبت آن از متد station استفاده گردید . با این روش، دستگاه اندازه گیری که سئند نامیده میشود،در مقابل لایه های مورد نظر در چاه توقف میکرد و مقاومت اندازه گیری شده نیز با دست رسم میشد.بعد از آن سال در سال ۱۳۰۸(۱۹۲۹) اولین نمودارهای مقاومت مخصوص برای مقاصد اقتصادی در ونزوئلا،ایالت متحده امریکا و روسیه مورد اتفاده قرار گرفت . سودمندی این نمودار در تطابق لایه ها وتشخیص لایه های ئیدروکربن دار در صنعت نفت مورد توجه قرار گرفت.
در سال ۱۳۱۰(۱۹۳۱) نمودار پتانسیل خودزاد(SP) نیز به نمودار مقاومت مخصوص افزوده شد و در همان سال برادران پمومبرژه (مارسل و کنراد) روش ثبت مداوم را تکمیل و اولین بات قلمی را نیز توسعه دادند.بعد از سال ۱۳۲۸(۱۹۴۹) نمودار نوترون به صورت یک تعیین کننده تخلخل مورد توجه واقع گردید و در سال ۱۳۴۱(۱۹۶۲) نمودار SNP و در سال ۱۳۴۹(۱۹۷۰) دستگاه نوتونی و به دنبال آن دستگاه دوگانه نوترون ابداع و به بازا ارائه شد.
شرکتهای سرویس دهنده،در جوار توسعه دستگاهها،اقدام به تاسیس مرکز تحقیقاتی وسیعی نیز نموده و بخش زیادی از درآمده خود را به آنها اختصاص دادهاند.در این مراکز برای تفسیر نمودارها و نحوه ارائه علمی تر و دقیقتر نتایج بشدت فعالیت میگردد و در این راه به قدری پیشرفت نموده اند که چاه پیمایی(well logging) بصورت یکی از دروس دانشگاهی درآمده و هم اکنون در بعضی از رشته های مهندسی دانشگاه های ایران و دانشگاه های اروپائی و امریکائی تدریس میگردد. نقش نمودارگیری از چاه ها در صنعت نفت بحدی است که بصورت چشم انسان عمل مینماید و میتوان گفت که ارزیابی دقیق مخازن،تعیین وضعیت لایه ها در اعماق زمین،وضعیت سیمان در پشت لوله جداری و ده ها مورد دیگر بدون استفاده از این نوع نمودارها تقریبا غیر ممکن است.
نیاز صنعت نفت برای مشخص کردن مخازن ئیدروکربن دار:
روش های زمین شناسی سطحی برای تعیین ساختارهایی که احتمال وجود سیال در آن باشد کمک مینماید ولی قادر به پیش بینی وجود ئیدروکربن در آن نیست. در حال حاضر برای تعیین دقیق وجود ئیدروکربن در طبقات،راه حل دیگری به غیر از حفاری وجود ندارد. ارزیابی سازندهای زیرزمینی است. این متدها را میتوان به ۴ دسته زیر تقسیم کرد:
۱- نمودارهای عملیات حفاری که عبارتند از : a. نمودارهای گل نگاری b. اندازه گیری در حین حفاری
۲- برسی مغزه
۳- نمودارهای چاه پیمایی که عبارتند از: a. نمودارهای الکتریکی b. نمودارهای صوتی c. نمودارهای رادیواکتیو d. نمودارهای الکترومغناطیس
۴- آرمایشهای تولیدی

واضح است که انجام تمام روشهای فوق در بک چاه ضرورتی ندارد. اهداف اولیه ارزیابی مخازن عبارت اند از:

۱ - تعیین مخازن
۲ - تخمین میزان کل ئیدروکربن در مخزن
۳ - تخمین میزان ئیدروکربن قابل برداشت
در ضمن،کسب هر گونه اطلاعات اضافی معمولا به عنوان اطلاعات تکمیلی مورد توجه قرار میگیرد.مقدار کل نفت موجود در مخزن را میتوان از رابطه زیر بر اساس بشکه محاسبه کرد:

N=7758φ.h .a(1-sw)

که در آن:
N= نفت اولیه موجود در مخزن بر حسب بشکه
φ= تخلخل موثر بر حسب درصد
Sw= اشباع آب اولیه بر حسب درصد
h= ضخامت مفید فاصله تولید نفت بر حسب فوت
A= وسعت مخزن بر حسب ایکر
برای به دست آوردن ذخیره واقعی نفت در مخازن بر اساس بشکه،عدد مزبور بر ضریب حجمی نفت سازند(Bo) که اندازه آن قدری از واحد بیشتر است تقسیم میگردد و به این ترتیب تغییراتی که علت انقباض نفت در هنگام خروج از چاه بوجود می آید بخصوص در مواردی که با گاز همراه باشد تصحیح گردد.
ذخیره گاز را نیز میتوان از فرمول زیر بر اساس فوت مکعب محاسبه میشود:

G=43560 .φ . h . a(1-Sw)

نمودارگیری در چاههای بدون لوله جداری(باز):
قبل از اینکه لوله جداری نصب گردد چاه برای یک سری عملیات به نام نمودارگیری آماده میشود. هدف از نمودارگیری کسب اطلاعاتی است که لعدا توسط روشهای کامپیوتری تفسیر میگردد.معمولا این دسته از نمودارها پس از نصب لوله جداری قابل تکرار نیستند و لذا باید کهاز کیفیت بسیار مطلوبی برخوردار باشند تا ارزیابی دقیقتری از سازند ارائه نمایند. بعد از جمع آوری یک سری اطلاعات ، بعضی از تفاسیر باید در سر انجام پذیرد که شامل تفسیر بتوسط دست و کامپیوتر میباشد. بعضی از تفاسیر کامپیوتری برای مطالعات مفصل تر باید در مراکز تفسیر نمودارها واقع در مراکز مناطق عملیاتی انجام گیرد.
تفسیر نمودارهای چاه پیمایی:
فرآوری اطلاعات عبارت است از کسب اطلاعات لازم از نمودارهای خام که برای محاسبه مخازن ئیدروکربن دار لازم است. برای این منظور دو روش مقدماتی معمول است:
۱- توسط دست با روش نگاه سریع و روشهای ماسه سنگهای شیلی
۲- توسط کامپیوتر در سر چاه و یا در یک مرکز تفسیر نمودارها واقع در مراکز مناطق عملیاتی
بتوسط کامپیوتر میتوان فرآوری اطلاعات را بنحو بسیار مطلوبی در یک یا چند چاه انجام داد. بعلاوه فرآوری لرزه نگاری در چاه، فرآوری موجی، فرآوری اطلاعات تولیدی، وضعیت چاه، مدل سازی چاه، تهیه نقشه و غیره و … نیز امکان پذیر است.

مفاهیم بنیادی مورد استفاده در ارزیابی نمودارها:
۱- محیط نمودارگیری: در ابتدا به اختصار، پتانسیل تولید یک چاه در حین حفاری مورد بررسی قرار میگیرد. در واقع گل حفاری ئیدروکربن را در داخل دیواره چاه(درون سازند) به عقب رانده و از فوران آن به سطح زمین جلوگیری مینماید. از بررسی خرده سنگهائی که از چاه بالا میآید میتوان نوع سنگ حفاری شده را تشخیص داد و امکان دارد که همراه آن نیز آثاری از ئیدروکربن مشاهده گردد. ام نمیتوان هیچگونه اطلاعاتی در مورد میزان نفت و گاز بدست آورد.
نمودارهای چاه پیمایی اطلاعات ضروری را برای ارزیابی کمی ئیدروکربن و همچنین نوع سنگ و خصوصات سیال درون سازند در اختیار قرار میدهد. چاه پیمایی از نقطه نظر تصمیم گیری، بخش مهمی از مراحل حفاری و تکمیل چاه محسوب میگردد. کسب اطلاعات دقیق و کامل از نمودارها امری ضروری است. مخارج نمودارگیری کلا حدود ۵% کل مخارج یک چاه تکمیل شده را به خود اختصاص میدهد و بنابراین در مقایسه با اطلاعاتی که میتوان از آن بدست آورد، بسیار ناچیز خواهد بود.
چاه: چاهی برای نمودارگیری آماده میگردد ممکن است که دارای خصوصیات زیر باشد:
- عمق چاه : که میتواند از حدود ۳۰۰ تا ۸۰۰۰ متر نماید(به استثنائ بعضی از چاه های عمیقتر)
- قطر چاه: که میتواندبین ۵ تا ۱۷ اینچ متغیر یاشد.
- انحراف چاه: از حالت قائم که در خشکی معمولا چند درجه است اما در دریا بین ۲۰ تا ۷۰ درجه متغیر است و اخیرا نیز حفاری های افقی در بسیاری از جاه ها معمول گردیده است.
- درجه حرارت ته چاه: که میتواند بین ۱۰۰ تا ۴۰۰ درجه فارنهایت متغییر باشد.
- شوری گل حفاری: بین ۱۰۰۰ تا حدود ۳۰۰۰۰۰ppm آگاهی مواقع بجای گل آب پایه .از گل نفت پایه استفاده میشود.
- ورن مخصوص گل : که میتواند بین ۹ تا ۱۷ پوند بر گالن تغییر نماید.
- فشار ته چاه : که میتواند بین ۵۰۰ تا ۲۰۰۰۰ psi باشد.
- پوششی از اندود گل : بر روی تمام سازندهای قابل نفوذ که میتواند از ۰/۱ اینچ تا ۱ اینچ تغییر نماید.
- ناحیه نفوذی : از چند اینچ تا چند فوت از دیواره چاه بوجود می آید و در آن بسیاری از سیالات اصلی درون حفرات توسط گل حفاری جابجا گردد.
لازم به ذکر است که گاهی مواقع در اثر حفاری شرائط پیچیده تری بوجود می آید که کسب اطلاعات دقیق از سازند را با مشکل روبرو میسازد.
۲- روش نمودارگیری : گروه نمودارگیری بر اساس یک برنامه منظم و همیشگی، کامیون حامل نمودارگیری را با چاه در یک ردیف قرار داده و کابل نمودارگیری را از روی قرقره های مخصوص عبور میدهند و سپس ابزارهای نمودارگیری را به آن وصل میکنند. مهندس عملیات درجه بندی لازم را در سطح زمین انجام میدهد و مجموعه نمودارگیری را با سرعتی که ایمنی آنها را تضمین نماید به ته چاه میراند. آنگاه درجه بندی ته چاه را مجددا انجام و پس از مرتب کردن مقیاس های ثبت نمودار ، دستگاه را به آهستگی بالا میآورد . سرعت نمودارگیری بر اساس نوع نمودار بین ۱۸۰۰ تا ۶۰۰۰ فوت در ساعت ( تقریبا ۵۵۰ تا ۱۸۳۰ متر در ساعت) ثابت نگاه داشته شود. معمولا قطر سوند نمودارگیری ۲۵/۸ اینچ و طول آنها ۶ تا ۱۵ متر است و گاهی چندین دستگاه پشت سر هم بسته میگردد.
نمودارهای چاه پیمایی :
۱- تعریف نمودار : یک نمودار چاه پیمایی گرافی ات در مقابل عمق که پارامترها و یا کمیت های فیزیکی اندازه گیری شده در یک چاه و یا پارامترهای مشتق شده از آنها را بصورت منحنی عرضه میکند. پارهای از اندازه گیری های دیگر از قبیل میزان فشار روی کابل نیز میتواند بصورت منحنی به مجموعه اضافه گردد. تقریبا تمام نمودارهای مدرن مجموعه ای از چندین نمودار است.
۲- انواع نمودار : اساسا سه نوع نمودار وجود دارد که کاربرد بیشتری دارند:
الف) نمودارهای Acquisition : این نمودارها در سر چاه چاپ میشوند و بر چسب بزگ (field print) بر روی آنها چسبانده میشود. اینها نمودارهای اصلی هستند و هیچ نوع تصحیحی بر روی آنها انجام نشده است.
ب) نمودارهای ارسال شده : این نمودارها که جمله (field transmitted log) بر روی آنها چسبانده شده برای مشخص کردن آنست که این نمودارها کپی مستقیمی از نمودارهای نوع اول نیستند بلکه توسط یک سیستم ماهواره ای مستقیما از سر چاه به مرکز، که امکان دارد هزاران کیلومتر دورتر باشد فرستاده شده است . در ایران از این نوع نمودار استفاده نمیشود.
ج) نمودارهای فرآوری شده : این نمودارها شامل نمودارهایی است که توسط دستگاه c.s.u تصحیح گردیده و بازخوانی میشوند.
۳- عنوان نمودار ( هدینگ) : هر نمودار عنوانی در بالای خود دارد. ضروری است عنوان نمودار ، همه اطلاعات مربوط به چاه ، نوع دستگاه ، نوع درحه بندی دستگاه مورد استفاده ، توضیح درباره مقادیر اندازهگیری شده و بالاخره مقیاس منحنی ها و نحوه رسم آنها را بطور کامل برساند.
سرعت نمودارگیری : مهمترین فاکتور در کنترل کیفیت نمودارها ، بررسی سرعت نمودارگیری بخصوص در مورد نمودارهای رادیواکتیو است. در همه نمودارها ، سرعت نمودارگیری در طول لبه تراک ۱ ثبت میشود. بدین نحو که هر فاصله عمقی که توسط دستگاه نمودارگیری در یک دقیقه پیموده میشود با خط صافی که دارای بریدگی های متناوبی است و در لبه کناری نمودار قرار دارد مشخص میگردد. سرعت در هر نقطه را میتوان با ضرب کردن طول آن خط صاف در عدد ۶۰(یک دقیقه) بر حسب فوت یا متر بر ساعت بدست آورد . سرعت نمودارگیری متداول بر حسب دستگاههای مختلف بین ۹۰۰ تا ۳۶۰۰ فوت در ساعت و در فصول بعد توضیح بیشتری داده خواهد شد.
مقیاس منحنی ها : مقیاس منحنی ها در عنوان ( هدینگ) هر نموداری مستقیما در واحدهای مهندسی نمودار گیری مشخص میشود. بعضی از مقادیر ، نسبت اعداد یا عددهای اعشاری هستند و در یک چنین حالتی واحدی برای آن در نظر گرفته نمیشود.

نمودارهای تخلخل :
امروزه سه نوع دستگاه اندازه گیری تخلخل صوتی ، جرم مخصوص و نوترون وجود دارد. نامگذاری آنها مربوط به نحوه کار و اثر فیزیکی است که توسط دستگاه ها اندازه گیری میشود و از اینرو به آنها تخلخل صوتی ، تخلخل جرم مخصوص و تخلخل نوترون گفته میشود . ذکر این مطلب لازم است که امکان دارد این تخلخل ها دقیقا معادل همدیگر و یا معادل تخلخل واقعی نباشند ، بدین علت که این وسائل مستقیما تخلخل را اندازه نمیگیرند و در واقع بعضی از فعل النفعات فیزیکی بوجود آمده در چاه محاسبه و سچس به تخلخل تبدیل میگردد . ولی در هر صورت تخلخل اندازهگیری شده بتوسط این دستگاه ها در مقایسه با تخلخل حقیقی سنگ ( اندازه گیری مغزه ها ) دارای حدود ۹۵-۹۸ درصد میباشد.

[Sara12]

روش‌های حفاری


تاریخچه حفر گمانه بسیار قدیمی است و پیشینیان برای جستجوی آب دردشتها و دره‌ها به حفر گمانه می‌پرداخته‌اند و چون تلمبه اختراع نشده بود، در اغلب موارد آب از چاه (گمانه) به صورت آرتزین خارج شده ویا چهارپایان کار آبکشی را انجام می‌دادند.
تا آنجا که تاریخ نشان می‌دهد قدیمیترینگمانه‌ها درچین حفر شده وسیستم حفاری ضربه‌ای که امروزه در حفر گمانه مورد استفاده قرار می‌گیرد، همان طریقه قدیمی است که در چین متداول بوده است. برای حفر گمانه به اعماق مختلف ، اقطار و در سنگهای گوناگون ، وسایل و تجهیزات و ماشین آلات حفاری در انواع و استانداردهای مختف با تکنولوژیهای گوناگون متداول است.
● روش های حفاری
- حفاری مکانیکی
در این روش ، به یکی از سه روش ضربه ای ،چرخشی یا ترکیبی از این دو ، انرژی مکانیکی به سنگ منتقل می شود . در اصطلاح عملیاتی را که به روش مکانیکی موجب حفر چال در سنگ می شوند حفاری مکانیکی می گویند . امروزه ۹۸ درصد حفاریها به روش مکانیکی حفر می شوند . در معادن سطحی و حفاری های نیمه عمیق و عمیق عمدتاً از ماشین های حفاری چرخشی با مته های مخروطی شکل و ماشینهای ضربه ای سنگین استفاده می شود ؛ اما در معادن زیر زمینی یا به طور کلی درعملیات زیر زمینی از ماشین های ضربه ای استفاده می گردد.
- حفاری حرارتی
به طور کلی صرف نظر از نوع روش و منشا انرژی ، عملیاتی را که به حفر چال در سنگ منجرمی شود ، نفوذپذیری می نامند . در روش حرارتی ، به کمک انرژی حرارتی حاصل از آمیختن هوا یا اکسیژن با یک نوع سوخت ، ترجیحا نفت سفید ، نفوذ پذیری در سنگ صورت می گیرد . هوا یا اکسیژن و سوخت از دو مجرای جداگانه به داخل مخزنی واقع در پشت مته ارسال می شوند و پس از اشتعال ، شعله حرارت را از طریق نازل سر مته به سطح سنگ منتقل میکند و حرارت نیز سطح سنگ را متورق و آماده جدایی می کند . در نهایت ، به کمک فشارآب ، قطعات متورق جدا و به سطح زمین منتقل می شوند .
- حفاری آبی
در این روش، با استفاده از فشار آب تامین شده در سطح ، حفر چاه امکان پذیر می گردد. در اینجا فشار آب با سایش سطح سنگ ، مقاومت سنگ را در هم می شکند ، و بدین ترتیب ، حفاری صورت می گیرد . این روش با افزایش فشار آب ، در استخراج ذغال سنگ و ذخایر پلاسر نیزکاربرد دارد .
- حفاری لرزشی
در این روش با ایجاد لرزشهایی با فرکانس ۱۰۰ تا ۲۰۰۰۰ دور در ثانیه می توان سنگ را شکست . یکی از متداولترین روش های حفاری لرزشی ،روش حفاری مافوق صوت است .
- حفاری شیمیایی
در این روش با استفاده از فعل وانفعالات شیمیایی ناشی از انفجار مواد منفجره می توان در طبقات حفاری کرد . معمولاًدر این روش از دو نوع خرج استفاده می شود :
۱) خرج سیلندری که باعث حفر چالسیلندری می شود .
۲) خرج چالتراش که باعث افزایش قطر چال می شود .
- حفاری الکتریکی
در این روش با تولید الکتریکی ستونی یا قوسی یا جرقه ای ، عملیات نفوذپذیری در سنگ انجام می گیرد . در بعضی از این روش ها با وجود بالا بودن درجه حرارت ، به دلیل کوتاه بودن زمان تماس الکتریسته ، سنگ ذوب نمی شود ؛ اما در سایرروش ها به دلیل بالا بودن درجه حرارت و طولانی بودن زمان تماس الکتریسته با سطح سنگ، پس از ذوب شدن سطح سنگ ، سنگ می شکند .
- حفاری لیزری
با اشعه لیزر می توان تشعشعات الکترو مغناطیسی را به طور ستونی تولید کرد . این نوع تشعشعات را می توانبرای تبخیر یا ذوب سنگ ، ایجاد شکستگی در سنگ و حفر چال استفاده کرد . با تاباندن امواج قوی لیزری ستونی به سطح سنگ ، می توان باعث تبخیر سطح سنگ ، و ذوب و شکستگی سنگ در اطراف محدوده ذوب شد . شعاع عملکرد این مناطق به شدت و قدرت اشعه لیزر بستگی دارد.
● انواع روشها و تکنیکهای حفاریهای مکانیکی
▪ مته دورانی (Ratary drill)
این روش هم نمونه‌های خاک و سنگ را بدست می‌دهدو هم نمونه‌هایی برای انواع آزمایشهای برجا ایجاد می‌کند. این روش در حفر گمانه‌های غیر قائم برایزهکشی افقی یاایجاد مهار کاربرد دارد.
ـ روش حفاری :
پیشروی توسط سر مته برنده که در انتهای لوله حفاری قراردارد و تحت فشار هیدرولیکی است، انجام می‌شود. دیواره چاه را معمولا گل نگاه می‌دارد.
ـ مزایا :
روشی نسبتا سریع است و می‌تواند در همه نوع مواد نفوذ کند. برای همه نوع نمونه گیری مناسب است.
ـ محدودیتها :جابجا کردن وسایل در زمینهای ناهموار و باتلاقی مشکل است ومحتاج راه مناسب است. همچنین محتاج سکوی تسطیح شده است. کارآیی حفاری با توجه به اندازه دستگاه متغیر است.
▪ حفاری ضربه‌ای
تنها در حفاری چاههای آببکار می‌رود. نمونه‌های شسته شده توسط گل‌کش ‌خارج می‌شود. عمق تا سنگ بستر را مشخص می‌کند.
ـ روش حفاری :
سر مته سنگین بالا آورده شده و رها می‌شود تا مواد شکسته شده و یک مخلوطی از خرده‌ها و آب ایجاد شود که توسط گل‌کش با پمپهای ماسه کش خارجمی‌شود. دیواره چاه توسط لوله جدار ، پابرجا نگاه داشته می‌شود.
ـ مزایا :
روشی نسبتا اقتصادی جهت تعبیه گمانه‌های با قطر زیاد (تا ۶۰سانتیمتر) در انواع مواد است.
ـ محدودیتها :ابزارها بزرگ و پر زحمت است. در خاکهای قوی و سنگ به کندیانجام می‌شود. اغتشاشات اطراف سر مته که ناشی از ضربات پر انرژی سر مته است، به شدت بر مقادیر SPT تاثیر می‌گذارد. مغزه گیری و نمونه UD سنگ امکانپذیر نیست.

[Sara12]

بررسى نقش میانبارهاى سیال در اکتشاف دخائر نفت و گاز ایران


میانبارهاى سیال حفره‌هایى میکروسکوپى و انباشته از سیالهاى زیرسطحى گذشته و یا زمان حال هستند که در زمان تشکیل سنگها و کانیها درون آنها بدام مى‌افتند. بامطالعه میانبارهاى سیال مى‌توان پارامترهاى فیزیکو-شیمیائى (PTVX) حاکم بر محیط تشکیل سنگها و کانیها را بازسازى نمود.
در سالهاى اخیر تکنیک زمین دماسنجى میانبارهاى سیال که در گذشته نه چندان دور فقط براى مطالعه ژنز ذخائر مختلف به کار گرفته مى‌شد، براى حل مسائل پترولوژى، سنگ رسوب، تکتونیک و کیفیت آبهاى زیرزمینى قدیمى نیز بکار گرفته مى‌شود. دراین ارتباط اخیراً استفاده از این روش در اکتشاف نفت وگاز آغاز شده و در حال توسعه مى‌باشد. به رغم قابل توجه بودن پهنه ایران زمین از نظر دارا بودن ذخائر نفت و گاز هنوز این تکنیک در کشور بکارگرفته نشده است. دراین پژوهش براى اولین بار این روش براى ردیابى میانبارهاى نفتى در نمونه‌هاى گرفته شده از حوضه‌هاى جنوب غرب ایران و ایران مرکزى بکار رفته است که به شناسائى این میانبارها انجامیده است. از آنجا که کاربرد این روش آزمایشگاهى در اکتشاف نفت وگاز به کاهش فوق العاده‌اى درهزینه‌ها و زمان اجراء پروژه هاى اکتشافى منجر مى‌شود. استفاده از این روش در مطالعات مقدماتى اکتشافات نفتى به جامعه زمین شناسان ایران بویژه زمین شناسان نفت پیشنهاد مى‌گردد.
مقدمه :
میانبارهاى سیال اثرات میکروسکوپى سیالهاى زیرسطحى گذشته و یا زمان حال مى‌باشد که درون سنگها و کانیها بدام مى‌افتند. مطالعه میانبارهاى سیال مى‌تواند عوامل فیزیکو-شیمیائى محیط تشکیل سنگها وکانیها را مشخص کند. هدف اصلى از مطالعه میانبارهاى سیال بازسازى: فشار ،دما، حجم و ترکیب شیمیائى (PTVX ) سیالهاى فعال در محیط زمین‌ ساختى مورد نظر مى‌باشد. امروزه مطالعه میانبارهاى سیال به صورت یک روش عادى براى حل طیف وسیعى از مسائل علوم زمین از جمله پترولوژى، تکنوتیک-آنالیزهاى ساختارى، ژنز و اکتشاف کانسارها و ذخائر هیدروکربنى درآمده است. میانبارها براى اولین بار در قرن چهارم توسط Roman Claudian توصیف شدند، بااین وجود نخستین شرح دقیق از میانبارهاى سیال در قرن یازدهم بوسیله ابوریحان بیرونى ارائه شده است. در نیمه دوم قرن هفدهم میانبارهاى سیال از جنبه‌هاى علمى در زمینه زایش کانیها و سنگهاى قیمتى مورد استفاده قرار گرفتند (Wiesheu and Hein , 2002) . سال ۱۸۵۸ میلادى که سربى (sorby) با استفاده از کارسیتماتیک بر روى میانبارهاى سیال مقاله‌اى درباره ساختمان میکروسکوپى بلورها و منشاء کانیها و سنگها منتشر کرد به عنوان نقطه عطفى در زمینه مطالعات و کاربرد میانبارهاى سیال شناخته مى‌شود. از آن پس پژوهش و تحقیق در زمینه میانبارهاى سیال گسترش چشمگیرى پیدا کرد به گونه‌اى که در دهة ۱۹۷۸ تا ۱۹۸۷ تعداد مقالات منتشر شده دربارة میانبارهاى سیال به حدود ده هزار عنوان رسید. در سال ۱۹۸۵ شفرد و همکاران (shepherd et al., 1985)، فرایندهاى پوسته‌اى عمیق، دیاژنز و سیالات حوضه‌هاى رسوبى، اکتشاف مواد هیدروکربنى و کانیها و زمین ساخت را از جمله عناوینى برشمردند که براساس پیش بینى این پژوهشگران در آینده استفاده از میانبارهاى سیال در آنها کاربرد وسیعى پیدا خواهد کرد، اکنون در آغاز هزاره سوم با نگاهى به عناوین مقالات منتشر شده در مجلات علمى شاخه‌هاى مختلف علوم زمین درست بودن این پیش بینى خردمندانه را ثابت مى‌کند.
بحث :
در اکتشاف منابع زمین امروزه تلاش بر آن است که از روشهاى مقرون به صرفه و زود بازده استفاده شود. براى مثال هال و دیگران (Hall et al ., 2002) گزارش کرده‌اند که در مدت ۶ هفته بیست هزار نمونه از ۱۸۰ چاه حفر شده از نظر میانبارهاى سیال بررسى شده که تجزیه و تحلیل نقشه‌هاى داده‌اى بدست آمده ، منجر به ایجاد ۳۹ راهنماى نفت وگاز در خلیج مکزیک گردید، و این در حالى است که اگر قرار بود بر روى همین تعداد نمونه با استفاده از روشهاى معمول در اکتشاف نفت و گاز، مطالعه مشابهى صورت گیرد حداقل به یک سال تمام وقت نیاز بود. تردیدى نیست که استفاده از این روش در کشورى مانند ایران که از نظر ذخائر گاز رتبة دوم جهان و از نظر ذخائر نفت در زمره ۱۰ کشور اول جهان به شمار مى‌آید مى‌تواند به صرفه جویى‌هاى قابل ملاحظه‌اى در سرمایه و زمان منجر شود.
یکى از فنون جدید کاربردى میانبارهاى سیال که در اکتشاف و استخراج نفت و گاز به کار مى رود چینه شناسى میانبارهاى سیال (Fluid-inclusion stratigraphy )مى باشد که به اختصار به (FIS) شهرت یافته و تحت امتیاز شرکت آموکو (Amoco) بر روى گونه‌هاى سیال مواد آلى و معدنى درون میانبارها و با استفاده از طیف نگار جرمى آنالیز انجام مى‌شود (Carter and Paddison, 1999) . مطالعه میانبارهاى سیال هیدروکربنى و آبگین همراه آنها در نمونه‌هاى سطحى، مغزه ها و خرده هاى حفارى قابل انجام است، از این رو این تکنیک براحتى قادر است در مراحل اولیه و مقدماتى اکتشافات نفت و گاز، سیالات و جامدات هیدروکربنى (بیتومین) را در مناطق مورد مطالعه ردیابى کرده و بصورت کامل کننده سایر روشهاى اکتشافى نفت و گاز بکار گرفته شود. علاوه بر مطالعات پتروگرافى، گرمایش و سرمایش که با استفاده از میکروسکوپهاى نورى پولاریزان و صفحات گرم و سرد کننده بر روى میانبارهاى سیال صورت مى‌گیرد، ۳ تکنیک تجزیه‌اى عمده نیز براى شناسائى کیفى و نیمه کمى‌ ترکیبات هیدروکربنى در میانبارهاى سیال مورد استفاده قرار مى‌گیرد که عبارتند از :
۱-میکروسکوپ با نور ماوراء بنفش (uv ) ، ۲-طیف نگارى رامان (Raman Spectroscopy) ،
۳-(FT-IR microspectroscopy) FTIR .
علاوه بر آن براى شناسائى و تفکیک ترکیبات متعدد هیدروکربنى و دیگر مواد همراه میانبارهاى سیال از روشهاى GC-MS, GC استفاده مى‌شود. ترکیب اطلاعات بدست آمده از سایر روشهاى تجزیه‌اى با مطالعات نورى و دماسنجى انجام شده بر روى میانبارهاى سیال هیدروکربنى ما را قادر مى‌سازد تا پارامترهاى PTVX را براى سنگهاى منشاء مواد هیدروکربنى، سنگهاى مخزن و نیز شرایط و مسیر مهاجرت مواد هیدروکربنى بازسازى کنیم. این مطالعات را مى‌توان بر روى میانبارهاى سیال موجود در کوارتزهاى داراى رشد اضافى و نیز سیمان دیاژنتیکى کلیستى در حوضه‌هاى رسوبى و همچنین کانیهاى کوارتز، کلسیت، باریت و فلوئوریت که رگه‌ها و رگچه‌هارا پر کرده‌اند انجام داد. در شیل‌ها وگل سنگ‌ها معمولاً دو دسته از کانیهاى کربناته (کلسیت، دولومیت و سیدریت ) و سولفاته (ژپیس، انهیدریت و سلستیت) که به صورت رشته اى بر روى دیواره شکستگیها رشد مى‌کنند براى بررسى مهاجرت مواد هیدروکربنى با استفاده از میانبارهاى سیال مورد مطالعه قرار مى‌گیرنــد
(Middleton et al., 2000; Kelly et al., 2000 ; Pironon et at., 2000 ; Volk et al.,2000;Theiry et al., 2000).
در این پژوهش براى اولین بار در ایران، استفاده از روش آزمایشگاهى میانبارهاى سیال در اکتشافات نفت و گاز به جامعه زمین شناسان ایران بویژه زمین شناسان نفت معرفى مى‌شود، تا ضمن بهره گیرى از این تکنیک در حل مسائل مربوط به زمین شناسى و اکتشاف نفت و گاز و دیگر شاخه‌هاى علوم زمین مرتبط با این موضوع، با توجه به استعدادهاى پهنه ایران زمین، بتوانند از درصد موفقیت بیشترى در اکتشاف بهره مند شوند، در این تحقیق نمونه‌هایى از دو زون مختلف زمین ساختارى – رسوبى ایران براى ردیابى میانبارهاى هیدروکربنى بررسى شد. نظر به اینکه در حوضه جنوب غرب ایران انتظار حضور میانبارهاى سیال هیدروکربنى داده مى‌شد، تعدادى نمونه از گنبدهاى نمکى منطقه کازرون مورد مطالعه قرار گرفت. در مطالعات مقدماتى نمونه‌هاى نمک را به جهت کاهش هزینه‌ها و زمان مى‌توان بدون آماده‌سازى بصورت تکه‌هاى کوچک (Chip) مورد مطالعه قرار داد. خوشبختانه همانگونه که انتظار مى‌رفت، میانبارهاى سیال نفتى از نوع مایع و گاز در این نمونه‌ها شناسائى شد که بعضى از میانبارها به دلیل برخوردارى از چند حباب بسیار کم نظیر هستند (تماس شخصى با Touret & kerkhof).
مطالعات گرمایش و سرمایش بر روى این نمونه‌ها انجام شد، اما به دلیل اینکه نمونه‌‌هاى نمک در طى این مطالعات دچار کشیدگى (Stretching) مى‌شوند به دلیل عدم اطمینان در صحت داده‌ها نتایج زمین دماسنجى آنها نادیده گرفت شد. با توجه به تجارب بدست آمده از مطالعه نمونه‌هاى حوضه جنوب غرب ایران، نمونه‌هایى از فلوئوریت‌هاى منطقه قمشچه اصفهان درایران مرکزى نیز براى این مطالعه انتخاب و پس از آماده سازى بررسیهاى زمین دماسنجى برروى آنها انجام شد. در این نمونه‌ها میانبارهاى هیدروکربنى از نوع مایع و جامد (بیتومین) تشخیص داده شد. نظر به اهمیت این موضوع داده‌هاى حاصل از این مطالعه در مقاله‌اى جداگانه ارائه خواهد شد.
نتایج:
بکارگیرى تکنیک میانبارهاى سیال در اکتشافات نفت و گاز نتایج متعددى را در بر خواهد داشت که بخشى از آنها بصورت فهرست وار ذکر مى‌گردد: ۱-با استفاده از این روش با هزینه بسیار پائین و در مدت بسیار کوتاه مى‌توان نسبت به حضور و یا عدم حضور ترکیبات هیدروکربنى درحوضه مورد مطالعه اظهار نظر نمود.
۲-مى‌توان به شرایط حرارت و فشارى که نفت و گاز تحت آن شرایط مهاجرت نموده و نیز شرایط سنگ مخزن پى برد.
۳-با مطالعات میانبارهاى سیال حتى قبل از دست یابى به مخازن اصلى نفت مى‌توان در خصوص درجه API مواد هیدروکربنى اطلاعات بدست آورد.
۴-نظر به اهمیت چگونگى و میزان حضور آب همراه مواد هیدروکربنى این تکنیک به ما امکان بررسى این وضعیت را قبل از دست یابى به مخزن اصلى مى‌دهد.
۵-با استفاده از این تکنیک مى‌توان مواد هیدروکربنى مخازن ، اثرات باقى مانده در مسیر حرکت و سنگ منشاء را با همدیگر تطبیق و به همزاد بودن آنها پى برد.
۶-با تعین نسبت‌هاى Pristane/Phytane مى‌توان در مورد منشاء نفت قضاوت نمود.
۷-با اندازه گیرى n-alkanes در میانبارهاى سیال مى‌توان از لحاظ سبکى و سنگینى مواد هیدروکربنى موجود در نمونه‌هاى مورد مطالعه را بررسى نمود.

[Sara12]

پردازش AVO در داده هاى لرزه اى میدان ابوذر


مهمترین قسمت در تحلیل AVO پردازش داده ها مى باشد چه اینکه یک پردازش نادرست ممکن است ناهنجارى AVO را از بین برده یا یک ناهنجارى مصنوعى ایجاد کند .در پردازشى که برروى داده هاى لرزه اى میدان ابوذر انجام شد سعى براین شد تا موارد ذ˜ر شده رعایت گردد. بنابراین سعى شد حتى الام˜ان از پردازشهایى ˜ه دامنه نسبى را تحت تاثیر قرار مى دهد مانند ********** f-k و ََAGC اجتناب شود.
پردازش داده هاى لرزه اى در این مطالعه شامل :
وارد نمودن هندسه برداشت[۱]، ویرایش رد هاى لرزه اى[۲]، تصحیح اثر جذب[۳] و گسترش هندسى[۴] با استفاده از روش t2 ، تصحیح ایستا[۵] براى بردن گیرنده ها و چشمه ها به سطح دریا، ********** میان گذر ارمسبى، واهمامیخت[۶] براى رسیدن به باند فر˜انسى پهن، معادل سازى طیف دامنه[۷] براى ى˜نواخت سازى طیف دامنه، تحلیل سرعت، تصحیح برونراند نرمال[۸] و********** رادون[۹] جهت تضعیف نوقع و چندگانه هامى باشد.
مقدمه
مهمترین قسمت در تحلیل AVO پردازش داده ها مى باشد چه اینکه یک پردازش نادرست ممکن است ناهنجارى AVO را از بین برده یا یک ناهنجارى مصنوعى ایجاد کند. مهمترین مسئله در اینجا این است ک دامنه نسبى در داده ها تا حد امکان تغییر نکند . براى اینکار باید کمترین مراحل پردازش روى داده ها اعمال وهمچنین از مراحل پردازش که اثرات جانبى تغیر دامنه نسبى دارند مانند ********** f-k اجتناب شود . علاوه بر این مورد که اصلى ترین مطلب در پردازش AVO مى باشد دومورد تضعیف نوفه وتحلیل سرعت مناسب هم از اهمیت خاصى برخورد ار است .
ویرایش هاى قبل از پردازش
با توجه به گزارش لرزه نگار[۱۰] که در آن هیچ نوع ردنوفه دار وضعیف گزارش نشده بود ، این مرحله انجام نگرفت . تنها براى از بین بردن امواج مستقیم، شکست مرزى و امواج راهبر ابتدا تصحیح برونراند نرمال وسپس مع˜وس آن بر روى داده ها انجام شد سپس یک شیب حذف مسیرهاى پرتو موج ˜متراز معادل سرعت موج ترا˜مى در آب از زمان حدود ۲۰۰ میلى ثانیه به داده ها اعمال شد . تصحیح اثر جذب بعلت اینکه ضریب جذب در هر منطقه به سادگى مشخص نیست نمى تواند صورت گیرد براى تصحیح هر دو اثر جذب و گسترش هندسى از ضربt 2 در ردهاى لرزه اى استفاده شد که توسط ایلماز (۲۰۰۰) وکاستانیا (۱۹۹۹) نیز پیشنهادشده است، این فرمول تجربى بوده وتوان t در دامنه ردها با استفاده از تجربه به دست مى آید .
براى اینکه سطح مبنا را به سطح آب دریا منتقل نمائیم یک جا به جایى مثبت ۱۰ میلى ثانیه به داده ها اعمال گردید. براى تشخیص فرکانس نوفه ها وسیگنالها وبرطرف نمودن نوفه ها با استفاده از ********** میان گذر یک صفحه چند **********ى بکار برده شد. ********** مورد استفاده در این صفحه ********** ارمسبى مى باشد.
با توجه به صفحه چند **********ه تعین شده، یک ********** میان گذر ارمسبى ۱۳۰-۸۰-۱۵-۱۰ به داده ها اعمال شد . تا هم نوفه هاى فرکانس بالاى ناشى از کشتى وهم فرکانس هاى پائین حذف گردند. به این خاطر این ********** در ابتداى پردازش قبل از واهمامیخت اعمال گردید تا نوفه هاى اسپاى˜ى فرکانس بالا حذف شوند، در صورتى ˜ه عمل واهمامیخت قبل از **********نمودن انجام شود، باعث مى شود این نوفه ها با یک تصویرى از اپراتور پوشیده شوند در این صورت نوفه هاى فرکانس بالاى تولید شده بوسیله این عمل بیشتر اطلاعات بازتابهاى قبلى را مى پوشاند.
واهما میخت
براى اینکه اثر موجک چشمه ˜ه ممکن است در هر شوت تغییر یابد، برطرف شود وبراى اینکه قدرت تفکیک داده ها بالا رود واهمامیخت به داده ها اعمال مى شود. این عمل بر روى داده هاى دریایى که علامت چشمه در یک محیط همگن ثبت شده بسیار مناسب است . این پردازش از طریق ********** وینر صورت مى گیرد که موجک ثبت شده رابه موجک دلخواه تبدیل مى کند . موجک مورد نظر ممکن است موجک رى˜ر[۱۱] یا تابع دلتاى دیراک باشد. فرضیاتى ˜ه براى واهمامیخت در نظر مى گیریم بصورت زیر است.
a 1- زمین متشکل از لایه هاى افقى با سرعتهاى ثابت است.
b 1- چشمه تولید یک موج تخت ترا˜مى مى کند که بصورت عمودى به مرز لایه ها برخوردمى کند. در این شرایط هیچ موج برشى تولید نمى شود.
۲- موجک چشمه در هنگام حرکت در زیر سطح تغییر نمى کند.
۳-مولفه نوفه n (t) صفر مى باشد.
۴-با زتابش یک فرایند تصادفى است، این دلالت بر این دارد که لرزه نگاشت داراى خواص موجک لرزه اى است . به این دلیل خود همبستگى و طیف دامنه آنها شبیه مى باشد.
۵-موجک لرزه اى داراى فاز مینیم است. براى اینکه محتواى فرکانسى داده ها تثبیت شود واهمامیخت اسپاى˜ى[۱۲] در ابتداى پردازش اعمال گردید. پارامترهاى مورد استفاده براى واهمامیخت داده هاى لرزه اى میدان ابوذر بصورت زیر تعریف شدند.
الف)طول اپراتور [۱۳]
هرچه طول اپراتور بیشتر باشد طیف دامنه ها را بیشتر صاف مى کند ولى در این حال باید توجه کرد که همیشه با افزایش طول اپراتور نتایج بهبود نمى یابد، بل˜ه مم˜ن است تولید خارهاى متفرقى[۱۴] نماید. همچنین ممکن است طول اپراتور بلند تر بازتابهاى اصلى در داده ها را حذف کند. طبق ى˜ قانون تجربى طول اپراتور باید یک ونیم تا دوبرابر طول موج غالب داده ها به میلى ثانیه باشد. با توجه به قواعد بالا طول اپراتور داده هاى میدان ابوذر ۲۰۰ میلى ثانیه در نظر گرفته شد . چرا که داده ها از تفکیک بالایى برخوردار بوده اند.
ب) طول تاخیر پیش بینى[۱۵]
طول تاخیر پیش بینى براى واهمامیخت پیشگویى براى حذف چند گانه ها بکار مى رود و براى حذف چندگانه ها نیز از عملگر رادون استفاده شده است.
ج)درصد نوفه سفید
اضافه ˜ردن نوفه سفید براى حل ˜امل معادله ********** مع˜وس مى باشد، بنابراین نوفه سفید تنها براى اطمینان از ثبات عددى در حل ماتریس توپلیتزمى باشد . مانند طول تاٌخیر هر چه مقدار نوفه سفید ˜متر باشد پهناى باند فر˜انسى بیشتر است. ولى در مقایسه با تغییرات طول تاٌخیر ˜متر قابل ˜نترل است. در عمل، درصد نوفه سفید بین ۱/. تا ۱ انتخاب مى شود(ایلماز ۱۹۸۹). براى داده هاى لرزه اى مورد تحقیق عدد۱/۰ انتخاب گردید.
د)پنجره همبستگى
پنجره همبستگى طورى انتخاب شد که شامل نوفه هاى خطى نگردد، وباز تابش هدف را نیز شامل شود . معادل سازى طیف دامنه[۱۶] بعد از عمل واهما میخت اسپایکى، براى این˜ه طیف دامنه را در تمام فرکانسها هم سطح نمائیم از معادل سازى طیف دامنه استفاده شد .مولفه فرکانس پائین داراى نرخ واپاشى کمترى از مولفه فرکانس متوسط است وبه همین ترتیب مولفه فرکانس متوسط داراى نرخ واپاشى کمترى از مولفه فرکانس با لاى سیگنال است . یک سرى توابع بهره مى تواند محاسبه شود تا نرخ واپاشى براى هر باند فرکانسى را توصیف نماید . این عمل با محاسبه پوش ردهاى ********** شده انجام مى شود . سپس عکس این توابع بهره به هر باند فرکانس اعمال مى شود، و در انتها نتایح با هم جمع مى شوند. به این فرایند معادل سازى طیف متغیر با زمان گویند . تعداد با ندهاى ********** وپهناى هر باند پارامتر هایى هستند که براى کار برد مخصوص مقرر مى شود . این عمل تغییرات محلى وفاز را تصحیح نمى نماید، همینطور میانگین انرژى را در حیطه زمان تغییر نمى دهد . اپراتور این عمل مستقلاً براى هررد لرزه اى محاسبه شده ومنجر به ساختن طیف لرزه اى شبیه به یک مدل مى شود که طیف دامنه ثابت است وفاز آن همانند ورودى مى باشد و تغییرى نمى یابد . بخاطر اهداف بالا باند گذر معادل سازى را به سیگنال لرزه اى مورد استفاده محدود مى کنیم. پهناى هر باند فرکانس براى معادل سازى طیف دامنه داده ها ى میدان ابوذر ۱۰ هرتز وشیب ۵ هرتز در نظر گرفته شد، باند گذر کلى ۱۳۰-۱۱۰-۱۲-۸ در نظر گرفته شد . طیف دامنه بعداز معادل سازى طیف دامنه در شکل ۱ دیده مى شود همانطور که مشخص است بریدگیها[۱۷] در بعد از پردازش معادل سازى از بین رفته است .
تبدیل رادون براى تضعیف چند گانه ها برانبارش معکوس سرعت[۱۸] روشى است که توسط تورسون[۱۹] ۱۹۸۴ براى مدل سازى رویدادهایى با برونراند هذلولى روى نیمرخ لرزه اى پیشنهاد شد. در این فرایند نیمرخ ورودى بصورت ترکیب خطى از رویدادهاى هذلولى شکل با دامنه ثابت ارائه شده است. ضریب وزنى براى تهیه یک مدل محاسبه مى شوند که نیمرخ ورودى از الگوریتم کمترین مربعات تقریب زده شده است . در این مطالعه تبدیل رادون براى تضعیف چند گانه هاى با پریود بلند استفاده گردید. براى کاهش حجم محاسبه از مدل سازى سهمى استفاده شد ˜ه براى چند گانه هایى با برونراند بیش از ۳۰ میلى ثانیه موثر است وبراى برونراند کمتر از ۳۰ میلى ثانیه تشخیص چند گانه وانرژى اولیه مخصوصاً براى داده هاى نوفه دار بامشکل مواجه مى شود .
در نگاه اول ممکن است عجیب باشد که چگونه ترکیبى از منحنى هاى سهمى با دامنه ثابت ممکن است داده هاى لرزه اى واقعى را نشا ن دهند که داراى تغییرات دامنه و موجک است. جواب سئوال این است که مدل سازى رادون دقیقاً معادل سرى یکنواخت امواج سینوسى است که مى تواند سریهاى زمانى پیچیده را درتبدیل فوریه تش˜یل دهد، یعنى در تبدیل رادون با مدل سازى سهمى از تعداد زیادى سهمى نزدیک به هم بصورت سازنده تداخل کرده وتولید مقطع اصلى را مى نمایند .
مزیتهاى تبدیل رادون :
در تمام دور افتها تضعیف چند گانه بطور مساوى صورت مى گیرد . لازم نیست که مکانیزم چند گانه ها را شناسایى کنیم . لازم نیست سرعت هاى امواج اولیه وچند گانه ها را بدانیم . قادر به تضعیف حیطه وسیعى از چندگانه ها با برونراند هاى مختلف مى باشد . با هرگونه هندسه برداشت غیر یکنواخت قابل تطبیق است.
معایب تبدیل رادون :
زمان محاسبه بسیار بیشتر از تکنیکهاى دیگر مى باشد . چند گانه ها باید داراى برونراند کافى باشند . براى تضعیف چند گانه ها بر روى داده هاى میدان ابوذر بجاى استفاده از **********F – k ازتبدیل رادون استفاده شد.براى اینکه مدل سهمى تولید شده بخوبى با داده ها برازش شود در ابتدا قبل از این مرحله ، نوفه ها با استفاده از تبدیل رادون تضعیف گردید.پارامترهاى مورد استفاده در این پردازش بصورت زیر است :
میلى ثانیه ۲۰۰تا ۱۰۰- = برونراند براى مدل اولیه
میلى ثانیه ۲۰۰ تا ۵۰+ = برونراند براى چند گانه ها
براى اینکه مى دانستیم با وجود چند گانه، تحلیل سرعت خوبى صورت نگرفته است . وچون تجربه کافى در این مورد هنوز کسب نشده بود از کمترین برونراند ۵۰ میلى ثانیه براى مدل چند گانه ها استفاده شد . شکل ۲ یک CMP را قبل و بعد از اعمال تبدیل رادون براى تضعیف چند گانه ها نشان مى دهد، بعد ازاعمال تبدیل رادون مقطع تا حد زیادى از چند گانه ها پاک شده است)داده اولیه-پایین،چندگانه هاى جدا شده-بالا، خروجى بدون چند گانه-وسط) .
خلاصه توضیحات :
Abstract
There are some important aspects of a processing sequence tailored for AVO analysis.
The relative amplitudes of the seismic data must be preserved throughout the analysis so as recognize amplitude variation with offset. This requirement often leads to an application of a parsimonious sequence of signal processing to avoid distortion of amplitudes by undesirable effects of some processing algorithms like f-k and AGC. The processing sequence must retain the broadcast possible signal band in the data with a flat spectrum within the passband. The prestack signal processing that implies with the above requirement applied to the aboozar data in this study includes the following steps:
Geometry, Trace Editing, Geometrical Spreading and Absorbsion correction, Static Correction, Deconvolution and radon filter

[Sara12]

تعیین ضخامت حقیقى طبقات حفارى شده


یک از متداولترین روشهاى تعیین ذخیره مخازن نفتى سطح آزمائى از نقشه هاى میزان منحنى تحت الارضى مى باشد که در دو نوبت صورت مى گیرد. یکبار براساس سطح فوقانى یک سازند و بار دیگر بر اساس سطح تحتانى همان سازند. از آنجایى که سطوح تحتانى سازندهایى مانند آسمارى و بنگستان با وجود سطوح منعکس کننده هاى reflector موثر همراه نیست معمولاٌ با داشتن نقشه میزان منحنى بر یک سر سازند و ضخامت حقیقى همان سازند که از حفارى یکى دو چاه بدست مى آید با روش extrapoletion مى توان نقشه میزان منحنى تحت الارضى بر سطح تحتانى آن سازند رابدست آورد. اما مطالعات چند ساله اخیر نشان داده اند که ضخامت حقیقى یا چینه اى سازندهایى مانند آسمارى بین ۴۳۰ تا ۳۵۰ متر تغییر مى نماید که البته نحوه پیدایش این تغییرات موضوع بحث ما نیست ولى بطور کلى مى توان این پدیده را معلول disconformities ساختارهاى رویشى و تغییرات رخساره اى دانست.
اکنون مبرهن است که اکتفا به ضخامت حقیقى یک یا دو چاه حفارى شده کافى نبوده و براى محاسبه ذخیره استفاده از نقشه خطوط هم ضخامت isopach الزامى است هر چند دقت چند مترى ممکن است ناچیز به نظر برسد ولى ابعاد مثلاٌ چهل در ۵۰ کیلومتر مى تواند صاحب مفهوم باشد و چون این نقشه ها چیزى بجز به تصویر درآوردن ضخامت هاى حقیقى یک لایه مشخص در یک محدوده جغرافیایى نیست ناچاراٌ دقت در محاسبه این ضخامتها مى بایستى در حداکثر ممکن باشد.
روشهاى گذشته براى محاسبه ضخامت حقیقى بر چند فرض استوار بوده است که به قرار ذیل اند:
الف) انحراف چاه در ضخامت سازند تغییر نمى کند.
ب) ازیموت انحراف ثابت یا برابر معدل تغییرات است.
ج) شیب سازندى در کل ضخامت لایه ثابت و برابر شیب اندازه گیرى در سر سازند مربوطه است.
د) امتداد شیب سازندى و بالنتیجه امتداد طبقات در کل ضخامت لایه ثابت فرض مى شوند.
ه) این محاسبات به روش مماسى صورت مى گیرد که هر کمان معادل مماسى که از نقطه اندازه گیرى عبور مى کند فرض شده است.
روشهاى گذشته براى لایه هاى کم ضخامت حدود ۵۰ تا ۷۰ متر از دقت کافى برخوردار هستند ولى در حقیقت تمامى آن فاکتور براى مناطق نفت خیز به شرح ذیل داراى تغییرات مى باشند:
الف: انحراف طبیعى چاهها در سازندهاى ضخیم مانند سورمه حدود ۱۵۰۰ متر و گروه بنگستان حدود ۱۲۰۰ متر و تا حدود سازند آسمارى متغیر است و چاه مى تواند بطور طبیعى به ازاء هر صد متر تا ۳ درجه منحرف شود و نسبت به قرار گرفتن چاه در موقعیتهاى مختلف ساختارى مانند crust و flank متفاوت خواهد بود.
ب: ازیموت انحراف معمولاٌ متغیر است.
ج: شیب سازندى در ضخامت لایه چنانچه مقدمتاٌ اشاره شد ثابت نیست و به خصوص وقتى که ضخامت لایه زیاد باشد براساس قوانین چین هاى متحد المرکز شیب با عمق افزایش مى یابد. حال اگر تغییر رخساره هم در کار باشد مى توان حدس زد که تغییرات شیب به چه وضعى خواهد افتاد. و یا در صورتیکه با ساختارهاى رویشى سرو کار داشته باشیم بدون شک شیب در سطوح فوقانى و تحتانى متفاوت خواهد بود.
د: امتداد طبقه در یالهاى یک چین و یا در crust آن مى تواند تقریباٌ ثابت باشد ولى در نواحى بلانچ و یا چین هاى گنبدى به نسبت تغییرات ازیموت انحراف مى توان امتدادهاى خاص براى طبقه منظور نمود.
تلاش این مقاله فرموله کردن کلیه متغیرهاى فوق مى باشد که با تحلیل و مرورى به روش گذشته آغاز گردیده و در انتها با پیشنهاد یک بسط تحلیلى و کاربرد کامپیوترى آن ارائه مى گردد.