پیام نفت:

برای اکثر میادین نفتی جنوب تزریق co2 با خلوص مناسب منجر به ازدیاد برداخت هم تراز یا حتی بیشتر از گاز می گردد برای میادین با عمق بیش از 1000 متر و API بیش از 25 تزریق CO2  بیش از 25 منجر به ازدیاد برداشت قابل توجهی می گردد لذا احداث واحدهای پتروشیمی که CO2 با خصوص بالا تولید می کنند از جمله واحد های MEG و GTL منطقی ترین برنامه استراتژیک محسوب می شود یک واحد GTL با ظرفیت 4 میلیون تن حدود 3 میلیارد متر مکعب گاز CO2 با خلوص 96 درصد تولید می کند و مناسب ترین گاز جهت تزریق به میادین نفتی و ازدیاد برداشت از این میادین است.

برخی مطالعات نشان می‌دهد که اکنون پتانسیل تزریق روزانه تا ۶۰۰ میلیون مترمکعب گاز یا CO2در مخازن نفتی ایران وجود دارد که تزریق این حجم از گاز یا CO2 در مدت ۳۰ سال حجم ذخایر قابل برداشت نفت کشور را از ۱۵۷ میلیارد بشکه کنونی به ۲۲۵ میلیارد بشکه افزایش می‌دهد.

با این وجود تا به امروز هیچگاه مبحث تزریق گاز به میادین نفتی ایران به صورت جدی دنبال نشد و دولت ها تنها به زدن «ناخنکی» به آن اکتفا کردند. برخی برآوردها نشان می‌دهد به ازای هر یک دلاری برای تزریق گاز به مخازن هیدروکربوری سرمایه‌گذاری می‌شود، حدود ۴۰ دلار سود از جهات دیگر حاصل می‌شود که همسویی راهبرد تزریق گاز به مخازن نفتی با حفظ منافع ملی را نشان می‌دهد، بنابراین تا وقتی که اهمیت و حجم گاز مورد نیاز برای تزریق در مخازن نفتی و برداشت صیانتی از این مخازن مشخص نشود، سیاست تشویق صادرات گاز با منافع ملی همسو نخواهد بود. صادرات گاز ارزان، کشورهای مقصد صدور گاز را از نظر صنعتی ارتقا می‌دهد، در حالی که این ظرفیت برای پیشرفت کشور را از دست داده‌ایم.

همچنین با توجه به بررسی‌های انجام شده، حدود هر ۶ هزار فوت مکعب معادل حرارت یک بشکه نفت را دارد، اما قیمت آن بسیار پایین‌تر از یک بشکه نفت است. براساس برآوردی که متخصصان مخازن داشته‌اند به ازای هر چهار هزار فوت مکعب یک بشکه نفت اضافی از تزریق گاز به مخازن نفتی به دست می آید که با قیمت ۴۵ دلار هر بشکه نفت، چندین برابر صادرات گاز ارزش افزوده دارد، اما به علت ارزش حرارتی پایین گاز در قیاس با نفت، صدور هر ۶ هزار فوت مکعب گاز معادل یک بشکه نفت است، بنابراین اگر کشوری معادل یک بشکه نفت، گاز را که قیمت پایین‌تری دارد خریداری کند سود خواهد کرد. این به آن معناست که صادرات گاز در برابر صادرات نفتی که از تزریق همان گاز به مخزن حاصل شده است، صرفه اقتصادی ندارد.

هزینه تولید نفت از میدان‌های نفتی در ایران به طور میانگین کمتر از ۱۰ دلار است و حتی بعضی از بررسی‌ها، هزینه تولید هر بشکه نفت خام از بخش خشکی را کمتز از ۶ دلار برآورد می‌کنند، بنابراین جدای از دلایل سیاسی صادرات گاز، اختصاص گاز تولیدی به تزریق به جای صادرات، قطعا آثار اقتصادی بیشتری دارد.

ذخایر نفت‌ درجای ایران حدود ۶۰۰ میلیارد بشکه است، که اگر از طریق تزریق گاز، یک درصد ازدیاد برداشت از مخازن نفت ایجاد شود، ۶ میلیارد بشکه نفت بیشتری حاصل می شود که با احتساب قیمت امروز هر بشکه نفت خام حدود ۴۵ دلار، درآمد ۲۷۰ میلیارد دلاری نصیب کشور می‌شود. یعنی یک درصد ازدیاد برداشت، معادل ۲۷۰ میلیارد دلار درآمد است، بنابراین تزریق گاز به میادین نفتی امری اجتناب‌ناپذیر است.

*تزریق روزانه کمتر از ۱۰۰ میلیون مترمکعب گاز

بر اساس برنامه تولید شرکت ملی نفت ایران، امسال باید روزانه بیش از ۱۳۰ میلیون مترمکعب گاز به میدان‌های قدیمی کشور تزریق می‌شده است تا از این طریق تولید کنونی را حفظ کرد، البته نیاز واقعی تزریق گاز به میادین نفتی شور بسیار بیش از اینهاست و قرار بود در پایان سال ۱۳۹۳ که سال آخر برنامه پنجم توسعه است، به روزانه ۲۶۰ میلیون مترمکعب برسد، اما با در نظر گرفتن شرایط موجود تولید و مصرف گاز، شرکت ملی نفت ایران، تزریق ۱۳۰ میلیون مترمکعب در روز را برنامه کرده است که البته از این رقم نیز هم‌اکنون روزانه ۹۴ میلیون مترمکعب به ۱۰ میدان در مناطق نفتخیز جنوب تزریق می‌شود که بیش از نیمی از تولید نفت از مناطق نفتخیز جنوب را شامل می‌شود.

برای اکثر میادین نفتی جنوب تزریق co2 با خلوص مناسب منجر به ازدیاد برداخت هم تراز یا حتی بیشتر از گاز می گردد برای میادین با عمق بیش از 1000 متر و API بیش از 25 تزریق CO2  بیش از 25 منجر به ازدیاد برداشت قابل توجهی می گردد لذا احداث واحدهای پتروشیمی که CO2 با خصوص بالا تولید می کنند از جمله واحد های MEG و GTL منطقی ترین برنامه استراتژیک محسوب می شود یک واحد GTL با ظرفیت 4 میلیون تن حدود 3 میلیارد متر مکعب گاز CO2 با خلوص 96 درصد تولید می کند و مناسب ترین گاز جهت تزریق به میادین نفتی و ازدیاد برداشت از این میادین است.

هم‌اکنون به میدان‌های نفتی گچساران، بی بی حکیمه، آغاجاری، کوپال، مارون، پازنان (بازگردانی گاز)، کرنج، پارسی، هفتگل و لب سفید به صورت غیرامتزاجی و به میدان‌های رامشیر و دارخوین به صورت امتزاجی، گاز تزریق می‌شود. در میدان درود هم، آب و گاز به طور همزمان تزریق می‌شود.

*اهمیت تزریق گاز به مخازن نفت

هدف از تزریق گاز به مخازن نفتی، افزایش ضریب بازیافت نفت از مخازن و ایجاد ظرفیت برای تبدیل نفت خام درجا به نفت قابل استحصال از مخازن است. بر اساس اعلام کارشناسان هم اکنون بیشتر مخازن نفتی بزرگ و اصلی کشور نیمه دوم عمر خود را سپری می‌کنند و به تزریق گاز نیاز دارند، در واقع امروزه ۸۰ درصد تولید نفت کشور از میدان‌هایی است که در نیمه دوم عمر خود قرار دارند، بنابراین به منظور حفظ تداوم تولید و دسترسی به سقف تولید مشخص شده در برنامه ششم توسعه از سوی وزارت نفت باید به تزریق گاز به طور ویژه توجه شود.

اغلب میدان‌های نفتی ایران از نوع کربناته شکاف دار هستند و بهترین روش ازدیاد برداشت از آنها تزریق گاز طبیعی است، اما با توجه به کمبود گاز طبیعی و مصرف بالای کشور، گاز کافی برای تزریق به میدان‌های نفتی اختصاص داده نمی‌شود و باید حتما روی دیگر روش‌های ازدیاد برداشت با جدیت کار کرد و روش‌های چندگانه و ترکیبی را روی میادین مختلف به کار گرفت.

برخی مطالعات نشان می‌دهد که اکنون پتانسیل تزریق روزانه تا ۶۰۰ میلیون مترمکعب گاز در مخازن نفتی ایران وجود دارد که تزریق این حجم از گاز در مدت ۳۰ سال حجم ذخایر قابل برداشت نفت کشور را از ۱۵۷ میلیارد بشکه کنونی به ۲۲۵ میلیارد بشکه افزایش می‌دهد.

عملیات تزریق گاز در مناطق نفتخیز جنوب با نصب تأسیسات مورد نیاز، از سال ۱۳۵۵ خورشیدی آغاز شده است. هم‌اکنون در مجموع در ۱۹ مخزن نفتی در خشکی و دریا، گاز و آب تزریق می‌شود.

*عدم توجه به حساسیت تزریق گاز به میادین نفتی

متأسفانه سالهاست که در صورت بروز مشکل در گازرسانی به بخش خانگی و تجاری در ماه‌های سرد سال، تزریق گاز به مخازن نفتی قطع می‌شود، بر همین اساس برنامه‌های تزریق گاز شرکت ملی نفت ایران هرگز به طور کامل محقق نمی‌شود.

بسیاری از کارشناسان اقتصاد انرژی معتقدند باید مقدار چشمگیری از گازهایی که در آینده قرار است از فازهای مختلف پارس جنوبی استحصال شود، به چاه های نفتی تزریق شود تا ظرفیت تولید نفت افزایش پیدا کند. البته فازهایی از پارس جنوبی برای تزریق اختصاص پیدا کرده، ولی با توجه به نیاز زیاد گاز برای تزریق، باید فازهای دیگری هم به این امر اختصاص داده شود.

در سال گذشته هم با وجود افزایش تولید ۱۰۰ میلیون مترمکعبی گاز از میدان مشترک پارس جنوبی،‌ حجم تزریق گاز روزانه به میدان‌های نفتی افزایش نیافت، در حالی که وزیر نفت در نشستی با مدیران مناطق نفتخیز جنوب در دی‌ماه ۱۳۹۲ وعده داده بود که با بهر‌ه‌برداری از فازهای پارس جنوبی و افزایش تولید گاز، برای تزریق گاز به میدان‌های نفتی جنوب کشور، ظرفیت سازی مناسبی شود.

به گفته شکراله زاده، مدیر امور فنی شرکت ملی مناطق نفتخیز جنوب، حدود ۵۰ درصد از ذخایر گازی کشور، محلول در نفت و یا در گنبدهای گازی است که نه تنها نباید از آن برداشت کرد، بلکه باید برای فشارافزایی مخازن به آنها گاز تزریق کرد. باید توجه کرد که چه میزان از گاز موجود در مخازن کشور با امکانات کنونی قابل تولید است و با در نظر گرفتن این مسائل به تزریق گاز باید به طور ویژه توجه کرد.

*کدام مخازن نفتی به تزریق گاز نیاز دارند؟

معمولا تزریق برای مخازنی ضرورت پیدا می کند که شرایط خاصی دارند و یا در نیمه دوم عمر خود قرار دارند که از این میان می توان به مخازن حوزه اهواز، مارون، آغاجاری و گچساران یاد کرد. این موضوع که گاز کدام منطقه با کدام ترکیب و با چه فشار و از چه مسیری به کدام چاه و مخزن تزریق شود، بحث بسیار مهمی است که نیاز به مطالعات دقیقی دارد. هم اکنون، در ناحیه آغاجاری و همچنین هفت‌گل و بی‌بی‌حکیمه گچساران عملیات تزریق گاز انجام می‌شود و عمل تزریق گاز نتایج موفقیت آمیزی نیز داشته است.

هم‌اکنون در برخی مخازن، گازهای همراه نفت تولید می شود که در مرحله تفکیک اول و حتی تفکیک دوم، پس از شیرین سازی، بیشتر به منظور مصرف وارد خطوط لوله سراسری می شود. در برخی مخازن نیز این گازها به علت عدم وجود شرایط و امکانات مناسی سوخته می شوند. بخش چشمگیر گازی که هم اکنون در کشور سوزانده می‌شود، در مرحله سوم تفکیک نفت از گاز حاصل می شود. این گاز معمولا فشار پایینی دارد. برای افزایش فشار آن، به سرمایه‌گذاری نیاز است تا از طریق خط لوله این گازها به سرچاه ها منتقل و دوباره تحت فشار به چاه ها تزریق شوند؛ در حالی که گازی که از طریق مخازن مشترک پارس جنوبی استحصال می‌شود، گاز تحت فشار است و چون فشارش بالاست برای تزریق مناسب‌تر است.

*انواع روش‌های تزریق به میادین هیدروکربوری

در یک دسته‌بندی کلی می‌توان روش‌های ازدیاد برداشت را به دو دسته روش‌های مبتنی بر تزریق گاز و روش‌های مبتنی بر تزریق آب تقسیم کرد. در روش‎های ازدیاد برداشت که بر پایه آب هستند، آب به عنوان محرک اصلی و یا به عبارتی سیال حامل این روش‌ها به شمار می‌رود. روش‌های شیمیایی، روش‌های متناوب، روش‌های حرارتی، روش‌های میکروبی و… همگی از آب به عنوان سیال حامل استفاده می‌کنند.

همچنین در روش‌های انگیزش و تعمیر چاه نیز آب نقش اساسی دارد. در دفع آب‌های زائد و سمی که از واحدهای نمکزدایی خارج می‌شود، تزریق آنها به لایه‌های زیرزمینی نیز مطرح است که اهمیت مطالعات در آنها کمتر از بحث تزریق آب به مخازن هیدروکربنی نیست.

علی ایحال، برای تزریق به مخازن هیدروکربوری روش های مختلفی وجود دارد، اما در مجموع  می‌توان آنها را به دو نوع تزریق امتزاجی و غیرامتزاجی طبقه‌بندی کرد. در تزریق غیرامتزاجی میان ماده تزریق شده و هیدروکربن های موجود در زیر زمین واکنشی صورت نگرفته و دو ماده به صورت دو فاز مختلف در زیرزمین عمل می کنند. تزریق های شامل تزریق آب، گاز سنگین و مواد هیدروکربنی از این نوع هستند. مکانیزم حرکتی نفت در این نوع تزریق فشار تولیدی توسط ماده تزریق شده است.

در تزریق امتزاجی میان ماده تزریق شده و هیدروکربن های موجود در زیرزمین واکنش صورت می گیرد. این واکنش باعث ایجاد هیدروکربن هایی با ساختار ملکولی میانی (نه سنگین و نه سبک) خواهد شد. مکانیزیم حرکتی این نوع تزریق شامل کم شدن جاذبه میان نفت و سنگ مخزن، افزایش فشار به وسیله ماده تزریق شده و سبک شدن هیدروکربن در مخزن است.

معمولا زمانی که سر و کار با نفت سنگین است، برای حرکت این نوع نفت در مخزن به سمت چاه از روش گرمایی و تزریق آب یا بخار آب به درون چاه استفاده می شود. این روش سبب بالا رفتن تمایل حرکتی نسبی نفت به آب درون مخزن خواهد شد. روش جدید ایجاد انفجار درون چاه نیز برای روش گرمایی پیشنهاد داده شده است.

روش میکروبیولوژی شامل استفاده از باکتری هایی است که موجب شکسته شدن ساختارهای ملکولی هیدروکربن های درون مخزن و بالا رفتن حرکت نسبی آنها می شود. این روش جدید بوده و هنوز در مرحله آزمایش و پایلوت است.

*عوامل مؤثر بر ازدیاد برداشت از طریق تزریق

برای تزریق باید تمامی عوامل سنگ مخزن، نوع هیدروکربن درون مخزن، فشار مخزن، مرحله برداشت از مخزن، تجهیزات و بودجه پیش بینی شده برای پروژه و عوامل زیست محیطی مورد توجه قرار گیرند. معمولا تزریق در چاه دیگری با فاصله محاسبه شده از چاه تولیدی انجام می شود. در روش گرمایی توجه به نکات ایمنی اولویت دارد، زیرا این روش ریسک های خاص خود را دارد. با توجه به نوع روش انتخاب شده، نتیجه مطلوب ممکن است سال ها زمان نیاز داشته باشد.

معمولا پروژه های تزریق با توجه به قیمت های بازار نفت تعریف می شوند و پروژه ای که امروز مقرون به صرفه باشد، ممکن است در چند هفته آینده متوقف شده و روش های دیگری پیاده شوند. پس برای صرفه جویی در هزینه، مطالعه وضعیت بازار و قیمت ها از اولویت های پروژه های تزریق است.

تعیین نوع تزریق همچنین به مواد مورد استفاده و نزدیک بودن مواد اولیه مورد نیاز بستگی دارد. ممکن است در جایی تزریق آب مناسب باشد، ولی به علت دور بودن از منبع آب، از نظر اقتصادی تزریق آب در منطقه مقرون به صرفه نباشد و از اولویت دوم تزریق مثلا تزریق گاز استفاده شود. ولی در هر صورت به علت هزینه های بالای تزریق و زمان بردن برای بازگشت سرمایه در پروژه های تزریق، شرکت ها قبل از عملیات مطالعات گسترده زمین شناسی، مخزنی و ژئوفیزیکی را انجام می دهند.

در عین حال، در اجرای طرح‌های ازدیاد برداشت با در نظر گرفتن روشی صیانتی برای تولید و مدیریت مخزن، حفاری بیشتر و افزایش تعداد چاه‌ها هم نقش دارد. استفاده از فناوری‌های روز و بهره‌گیری از تجهیزاتی همچون پمپ‌های درون چاهی یا فناوری‌هایی‌ که می‌تواند شکاف‌های هیدرولیک ایجاد کند هم در افزایش ضریب بازیافت از مخزن اثر دارند.

منبع: عصرنفت

فرآیند کاهش تولید پارس جنوبی آغاز شده و هر سال سرعت خواهد گرفت  هیچ جای جهان مثل ایران نیست که تمامی خانه‌ها گازکشی شده باشند  پایان قرن نفت و هزاران میلیارد دلار سرمایه ای که کم ارزش می شود  طرح تبدیل دودکش نیروگاه به خوراک واحد پتروشیمی  تحلیل مقایسه ای مصرف واقعی انرژی برق در ایران