دانلود با لینک مستقیم و پر سرعت .
توده های نفت و گاز در داخل تله های زیر زمینی ای یافت می شوند که به واسطه ی خصوصیات ساختاری یا چینه ای شکل گرفته اند . خوشبختانه توده های نفت و گاز معمولادر قسمت های متخلخل تر و نفوذپذیرتر بسترها که عمدتا ماسه ها،سنگ های ماسه ای ،سنگ های آهکی و دولومیتهایند و نیز در منافذ بین دندانه ای یا فضای منافذ با درزها،شکاف ها و فعالیت محلول ایجاد شده اند یافت از مخازن هیدروکربنی به طور هیدرولیکی حجم های مختلفی از سنگ های دارای آب که سفره های آبی نامیده می شوند مرتبط اند.بسیاری از مخازن در حوزه های وسیع رسوبی قرار گرفته و در سفره ی آب عمومی مشترک اند.در این حالت ،به واسطه ی ارتباطی که سیالات از طریق سفره ی آبی دارند ، بهره برداری از مخزن باعث افت فشار در مخازن دیگر خواهد شد. در بعضی موارد،تمامی تله ی زیرزمینی با نفت یا گاز پر شده است که دراین حالت تله و مخزن یکسانند.
در شرایط اولیه ی مخزن ،سیالات هیدروکربنی به حالت تک فاز یا دو فازند . حالت تک فاز ممکن است فاز مایع باشد که تمام گاز موجود در نفت حل شدهاست. در این حالت ذخایر گاز طبیعی محلول باید همانند ذخایر نفت خام برآورد شوند.از طرف دیگر،حالت تک فاز ممکن است فاز گاز باشد. اگر در فاز گاز هیدروکربن های تبخیر شده ای وجود داشته باشند که درسطح زمین به صورت مایعات گاز طبیعی قابل بازیابی باشند،این مخزن را مخزن گاز میعانی یا مخزن گاز تقطیری(نام قدیمی تر )می نامند. در این حالت ،ذخایر مایعات همراه موجود(میعانی یا تقطیری )باید هماند ذخایر گاز برآورده شوند. زمانی که توده ی هیدروکربنی به صورت دو فاز باشد،فاز بخار را کلاهک گازی می نامند و فاز مایعی که در زیر آن واقع می شود،منطقه ی نفتی نام دارد. در اینجا 4 نوع ذخایر هیدروکربنی وجود خواهند داشت:
گاز آزاد یا گاز همراه ،گاز محلول، نفت موجود در منطقه ی نفتی ،مایعات گاز طبیعی
که از کلاهک گازی بازیابی می شوند.
منشاء نفت مواد آلی موجود در موجوداتزنده است. قبل از دوره کامبرین به علت عدم و یا کمی موجودات زنده، در رسوبات مربوطبه این دوران نشانه ای از مواد آلی و در نتیجه نفت وجود ندارد. اما بعد از این دورهبقایای جانوران و گیاهان همراه رسوبات ته نشین شدند و رسوبات بعدی آنها را مدفونکردند.
مواد آلیموجود در جانوران و گیاهان نسبت به مواد اکسید کننده بسیار حساس هستند و اگر درمعرض این مواد قرار گیرند تجزیه می شوند.
بنابراین درهنگام ته نشین شدن مواد آلی اگر در معرض اکسید کننده ها قرار گیرند دیگر نفتی درکار نخواهد بود. اما اگر رسوب گذاری به سرعت انجام شود و مواد آلی در زیر رسوباتمدفون شوند دیگر فرصتی برای اکسید کننده ها باقی نخواهد ماند تا مواد آلی را اکسیدکرده و باعث از بین رفتن آنها شوند.پس یکی از شرایط بوجودآمدن نفت سرعت در هنگامرسوب گذاری مواد آلی است
مواد آلی در لایه های زیرین، دراثر فشار و حرارت ابتدا به کروژن بعد به آسفالت و در پایان به پترولیوم تبدیل میشوند. این فرایندها از لحاظ بیوژنتیک بررسی می شوند و برای تبدیل به انواع مختلفرنج ها، فشار مشخص لازم است.
این فرایند ها در سنگ منشأاتفاق می افتد. سنگ منشأ معمولاً کم تخلخل است و به علت فشار لایه های بالایی،پترولیوم از سنگ منشاء حرکت می کند. این فرایند را مهاجرت اولیه گویند. بعد اینمواد از لایه هابه سمت سنگ مخزن حرکت می کنند. این فرایند را مهاجرت ثانویه گویند.
حرکت پترولیوم تا زمانی که هیدروکربن ها به تله بیفتند ادامه خواهد داشت. بدین صورت که این هیدروکربن ها بصورت جاری و یا منقطع ازمیان لایه های توارا به طرف این تله حرکت می کنند. این تله نفتی، مخزن نام دارد کهباید دارای خواص توارایی و تخلخل خوبی باشد.
زمانی که نفتقابل توجهی در مخازن نفتی جمع شود این مکان را میدان نفتی گویند. یک میدان نفتیدارای شرایط خاصی می باشد که مهمترین آنها عبارتند از:
1)پوش سنگ 2) سنگ مخزن 3) سنگ منشاء 4) مهاجرت 5) تله نفتی
1- سنگ مخزن:
سنگیتراوا و متخلخل است علت تخلخل آن برای داشتن فضای کافی برای نگهداری هیدروکربن ها وتراوایی آن برای قدرت عبور و حرکت دهی هیدروکربن ها به طرف چاههای نفت که این ازمهمترین عوامل است.
مخازن معمولاً از ماسه سنگ و یا سنگآهک است. ماسه سنگ دارای تراوای بالایی است و جزء مخازن خوب است. ولی بعضی مخازن ازجنس سنگ آهک است با تراوایی بالا علت این امر وجود شکافهایی در این مخازن که باعثشده تراوایی سنگ مخزن ما بالا بیایید. اما به علت اختلاف فاز تر و غیر تر در انواعگوناگون مخازن، کیفیت مخزنی نیز متفاوت خواهد بود. در مخازن ماسه ای فاز تر نفت ولیدر آهکی آب می باشد. بنابراین در مخازن ماسه ای نفت با فشار تمایل به خروج از مخزنرا داشته در صورتی که این مسئله در مخازن آهکی کاملا متفاوت بوده و این آب است کهتمایل دارد با فشار خارج شود.
نفوذ پذیری سنگ مخزن ( Permeability )
بنا بر تعریف ، نفوذپذیری عبارت است از قدرت تراوایی سیال در درون سنگ ، تراوایی بستگی به خواص سنگ دارد .اگر تمام نفوذ سنگ مخزن به وسیله ی پیک نوع سیال پر شده باشد ، به آن نفوذ پذیری مطلق گفته می شود . وجود دو یا سه سیال گوناگون در کنار هم در مقدار جریان هر یک در سنگ اثر می گذارد و بدین ترتیب ضریب نفوذ پذیری تغییر می کند . بعنوان مثال اگر منافذ سنگ از نفت و آب پر شده باشد نفوذ پذیری سنگ برای نفت کمتر از حالتی خواهد بود که مخزن فقط از نفت اشباع شده باشد . نفوذ پذیری موثر یک سیال عبارت از نفوذ پذیری آن در حالتی است که درصد حجمی اشباع سیال در محیط متخلخل کمتر از 100 باشد . نفوذ پذیری نیز با رابطه زیر تعریف می شود:
نفوذ پذیری
حرکت سیال درمحیط متخلخل با محیط غیر متخلخل تفاوت دارد . حرکت سیال در محیط متخلخل نخستین بار توسط هنری دارسی ( Henry Darcy) هیدرولوژیست فرانسوی بر روی فیلتر های ماسه ای آب بررسی شد . وی معادله ای تجربی در سال 1856 به دست آورد که معادله ی دارسی نامیده شد .
معادله دارسی (Darcy Equation )
معادله پیشنهادی دارسی برای عبور جریان آب از درون یک محیط متخلخل به صورت زیر بیان شد .
که در این رابطه :
q دبی جریان آب برحسب سانتیمتر مکعب بر ثانیه
A سطح مقطع عمود بر جریان
و به ترتیب فشار آب ورودی و خروجی مخزن
L طول محیط متخلخل
و c ضریب ثابتی است که بستگی به تراوایی محیط متخلخل نسبت به سیال دارد .
معادله ی دارسی برای عبور جریان سیالات نفتی درمخازن با شرایط زیر درست است :
منافذ سنگ به وسیله ی یک نوع سیال پر شده باشد ( نفوذ پذیری مطلق )
جریان یکنواخت ( steady state) باشد ،
دما ثابت باشد .
جریان سیال آرام ( Laminar) باشد .
جریان سیال خطی و افقی باشد
گرانوی سیال ثابت باشد .
K عبارت از نفوذپذیری سیال در لایه متخلخل و گرانوی سیال است.
2- پوش سنگ:
این سنگ برخلاف سنگ مخزن از تراوایی و تخلخل بسیارپایین برخوردار است که مانع فرار نفت از طرف این سنگ است. پوش سنگ می تواند در بالاو یادر اطراف سنگ مخزن وجود داشته باشد و بر اساس نوع مخزن اشکال متفاوتی را داراباشد. عدم وجود پوش سنگ موجب فرار نفت از سنگ مخزن شده ودر این صورت مخزن نفتیموجود نخواهد بود. در ایران بهترین پوش سنگ در مناطق نفت خیز جنوب سازند گچساران میباشد.
3- تله نفتی:
این همان شکل مخزن است که باعث می شود با کمک پوشسنگ نفت را در خود ذخیرهکند. بطور کلی سه نوع مخزن داریم:
الف) ساختمانی
ب) استراتیگرافیک
ج) مختلط
که بسته به تغییرات ساختمانی و یا رخساره ای و سنگشناسی ازهم متمایزند.
الف) ساختمانی
این مخزن براساس تغییرات ساختمانی درون زمین بوجود می آید. که از مهمترینآنها می توان چین ها و گسل ها را نام برد. که در اینها اتفاقات ساختمانی زمین باعثجابجایی لایه ها و قرار گرفتن سنگ مخزن و پوش سنگ بصورتی می شود که پتانسیل ذخیرهنفت را داشته باشند.
ب) استراتیگرافیک
که بر اساس تغییرات رخساره ای و سنگ شناسی بوجود می آید. یعنی گونه هایمتفاوت سنگ ها در اثر عوامل مختلف به جز ساختمانی در کنار هم قرار خواهند گرفتبگونه ای که شرایط تجمع نفت بوجود آید. در مخازن نیز باید به مسأله کلوژر توجهداشت. بدین معنی که به عنوان مثال طاقدیس ما ممکن است تمامی شرایط ذخیره نفت راداشته باشد ولی بگونه ای باشد که نفت نتواند در آن جمع شود.
بطور کلی برای بوجود آمدن یک مخزن نفت باید عواملزیر موجود باشد:
1-مبدا هیدروژن و کربن که از گیاهان وحیوانات زمینی و دریایی مدفون شده در زیر گل و لای در مکانی که زمانی دریا بودهاست.
2- شرایطی بوجود بیاید تا این نباتات و حیوانات تجزیهشده و هیدروژن وکربن حاصل از آن با هم ترکیب شوند و نفت و گاز طبیعی را بوجودبیاورند.
3- سنگهای متخلخل وجود داشته باشد تا هیدروکربنبتواند از جائیکه تشکیل شده حرکت (مهاجرت) کند.
4-طبقه غیرقابل نفوذی وجود داشته باشد تا از حرکت بیشتر هیدروکربن جلوگیری کند (cap rock) وآنرا بصورت جمع آوری شده در مخازن نفتی نگهدارد. تقریبا در تمام منابع نفتی مقداریگاز در نفت بصورت حل شده وجود دارد که سبب ذخیره سازی انرژی گاز بصورت انرژیپتانسیل است و در هنگام بهره برداری سبب می شود که نفت به همراه گاز به سطح زمینانتقال یابد. در بعضی مواقع مقدار این گاز آنقدر زیاد است که ضمن آنکه مقداری درنفت حل شده مقدار زیادی بطور گاز ؛آزاد در بالای نفت با فشار زیاد جمع میشود کهاصطلاحا کلاهک گاز (gas cap) گویند و بهره برداری نفت با آن خیلی بیشتر از راندنتوسط گاز حل شده به تنهایی است.
از دید فنی ،انواع مختلف مخازن را می توان با توجه به موقعیت اولیه ی دما و فشار مخزن نسبت به ناحیه ی 2 فاز(گاز و مایع) تعریف کرد که معمولا روی نمودارهای فازی دما-فشار نشان داده می شود.در شکل 1-1 ،نمودرا فازی دما-فشار برای سیال مخزن خاصی نشان داده شده است. ناحیه ی سمت چپ نمودار به پایین که با خطوط نقاط حباب و نقاط شبنم محصور گردیده،محدوده ای است مرکب از دما و فشارهایی که درآن هر دو فاز مایع و گاز وجودخواهند داشت.منحنی های درون ناحیه ی دوفازی،درصدی از حجم کل هیدروکربن را نشان می دهند که به ازای مقادیر مختلف دما و فشار به صورت مایع است.در آغاز،هر توده ی هیدروکربنی نمودار حالت مخصوص خود را خواهد داشتکه فقط به ترکیب آن توده بستگی دارد .مخزن محتوی سیال شکل 1-1 را که در ابتدا در دمای 300درجه فارنهایت و فشارpsia3700 (نقطه A ) قرار دارد را در نظر بگیرید.از آنجایی که این نقطه در خارج از ناحیه ی دو فاز قرار می گیرد،بالطبع به حالت تک فاز است و ماده ای که درنقطه ی A واقع شده معمولا گاز نامیده می شود.از آنجا که دمای سیال باقیمانده در مخزن ضمن بهره برداری در 300درجه فارنهایت ثابت باقی می ماند ، واضح است که وقتی فشار در طول مسیرA کاهش می یابد، سیال همچنان در حالت تک فاز یا حالت گازی باقی خواهد ماند.علاوه بر این ،هنگامی که مخزن تخلیه می شود، ترکیب سیال تولیدی چاه تغییر نخواهد کرد. این حالت در هر توده ای از این ترکیب تا آنجا که دمای مخزن به دمای کریکاندنترم یا حداکثر دمای حالت دوفازی (25 در این مثال)نرسیده صحیح است. هرچند سیال باقیمانده در مخزن به حالت تک فاز باقس می ماند ، در عین حال سیالی که از درون چاه و در تفکیک کننده های سرچاه تولید می شودو همان ترکیب را داراست ممکن است به دلیل کاتهش دما ، به فرض مسیر A وارد ناحیه یدو فاز شود. این امر، به دلیلی است که برای تولید مایع میعانی در سطح چاه از گاز درون مخزن. البته اگر دمای کریکاندنترم سیالی برای مثال کمتر از50 باشد، در این صورت در دمای معمولی محیط ، در سطح چاه فقط گاز وجود خواهد داشت که چنین محصولی گاز خشک نامیده می شود.
با وجود این ممکن است این گاز محتوای اجزای مایع باشد که می توان آن را با عملیات جداسازی در دمای پایین یا در کارخانه های بنزین طبیعی حذف کرد . این بار مخزنی محتوی همان سیال در شکل 1-1 است.
شامل 83 صفحه فایل word قابل ویرایش
