آشنایی با تقسیم بندی مخازن از نظر سیالات مخزنی

● واژگان
▪ نقطه شبنم(Dew point)
شرایط دما و فشاری که در آن اولین قطره مایع ایجاد می‌شود و تا قبل این نقطه فقط فاز گاز داریم.
▪ Cricondenterm
حداکثر دمایی (Tct) که در آن سیال به صورت دو فازی(گاز و مایع) است.
▪ Critical point
نقطه‌ بحرانی حداکثر فشاری که در آن سیال به صورت دو فازی(گاز و مایع) است.
▪ نقطه‌ی حباب(Bubble Point Pressure):
با افت فشار مخزن، گاز محلول در نفت توانایی آن را پیدا می‌کند که از نفت خارج شود، «فشارنقطه‌ی حباب یا (فشار اشباع)» فشاری است که اولین حباب گاز از نفت جدا می‌شود. روشن است که در فشار‌های بالاتراز آن تنها یک فاز مایع و در فشار‌های پایین ‌تر از آن دو فاز مایع و گاز وجود دارد.
● تقسیم بندی مخازن از نظر سیالات مخزنی
تقسیم بندی صحیح یک مخزن نیاز به شناخت رفتار ترمودینامیکی فازهای موجود در مخزن(مایع، گاز، جامد) و همچنین شناخت نیروهای موثر بر مکانیزم تولید دارد. عموما مخازن بر اساس مکان نقطه‌ای که بیانگر فشار اولیه(Pi) و دمای مخزن ( T) در نمودار P-T سیال آن مخزن است تقسیم بندی می شوند. از این رو مخازن به دو نوع تقسیم بندی می شوند که عبارتند از :
۱) مخازن نفتی: اگر دمای (T) مخزن کمتر از دمای بحرانی ( Tc ) سیال مخزن باشد مخزن به عنوان یک مخزن نفتی تقسیم بندی می شود.
۲) مخازن گازی: اگر دمای (T) مخزن بیشتر از دمای بحرانی( Tc ) سیال هیدروکربنی باشد مخزن یک مخزن گازی در نظر گرفته می شود.
▪ مخازن نفتی
با توجه به فشار اولیه مخزن ( Pi ) مخازن نفتی می توانند به دسته‌های کوچک‌تر زیر تقسیم شوند:
ـ زیر اشباع:
اگر فشار اولیه مخزن (Pi )، بالاتر از فشار نقطه‌ی حباب (Pb ) سیال مخزن باشد مخزن به عنوان مخزن نفتی زیر اشباع طبقه‌بندی می شود. (نقطه ۱ در شکل۱).
ـ اشباع:
هنگامی که فشار اولیه مخزن برابر با فشار نقطه حباب سیال باشد مخزن یک مخزن نفتی اشباع نامیده می شود . (نقطه‌ی ۲ در شکل ۱)
ـ مخزن با کلاهک گازی :
اگر فشار اولیه مخزن پایین‌تر از فشار نقطه حباب سیال مخزن باشد مخزن به عنوان مخزن با کلاهک گازی یا دوفازی شناخته می شود (نقطه ۳ در شکل ۱). در این جا فاز گاز یا بخار از پایین توسط فاز نفت محدود شده است.
نفت‌های خام، گستره‌ی وسیعی از خواص فیزیکی و ترکیبات شیمیایی را می‌پوشانند و معمولا مهم است که بتوان آن‌ها را در گروه‌های وسیعی از نفت‌های مشابه دسته‌بندی کرد:
ـ نفت سیاه معمولی
ـ نفت خام با کاهش حجم کم
ـ نفت خام با کاهش حجم زیاد ( فرار )
ـ نفت خام تقریبا بحرانی
تقسیم بندی فوق، اصولا بستگی به خواص نفت خام از جمله خواص زیر دارد :
ـ خواص فیزیکی
ـ ترکیب
ـ نسبت گاز به نفت
ـ شکل ظاهری
ـ نمودار فازی فشار- دما
۱) نفت سیاه معولی
نمونه نمودار فازی (P-T) برای یک نفت سیاه معمولی در شکل ۲ نشان داده شده است. ویژگی این نمودار فازی خطوط کیفیت آن است که تقریبا در فواصل مساوی از هم قرار دارند.
مسیر کاهش فشار در (شکل۳) مشخص گردیده است ( منحنی کاهش حجم مایع ).
در(شکل۳) درصد حجم مایع به عنوان تابعی از فشار رسم شده است. بجز در فشارهای پایین منحنی کاهش حجم مایع تقریبا یک خط راست است. هنگام بهره برداری عموما «نسبت گاز به نفت» در نفت‌های سیاه معمولی بین دویست تا هفتصد SCF/STB و چگالی آنها بین ۱۵ تا ۴۰ درجه API است . این نفت در حالت انبار معمولا به رنگ قهوه‌ای تا سبز تیره می‌باشد.
۲) نفت خام با کاهش حجم کم
یک نمودار P-T نمونه برای نفت با کاهش حجم کم در شکل ۴ نشان داده شده است . ویژگی این نمودار خطوط کیفیت آن است که اکثرا نزدیک منحنی نقطه شبنم قرار دارد.
همان طوری که در شکل ۵ مشاهده می شود منحنی کاهش حجم مایع، ویژگی کاهش حجم این دسته از نفت‌های خام را نشان می دهد.
خواص دیگر این نوع نفت خام عبارتند از :
ـ نسبت گاز به نفت کمتر از ۲۰۰ SCF/STB
ـ چگالی نفت کمتر از ۱۵ درجه API
ـ رنگ سیاه یا تیره
ـ بازیافت قابل توجه مایع در شرایط دستگاه جدا کننده گاز- مایع همان طور که توسط نقطه‌ی G بر روی خط کیفیت ۸۵% شکل نمودار فازی(شکل ۴) این نوع نفت مشخص شده است.
۳) نفت خام با کاهش حجم زیاد (فرار)
نمودار فازی برای نفت خام فرار ( با کاهش حجم زیاد ) در شکل۶ نشان داده شده است . همان‌طور که در این شکل دیده می شود، خطوط کیفیت بیشتر نزدیک منحنی نقطه‌ی حباب قرار داشته و در فشار های پایین‌تر فواصل بین آنها بیشتر می شود.
چنان که در( شکل۷) نشان داده شده است این نوع نفت خام معمولا توسط کاهش حجم زیاد مایع بلافاصله بعد از نقطه حباب مشخص می شود .
خواص ویژه‌ی دیگر این نفت عبارتند از:
ـ نسبت گاز به نفت بین ۲۰۰۰ تا ۳۵۰۰SCF/STB
ـ نفت با چگالی بین ۴۵ تا ۵۵ درجه API
ـ بازیافت کمتر مایع در شرایط جداکننده گاز- مایع همان طور که توسط نقطه G روی شکل نمودار فازی مشخص شده است .
ـ رنگ سبز فام تا نارنجی
۴) نفت خام تقریبا بحرانی
همانطورکه در(شکل۸) نشان داده شده‌است اگر دمای مخزن (T) نزدیک به دمای نقطه‌ی‌بحرانی (Tc ) سیستم هیدروکربنی باشد مخلوط هیدروکربنی به عنوان نفت خام تقریبا بحرانی شناخته می شود . به علت اینکه همه خطوط کیفیت در نقطه‌ی بحرانی همگرا هستند با یک افت فشار همدما (خط عمودی EF در شکل۸) ممکن است حجم نفت خام از ۱۰۰% در نقطه حباب به ۵۵% یا کمتر در فشار ده تا پنجاه psi زیر نقطه حباب برسد .
رفتار مشخصه‌ی کاهش حجم نفت خام تقریبا بحرانی در( شکل۹ ) نشان داده شده‌است.
● مخازن گازی
بطور کلی اگر دمای مخزن بالای دمای بحرانی سیستم هیدروکربنی باشد مخزن به عنوان یک مخزن گاز طبیعی تقسیم‌بندی می‌شود. گازهای طبیعی می‌توانند بر اساس نمودار فازی خود دسته بندی شوند که متداول‌ترین آن در چهار دسته به این صورت است :
۱) گاز - میعانات گازی برگشتی
۲) گاز- میعانات گازی تقریبا بحرانی
۳) گاز تر
۴) گازخشک
▪ مخازن گاز- میعانات گازی برگشتی(مخازن گازی غیرمعمول)، (Retrograde Gas Reservoir )
اگر دمای مخزن (T) بین دمای بحرانی ( Tc) و خط حداکثر دمای ( Tct ) سیال مخزن قرار بگیرد مخزن به عنوان یک مخزن گاز- مایعات گازی برگشتی طبقه بندی می شود . این دسته از مخازن گازی نوع منحصر به فردی از سیستم‌های هیدروکربنی هستند که رفتار ترمودینامیکی مخصوص سیال مخزن، عامل کنترل کننده مهمی در فرایند تجهیز و بهره برداری مخزن می باشد.
فرض کنید شرایط اولیه یک مخزن گازی برگشتی، توسط نقطه‌ی ۱ بر روی نمودار فازی فشار- دما در(شکل۱۰) نمایش داده شده‌ است. بنابراین خط عمودی نشان دهنده ‌ی شرایط مخزن در طول دوره‌ی تولید است. ملاحظه می‌شود که ممکن است منحنی نقطه‌ی شبنم، دوبار در بالا و پایین خط عمودی را قطع کند. در نقطه‌ی یک چون فشار مخزن بیشتر از فشار نقطه شبنم بالایی است سیستم هیدروکربنی به صورت تک فازی (فاز بخار) در مخزن قرار خواهد داشت. با کاهش فشار مخزن از فشار اولیه (نقطه‌ی۱) به فشار نقطه‌ی شبنم بالایی(نقطه‌ی۲) در دمای ثابت در طول بهره‌برداری، میعان شروع می شود. با کاهش بیشتر فشار بر خلاف انتظار که سیستم به سمت انبساط ( در صورت وجود گاز ) یا تبخیر ( در صورت وجود مایع ) باید پیش برود، اما مخلوط هیدروکربنی تمایل به میعان شدن دارد. این فرایند میعان برگشتی با کاهش فشار تا هنگامی که میزان تشکیل مایع به حداکثر خود در نقطه ۳ برسد ادامه می‌یابد. البته منحنی نقطه شبنم باید در نقطه‌ای مجددا قطع شود. یعنی همه‌ی مایع تشکیل شده باید تبخیر شود. زیرا که اصولا سیستم در نقطه شبنم پایینی تماما به صورت بخار می باشد.
منحنی کاهش حجم مایع که معمولا منحنی تشکیل مایع نامیده می شود، برای یک سیستم میعانات گازی در( شکل ۱۱) نشان داده شده‌است. در اکثر مخازن گاز- میعانات گازی حجم مایع به وجود آمده به‌ندرت از ۱۰ % حجم کل تجاوز می‌کند. مقدار مایع تشکیل شده آن‌قدر نیست که قادر به جریان باشد. باید توجه داشت که این مایع می تواند در اطراف چاه (جایی که افت فشار زیاد است ) آن‌قدر جمع شود که جریان دوفازی گاز و میعانات گازی ایجاد کند.
باید توجه کرد که مایع تشکیل شده در این مخازن بسیار غنی است و ترشوندگی سنگ مخزن به این مایع بالاست؛ در این شرایط سنگ مخزن سیال را جذب می‌کند و اجازه جریان یافتن به آن را نمی‌دهد، در نتیجه میزان تولید کاهش می‌یابد. به همین دلیل تلاش می‌شود که در این گونه مخازن حتی الامکان میعانات تشکیل نشود. برای دست پیدا کردن به این مهم با تزریق مجدد گاز به مخزن سعی می شود که فشار مخزن به زیر فشار نقطه شبنم نرسد و میعانات در مخزن تولید نشوند.
دیگر ویژگی های فیزیکی این دسته عبارتند از :
ـ نسبت گاز به نفت بین ۸۰۰ تا ۷۰ هزار SCF/STB . عموما نسبت گاز به نفت برای سیستم مایعات گازی در طول زمان به دلیل تشکیل مایع و رفتن اجزای سبک‌تر به فاز مایع افزایش می یابد .
ـ چگالی مایعات گازی بالای ۵۰ درجه API
ـ مایع در شرایط انبار معمولا سفید بدون رنگ یا اندکی رنگی می باشد.
▪ مخزن گاز- میعانات گازی تقریبا بحرانی
همان گونه که در شکل۱۲ نشان داده شده است اگر دمای مخزن نزدیک دمای نقطه‌ی بحرانی باشد، مخلوط هیدروکربنی به عنوان گاز- میعانات گازی تقریباً بحرانی تقسیم می‌شود. رفتار حجمی این دسته از گازهای طبیعی توسط کاهش فشار در دمای ثابت ( نمایش داده‌ شده توسط خط عمودی در شکل۱۲) توصیف می‌گردد.
از آنجایی که تمامی خطوط کیفیت در نقطه بحرانی به هم می رسند با کاهش فشار تا نقطه ۲(شکل۱۳) افزایش سریع مقدار مایع بلافاصله پس از نقطه شبنم به وجود خواهد آمد. این رفتار را می توان بر اساس واقعیت چنین توجیه کرد که چند خط کیفیت بسرعت توسط خط کاهش فشار دردمای ثابت قطع می شوند. در نقطه ای که افزایش مقدار مایع متوقف شده و شروع به کاهش مجدد می‌کند مخزن از حالتی برگشتی به حالت تبخیر ساده برمی گردد.
▪ مخازن گازی تر
نمونه‌ای از نمودار فازی گاز تر در (شکل۱۴) نشان داده شده است. در این جا دمای مخزن بیش از دمای Cricondenterm می باشد. به همین علت با بهره برداری مخزن در دمای ثابت و در طول خط عمودی AB سیال مخزن همیشه در فاز بخار خواهد ماند. البته همان‌طور که گاز تولید شده به طرف سطح جریان می یابد فشار و دمای گاز کاهش خواهد یافت. اگر وارد ناحیه دو فازی شود فاز مایع هم تشکیل شده و از طریق جدا کننده های سطحی جمع آوری خواهد‌شد.
ویژگیهای مخازن «گاز تر» عبارتند از :
ـ نسبت گاز به نفت بین ۶۰ هزار تا ۱۰۰ هزار SCF/STB
ـ چگالی نفت در حالت انبار بالای ۶۰ درجه API
ـ مایع بدون رنگ می باشد
ـ شرایط عملیاتی دستگاه جداکننده مانند فشار و دما در داخل منطقه دوفازی قرار دارد .
▪ مخزن گازی خشک
مخلوط هیدروکربن هم در مخزن و هم در تاسیسات سطحی به صورت گاز وجود دارد. تنها مایع همراه با گاز در مخزن گازی خشک، آب می باشد. نمودار فازی مخزن گازی خشک در شکل ۱۵ نشان داده شده است. معمولا سیستمی که دارای نسبت گاز به نفت بزرگتر از ۱۰۰ هزار SCF/STB باشد، گاز خشک در نظر گرفته می‌شود.

تدوین : مهندس شبیر نبوی ـ دانشجوی کارشناسی ارشد مخازن هیدروکربوری- دانشکده فنی - دانشگاه تهران ـ خبرنگار مهندسی نفت سرویس مسایل راهبردی دفتر مطالعات خبرگزاری دانشجویان ایران(ISNA)

منبع : خبرگزاری ایسنا