مخازن گاز و چالش‌های پیش رو ـ رفتارشناسی سیالات هیدروکربوری

● پیش درآمد
ذخایر نفت و گاز طبیعی عبارتند از ترکیبات هیدروکربنی‌ای که به طور طبیعی در مخازن زیرزمینی تحت فشار و دمای بالا یافت می شوند. صنعت نفت و گاز برای تأمین انرژی مورد نیاز جوامع امروزی به اکتشاف، تولید و پالایش این سیالات مبادرت می ورزد. در این مقاله اهمیت شناخت صحیح رفتار فازی سیالات هیدروکربوری(این شاخه از علم مهندسی نفت و گاز معمولاً با نام PVT Study شناخته می شود و بسیاری از مفاهیم آن با مهندسی شیمی مشترک است) در مدیریت بهینه‌ی کل زنجیره‌ی ارزش نفت و گاز، از تولید تا مصرف، مورد بررسی قرار می گیرد.
● مقدمه
در مهندسی نفت و گاز با ترکیبات پیچیده‌ای از سیالات مواجهیم که رفتارشان به شدت متأثر از ساختار شیمیایی آن‌هاست. ساختار این سیالات را مجموعه‌ای از اجزاء مختلف شیمیایی شامل اجزاء غیرهیدروکربنی و طیف گسترده‌ای از اجزاء هیدروکربنی ـ بالاخص گروه آلکان‌ها با فرمول شیمیایی (CnH۲n+۲) ـ تشکیل می دهند. معمول‌ترین اجزاء هیدروکربنی سیالات نفتی و گازی عبارتند از:
- متان و اتان (اجزاء سبک)
- پروپان و بوتان (اجزاء سبک- میانی)
- پنتان و هگزان ( اجزاء میانی- سنگین)
- و اجزاء سنگین یا C۷+ (مولکول‌هایی که تعداد اتم کربن آن‌ها بیش از ۷ است)که بیشتر در نفت خام (به‌ویژه نفت های سنگین) یافت می شوند.
رایج ترین ترکیبات غیرهیدروکربنی موجود در نفت و گاز تولیدی از مخازن عبارتند از:
- نیتروژن (N۲)
- دی اکسید کربن (CO۲)
- سولفید هیدروژن (H۲S)
- آب هم دراغلب مواقع همزمان و به صورت هم‌زاد با نفت و گاز در مخزن وجود دارد و همراه آن‌ها تولید می شود.
فرآیند مهندسی نفت و گاز در حوزه‌ی عملیات خود علاوه بر گوناگونی ترکیب سیالات، با محدوده‌ی تناوبی وسیعی از دما و فشار نیز مواجه است.
به عنوان نمونه، فرآوری گاز طبیعی مایع شده (LNG)( Liquified Natural Gas) در دماهای فوق العاده پایین (حدود -۱۶۰ درجه سانتیگراد) صورت می‌پذیرد حال آن‌که در فرآیند شکست مولکول‌های سنگین (Cracking) در پالایشگاه‌های نفت، دماهای بالاتر از ۳۷۰ مورد نیاز است. در میان این دو بازه‌ی زمانی، دماهای حدود ۹۰ درجه یا بیشتر( که سیالات تولیدی از مخزن دمایی در این حدود دارند) و دمای شرایط استاندارد در سطح که ۲۰ درجه سانتیگراد می باشد، از لحاظ عملیات مهندسی حائز اهمیت هستند.
عامل فشار هم در محدوده‌ی وسیعی مابین فشار اتمسفر یا کمتر از آن (در آزمایشات تقطیر در خلاء) و فشارهایی تا حدود چند میلیون پاسکال متغییر است. سیالات هیدروکربنی تحت شرایطی با دامنه‌ی تغییراتی این‌چنین گسترده دچار تغییر و تحولاتی شگرف می‌شوند. اما در نهایت این سیالات در غالب تک فازی (گاز، مایع یا جامد) و یا چندفازی (گاز-مایع، مایع-جامد، گاز-جامد و گاهی مخلوط مایع-مایع) یافت می شوند و مورد بهره برداری قرار می گیرند.
شناخت کنش و واکنش این سیالات با عوامل ترمودینامیکی مؤثر(عواملی که باعث تغییر در فشار، دما و حجم سیال می‌شود) بر آنها در آنالیز دقیق سیستم های مهندسی، اجتناب ناپذیر است. بدین منظور مهندسان نفت و گاز می‌بایست از ابزارهای قابل اطمینانی استفاده کنند که آنها را در پیش بینی رفتار فازی هیدروکربن‌ها، تحت شرایط گوناگون ترمودینامیکی، یاری دهند.
● رفتار مخزن هیدروکربنی
در صنعت نفت و گاز، عمده‌ی توجه مهندسان در قسمت‌های عملیاتی معطوف به شرایطی است که سیالات همزمان در حالت دو فازی مایع- گاز قرار دارند. یکی از مفیدترین شیوه‌های نمایش رفتار فازی سیالات، نمودار فشار- دما(P-T Diagram) می باشد. در این نمودار رفتار فازی هر سیال با یک ترکیب مشخص را می توان با منحنی فشار- دمای منحصر به فردی مشخص کرد. درون این منحنی به شرایط حضور همزمان مایع و گاز (با نسبت های مختلف) اختصاص دارد و بیرون مرزهای آن، سیال در حالت تک فازی است.
شرایط دما و فشار مخزن (با فرض ثابت بودن) را با یک نقطه روی نمودار مشخص می کنند. بر این اساس، مسیر ترمودینامیکی تولید سیال را نیز می توان در نمودار ترسیم کرد که بیانگر تغییر شرایط دما و فشار سیال از درون مخزن تا روی سطح است. مشاهده‌ی این مسیر به مهندسان اجازه می‌دهد بهترین شیوه و استراتژی را برای تولید از مخزن تعیین و اجرا کنند.
محل قرار گرفتن نقطه‌ی دما وفشار مخزن نسبت به منحنی فازی(Phase Envelope) ، نوع مخزن را تعیین می کند. قرار گرفتن آن در سمت چپ نقطه‌ی بحرانی بیانگر یک مخزن نفتی است، حال آنکه در مخازن گازی این نقطه سمت راست نقطه ی بحرانی واقع می شود.
به طور کلی مخازن هیدروکربوری را به پنج دسته تقسیم بندی می کنند:
- نفت سیاه(Black Oil)
- نفت فرار(Volatile Oil)
- گاز- میعانی(Gas Condensate)
- گاز مرطوب(Wet Gas)
- گاز خشک(Dry Gas)
تفاوت اساسی بین سه گاز طبیعی، ترکیب سیال و نسبت محتوای متان (به عنوان جزء سبک) و C۷+ (به عنوان جزء سنگین) در آن‌هاست. سه نوع گاز طبیعی در شکل ۱ نمایش داده شده است. در حقیقت محل نقطه ی بحرانی(نقطه c) و شکل منحنی فازی سیال، تابع ترکیب سیال است. طبق یک قانون کلی، با افزایش محتوای اجزاء سنگین، منحنی فازی در نمودار فشار – دما به سمت راست میل می کند. براین اساس سیال A در مقایسه با دو سیال دیگر حاوی بیشترین مقدار جزء سبک (متان) است. با افزوده شدن بر مقدار C۷+ ، از سیال A که معرف گاز خشک است به منحنی سیال B که معرف گاز مرطوب است می رسیم. سیال C از نوع گاز – میعانی است که نسبت به دو نمونه ی دیگر حاوی بیشترین میزان اجزاء سنگین است.
تفاوت رفتار فازی این سه نوع سیال، در هنگام تولید جریان سیال از درون مخزن به سمت چاه (مسیرRDP)( Reservoir Depletion Path) و نیز در زمان تولید سیال از ته چاه به سمت سطح زمین (مسیر SDP)( Surface Depletion non-isothermal Path) خود را نشان می دهند. از آن‌جایی که جریان سیال درون مخزن تغییری در دمای سیال ایجاد نمی کند، مسیر این جریان به صورت یک خط عمودی هم – دما(Isothermal) نشان داده شده است که از مکان اولیه ی دما و فشار مخزن آغاز شده است. با رسیدن سیال به سطح زمین، کاهش هم‌زمان در فشار و دمای سیال تولیدی رخ می دهد که خط خمیده ی SDP نمایشگر این مسیر از شرایط ته چاهی تا سطح است. همانطور که در شکل ۱ مشخص است از گاز خشک هیچ گونه مایعی چه در درون مخزن و چه در سطح ایجاد نمی شود (به این معنا که خط مسیر تولید وارد منطقه ی دو فازی منحنی فازی نمی شود).
در عین حال، گاز مرطوب هرچند که در درون مخزن تا ته چاه تک فازی باقی می ماند، اما با افت فشار و دمای آن، مقداری مایع هیدروکربنی از فاز گازی جدا می شود و در تأسیسات سطح الارضی ترکیبی از گاز و مایعات گازی حاصل می شود. سیالات گاز میعانی رفتار متفاوتی از خود نشان می دهند و افت فشار ناشی از جریان سیال به سمت چاه موجب تشکیل میعانات گازی در درون مخزن می شود. بروز این پدیده ی نامطلوب منجر به باقی ماندن میعانات گران‌بها در درون مخزن و نیز ایجاد اختلال در روند جریان گاز به سمت چاه می شود.
منحنی فازی سیالات نفتی به دلیل محتوای بالای اجزاء سنگین که بخش عمده ای از ترکیب نفت را تشکیل می دهند، بیشتر به سمت راست نمودار فشار – دما تمایل می یابند و نسبت به منحنی سیالات گازی خوابیده ترند.
تشخیص صحیح نوع سیال مخزن و چگونی رفتار آن نکته ای اساسی و بسیار حساس در طراحی تأسیسات سطح الارضی و تعیین استراتژی تولید است. علاوه بر این، در شبیه سازی کامپیوتری هر مخزن، این تشخیص بسیار حائز اهمیت است تا آن جا که شبیه سازی مخازن بر اساس آن به دو روش متمایز تفکیک شده است:
۱) روش نفت سیاه
۲) شبیه سازی چندجزئی
اگر فرض بر این باشد که سیال مخزن رفتاری مانند نفت سیاه دارد، آنگاه رفتار فازی آن فقط تابعی از دما و فشاربوده و مستقل از ترکیب سیال در نظر گرفته می شود. در این حالت سیال تنها ترکیبی از دو جزء، یکی نفت مایع و دیگری گازاست که با افتادن فشار فاز مایع به زیر فشار نقطه ی حباب از آن جدا می شود. این مدل ساده تنها زمانی قابل استفاده است که نمونه ی واقعی سیال، در هر دو فاز مایع و گاز، در طول پروسه ی تولید از مخزن ترکیب ثابتی داشته باشد. اما این فرض در بسیاری از مواقع غیر قابل قبول است. شبیه سازی مخازن گاز- میعانی، عملیات تزریق گاز و حلا ل های امتزاج پذیر به مخازن نفتی (در پروژه های ازدیاد برداشت) نمونه هایی از مواردی هستند که باید در شبیه سازی آنها از روش چندجزئی استفاده کرد. در این فرآیندهای پیچیده باید تأثیر هرگونه تغییر دما و فشار را بر تغییر ترکیب سیال و در نتیجه رفتار فازی سیال بررسی کرد. یک عامل بازدارنده در شبیه سازی به روش چندجزئی، به رغم هم‌خوانی بیشتر نتایج حاصل از آن با واقعیت، محدودیت توان محاسباتی سیستم های کامپیوتری و در نتیجه زمان اجرای بسیار طولانی این مدل در مقایسه با روش نفت سیاه است.
● تولید، فرآوری و پالایش
سیالات مخزن به شکل مخلوطی از نفت، گاز و آب به سطح زمین می رسند. پیش از هر چیز این مخلوط به تأسیسات سطح الارضی وارد می شود تا در آنجا سه فاز نفت و گاز و آب از یکدیگر تفکیک شوند و امکان انتقال نفت و گاز توسط خطوط لوله و نیز دفع آب زائد و گاز غیر قابل مصرف، با رعایت ملاحظات زیست محیطی، مهیا شود.
پس از جدا سازی، نفت خام، گاز طبیعی و آب تولیدی سرنوشت متفاوتی پیدا می کنند.معمولاً از آب برای عملیات تزریق آب به مخازن جهت حفظ فشار آنها استفاده می شود. نفت خام را پس از نم زدائی و تصفیه ذرات جامد ( مانند شن و دیگر مواد رسوبی) به واحدهای نمک زدایی و شیرین سازی (حذف گاز سمی H۲S و دیگر ترکیبات سولفوردار) می فرستند و در مرحله ی آخر عملیات پایدارسازی(Stabilization) بر روی آن انجام می گیرد. گاز طبیعی نیز پس از نم زدایی، شیرین سازی و تفکیک مایعات و بخار آب موجود در آن، به خطوط لوله تزریق می کنند.
بر این اساس، دو دسته عملیات متمایز در تأسیسات سطح الارضی انجام می پذیرد. یکی تفکیک نفت و گاز و آب که همراه یکدیگر از چاه خارج می شوند و دیگری حذف ناخالصی ها و مواد زائد از این سه فاز و آماده سازی آنها برای استفاده در مراحل بعدی شامل انتقال، ذخیره سازی و یا بازگردانی به زیر زمین است.
هنگامی که سیالات تولیدی وارد تأسیسات سطح الارضی می شوند و عملیات مذکور بر روی آن‌ها صورت می گیرد، خواص آنها دچار تغییرات فراوانی می شوند. مهندسان می بایست در این فاز روند تغییرات فشار و دمای اعمالی بر سیالات را به گونه ای طراحی کنند که محصول خروجی مطلوب ترین وضعیت ممکن را داشته باشد. لازمه ی این امر اطلاع صحیح از رفتار فازی سیالات هیدروکربنی تولیدی است.
● انتقال و توزیع
پس از تولید و فرآوری، سیالات هیدروکربنی باید مسافتی بین چند ده تا چند صد کیلومتر و گاهی بیش از آن را طی کنند تا به محل مصرف برسند. برای این منظور می بایست روشی به صرفه را برگزید. انتقال از طریق خط لوله رایج ترین روش برای رساندن سیال از سر چاه به تأسیسات سطح الارضی و سپس به محل مصرف است. دلیل این امر هزینه ی نسبتاً پایین نگهداری خطوط لوله و نیز تضمین تحویل بی وقفه ی محصول است. با این حال، خط لوله تنها گزینه برای انتقال نفت و گاز نیست. در مواردی که فواصل چند هزار کیلومتری بین محل تولید و مصرف وجود دارد، کشتی ها با تانکرهای عظیم خود از طریق اقیانوس و آب های آزاد جایگزین خطوط لوله می شوند. برای استفاده از این روش در انتفال گاز طبیعی، باید گاز به مایع تبدیل شود تا حجم کمتری اشغال کند.LNG یا گاز طبیعی مایع شده، از کاهش دمای گاز طبیعی به حدود -۱۶۲°C در فشار اتمسفر حاصل می شود و حجمی در حدود یک ششصدم گاز طبیعی را اشغال می کند. در تجارت LNG به واحدهای مایع سازی در مبدأ و واحدهای تبدیل مجدد مایع به گاز در مقصد نیاز است. رفتار فازی گاز در عملیات مهندسی تولید و تبدیل LNG باز هم کلید اصلی ماجراست و روند تغییر حالت سیال در اثر تغییرات فشار و دما را تعیین می کند.
اهمیت شناخت رفتار فازی در انتقال سیالات هیدروکربوری از طریق خطوط لوله را می توان در قالب مثالی در مورد انتقال گاز بیان کرد.
محدوده ی هاشور خورده، منطقه ی فشار و دمایی را که گاز در حین عملیات انتقال تجربه می کند مشخص کرده است. با تغییرات فشار و دما در طول خط لوله، حسب این‌که چه نوع گازی را منتقل می‌کند، شرایط سیال درون آن می تواند کاملاً تک فازی، ترکیبی از تک فاز و دو فاز یا کاملاً دو فازی باشد. ویژگی های طراحی خط لوله و نیز شرایط حاکم بر قرارداد بین فروشنده و خریدار، محدوده ی عملیاتی(Operational Region) خط لوله را بر روی نمودار مشخص می کنند. با توجه به شکل، برای خط لوله ای با محدوده ی عملیاتی نشان داده شده، انتقال گازی با ترکیب گاز A منجر به ایجاد هیچ گونه مایعی در ابتدا تا انتهای خط لوله نخواهد شد چراکه منحنی عملیاتی(Operational Curve) که ابتدای آن دما و فشار گاز ورودی و انتهای آن حداقل دما و فشار گاز در کل مسیر خط لوله را مشخص می کند، وارد محدوده ی دو فازی منحنی فازی گاز A نمی شود. گاز غنی تر C در ابتدای خط لوله تک فازی است اما با کاهش دما و فشار در طول خط لوله و ورود منحنی عملیاتی به منحنی فازی، موجب ایجاد مایع درون خط لوله می شود. گاز D از ابتدای ورود به خط لوله در شرایط دو فازی است. مکانیک جریان و رفتار فازی سیالات دوفازی درون خط لوله از قوانین و روابط ‌خاصی پیروی می کنند که جزئیات آن در حوصله‌ی این بحث نمی گنجد.
● نتیجه گیری
عملیات‌های گوناگونی که بر روی سیالات هیدروکربوری پس از تولید تا زمانی که بدست مصرف کننده می رسند اجرا می‌شود، می تواند ترکیب و خواص آن‌ها را به شدت تغییر دهد. شناخت صحیح از رفتار فازی سیال که تمام حالات ممکن آن را در شرایط مختلف دما، فشار و ترکیب شیمیایی معلوم کند، شرط اساسی برای طراحی عملیات بهینه، ایمن و سودآور در سیستم مهندسی نفت و گاز است. در دست داشتن یک ابزار مطمئن برای پیش بینی رفتار فازی این سیالات، زیربنای تمام ابعاد مهندسی نفت و گاز از جمله شبیه سازی، تخمین ذخایر، طراحی چاه، اندازه گیری دقیق گاز و کنترل کیفیت آن، طراحی تأسیسات سطح الارضی و شبکه های انتقال و توزیع، طراحی کمپرسورها، پروژه های ازدیاد برداشت از مخازن و ... است.
چنین ابزاری با بهره گیری از معادلات حالت، امکان شناخت رفتار فازی نفت و گاز و درک صحیح فرآیندهای مهندسی نفت و گاز را فراهم می کند.

تدوین:
مهندس امین غلامی ـ دانشجوی کارشناسی ارشد مخازن هیدروکربوری-دانشگاه صنعت نفت تهران ـ خبرنگار نفت سرویس مسایل راهبردی دفتر مطالعات خبرگزاری دانشجویان ایران(ISNA)
منابع
• Danesh, A: “PVT and Phase Behaviour of Petroleum Reservoir Fluids,” Developments in Petroleum Science (۱۹۹۸), ۴۷, Elsevier Science B.V.
• McCain, W:” The Properties of Petroleum Fluids,” ۲nd edition, PennWell Books, Tulsa, Oklahoma (۱۹۹۰).
• Ayala , F, L “Phase Behaviour of Hydrocarbon Fluids – The Key to Understanding Oil and Gas Engineering Systems,” Business Briefing : Oil and Gas Processing Review ۲۰۰۶.

منبع : خبرگزاری ایسنا