۴) به كارگيری تكنولوژی چاه هوشمند در تزريق درونی گاز در يک مورد جهانی

۴-۱) تزريق درونی گاز در بلوك ۱۱ در ميدان South West Ampa در برونئی

در چاه SWA-285 تزريق جريان متقاطعي از گاز از مخازن گاز AW/AX در عمق پايين تر به كلاهك هاي گازي مخازن نفتي AV كه در روي مخازن گازي قرار دارند انجام شد كه نتيجه اين عمليات حفظ فشار بدون نياز به تاسيسات سرچاهي بود. از طريق شيرهاي كنترل شونده از سطح و گيج هاي دائمي درون چاهي پايش و كنترل تزريق گاز انجام شد. بعد از ۱۷ ماه تزريق گاز، افزايش فشار مخزن در تعدادي از چاه هاي مشاهده اي ركورد شد.
توليد مخازن نفت AV در بلوك ۱۱ در ميدان SW Ampa از سال ۱۹۷۲ شروع شد. اين مخزن از لايه هاي شني و شيلي در عمق mss) 2000-1800) تشكيل شده كه تراوايي آن در بازه ۲۰۰ تا ۶۰۰ ميلي دارسي و تخلخل ۲۵-۲۰ درصد است. درجه APIنفت آن ۴۰ و گرانروي ۰,۳۵ cp مي باشد و نفت در جا قابل انتظار ۲۲۸ ميليون بشكه و تا سال ۲۰۰۱، ۳۸ درصد آن توليد شده بود. مكانيزم توليد مخازن AV، رانش گاز است كه از طريق كلاهك گازي بزرگ تامين مي شود. ضريب برداشت ديگر مخازن SW Ampaبالاي ۵۰درصد و تامين فشار آنها از طريق آبده قوي منطقه اي مي باشد اما بلوك ۱۱با اين آبده ارتباط ندارد.
فشار AVاز ۲۷۶۰psi ابتدايي به حدود ۱۰۲۰ psi در سال ۱۹۹۹ رسيد. به همين دليل چندين چاه در اين بلوك با كاهش نرخ توليد و مشكل فرازآوري مواجه شدند. در طرح توسعه ميدان جهت حفظ فشار و ضريب برداشت ،AVتزريق سنتي گاز و آب لحاظ شد اما به دليل هزينه هاي بالا مورد قبول واقع نشد. به دليل قرارگيري مخازن AV روي مخازن گازي AW/AX كه داراي فشار حدود ۱۸۱۰ psi و حجم گاز در جاي باقيمانده ۰٫۶ Tcf بودند پيشنهاد تزريق دروني چاه براي ارتقاي مكانيزم رانش شد. به همين دليل چاهي در قله AV و AW/AX حفر شد تا جريان متقاطعي از گاز AW/AX به درون كلاهك هاي گازي مخازن AVتزريق شود. از تعداد ۶ چاه توليدي و اضافه كردن يك چاه ديگر براي تزريق دروني ضريب برداشت بلوك ۱۱ به ۵۴ درصد رسید.

۵) نكات آموزنده از موردهای جهانی فرازآوری طبيعی با گاز و تزريق درونی گاز

با بررسي موردهاي جهاني فوق الذكر نكات آموزنده زير مورد توجه قرار مي گيرد:
– مي توان از مخازني كه داراي كلاهك گازي هستند با انجام مطالعات لازم كه قبلا ذكر شد براي ديگر مخازني كه در بالا يا پايين آنها قرار دارند استفاده كرد.
– انجام مطالعات به صورت تيمي باعث خلق نوآوري ها و استفاده بهينه از پتانسيل هاي منابع مي باشد.
-كسب تجربه از عمليات هاي مختلف مي تواند براي بهينه سازي عمليات هاي مشابه و كاهش هزينه هاي عملياتي موثر باشد.
– انجام مدلسازي براي بدست آوردن اندازه بهينه شيركنترلي تزريق گاز بسيار اهميت دارد
– به نظر مي رسد ايران نيز مخازني داشته باشد كه مشابه موارد فوق باشد و پتانسيل به كارگيري اين روشها وجود داشته باشد.
– به كارگيري تجربه افراد مجرب در انجام كارها بسيار مناسب است اما نبايد طوري باشد كه كارشناسان را از خلق نوآوري ها بازدارد.

۶) نتيجه گيری

اين مقاله به معرفي تكنولوژي و روشي نو در صنعت نفت براي بهبود توليد نفت با صرف هزينه هاي كمتر پرداخت كه باعث ايجاد انگيزه براي بررسي پتانسيل هاي موجود در مخازن ايران مي شود. با پياده سازي تكنولوژي هوشمند در عمليات فرازآوري، رانش و تزريق دروني گاز فوايد ذيل نسبت به نوع سنتي آن قابل ملاحظه است:

• تجهيز كردن چاه به سيستم فرازآوري در هنگام تكميل اوليه چاه
• نداشتن تاخير در توليد
• نياز نداشتن به منبع تامين گاز ديگر
• نياز نداشتن به خط جريان تامين گاز براي هر چاه
• كاهش چشمگير مشكلات ايمني
• كاهش هزينه هاي ثابت و عملياتي
• توليد گاز
• كنترل از راه دور شيرهاي فرازآوري گاز