اولین تجربه ZERO OIL FLARING در عملیات چاه آزمایی در ایران

حضور شرکت گاز استان اصفهان در دوازدهمین کنفرانس آزمونهای غیر مخرب بازرسی فنی درسوئد
شهریور ۱۰, ۱۳۹۷
رونمایی از چهار محصول جدید ایرانول روغن ایرانی برای خودروهای خارجی
شهریور ۱۲, ۱۳۹۷

اولین تجربه ZERO OIL FLARING در عملیات چاه آزمایی در ایران

در سال ۱۹۵۰، چاه آزمایی به عنوان ابزاری برای شناخت رفتار مخزن وارد رشته مهندسی نفت شد. با بهبود مدل‌های تفسیری چاه آزمایی، متخصصان نفت توانستند از آن‌ها برای ساختن مدل‌های بهتری از مخزن استفاده نمایند. مهندسین مخزن با کمک این مدل‌ها می‌توانستند به بررسی دقیق‌تر شرایط مخزن بپردازند و با توجه به آن برنامه‌ریزی‌های لازم برای آینده تولید را انجام دهند.
در شرایط موجود استفاده از منابع فسیلی، بویژه نفت به دلیل ارزان بودن و در دسترس بودن اجتناب ناپذیر است. در سال های اخیر استفاده بی رویه از منابع فسیلی باعث افزایش گاز های گل خانه ای در جو زمین و گرم شدن زمین شده است. در کنار این مسئله ورود آلاینده های نفتی به آب‌های سطحی و دریاها، از عوامل اصلی ایجاد بحران زیست محیطی در محیط های دریایی است. وضع قوانین سخت گیرانه از سوی سازمان های بین‌المللی برای کنترل گسترش این الودگی ها باعث شده است شرکت های پیشرو در پی توسعه روش‌های جدید برای افزایش بهره وری از این ماده ارزشمند باشند. ساخت دستگاه اندازه گیری چند فازی(MPFM) و همچنین توسعه روش زیرو فلرینگ(Zero Flaring) حاصل این تفکر شرکت های فعال توسعه دهنده تکنولوژی های نوین بوده است. زیرو فلرینگ به مجموعه روش‌هایی گفته می شود که در آنها سوزاندن نفت یا گاز از چرخه فرآیندی تولید حذف شده است.
دستگاه‌های اندازه گیری چند فازی، در مقایسه با دستگاه‌های جدا کننده چندفازی سقلی(Multi-Phase Separator) مرسوم، بسیار کوچک‌تر هستند و نیازی به جدا کردن نفت، گاز و آب برای اندازه گیری دبی هریک از آنها ندارند. این دستگاه ها با ایجاد اختلاف فشار جزئی در مسیر جریان و دریافت مشخصات هر یک از فازها سهم هر فاز در تولید را در لحظه اندازه گیری می‌کنند. به دلیل این‌که گاز همراه نفت در این سیستم ها باقی می ماند و نیازی به جدا سازی آن برای اندازه گیری نرخ‌های جریان هر فاز نیست، بنابراین در صورت وجود خط لوله انتقال، سوزاندن گاز همراه در مشعل از این سیستم حذف می‌گردد.

عملیات مرسوم تمیز کاری و چاه آزمایی با دو مشکل همراه است. اولاً نفت و گاز تولید شده در طول عملیات باید بطور ایمن در مشعل سوزانده شوند تا از انتشار مواد هیدروکربنی در محیط زیست جلوگیری گردد. سوزاندن سیال تولید شده در محل اگر چه باعث کاهش مشکل نشت نفت و آلودگی زیست محیطی می‌شود، اما سوزاندن آن بدین صورت هم از جهت اقتصادی و هم از جهت محیط زیستی دارای اشکال است. ثانیاً آب تولید شده در طول عملیات بعد از خروج از جدایشگر چند فازی، می تواند حاوی مقادیر زیادی اسید باقی مانده از عملیات انگیزش چاه و یا نفت باشد که همراه آب از جدایشگر خارج شده اند و با آن وارد محیط زیست می‌شوند.
برای رفع مشکل اول می‌توان به جای سوزاندن نفت در مشعل، آن را به خط لوله انتقال تزریق کرد(Zero Oil Flaring). در ابتدا با استفاده از مواد خنثی کننده ای مانند بی کربنات سدیم، خاصیت اسیدی سیال حذف می شود تا برای گذر از خط لوله و تجهیزات فرایندی آماده شود. سپس به وسیله یک پمپ تک فاز، فشار نفت تولید شده افزایش می‌یابد تا بتواند به درون خط لوله انتقال تزریق شود. برای رفع مشکل دوم نیز میتوان از مواد کاهش دهنده امولسیون نفت-آب( Demulsifier) استفاده کرد تا با شکست ساختار امولسیونی نفت-آب، تفکیک این دو داخل جدایشگر بهتر انجام شود. برای رسیدن به نتیجه مطلوب تر نیز می‌توان آب خارج شده از جدایشگر را از داخل تانک‌های ذخیره(Surge Tank) عبور داد تا زمان بیشتری به نفت همراه آب جهت جدایش داده شود. آب خروجی از تانک به واسطه جدایش چند مرحله ای نفت از آن در شرایطی است که میتوان آن را در محیط تخلیه نمود( میزان نفت همراه آب باید در محدوده استاندارد باشد، در غیر این‌صورت باید تعداد تانک‌ها و مدت زمان استراحت افزایش یابد).
استفاده از روش زیروفلرینگ در خشکی به دلیل سهولت در اجرا به سرعت توسعه یافت. این روش هم اکنون توسط شرکت‌های پیشروی بین‌المللی برای تولید زود هنگام از مخازن جدید استفاده می‌شود. اجرای این روش در میدان‌های دریایی، به دلیل مشکلات مربوط به فضای مورد نیاز برای ذخیره سازی نفت و هزینه‌های اولیه آن با چالش‌های بیشتری همراه بوده است.
برای اولین بار در ایران شرکت نفت «فلات قاره» توانست با ایجاد تغییرات در یک شناور چند منظوره، روش زیروفلرینگ نفت را در خلیج فارس اجرایی نماید. این روش روی یکی از چاه های میدان «اسفند»، واقع در منطقه عملیاتی «سیری» انجام شد.
پس از مدت کوتاهی از قرار‌گیری این چاه در مدار تولید، درصد آب دهی آن روند صعودی در پیش گرفته وتا حدود ۹۵% افزایش می‌یابد که در نهایت به دلیل افت فشار و دمای سر چاهی از خط تولید خارج می‌شود. شرکت نفت فلات قاره برای بررسی محل دقیق ورود آب به چاه، عملیات نمودارگیری تولید(PLT) را برنامه‌ریزی می‌نماید. در این عملیات ابزارهای دما، فشار، سرعت سنج پروانه‌ای، کالیپر، اشعه گاما، چگالی سیال و پس‌ماند آب به داخل چاه رانده می‌شوند و مشخصات سیال و فشار در هر عمق را در شرایط تولید پایدارضبط می‌نمایند. به کمک تحلیل این داده ها می‌توان ماهیت سیال تولیدی در هر نقطه ورودی به چاه را مشخص نمود.
دقت داده های این عملیات به میزان زیادی به پایداری شرایط تولید چاه بستگی دارد. برای ایجاد شرایط پایدار، جریان تولیدی باید توسط یک کاهنده(Choke) کنترل شود تا نرخ تولید و فشار سر چاهی ثابت گردد. این شرایط با استفاده از ابزار چندراهه کاهنده چاه آزمایی (Choke Manifold) فراهم می‌شود. نتایج بدست آمده از اندازه‌گیری دبی جریانی هر یک از فاز‌ها توسط جدایشگر چند فازی جهت بررسی نتایج، با داده‌های حاصل از نمودارگیری PLT مقایسه شد.
در تجربه‌های قبلی شرکت در به کار‌گیری جدایشگر چند فازی، به دلیل حجم بالای آب تولیدی در این چاه و وجود امولسیون نفت- آب جدایش آب از نفت درون جدایشگر بصورت کامل انجام نشده بود. در نتیجه سوختن نفت در مشعل به صورت ناقص انجام شده بود و ذرات باقی مانده نیز به دریا می ریخته که در نتیجه آن آلودگی در دریا افزایش یافته بود. بر اساس تجربه قبلی، برنامه ریزی عملیات جدید با درنظر گرفتن راه حل های رفع این مشکل تهیه گردید.
در سال های گذشته این پروژه ها در دریا توسط دکل‌های دریایی انجام می شده است. اما شرکت نفت فلات قاره تصمیم گرفت برای افزایش سرعت و کاهش هزینه‌های این پروژه، از شناور چند منظوره «هیلا» استفاده نماید. این شناور که سابقه کار به عنوان سرویس بارج برای کمپانی توتال فرانسه را نیز در کارنامه خود دارد، این بار مامور انجام پروژه ویژه‌ای در خلیج فارس شد. طرح اصلی پروژه، جریان‌دهی چاه به وسیله تجهیزات نصب شده روی شناور و نمودارگیری تولید از آن، بدون استفاده از دکل دریایی بوده است. به منظور افزایش بهره وری و جلوگیری از سوزاندن نفت، برنامه جمع آوری نفت از شدن شیر هیدرولیکی سر چاهی آغاز شد. سیال با گذر از شیر سرچاهی، وارد لوله ارتجاعی فشار قوی شده و پس از گذر از شیر ایمنی اتوماتیک به چند راهه کاهنده می رسید. در این مرحله، سیال با گذر از کاهنده (Choke Bean)، به حالت جریان بحرانی رسیده و در ادامه مسیر خود وارد جدایشگر چند فازی می گردید. در داخل جدایشگر آب، نفت و گاز از یکدیگر جدا شده و در مسیر خروج از جدایشگر، دبی هر یک از آن ها توسط وسایل اندازه گیری تعبیه شده روی جدایشگر اندازه گیری شد.
سپس گاز جدا شده به سمت مشعل نصب شده روی شناور هدایت شده و درآنجا در شرایط ایمن سوزانده می شد. نفت و آب نیز به همراه هم به سمت تانک های ذخیره(Surge Tank) نصب شده روی عرشه شناور هدایت می شدند. این تانک ها مدت زمان بیشتری برای جدایش نفت از آب فراهم می کرد. نفت جدا شده در تانک پس از خروج از آن به سمت مخازن شناور که از قبل برای ذخیره سازی نفت آماده شده بودند هدایت می گردید. در این تانک های حجیم، شرایط مناسب و زمان کافی برای جدا شدن آب از نفت فراهم بود. آب موجود در تانک ذخیره هم از خروجی دیگر آن، به سمت مخزن ذخیره در نظر گرفته شده برای آب هدایت می گشت. مقدار اندک نفت باقی مانده همراه آب فرصت کافی داشت که بعد از ورود به این مخازن (در شرایط پایدار و مدت زمان کافی) از آب به طور کامل جدا شود.
در این عملیات با استفاده از روش زیرو فلرینگ ۳۳۸۴ بشکه نفت بازیافت شد. با توجه به قیمت کنونی نفت(حدود ۶۰ دلار به ازای هر بشکه) تقریبا ۲۰۳۰۴۰ دلار در مجموع از محل نسوزاندن نفت صرفه جویی گردید. نفت ذخیره شده در مخازن شناور در انتهای عملیات به داخل خط لوله انتقال نفت سکو، پمپ گردید.
این عملیات طی مدت ۲۹ روز بطور کامل و بدون بروز مشکل فنی و ایمنی انجام شد. نتایج این پروژه نشان داد استفاده از راه حل های نو در پروژه های مهندسی نفت می تواند باعث کاهش هزینه تولید شود. از ابتدای این پروژه علاوه بر اهداف اصلی، کاهش انتشار آلودگی های نفتی و مسائل زیست محیطی مرتبط با آن به همراه استفاده بهینه از منابع نفتی، دو اولویت مهم شرکت نفت فلات قاره بوده اند. نتایج مطلوب حاصل شده از این پروژه سبب شد، استفاده از سیستم های همراه بهبود دهنده / جدا کننده نفت(MOT/MOS) و دستگاه نفت زدا ( ِDeoiler با قرار گیری در مسیر آب خروجی از تانک ها، عملیات جدا سازی نفت از آب را بهبود می بخشد) در پروژه های آتی شرکت در دستور کار قرار گیرد.
دست آورد های حاصل شده در این پروژه تایید کننده این حقیقت است که راه حل های بهینه برای حل مسائل موجود تنها با همکاری نزدیک شرکت های تابع شرکت نفت و پیمانکاران پروژه های نفت و گاز حاصل می‌گردد. تعریف مسئله و بیان مشکل از سوی شرکت‌های بهره بردار و ارائه راه حل فنی و مالی از سوی شرکت‌های پیمانکار، کلید حل بهینه این مشکلات است. برای رسیدن به این شرایط نیاز به بازنگری در قوانین موجود احساس می‌شود. گاهی اوقات مشکلاتی در طول یک پروژه ایجاد می‌شود، که خارج از تعهد شرکت پیمانکار فعال است. در این شرایط استفاده از شرکت ثالث برای رفع مشکل غیر قابل اجتناب است. موانع قرار دادی و طولانی بودن فرآیند مناقصه، باعث می‌شود که رفع این مشکلات عملا بسیار زمان‌بر و طولانی مدت شود. تسهیل قوانین برای رفع این مشکلات می تواند بسیار راه گشا باشد.

میلاد رضائی
کارشناس ارشد مهندسی نفت، شرکت پترو دانیال کیش (PDK)

دیدگاهتان را بنویسید

نشانی ایمیل شما منتشر نخواهد شد. بخش‌های موردنیاز علامت‌گذاری شده‌اند *