جدول المحتويات:
طريقة النافورة - تسخير الطاقة الداخلية في الرواسب
ما هي القوة الدافعة وراء إنتاج النفط في ظل ظروف الخزان؟
كم من الوقت يمكن للبئر أن ينتج الماء؟
في هذه المقالة، سأقدم بإيجاز الطرق الرئيسية لاستخراج النفط. يوجد النفط في طبقات من الصخور المسامية (المراكم). وفي هذه المراكم يتراكم النفط. الشرط الثاني هو أن تكون المراكم مغطاة بطبقة عازلة غير منفذة للنفط والغاز؛ وإلا سيتبخر الغاز ويتحول النفط في النهاية إلى بيتومين.
لاستخراج النفط، يجب حفر بئر. يدخل البئر إلى طبقة إنتاج النفط، وهنا تبدأ المتعة: يجب استخراج النفط بطريقة ما إلى السطح.
كيف يظهر النفط في الأرض؟ (الجزء الأول)
هناك ثلاث طرق رئيسية لاستخراج النفط (استخراج الآبار): النافورة والآلية (بالمضخة). كما تُستخدم أحيانًا تقنية الرفع بالغاز، وهي لا تستخدم المضخات بل تتطلب حقن طاقة خارجية. لذلك، يمكن اعتبار الرفع بالغاز طريقة انتقالية بين طريقتي الاستخراج بالنافورة والآلية.
طريقة النافورة - تسخير الطاقة الداخلية في الوديعة:
عند تطوير حقل نفطي حديث، يكون النفط الموجود فيه عادةً تحت ضغط مرتفع. يُسمى الضغط داخل التكوين ضغط التكوين، ويُسمى الضغط داخل البئر ضغط قاع البئر. عادةً، تكون هذه القيم ثابتة في البئر المغلقة. في البئر العاملة بشكل طبيعي، يمر التكوين بانخفاض - يكون ضغط قاع البئر أقل من ضغط التكوين. على العكس، في البئر المغلقة، يمر التكوين بانخفاض - يكون ضغط قاع البئر أعلى منه. إذا كان ضغط التكوين مرتفعًا بما يكفي، فيمكنه التغلب على مقاومة الضغط الجوي وإجبار النفط على الخروج. في هذه الحالة، تتكون نافورة زيتية.
ما هي القوة الدافعة وراء إنتاج النفط في ظل ظروف الخزان؟
1. نموذج غطاء الخزان:
تحتوي الرواسب ذات شكل القبة، على وجه الخصوص، على منطقة مملوءة بالغاز في الأعلى - الغطاء الغازي.
كما نعلم جميعًا، الغاز قابل للانضغاط بدرجة عالية. عند تشغيل بئر نفط، يبدأ الغاز بالتمدد، وهذه هي القوة الدافعة التي تدفع النفط عبر البئر إلى السطح.
في هذه الحالة يتم إنتاج حقل النفط بحيث لا يتسرب الغاز الطبيعي الموجود في الغطاء الصخري قبل الأوان، ويتم إدراجه في رصيد الاحتياطي الوطني ويتم استعادته بعد إنتاج النفط.
2. نموذج الغاز المذاب:
بالإضافة إلى غطاء الغاز، يحتوي الزيت أيضًا على غازات مذابة. ويزيد الضغط العالي من كمية الغازات المذابة. تُسمى نسبة حجم الغاز المذاب إلى حجم أو كتلة الزيت في الظروف القياسية بكسر الغاز (GF). على سبيل المثال، إذا كان 50 مترًا مكعبًا لكل طن من الزيت، فهذا يعني أن 50 مترًا مكعبًا من الغاز مذابة في كل طن من الزيت (في الظروف القياسية).
عندما ينخفض الضغط، يبدأ الغاز بالارتفاع على شكل فقاعات، حاملاً معه الزيت. يكمن السر في التأكد من أن عدد الفقاعات كافٍ وكبير الحجم؛ وإلا، سيظهر الغاز فقط، ولن يرتفع السائل.
يُطلق على الغاز الطبيعي المُنتَج مع النفط اسم الغاز المصاحب. وهو مشابه للغاز الطبيعي العادي، ولكن بتركيزات أعلى. وتحديدًا، يحتوي على كمية أكبر من غاز البترول المسال (غاز البترول المسال، وهو جزء كبير من الهيدروكربونات الخفيفة، ويحتوي على نسبة أعلى من البروبان والبيوتان) والمكثفات (البنتان والهيدروكربونات الأعلى). يُعدّ الغاز المصاحب مادة خام قيّمة لصناعة البتروكيماويات، ومصدرًا لمخاليط البروبان والبيوتان المستخدمة كوقود لمحركات الغاز.
3. وضع ضغط الماء:
في هذا الوضع، يكون ضغط المياه الهامشية هو العامل الرئيسي وراء انزلاق النفط إلى قاع بئر الإنتاج. توجد المياه في قاع الرواسب، إما كمياه متبقية من تكوينها، أو كمصدر مستمر للمياه الهامشية، المتصلة بالسطح والمستمدة من مصادر مثل مياه ذوبان الجليد ومياه الأمطار.
يُعد هذا الأسلوب التشغيلي الأكثر كفاءةً في حقول النفط، إذ يُتيح استخدامه الفعال استخراج كميات كبيرة من النفط من التكوين. ومع ذلك، لا يُمكن التشغيل طويل الأمد إلا بشرط واحد: الحقن الخارجي المستمر للمياه عبر نظام آبار الحقن (نظام يُحافظ على ضغط التكوين)؛ وإلا، سينضب مصدر الطاقة بسرعة.
4. ضغط الماء المرن:
في هذا الوضع، يحدث إزاحة النفط نتيجةً للتمدد المرن للنفط نفسه، والماء المحيط بالمكمن، وهيكل التكوين. هذا يعني أنه تحت تأثير الصخور التي تعلو الخزان، ينضغط كلٌّ من النفط والسائل وهيكل الصخور، وإن كان ضغطه طفيفًا. مرونة السائل والتكوين نفسه منخفضة جدًا. ومع ذلك، عندما يكون النظام الهيدروليكي كبيرًا وضغط التكوين مرتفعًا، يمكن إزاحة كميات كبيرة من السائل من التكوين إلى جوف البئر بسبب تمدد السائل وانخفاض حجم المسام (الكسر). تتميز الخواص المرنة للسائل والتكوين بمعاملات انضغاطهما، على التوالي. يوجد أيضًا وضع الجاذبية، ولكنه لا يوفر طاقة كافية لرفع النفط.
إلى متى يمكن للبئر أن يستمر في التدفق؟
يعتمد هذا كليًا على حقل النفط وطريقة الاستخراج. عمومًا، كلما كان الحقل أحدث عمرًا، زادت آباره. ومع ذلك، تُستنفد الطاقة بسرعة، في غضون أشهر أو حتى سنوات، مما يُجبر على استخدام طرق الاستخراج الآلية، وهي دائمًا أكثر تكلفة. هناك استثناءات، مثل حقل تنجيز النفطي في كازاخستان، الذي ظل يتدفق لمدة 21 عامًا على الأقل (1991-2010). قد لا يزال النفط يتدفق، لكننا لم نرَ أي معلومات عنه منذ فترة طويلة.
الآبار الجديدة في الحقول القديمة تعمل أيضًا كآبار تدفق. ومع ذلك، فهي عادةً غير متصلة بخط أنابيب الإنتاج الرئيسي لأن ضغط خط الأنابيب يكون عادةً حوالي ٢٠-٢٥ ضغطًا جويًا. لا يُولّد البئر المتدفق هذا الضغط، لذا لا يتدفق النفط منه.
في هذه الحالات، يُركَّب جهاز فصل غاز لفصل الغاز عن السائل، وجمع الزيت في حاوية، ثم حرق الغاز. يُعد هذا بلا شك هدرًا كبيرًا للموارد، ولكن في بعض الحالات، يكون حرق الغاز المصاحب ودفع الغرامة أرخص من جمعه واستخدامه.
ماذا يحدث عندما يجف البئر المتدفق؟
الآن، لم يبقَ سوى شيء واحد: الانتقال إلى مضخة قضيب شفط زيت الآبار العميقة. مع ذلك، في بعض الحالات، قد يُشكّل الانتقال الفوري إلى نظام ضخ مشكلة. على سبيل المثال، في حقول الغاز الطبيعي والنفط. مضخات قضيب شفط زيت الآبار العميقة هي مضخات إزاحة موجبة، تعمل أساسًا بكباس وطرد مركزي. إذا كان معامل الغاز مرتفعًا، تمتلئ المضخة بالهواء، أو بالأحرى، تصبح مُهوّأة. هذا يعني أن حجرة العمل تمتلئ بالغاز، مما يؤدي إلى جفاف المضخة واحتراقها بسرعة.
لمنع ذلك، يُركّب فاصل غازات على وحدة الضخ لإزالة الغازات السائبة. وهناك طريقة أخرى تتمثل في استخدام موزع، مصمم لتفتيت شوائب الغاز في سائل التكوين، مما يُنتج خليطًا متجانسًا من الغاز والسائل، يُنقل بعد ذلك إلى مدخل مضخة الطرد المركزي الغاطسة.
مع ذلك، لا يكون هذا فعالاً إذا كان محتوى الغاز مرتفعاً. لذلك، في مثل هذه الحالات، يُستخدم رفع الغاز. تُغني هذه الطريقة عن خفض المضخة، وتُحسّن استخدام الطاقة الداخلية للغاز المذاب في التكوين. يُضخ الغاز من السطح عبر سلسلة من الأنابيب إلى قاع المضخة، حيث يمتزج بالسائل. يمتزج الغاز المحقون بالغاز المنطلق من سائل التكوين، مُشكّلاً خليطاً غازياً-سائلاً بكثافة تسمح للضغط الموجود في قاع البئر بأن يكون كافياً لرفع السائل إلى السطح عبر الرافعة.
سوف يستكشف القسم التالي مبادئ تشغيل مضخة قضيب شفط الزيت في البئر العميق.
إذا وجدت هذا مثيرا للاهتمام، يرجى الإعجاب والاشتراك.