آشنایی با روش‌های بهبود بازیابی نفت

مقدمه:

 آشنایی با روش‌های بهبود بازیابی نفت امری ضروری می باشد البته این نکته را نباید فراموش کرد که در روش‌های ازدیاد برداشت باید از میان روش‌های مختلف بهترین آن را از لحاظ عملی و اقتصادی انتخاب کرد. در این مقاله سعی شده روش‌های مختلف ازدیاد برداشت معرفی و موارد کاربرد آن ها توضیح داده شود.
روش‌های بهبود بازیابی نفت (Enhanced Oil Recover)

مخزن هیدروکربوری ساختاری است متخلخل و نفوذپذیر در زیرزمین که انباشتی طبیعی از هیدروکربورها را به صورت مایع و یا گاز در خود جای داده و به‌وسیله‌ی سنگ‌های غیرتراوا از محیط اطراف مجزا گردیده است. درتوصیفی ملموس‌تر می‌توان مخازن هیدروکربوری را به بادبادکی پر از هوا تشبیه کرد که پوسته‌ی این بادبادک نقش همان سنگ‌های غیرتراوا را بازی می‌کند و به محض سوراخ کردن این محیط متعادل سیال‌های مخزنی (هم‌چون هوا که به سرعت از بادبادک خارج می‌شود) توسط نیروهای هیدرولیکی به درون چاه رانده می‌شوند. البته قدرت این رانش طبیعی هم‌زمان با تولید از مخزن کاسته می‌شود، چنان‌که برای نمونه گفته می‌شود مخازن ایران به‌ طور متوسط سالانه ۱۰-۸ درصد افت طبیعی فشار مخزن و افت دبی‌ تولید از چاه – افت دبی‌ تولید از چاه با افت فشار مخزن رابطه مستقیم دارد – دارند.
با افت مداوم فشار مخزن، دبی‌ تولید رفته‌رفته کم شده تا جایی که دیگر تولید طبیعی از مخزن مقرون به‌صرفه نخواهد بود. این نقطه زمانی اتفاق می‌افتد که بازیابی (Recovery) نفت از مخزن به نسبت پائین است. این بازیابی برای مخازن ایران حدود ۱۵-۲۰ درصد است؛ به عبارتی ۸۵ تا ۸۰ درصد کل نفت مخزن در سازند باقی می‌ماند. بنابراین برای برداشت نفت‌های باقی‌مانده در مخزن نیازمند روش‌های جدید و تکنیک‌های پیشرفته هستیم. ازاین رو می‌توانیم مراحل تولید از یک چاه را به‌طور کلی به دو دسته‌ی زیر تقسیم کنیم (که البته این تقسیم‌بندی به نحوه‌ی برداشت از مخزن اطلاق می‌شود):

۱- تولید طبیعی (Primary Recovery)
۲- تولید بهبودیافته (IOR or Improved Oil Recovery)

واژگان
فشار اشباع(Bubble Point Pressure):
با افت فشار مخزن، گاز محلول در نفت توانایی آن را پیدا می‌کند که از نفت خارج شود، «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.

کلاهک گازی (Gas Cap):
در صورتی که در یک مخزن نفتی هر سه سیال آب، نفت و گاز وجود داشته باشد، ترتیب قرار گرفتن سیالات درون مخزن به گونه‌ای است که از پایین به بالا ابتدا آب، بعد نفت و سپس گاز قرار می‌گیرد. به سازند‌ی که در آن گاز قرار دارد، سازند گازی و به سازندهای دیگر سازندهای نفتی و گازی می‌گویند.
به بخش بالایی مخزن که حدفاصل میان پوش سنگ و سطح تماس نفت و گاز است، کلاهک گازی مخزن نفتی می‌گویند. گفتنی است که برخی از مخازن فاقد کلاهک گازی، برخی دیگر فاقد بخش آب ده هستند و برخی فاقد هر دوی آن‌ها هستند.

سفره آبی(Aquifer):
سازند آبی‌ای که در پایین مخزن می‌تواند وجود داشته باشد.
امتزاج‌پذیری (Miscibility):
دومایع را وقتی امتزاج‌پذیر می‌گویند که کاملاً درهم حل شده و امولیسون نسازند.
اوپک (OPEC):
اوپک که شکل خلاصه شده‌ی (Organizations of Petroleum exporting Countries) یعنی سازمان کشورهای صادرکننده‌ی نفت است . این سازمان در ۱۴-۱۰ سپتامبر ۱۹۶۰ توسط ۵ کشور ایران، عربستان، ونزوئلا و کویت و عراق تشکیل شد که بعد از آن ۹ کشور دیگر الجزائر، قطر، نیجریه، امارات، اندونزی، لیبی، الجزیره، اکوادور، آنگولا به آن‌ها اضافه شدند. هدف از تشکیل این سازمان کنترل سیاست‌های قیمتی نفت بود.

تولید طبیعی(Primary Recovery)
برداشت اولیه یا تولید طبیعی به استحصال نفت تحت مکانیسم‌های رانش طبیعی موجود در مخزن و بدون استفاده از انرژی خارجی نظیر آب و گاز اطلاق می‌شود. همان‌گونه که بیان شد از یک مخزن تا مدت تقریباً کمی می‌توان به‌طورطبیعی تولیدی اقتصادی داشته باشیم . در تولید طبیعی از مخزن رانش نفت به‌علت مکانیسم‌های خاصی انجام می‌پذیرد که درزیر به بیان آن‌ها خواهیم پرداخت:

– انبساط سنگ و سیال (Rock and Fluid expansion)
– رانش توسط گازمحلول (Solution Gas Drive)
– رانش کلاهک گازی (Gas Cap Drive)
– رانش توسط آب ورودی به مخزن (Aquifer Drive)

انبساط سنگ و سیال:
دراین مکانیسم فشار وزنی لایه‌های بالا برروی سازند مخزن و انبساط خود سیال باعث رانش نفت به درون چاه خواهد شد.

رانش توسط گازمحلول:
به طور طبیعی نفت درشرایط دما و فشار مخزن مقداری گاز درخود به‌صورت حل شده دارد که با تولید و رساندن نفت به سطح زمین این گاز آزاد می‌شود. بنابراین می‌توان گفت حجم نفت درشرایط مخزن بیشترازحجم آن درسطح زمین است. البته شاید این‌گونه به نظر برسد که در این جا این پدیده بدون درنظرگرفتن تفاوت دما و فشار سازند با سطح زمین توضیح داده شده است. درصورتی‌که با کمی دقت متوجه می‌شویم که تغییرات دما و فشار نفت از سازند به سطح زمین به ترتیب باعث کاهش حجم و افزایش حجم می‌شوند، چون دما و فشار درسازند نفتی نسبت به دما و فشار درسطح زمین بالاتر است که این کاهش درمورد دما باعث کاهش حجم و درمورد فشار باعث افزایش حجم می‌شود. در این صورت کاهش و افزایش حجم پدید آمده تقریباً اثر یکدیگر را خنثی می‌کنند، بنابراین می‌توان گفت مهم‌ترین عامل تغییر حجم نفت از سازند به سطح زمین همان گازحل شده درنفت است. نسبت حجم نفت در شرایط دما و فشار مخزن به حجم نفت در شرایط دما و فشار سطح زمین را با ضریب حجمی سازند تعریف می‌کنند که با توجه به توضیحات قبلی همواره بزرگتر از یک خواهد بود. به دلیل آن که با تولید از مخزن فشار آن افت می‌کند، اگر این افت فشار تا رساندن فشار مخزن به فشار اشباع ادامه یابد مقداری از کل گاز محلول درشرایط مخزن آزاد شده که انبساط این گاز باعث رانش نفت به درون چاه خواهد شد.

رانش کلاهک گازی:
دربرخی از مخازن دربالای سازند نفتی کلاهک گازی وجود دارد که انبساط این کلاهک گازی در زمان تولید از مخزن، نفت را مانند پیستونی از بالا به سمت پائین می‌راند که مسلماً هرچه کلاهک گازی بزرگتر باشد بازیابی نفت ازاین مخزن بالاتر خواهد بود.

ورود آب به سازند نفتی:
بر خلاف شیوه رانش گازی، به جای آن‌که گاز از بالا به سیال (نفت) نیرو وارد ‌کند و باعث تولید طبیعی نفت ‌شود، می‌توان لایه‌ی آبی‌ای را تجسم کرد که از پائین سازند نفتی همانند پیستون نفت را به درون چاه می‌راند. البته باید توجه کرد که درتولید طبیعی نفت، انبساط سنگ و سیال و گازمحلول درتمامی مخازن به‌عنوان نیروی رانشی نفت به درون چاه عمل می‌کند اما می‌توانیم مخازنی داشته باشیم که هردو یا یکی ازدوعامل کلاهک گازی و سفره آبی را داشته باشند و یا اصلاً هیچ‌یک را نداشته باشد.

تولید بهبودیافته (IOR or Improved Oil Recovery )
پیش از توضیح تولید بهبود یافته می‌توان این‌گونه بیان کرد که اصولاً تولید طبیعی نفت ازهر مخزنی به فشار اولیه مخزن، نفوذپذیری سنگ مخزن و گرانروی نفت رابطه دارد. روشن است که هرچه فشاراولیه مخزن و نفوذپذیری سنگ مخزن بالاتر و گرانروی نفت پائین‌تر باشد، بازیابی اولیه بالاتر خواهد بود. عدم تعادل دراین پارامترها باعث می‌شود که تکنیک‌های دیگری دربازیابی نفت به‌کار برده شود. کلیه روش‌هایی که طی آن به مخازنی که تحت شرایط طبیعی خود قادر به تولید اقتصادی نیستند و از بیرون انرژی داده شده و یا موادی درآن‌ها تزریق می‌شود، روش‌های ازدیاد برداشت نامیده می‌شوند. (Enhanced Oil Recovery : EOR)
البته دربعضی مواقع که سیال (نفت) درته چاه وارد شده و فشار سیال درته چاه توانایی بالا آوردن آن را به سرچاه ندارد، تکنیک‌های دیگری مانند فرازش گاز (بدین‌گونه که گاز را ازسطح زمین به درون چاه تزریق می‌کنند واین گاز با نفت درون چاه مخلوط امتزاج‌پذیری را به وجود می‌آورد که چگالی آن از چگالی نفت اولیه پائین‌تر است و می‌توان با همان فشار ته‌چاه ، نفت را به سرچاه انتقال داد) و یا پمپ‌های درون چاهی (که نفت را از ته چاه به سر چاه پمپاژ می‌کنند) به‌کار گرفته می‌شود؛ اما اصولاً ازاین تکنیک‌ها به‌عنوان یکی ازروش‌های ازدیاد برداشت یاد نمی‌شود؛ آن‌چه روش‌های ازدیاد برداشت(EOR) اطلاق می‌شود روش‌هایی است که ازطریق تزریق مواد به درون مخزن به سیال انرژی داده می‌شود و هدف این روش‌ها، کاهش میزان نفت پس‌ماند مخزن است، این روش‌ها را به دودسته زیر تقسیم می‌کنند:

۱- برداشت ثانویه (Secondary Recovery)
۲- برداشت ثالثیه (Tertiary Recovery)
۱-۲) برداشت ثانویه (Secondary Recovery): این روش، افزودن انرژی‌های خارجی بدون اعمال هیچ‌گونه تغییر در خواص فیزیکی سیالات و سنگ مخزن است . به زبان ساده‌تر، سیال تزریقی تنها نقش هل‌دهنده و تعقیبی دارد. لازم به ذکر است اگر چه این تکنیک درابتدا با تزریق هوا که ارزان‌ترین و دردسترس‌ترین ماده بوده است، اجرا شده، اما تاکنون در موارد قلیلی، ازهوا به‌عنوان ماده تزریقی استفاده شده است. تزریق هوا گرچه معمولاً تولید را برای مدت‌کوتاهی افزایش می‌داد اما به سرعت مشکلات عملیاتی زیادی را پدید می‌آورد. بسیاری از مشکلات پدید آمده درتزریق هوا، ناشی از وجود اکسیژن در آن است. چراکه اکسیژن به شدت واکنش‌دهنده است و مشکلات عدیده‌ای را درتسهیلات سرچاهی و داخل مخزن پدید می‌آورد. برخی ازاین مشکلات عبارتند از:

– اشتعال خود به خودی نفت در نزدیکی چاه تزریق
– خوردگی (که مهم‌ترین عامل آن اکسیژن است)
– تشکیل امولسیون‌ها
این مشکلات و مشکلات دیگر باعث شد که از هوا به‌ عنوان ماده تزریقی در روش‌های ازدیاد برداشت ثانویه استفاده ‌نشود. امروزه از گاز و آب‌ به ‌جای هوا در این تکنیک استفاده می‌شود. اولین برنامه بازیابی ثانویه درایران درسال ۱۳۵۵ درمیدان هفتکل با روش تزریق گاز به مرحله اجرا در‌آمد پس ازآن درسال ۱۳۵۶ تزریق گاز درمیدان گچساران با هدف فشارزدائی و تثبیت فشار شروع شد که تزریق گاز دراین دو میدان عظیم نفتی کشورهم‌چنان ادامه دارد و باعث بالابردن بازیابی از حدود ۲۰-۱۵ درصد به حدود ۲۵-۳۰ درصد شده است. هم‌اکنون ایران از برنامه‌ی تزریق گاز به مخازن عقب است و بر اساس گزارش مرکز پژوهش‌های مجلس شورای اسلامی محاسبات انجام شده نشان می‌دهند که ۲۴ مخزن از کل مخازن نفتی مناطق نفت‌خیز جنوب در اولویت تزریق – گاز- قرار دارند که در۱۶ مخزن زمان تزریق سپری شده و هر چه سریعتر باید از افت فشار آنها جلوگیری به عمل آید، ۸ مخزن دیگر نیز ظرف ۲۰ سال آینده نیاز به تزریق خواهند داشت.

۲-۲)روش‌های ازدیاد برداشت ثالثیه :(Tertiary Recovery)
دراین روش انرژی خارجی به مخزن اعمال می‌شود و درنتیجه‌ی آن تغییرات اساسی فیزیکی و شیمیایی درخصوصیات سیال مخزن پدید می‌آید. به زبان ساده‌تر دراین‌جا ماده‌ی تزریقی با تغییردادن خصوصیات سیستم سیالی (مانند کم کردن گرانروی و یا تغییر چسبندگی میان سنگ و سیال) باعث ازدیاد برداشت خواهد شد. عملیات ثالثیه را می‌توان به موارد زیر تقسیم کرد:
– سیلاب‌زنی امتزاجی با گاز
– سیلاب‌زنی شیمیایی
– فرآیندهای حرارتی
– فرآیندهای استفاده از کف
– فرآیندهای تزریق میکروب (البته دربعضی تقسیم‌بندی‌ها تزریق میکروب را به‌عنوان فرآیندهایی جدا از “EOR” و تحت عنوان (MEOR (Microbial Enhanced Oil recovery می‌شناسند. در این روش میکروب‌ها و مواد غذایی را به درون چاه تزریق می‌کنند و این میکروب‌ها تحت عواملی یا تولید اسید می‌کنند که برای حل کردن سنگ‌های کربناتی بکار می‌رود و یا تولید گاز کرده که باعث بالابردن فشارمخزن و یا پائین آوردن گرانروی نفت می‌شوند. متأسفانه در حال حاضر در بزرگ‌ترین کشورهای تولید‌کننده عضو اوپک (OPEC) همچون ایران، کویت، عربستان و عراق روش‌های ازدیاد برداشت ازنوع سوم (ثالثیه) هنوز به مرحله‌ی اجرا درنیامده است اما در برخی از مخازن ایران و کویت روش‌های بازیابی حرارتی مانند تزریق بخار آب در حال بررسی است. کل روش‌های ازدیاد برداشت را به تازگی به ‌صورت زیرتقسیم می‌کنند: (برخلاف تقسیم‌بندی قدیم به صورت ثانویه و ثالثیه)

۱- گرمایی:
– تزریق بخارآب (Steam Flooding) – سیلاب‌زنی آب گرم (HOT Water Flooding) – احتراق درجا (In situe combustion ) [خشک (Dry) یا مرطوب (Wet)] – گرم کردن حرارتی ( تزریق آب) (Water Flooding)

۲- غیرگرمایی:
– سیلاب شیمیایی(Chemical flooding)(پلیمری یا قلیایی) -جابه‌جایی امتزاج‌پذیر(Miscible Flooding ): – رانش گازغنی‌ شده – سیلاب الکلی – سیلاب گاز Co2 – سیلاب گاز N2 – جابه‌جایی غیرامتزاج‌پذیر(immisible Flooding )(- گاز طبیعی یا گاز طبیعی سوخته شده)
در مقالات بعدی به تفصیل به توضیح درباره‌ی هر یک از روش‌های پیش گفته خواهیم پرداخت.

به گزارش خبرگزاری اقتصادی ایران(econews.ir) در مناطق نفت خیز جنوب، در مطالعات انجام شده به وسیله دانشجویان و کارشناسان مهندسی مخازن آمده است: تزریق آب به درون مخازن موجب جا به جایی نفت خواهد شد و این جابه جایی سبب می شود تا جریان نفت از ماتریس، داخل ترک ها شده و از آنجا وارد چاه شود.

بر اساس این گزارش، سرعت بازیابی نفت از مخازن ترک دار به عوامل متعددی از جمله خواص بلوک های ماتریس، فشار مخزن، تاریخچه اشباع سیستم ترک و ویسکوزیته سیالات و سرعت تزریق بستگی دارد؛ استفاده صحیح از منابع نفتی کشور، به منظور افزایش طول عمر آنها ایجاب می کند تا مدیریت صحیحی در این باره اعمال شود.
هم اکنون تزریق گاز و تزریق آب دو روش اصلی ازدیاد برداشت از مخازن نفتی کشور است؛ اگرچه در مناطق خشکی کشور، تزریق گاز به عنوان اصلی ترین روش ازدیاد برداشت در اولویت قرار می گیرد (در برخی میدان های نفتی مناطق نفت خیز جنوب، تزریق آب همچنان ادامه دارد) اما در فلات قاره ایران به دلیل دسترسی آسان به آب، تزریق آب در اولویت قرار می گیرد؛ در همین زمینه موضوع تزریق آب در میدان های نفتی رسالت، رشادت و سلمان در حال مطالعه است.

تزریق آب به مخازن در دو حالت ( نخست برداشت اولیه و دوم پس از اتمام فشار مخزن، برای ازدیاد برداشت) اجرا می شود؛ در حالت نخست، آب به زیر لایه نفت برای تثبیت فشار مخزن تزریق می شود در حالی که در حالت دوم، آب به داخل لایه نفتی برای جابه جایی نفت مخزن تزریق می شود.

تزریق آب در حالت دوم، «سیلاب زنی» نامیده می شود که این روش برای تثبیت فشار مخزن انجام می شود؛ به دلیل امتزاج نبودن نفت و آب تزریقی، روش تزریق آب از جمله روش های امتزاج ناپذیر نامیده می شود.
به کارگیری روش هایی مناسب برای حفظ و صیانت مخزن، بالا بردن راندمان تولید و سعی بر نگه داشتن آن در حد مطلوب در طول زمان ممکن، از جمله موارد مهم و اصلی در بحث مدیریت مخازن نفتی است.
تزریق آب، تزریق گاز، تزریق متناوب آب و گاز، روش حرارتی، تزریق فوم و ژل های پلیمری، استفاده از مواد شیمیایی کاهش دهنده نیروی کشش سطحی، شش روش ازدیاد برداشت ثانویه و استفاده از روش میکروبی به عنوان هفتمین روش ازدیاد برداشت (روش ثالثیه) از مخازن نفتی مطرح است.
خصوصیات مخزن، نوع سیالات مخزن و سیال تزریقی و طرز قرار گرفتن چاه های تولیدی و تزریقی، سه عامل مهم در موفقیت روش های ازدیاد برداشت از مخازن نفتی است.

عوامل موثر در تزریق آب

از عوامل تزریق آب می توان به دبی تزریق آب، ویسکوزیته نفت، فشار مویینگی، خاصیت تر شوندگی، نفوذ پذیری، ابعاد مخزن، یکنواختی خواص سنگ مخزن و عمق مخزن اشاره کرد. توماس و همکارانش در سال ۱۹۸۸، بعد از آزمایش ها و بررسی های گوناگون دریافتند که سنگ شناسی، تخلخل و ضخامت شبکه بلوک ها نیز از عوامل مهمی هستند که می توانند بر روی برداشت نفت و نیز عملیات حفظ و نگهداری فشار مخزن در هنگام تزریق آب، موثرتر باشند. دبی تزریق آب از آن جا که دبی تزریق، به ابعاد مخزن بستگی کامل دارد، از عدد بدون بعد مویین برای عمومیت دادن نتایج، استفاده می شود. نتایج نشان می دهند که با افزایش عدد مویین، بازیافت نفت ابتدا افزایش می یابد و به یک مقدار بیشینه می رسد و پس از آن با افزایش عدد مویین، درصد بازیافت نفت کاهش می یابد. صعودی بودن منحنی تغییرات درصد بازیافت نفت بر حسب عدد مویین، در ابتدا به این دلیل است که راندمان جاروب کردن توسط آب، با افزایش مقدار تزریق آب، افزایش می یابد. در قسمت نزولی با افزایش عدد مویین که بیانگر غلبه نیروهای ویسکوز بر نیروهای مویین است، آب از میان ترک ها که نفوذ پذیری بالاتری دارند، عبور می کند. همین امر یعنی کانالیزه شدن آب از میان ترک ها، سبب باقی ماندن بخشی از نفت خام در مخزن شده و درصد نفت را کاهش می دهد. ویسکوزیته نفت از مهم ترین پدیده هایی که ممکن است در هنگام تزریق آب رخ دهد، پدیده کانالیزه شدن است. در این پدیده، هر چه قدر سیال جابجا کننده (در این جا آب)، قابلیت تحرک بیشتری (یا ویسکوزیته کمتری) داشته باشد و سیال جابجا شونده (در این جا نفت)، تحرک کمتری (یا ویسکوزیته بیشتری) را داشته باشد، جابجایی ناپایدارتر خواهد بود و نیز هر چه مخزن ناهمگون تر باشد، این پدیده تشدید می شود. بنابراین با افزایش ویسکوزیته نفت، مقدار بازیافت نفت کاهش می یابد.
فشار مویینگی پارامتر مورد توجه دیگر، فشار مویینگی است که عامل حرکت سیال در محیط متخلخل می باشد. فشار مویینگی با کشش سطحی و کسینوس زاویه جهت حرکت نفت با امتداد افقی یا قائم، رابطه مستقیم و با اندازه خلل و فرج (حفره ها) نسبت عکس دارد. برای این که نفت از حفره ها رهایی یابد، باید نیروی مویینه کاهش یافته یا به عبارتی کشش سطحی به حداقل برسد.

مشکلات تزریق آب

کیفیت آب بستگی به مقدار جامدات معلق در آب، مقدار مواد جامد محلول در آب، تعداد باکتری های موجود و خورندگی آب دارد. کاهش نفوذ پذیری سنگ مخزن می تواند در اثر جامدات معلق موجود در آب، میکرو ارگانیسم های مختلف، تورم رس ها و همچنین رسوب های تشکیل شده در اثر اختلاط دو یا چند آب ناسازگار ایجاد شود. آب تزریقی از هر منبعی که تهیه شود، مشکلاتی را به همراه خواهد داشت که عمدتا به مواد حل شده و مواد معلق در درون آب مربوط می شود. مواد معلق باعث گرفتگی منافذ محیط تخلخل در اطراف چاه تزریقی شده و برای جداسازی آنها، از روش فیلتراسیون استفاده می شود. با حرکت آب در داخل مخزن، دمای آن افزایش یافته و مقدار حلالیت مواد حل شده در آب نیز تغییر می کند. اگر مقدار حلالیت کاهش یابد املاح در لوله های تزریقی و یا در سنگ مخزن رسوب می کنند. بر حسب نوع ترکیب، آب تزریقی می تواند با آب مخزن سازگار باشد. در این زمینه آزمایش ها و مطالعات زیادی در شرایط و مخازن مختلف، در زمینه تجانس آب ها انجام شده و تاکنون مدل های محاسباتی مختلفی برای محاسبه مقدار حلالیت رسوب های ناشی از اختلاط دو یا جند آب توسط محققین ارائه شده است. هم چنین جذب آب توسط سنگ مخزن های رسی می تواند باعث تورم آنها شود و در نتیجه، کاهش اندازه حفره ها و افت نفوذ پذیری سنگ مخزن را به همراه خواهد داشت. در مواردی که ذخایر آب تزریقی با آب سازند، ناسازگار باشد، یعنی اختلاط آب تزریقی با سیال مخزن، باعث تشکیل رسوب معدنی شود، لازم است عملیات آماده سازی برای آب تزریقی انجام شود. همین موضوع در صورت استفاده از چند منبع آب برای تزریق نیز صدق می کند. یعنی قبل از اختلاط آنها باید سازگاری و عدم تشکیل رسوب در اثر اختلاط، بررسی شود. به عنوان مثال، در حوزه های نفتی منطقه جزیره سیری، برای تثبیت فشار مخزن، عملیات تزریق آب از سال ۱۳۵۹ تا کنون در حال انجام است. در ابتدای تزریق، روزانه حدود ۷۰ هزار بشکه آب از طریق ۱۳ حلقه چاه، با فشار حدود psi 2000 تزریق می شد. پس از تزریق حدود ۵۵ میلیون بشکه ظرفیت تزریق پذیری آب به مخزن، به حدود ۳۱ هزار بشکه آب در روز کاهش پیدا کرد، در حالی که فشار تزریق افزایش یافته بود.

منابع:

مهندس ابوالقاسم کاظمی‌نی

www.iran-oil.blogfa.com

تدوین: مهندس محمد حدادی