جزوه های آموزشی وزارت نفت

کلیک کنید

استفاده از تکنولوژی‌های نوین با قابلیت‌های بیشتر، یکی از روش‌های بهبود کیفیت و اقتصاد تولید، برتری در رقابت با سایر تولیدکنندگان و در اختیارگرفتن بازار می‌باشد. در صنایع پتروشیمی، خصوصاً در خاورمیانه به دلیل وجود تولیدکنندگان متعدد و رقابت نزدیک کشورهای تولیدکننده مواد پایه، استفاده از تکنولوژی‌های نوین بسیار به صرفه خواهد بود. یکی از این روش‌ها تبدیل متانول به الفین می‌باشد که علاوه بر نو و اقتصادی‌بودن آن دارای امتیازات ویژه‌ای برای کشورهایی است که از گاز طبیعی به عنوان خوراک پتروشیمی استفاده می‌کنند. در این مطلب به معرفی این تکنولوژی و مزایای استفاده از آن اشاره شده است:

اتیلن و پروپیلن مهمترین الفین‌های پایه می‌باشند که جهت ساخت پلیمرهای مختلف، بازارهای بزرگی را به خود اختصاص داده‌اند. این دو مونومر امروزه از طریق کراکینگ گرمایی هیدورکربن‌های اشباع‌شده همچون اتان بدست می‌آیند.

تبدیل اتان به الفین‌هایی نظیر اتیلن و پروپیلن، در سالهای آتی با مشکلاتی قابل توجه روبرو شده است. عمده این مشکلات، تامین اتان برای واحدهای روبه رشد پتروشیمی از منابع هیدورکربوری و اشباع بازار برخی مشتقات این مواد نظیر پلی‌‌اتیلن و اتیلن می‌باشد. این مسائل در کنار یکدیگر نیاز به تکنولوژی جدیدی را که از محدودیت‌های فرآیند کراکینگ گرمایی عاری باشد، ایجاد نموده است.

یکی از این فرآیندها تبدیل کاتالیستی ترکیبات متوکسی نظیر متانول و یا دی‌متیل‌اتر به مخلوط الفین‌ها می‌باشد. این پروسه که MTO یا "متانول به الفین" نام دارد، متانول خام را به اتیلن و پروپیلن تبدیل می‌نماید. در طی این فرآیند ابتدا در مرحله اول، گاز طبیعی به متانول خام تبدیل می‌گردد و در مرحله دوم متانول حاصله از طریق یک واکنش کاتالیستی به اتیلن و پروپیلن تبدیل می‌گردد. از عمده ویژگیهای این فرآیند تبدیل عمده‌ترین جزء گاز طبیعی (متان) به الفین می‌باشد. متان حدود 90 درصد از گاز طبیعی را تشکیل می‌دهد, از این‌رو تبدیل آن به الفین بسیار پرصرفه می‌باشد. اتیلن و پروپیلن تولیدی با خلوص بالای 97 درصد بوده و می‌توان آنرا به‌راحتی جدا ساخته و به واحد پلیمرسازی فرستاد.

در شکل زیر شمایی از روشهای موجود تولید اتیلن و پروپیلن و مشتقات آنها ارائه شده است.



تکنولوژی‌های دیگری نیز برای تبدیل متان به محصولات باارزش بالاتر وجود دارد، اما این فرآیندها در مقایسه با فرآیند MTO از بازده پایین‌تر و صرفه اقتصادی کمتری برخوردار می‌باشند.

نحوة کشف فرایند تبدیل متانول به اولفین

روش تبدیل متانول یا دی‌متیل‌اتر به اولفین‌ها بوسیله شرکت موبیل کشف گردید؛ کشف این روش به طور تصادفی اتفاق افتاد. در حین آزمایش فرآیندی که به قصد تولید نوعی سوخت انجام پذیرفت، مقادیر کمی الفین به صورت محصول جانبی تولید گردید که منجر به جلب توجه متخصصان امر شد. این فرآیند در طول سالهای بعد به دقت مورد تکمیل و اصلاح قرار گرفت و کاتالیست آن به کاتالیست بستر مایع تغییر یافت.


در فرآیندهای اولیه مورد استفاده جهت تبدیل متانول به الفین، نیاز به گرم کردن خوراک از طریق مبدل‌های ویژه بود که در مراحل بعد این مشکل از طریق ایجاد جریان پلاگ ساده برای تماس کاتالیست MTO و خوراک برطرف گردید. در این فرآیند ابتدا خوراک متانول مورد نظر، تحت یک کاتالیست اسیدی با از دست دادن مولکول آب به دی‌متیل‌اتر تبدیل شده و پس از ورود به راکتور MTO ، در مجاورت با کاتالیست موردنظر، در دما، فشار و زمان اقامت معین به محصولات موردنظر تبدیل می‌گردد. واکنش تبدیل متانول به اولفین واکنشی گرماگیر بوده و به ازای تبدیل هر مول متانول به اولفین حدود Btu 6000 گرما نیاز دارد. محصولات جانبی واکنش مخلوط بوتان، هیدورکربن‌های c5+ ، پارافین‌های c1- c4، آب، زغال کک، اکسیژن،H2 و COx می‌باشد.

توجه شرکت‌های مختلف به روش MTO

امروزه تحقیق و توسعه بر روی فرآیند MTO بوسیله شرکتهای هیدرو و UOP نروژ بطور موفقیت‌‌آمیزی پیگیری می‌شود. یک نمونه از پلنت متانول به اولفین بوسیله شرکت هیدرو در نروژ نصب گردیده است. این پلنت در یک چرخه پس از مصرف کاتالیست آن را در برج احیا، بازیافت کرده و دوباره مورد مصرف قرار می‌دهد. خروجی این برج سوخت گازی یا fuel gas می‌باشد. این واحد در حال حاضر روزانه حدود750 هزار تن در روز متانول را به عنوان خوراک مصرف می‌نماید که عمدتاً از گاز سنتز (CO+H2) بدست می‌آید. عمده‌ترین منبع گاز سنتز، گاز طبیعی است. این گاز را می‌توان از محصولات نفتی چون نفت و زغال سنگ نیز بدست آورد.

کاتالیست

کاتالیست مورد استفاده بوسیله شرکت هیدرو، 100-MTO با ترکیب سلیکونیوم فسفات، به صورت غربال مولکولی می‌باشد. این کاتالیست به شدت گزینش‌گر (selective) بوده و بدین وسیله به تولید اتیلن و پروپیلن می‌پردازد.

کاتالیست‌های دیگر مورد استفاده، کاتالیست زئولیتی ZMS-5 به کار رفته توسط شرکت موبیل و کاتالیست SAPO-34 می‌باشند.

امتیازات فرآیند MTO

بسته به زمان و مکانهای مختلف, بازارهای متفاوتی برای اتیلن و پروپیلن وجود دارد. در آمریکا و اروپا تقاضا برای اتیلن اغلب بیشتر از پروپیلن می‌باشد در حالیکه در اقیانوسیه تقاضا برای پروپیلن بیشتر از اتیلن است. همچنین مطابق نمودارهای زیر میزان تقاضا برای این دو نوع محصول با گذشت زمان متغیر می‌باشد.







همان‌گونه که مشاهده می‌شود تقاضا برای اتیلن در یک بازه زمانی نسبت به تولید کاهش یافته و پس از سالهای2007 و 2008 مجدداً با افزایش روبرو است. در حالیکه در ارتباط با پروپیلن تقاضا در بازه زمانی سال 2002 تا سال 2010 رو به افزایش می‌باشد. از این رو در طول سالهای آتی توان تغییر واحدهای تولیدی اتیلن و پروپیلن، بسته به میزان تقاضای بازار و محل فروش امری حیاتی است. عملکرد فرآیند تبدیل متانول به اولفین از این لحاظ قابل توجه می‌باشد که این فرآیند انعطاف‌پذیر بوده و می‌تواند به نحوی صورت پذیرد که بسته به نیاز، اتیلن و یا پروپیلن بیشتری تولید نموده و نسبت محصولات راتغییر دهد.

در فرآیند مورد استفاده شرکت هیدرو تغییر نسبت محصولات در بازه زیر امکان‌پذیر می‌باشد:




بنا به گزارش Vandijk و Glenway این نسبت اتیلن به پروپیلن می‌تواند با استفاده از راکتور بستر ثابت، با توجه به شرایط اعمال‌شده از 1,5 تا 5,1 تغییر یابد.

در فرآیند تبدیل متانول به الفین، چنانچه اتیلن ماده تولیدی اصلی باشد، گرمای مورد نیاز واکنش کمتر از زمانی است که پروپیلن به عنوان جزء اصلی محصولات تولیدی مدنظر قرار می‌گیرد. در این فرآیند جهت تولید پروپیلن بیشتر نسبت به اتیلن، می‌بایست اقداماتی نظیر: زمان تماس خوراک با کاتالیست، دمای واکنش بالاتر و فشار جزئی بیشتر متانول در تماس با کاتالیست را انجام داد تا پروپیلن به عنوان محصول اصلی بدست آید.

بنابراین با تغییرات ساده عملیاتی می‌توان نسبت محصولات تولیدی را به دلخواه تغییر داد.

علاوه بر این مسأله با استفاده از متانول به عنوان خوراک، می‌توان به مزایایی از جمله حمل و نقل آسان‌تر و کم‌هزینه‌تر نسبت به اتان دست یافت.

امتیازات دیگری نظیر: تولید محصولات جانبی محدود در مقایسه با سایر روشهای کراکینگ و در نتیجه ساده بودن سیستم بازیافت و خالص‌سازی، ساده‌تر بودن پلنت مورد استفاده نسبت به واحدهای معمولی بدلیل وجود پارافین کم و عدم نیاز به سیستم‌های جداکننده پروپان/ پروپیلن و اتان/ اتیلن بدلیل تولید پروپیلن و اتیلن با خلوص بیش از 98 درصد، دیگر ویژگیهای این فرآیند می‌باشند.

نتیجه:

اقتصادی بودن این پروسه به عواملی نظیر قیمت و بازار فروش اولفین‌ها، هزینه متانول خوراک، هزینه کاتالیست و پلنت بستگی دارد. در کشور ما بدلیل نیاز به تولید مواد باارزش افزوده از نفت خام و گاز طبیعی، احداث واحدهای متعدد پتروشیمی در دستور کار قرار گرفته است. تعدادی از این واحدها به بهره‌برداری رسیده و یا در حال انجام بوده و در مورد احداث تعداد واحدهای قابل توجه دیگر پیش‌بینی‌هایی انجام‌شده و برنامه‌ریزی‌هایی صورت پذیرفته است.

محصولات پایه نظیر اتیلن و پروپیلن، عمده‌ترین محصولات واحدهای کشور می‌باشند. تولید این محصولات در واحدهای مذکور به همان شیوه سابق، یعنی کراکینگ اتان صورت می‌پذیرد که در مقایسه با روش تبدیل متانول به اولفین از محدودیت‌های زیادی برخوردار می‌باشد. با توجه به این که میزان تقاضای اتیلن در سالهای آتی دچار نوسانات عمده‌ای شده و برای پروپیلن بازار مناسبی فراهم خواهد آمد، استفاده از تکنولوژی MTO در واحدهای صنایع پتروشیمی کشور می‌تواند آینده‌ای مناسب را برای پتروشیمی کشور رقم زده و نگرانیهای موجود در زمینه اشباع بازار مشتقات اتیلن را کاهش دهد.

وفور گاز طبیعی و سهولت تبدیل آن به متانول از طریق واحدهای متانول، نظیر خارک و ماهشهر عامل مهم دیگری در زمینه اقتصادی بودن این تکنولوژی برای کشور می‌باشد.

کاتالیست و دانش فنی احداث پایلوت صنعتی و نیمه‌صنعتی MTO می‌تواند به صورت خرید لیسانس و یا در حالت ایده‌آل، بدلیل نو بودن و در مرحله بلوغ قرار داشتن تکنولوژی آن، از طریق تحقیق و توسعه مشترک با شرکتهای صاحب لیسانس، مورد استفاده قرار گیرد. در این زمینه آنچه از اهمیت بیشتری برخوردار می‌باشد درک لزوم استفاده از تکنولوژی‌های جدید، اهمیت دادن به این مسأله و تدبیر مدیران و مسئولان ذیربط در زمینه اخذ و به کارگیری این تکنولوژیها می‌باشد.

روشهای معمول بازیافت نفت از مخازن

انتخاب روش اقتصادی بازیافت نفت از مخازن هیدروکربوری، از اهمیت زیادی برخوردار است و سالانه سرمایه گذاری کلانی در این باره در کشورهای مختلف انجام می¬شود. نفت خام با توجه به وضعیت مخزن می¬تواند طی سه مرحله استخراج شود. در این مطلب، ابتدا روشهای مختلف بازیافت نفت از مخازن هیدروکربوری بیان شده است و در خاتمه روش بازیافت مناسب نفت در کشورمان مورد بررسی واقع شده است:
1) مرحله اول بازیافت
پس از عملیات حفر چاه و اصابت آن به مخزن نفت، به دلیل فشار زیاد موجود در مخزن، جریان نفت به سوی دهانه? خروجی چاه سرازیر میشود. این مرحله از استخراج که عامل آن فشار داخل خود مخزن است به "بازیافت اولیه نفت"موسوم است. با افزایش تولید و کاهش فشار، سرعت تولید نیز کاهش مییابد تا اینکه فشار به حدی میرسد که دیگر نفت خارج نمیشود. در این مرحله ممکن است, تنها 30 تا 50 درصد کل نفت مخزن استخراج شود. علاوه بر فشار مخزن، عوامل دیگری مانند خواص سنگ مخزن و میزان تخلخل آنها و نیز دمای مخزن نیز در میزان تولید مؤثرند. به عنوان مثال، کل نفت مخازن آمریکا حدود 109*400 بشکه بوده است که تا سال 1970 حدود 109*100 بشکه? آن توسط روش¬های اولیه استخراج شدهاند. البته هر قدر میزان گاز آزاد در مخزن بیشتر باشد، مقدار تولید نفت توسط این روش بیشتر است. زیرا تغییرات حجم گاز در مقابل تغییر فشار بسیار زیاد است. به عنوان مثال، در ایالت پنسیلوانیای آمریکا به دلیل پایین بودن نفوذپذیری سنگ مخزن (کمتر از 50 میلیدارسی) و انرژی کممخزن که ناشی از پایین بودن مقدار گاز طبیعی آزاد است، میزان نفت استخراج شده با روشهای اولیه بین 5 تا 25 درصد کل نفت بوده است و به همین دلیل در این ایالت روش¬های مرحله دوم از سال 1900 میلادی شروع شده است.
2) مرحله دوم بازیافت
از روشهای مؤثر در مرحله? دوم یکی "سیلاب¬زنی آب"و دیگری "سیلاب¬زنی گاز"یا "تزریق گاز"است. در روش سیلاب¬زنی آب، آب با فشار زیاد، از طریق چاه¬های اطراف چاه تولید نفت وارد مخزن شده و نیروی محرکه لازم برای استخراج نفت را به وجود میآورد. معمولاً در اطراف هر چاه نفت، چهار چاه برای تزریق آب وجود دارد. لازم به ذکر است, تزریق "بخار آب"، دما را افزایش و گرانروی را کاهش میدهد. در این روش که از بخار آب به جای آب استفاده میشود، با کاهش گرانروی نفت، جریان آن راحتتر صورت گرفته و سرعت تولید بالا میرود. در روش سیلاب¬زنی گازی، گاز (مانند گاز طبیعی) با فشار زیاد به جای آب وارد مخزن شده و نفت را به طرف چاه خروجی به جریان میاندازد. در کشور ونزوئلا, حدود 50 درصد گاز طبیعی تولید شده دوباره به چاه¬های نفت برای استخراج در مرحله? دوم برمیگردند. نحوه? تزریق گاز شبیه تزریق آب به صورت چاه¬های پنجگانه است. در مواردی که گرانروی نفت خیلی بالا باشد از تزریق بخار آب برای استخراج مرحله? دوم استفاده میشود.
3) مرحله سوم بازیافت
پس از استخراج به کمک روش¬های مرحله? دوم هنوز هم 30 الی 50 درصد نفت میتواند به صورت استخراج نشده در مخزن باقی بماند. در اینجاست که استخراج نفت به کمک روش مرحله? سوم صورت میگیرد. یکی از روشهای مرحله? سوم تزریق محلول "مایسلار"(Micellar solution) است که پس از تزریق آن، محلولهای پلیمری به عنوان محلول بافر به چاه تزریق میشود. در آمریکا ممکن است, روشهای استفاده از محلولهای مایسلار تا 50 درصد کل روشهای مرحله? سوم را شامل شود. محلول مایسلار مخلوطی از آب، مواد فعال سطحی، مواد کمکی فعال سطحی، نفت و نمک است. در روشهای جدید تهیه? محلول مایسلار، نفت، نمک و مواد مکمل فعال سطحی حذف گردیدهاند. محلولهای مایسلار نیروی تنش سطحی بین آب و نفت را تا حدود dyne/cm 0.001 یا کمتر از آن کاهش میدهند. گرانروی محلول پلیمری حدود 2 تا 5 برابر گرانروی نفت است. غلظت پلیمر حدود ppm میباشد. در حال حاضر از "پلیآکریلیمیدها"((Polyacrylimides و زیستپلیمرها به عنوان پلیمر در محلول بافر استفاده میشود. مواد فعال سطحی معمولاً "سولفونات¬های نفتی سدیم"هستند و از لحاظ خواص و ساختار شیمیایی شبیه شویندهها میباشند. از الکلها نیز برای مواد کمکی فعال سطحی استفاده میشود. هزینه? تولید محلولهای مایسلار برای تولید هر بشکه نفت در سال 1975 حدود 1.5 دلار در آمریکا بوده است. یکی دیگر از روشهای مرحله? سوم، روش "احتراق زیرزمینی"است. طی این روش اکسیژن موجود در هوا در زیرزمین با هیدروکربنها میسوزد و مقدار گاز تولیدشده، فشار مخزن بالا میرود. گرما همچین گرانروی را کاهش داده و جریان نفت راحتتر صورت میگیرد. یک روش دیگر مرحله? سوم که اخیراً مورد توجه فراوان قرار گرفته است, استفاده از گاز دیاکسید کربن می¬باشد. این گاز بسیار ارزان بوده و در نفت نیز حل میشود و گرانروی آن را کاهش میدهد. از روشهای دیگر مرحله? سوم، انفجارهای هستهای در زیرزمین است که این انفجارها شکاف مصنوعی در سنگها به وجود میآورد و جریان نفت را تسهیل میکند. روش¬های مختلف بازیافت نفتEOR) ) به طور اختصار در شکل 1 نشان داده شده است.
4) روش¬های مناسب بازیافت نفت از مخازن ایران
به طورکلی در ایران، از روش¬های تزریق گاز و تزریق آب برای ازدیاد برداشت استفاده می¬شود. اما در بحث تزریق گاز، شرایط ایران بسیار استثنایی است؛ اولاً ایران دارای مخازن عظیم گازی است و می¬توان گاز را با هزینه بسیار ناچیزی تولید و سپس به مخازن نفت تزریق نمود، در حالی که در سایر نقاط دنیا به عنوان مثال دریای شمال، علاوه بر خرید گاز, هزینه¬های نسبتاً بالایی نیز برای حمل و نقل باید پرداخت نمود. دوم اینکه با توجه به مسئله صیانت, در حدود 90 درصد از گاز تزریقشده در مخازن به صورت گاز همراه یا در گاز کلاهک در مخزن ذخیره میشود و پس از پایان کار حدود 90 درصد یا بیشتر این مقدار مجدداً قابل بازیافت و استخراج خواهد بود. در سایر کشورها, به دلیل ماهیت خصوصی صنعت نفت خود, سرمایه گذاران خصوصی حاضر به ذخیرهکردن گاز به مدت چند سال برای تزریق نیستند، لذا تزریق گاز برای اینگونه کشورها ممکن است غیراقتصادی باشد. البته به جای تزریق گاز در مخازن نفت، از تزریق آب نیز می¬توان سود جست که کشورهای دیگر بیشتر از این روش استفاده میکنند ولی میزان کارآیی تزریق آب نسبت به تزریق گاز بر حسب مخزن کاملا متفاوت می¬باشد. بهطورکلی در مورد مخازن نفت ایران, به دلیل نوع مخازن و ویژگی¬های نیروهای کشش بین سطحی، تخلیه ثقلی و غیره و همچنین سایر مسائل اقتصادی دیگری که عنوان شد، تزریق آب نسبت به تزریق گاز دارای مزیت کمتری است. از لحاظ صیانت هم نفت بیشتری تولید کرده و می¬توان از گاز ذخیره شده در مخازن بعدها استفاده نمود. تزریق گاز خصوصاً در شرایطی که ما صاحب یک میدان گازی مشترک هستیم، بسیار اقتصادیتر است و از طرف دیگر، این گاز برای نسل آینده ذخیره میشود. علاوه بر این، تولید نفت نیز به مقدار قابل ملاحظهای افزایش مییابد. لذا بهتر است، پروژههای تزریق گاز در ایران اجرا شود, مگر اینکه اثبات شود که تزریق گاز از لحاظ فنی و اقتصادی به صرفه نیست. به همین دلیل در حال حاضر, بهطور عمده در مخازن نفت, تزریق گاز نیز منظور می¬شود.

مآخذ:

1- آشنایی با مهندسی مخازن نفت و گاز, دکتر محمدرضا ریاضی, موسسه علمی انتشارات دانشگاه صنعتی شریف, چاپ دوم, 1380.
2- روش¬های صحیح صیانت از مخازن نفت کشور, (دیدگاه مهندس آل¬اقا).

استخراج نفت ازچاههای هوشمندآنچه امروزه ذهن بسیاری از تولیدکنندگان نفت جهان را به خود مشغول کرده، چگونگی افزایش عرضه است؛ چراکه تولیدکنندگان عمده ناچار هستند برای برطرف ساختن نیازهای بازار که برآورد شده از حجم کنونی ?? میلیون بشکه در روز به ??? میلیون بشکه تا سال ???? می رسد از تجهیزات و امکانات به مراتب پیچیده تری استفاده کنند.در این میان بسیاری از میدان های عمده نفت و گاز جهان، چندین دهه است که به طور مداوم مورد بهره برداری قرار گرفته اند. از این رو، استخراج نفت و گاز بیشتر از این میدان ها، مقوله ای بس پیچیده و دشوار است. علاوه بر این انتظار می رود از آن دسته از میدانهایی که در دست اکتشاف قرار دارند یا قرار است توسعه یابند، استحصال و خروجی کمتری داشته باشند.

به همین دلیل مبحث جدیدی به نام چاههای هوشمند» و «استخراج هوشمندانه نفت و گاز» مطرح می شود. کارشناسان انرژی معتقد هستند بازار آینده نفت وگاز در دست تولیدکنندگانی خواهد بود که از فناوری های هوشمند در امر اکتشاف واستخراج بهره بگیرند. چندی پیش «یاپ فان بالگوین» مدیر برنامه میدان های هوشمند در کمپانی شل، طی یک کنفرانس شبکه ای زوایای جدیدی از این فناوری را نمایان ساخت. بالگوین در بخشی از سخنانش گفت: خبر خوش این است که ما می دانیم بخش عمده نفت، کجا خوابیده است. این نفت در همان محل هایی قرار دارد که سالیان سال مورداستخراج و بهره برداری قرار داشته است.

به گفته بالگوین، کمپانی نفتی شل استفاده از نسل جدیدی از تجهیزات ویژه چاههای نفت را با هدف افزایش توان بازیابی و استخراج و توسعه میدان های حاشیه ای با هزینه های به صرفه و اقتصادی آغاز کرده است. این امر با ارائه اطلاعات واقعی و دقیق از جریان استخراج، کمپوزیسیون سیالات ساختاری و فشار و دمای داخل چاه به مهندسان و اپراتورها میسر شده است.

براساس تحقیقات با بهره گیری از این فناوری می توان حجم بازیابی و استخراج از میدان های نفتی را تا ? درصد افزایش دادکه البته حجم بسیار کلانی است. بالگوین در این رابطه گفت: شرکت شل دریافته است که این ادعا، صحت دارد. در بهره گیری از فناوری جدید ما حتی به منافعی دست یافته ایم که هرگز پیش بینی نکرده بودیم. البته باید اذعان داشت که کسب بهترین نتیجه منوط به کنار هم گذاشتن تمام عناصر لازم از جمله مقیاس، نمونه سازی، تصمیم گیری و اجراست. شاخص های بهره برداری هوشمند از یک میدان نفت وگاز این است که ابتدا ذخایر میدان را اندازه بگیرید، سپس از محتویات، فعل و انفعالات و هر آنچه در این میدان ممکن است در جریان باشد نمونه سازی کنید، آن گاه مجموعه تصمیم های خود را اتخاذ کنید و سپس وارد مرحله اجرای تصمیمات شوید.

در حقیقت دستاورد کمپانی شل از فناوری جدید بسیار فراتر از آماری است که تخمین شده، چرا که توان استخراج ذخایر نفتی در حوزه عملیاتی شل در کشور کوچک اما نفت خیز برونئی، پس از به کارگیری فناوری هوشمند ?? درصد افزایش یافته است و به همین علت امروزه در برونئی تمام چاه های نفتی تحت فناوری هوشمند فعال هستند.

البته به خاطر پیچیدگی مطالعات زمین شناسی در برونئی، تا چندین سال بعد از اکتشافات نفت در این کشور (در سال ????) هیچ استخراجی صورت نگرفت و در واقع حفر چاه های هوشمند بود که صنعت نفت را در این کشور احیا کرد. دامنه امتیازهای فناوری چاه های هوشمند بسیار گسترده است و بخشهای مختلف از جمله اکتشاف، حفاری و استخراج را در بر می گیرد.

به لطف این فناوری، سکوهای نفتی کمتری ساخته می شوند و حجم تردد و آمد و شد نیروی انسانی نیز کاهش محسوسی پیدا می کند. در نتیجه دخالت و نقطه تماس انسان با محیط زیست هم کاهش می یابد.

بنا به آمار رسمی، شرکت شل تا پایان سال ???? میلادی، بالغ بر ??? میلیون دلار از محل بهره گیری از چاه های هوشمند در خلیج مکزیک، برونئی، مالزی و دریای شمال اضافه درآمد کسب کرده است که بخش عمده این اضافه درآمد در پی کاهش هزینه های انسانی، کاهش دخالت فیزیکی، صرفه جویی در وقت بویژه در چاههای آب عمیق و جبران ضرر ناشی از تاخیر در تحویل (به سبب دشواری های استخراج) حاصل شده است.

در حال حاضر فناوری چاه های هوشمند با عناوین مختلفی در اختیار شرکتهای نفتی عمده و مطرح قرار گرفته است. به عنوان مثال سیستم استخراج هوشمند با عناوین عملیات هوشمند، عملیات الکترونیکی و نیز عنوان چاه های هوشمند شناخته می شود. ولی ماهیت کار در تمامی این سیستم ها یکسان و مشابه است. هوشمندی یک چاه برگرفته از عملکرد حسگرهایی است که بر جریان مایعات داخل چاه، بویژه از نظر ترکیب آب و نفت نظارت می کنند. نسبت و حجم جریان، فشار و دمای داخل چاه توسط این سنسورها چک می شود و تصویری دقیق از آنچه صدها متر زیر زمین در جریان است، در اختیار اپراتور قرار می گیرد.

* هوشمندی در منابع انرژی
فناوری هوشمند در صنعت نفت تنها به چاه های نفتی محدود نمی شود. بنا است این فناوری در آینده نزدیک به خطوط لوله هم سرایت کند. آنچه در این عرصه مطرح است، به کارگیری سنسورهایی است که بتوانند روی خطوط لوله زیرزمینی سوار شده و به صورت چهاربعدی بر اتفاقات زیر زمین نظارت کنند. توسط این سنسورها می توان دریافت که در کدام قسمت، آب با نفت تلاقی دارد، آن گاه می توان جریان آب را با لوله های هوشمند از مسیر نفت دور کرد. همچنین می توان اعماق چاه های قدیمی را از نظر حجم آب ترکیبی با نفت بررسی کرد و دریافت که آیا دور کردن مسیر آب از نفت میسر است یا خیر.

طبیعی است که روشن شدن این مساله نقش مهمی در آینده بهره برداری از چاه های نفتی دارد. شرکتهای نفتی اگر دریابند که چاه مورد نظر آنها دیگر غنا و بهره دهی گذشته را ندارد، اقدام به توقف استخراج و بستن چاه می کنند که این امر، به نوعی با کاهش ضرر و افزایش خالص درآمد مترادف است.

چاه های هوشمند و محیط زیست

تکنولوژی چاه های هوشمند علاوه بر موارد ذکر شده تاثیر مثبت و چشمگیری در سلامت محیط زیست و ایمنی دارد. چرا که به کمک جداسازی درون چاهی نفت و گاز می توان میزان تولید گازهای نامطلوب را تا حد چشمگیری کاهش داد. گازهایی مثل سولفید هیدروژن علاوه بر تاثیر منفی در سلامت تنفسی محیط عملیات، باعث ایجاد خوردگی در تاسیسات نیز می شوند.

همچنین به کمک جداسازهای درون چاهی آب و نفت می توان میزان آب تولیدی را تا حد مطلوبی کاهش داد. این امر در مناطق دریایی دارای اهمیت زیادی است. چراکه آب مخزن از لحاظ میزان ویتامین ها و پروتئین ها و مواد معدنی با آب دریا تفاوت زیادی دارد و چنانچه دفع مناسب این آبها ممکن نباشد، سلامت جانداران آبزی به خطر می افتد. معمولا در چاه های جدید آب پس از جداسازی به سازندهای پایینتر پمپاژ می شود.
به کمک الگوریتم ها و روشهای بهینه سازی چه در بخش حفاری و چه در بخش تولید می توان چاه ها را با دقت بالا در منطقه مورد نظر حفاری کرد و پس از حفاری به کمک اطلاعات زیادی که در هر لحظه از چاه مخابره می شود و دستگاه های کنترل به بهترین نحو از مخزن بهره برداری کرد و کمتری آسیب را به آن رساند

پژوهشگران شرکت های بیوتکنولوژی در "دره سیلیکون" که منطقه ای در جنوب شرقی سانفرانسیسکو است, درصدند با استفاده از زباله های گیاهی و تغییر ساختار ژنتیکی باکتری ها و مخمرهای آبجو از طریق فناوری ژنتیک، بنزین و نفت تولید کنند.
"دره سیلیکون" 80 کیلومتر بین سانفرانسیسکو و سان خوزه و 20 کیلومتر بین اقیانوس آرام و خلیج سافرانسیسکو وسعت دارد. انقلاب دیجیتالی از این منطقه آغاز شد و بالغ بر 7 هزار کنسرسیوم بزرگ الکترونیکی، نرم افزاری و اینترنتی از جمله اینتل، آپل، هولت پاکارد، ابی، یاهو، گوگل جهان را از این منطقه متحول کردند. هم اکنون این احتمال وجود دارد که در سال های آینده انقلاب بعدی نیز از دره سیلیکون آغاز شود. سرمایه داران "دره سیلیکون" این بار رویای تولید نفت و بنزین در سر می پرورانند و شرکت های بیوتکنولوژی در صددند با استفاده از زباله های گیاهی و تغییر ساختار ژنتیکی باکتری ها و مخمرهای آبجو از طریق فناوری ژنتیک بنزین و نفت تولید کنند.

ادامه مطلب...