3-3-5) فیلترهای Precipitators, Coalescing……………………………………………………………………………………………………………………………………..47
3-3-6) (SP Packs) Free-Flow Turbulent Coalescers ……………………………………………………………………………………………………………48
3-3-7) واحدهای شناورسازی…………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………48
3-3-7-1) واحدهای شناورسازی Dissolved Gas……………………………………………………………………………………………………………………………………49
3-3-7-2) واحدهای شناورسازی Dispersed Gas……………………………………………………………………………………………………………………………………..49
3-3-7-3) واحدهایISF………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………….52
3-3-7-4) سیستم‌های شناورسازی GLR Microbubble یاMBF …………………………………………………………………………………………………….53
3-3- 8) هیدروسیکلون‌ها………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………..54
3-3- 9) سیستم‌های سانتریفوژ……………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………….56
3-3- 10) روش Extraction………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………..56
3-3-10-1) فرآیند CTour…………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………..57
3-3-10-2) Epcon CFU………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………..59
3-3-10-3) فرآیند MPPE………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………….59
3-3- 11) روش‌های بیولوژیکی………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………60
3-3-11-1) سیستم HUMASORB-CSBTM………………………………………………………………………………………………………………………………………60
3-3-11-2) FBR………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………….62
3-3-11-3) تصفیه بیهوازی در راکتور UASB……………………………………………………………………………………………………………………………………………63
3-3- 12) روش جذب سطحی………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………..65
3-3-12-1) جذب سطحی روی ET ? 1………………………………………………………………………………………………………………………………………………………65
3-3-12-2) فرآیند Polishing……………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………..66
3-3-12-3) روش‌ پیشنهادی TORR…………………………………………………………………………………………………………………………………………………………..67
3-3-12-4) تکنولوژی استفاده از نوع خاصی سرامیک……………………………………………………………………………………………………………………………………68
3-3-12-5) جذب سطحی روی کربن فعال…………………………………………………………………………………………………………………………………………………….69
3-3- 13) استفاده از مواد شیمیایی…………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………70
3-3-13-1) مواد شیمیایی اکسید کننده…………………………………………………………………………………………………………………………………………………………70
3-3-13-1) مواد شیمیایی زلال کننده……………………………………………………………………………………………………………………………………………………………71
3-3-14) Disposal Piles……………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………73
3-3- 15) Skim pile…………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………….73
فصل چهارم: انتخاب مناسب ترین سیستم تصفیه آب تولیدی در سکوهای نفتی ………………………………….74
4-1) معرفی تکنولوژی Epcon CFU…………………………………………………………………………………………………………………………………………………………….76
4-2) کاربردهای Epcon CFU………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………83
4-3) مقایسه عملکرد CFUدر حالت آزمایش و اجرا……………………………………………………………………………………………………………………………………….84
4-4) پاکسازی نفت در آب تولیدی……………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………86
4-5) پاکسازی ترکیبات آروماتیک…………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………….89
4-6) پاکسازی دیگر هیدرو کربنهای آروماتیک…………………………………………………………………………………………………………………………………………………94
4-7) حساسیتCFU به نوسانات جریان…………………………………………………………………………………………………………………………………………………………103
4-8) حساسیتCFU به نوسان در غلظت گاز………………………………………………………………………………………………………………………………………………..103
4-9) حساسیت CFUبه نوسان لجن نفتی…………………………………………………………………………………………………………………………………………………….105
4-10) مقایسه عملکرد CFU و ترکیب هیدروسیکلون و گاززدا……………………………………………………………………………………………………………………106
4-11) مقایسه عملکرد CFUو سانتریفیوژ…………………………………………………………………………………………………………………………………………………….108
4-12) سازندگان تکنولوژی های تخلیه صفر………………………………………………………………………………………………………………………………………………….109
4-13) مقایسه بین CFU و MPPE در جداسازی اجزاء آروماتیک……………………………………………………………………………………………………………110
4-14) مقایسه کلی عملکرد MPPE, C Tour Crudesorb, وCFU………………………………………………………………………………………………….113
4-15) مطالعات موردی در مناطق مختلف در استفاده از CFU………………………………………………………………………………………………………………….114فصل پنجم: نتایج و پیشنهادات ………………………………………………………………………………………………………1245-1) نتایج تحقیق…………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………..1255-2) ارائه پیشنهادات……………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………..125منابع و ماخذ ……………………………………………………………………………………………………………………………………………………………….127فهرست منابع فارسی……………………………………………………………………………………………………………………………………………………127فهرست منابع لاتین……………………………………………………………………………………………………………………………………………………..129چکیده انگلیسی…………………………………………………………………………………………………………………………………………………………..131صفحه عنوان انگلیسی…………………………………………………………………………………………………………………………………………………132اصالت نامه (مختص پایاننامه)………………………………………………………………………………………………………………………………………133

چکیده
آب تولید شده همراه نفت که شامل مخلوطی از ترکیبات آلی و معدنی می باشد به عنوان بزرگترین پسماند در صنایع بالادستی نفت مطرح می باشد. با افزایش برداشت از مخازن نفت و گاز حجم این آب روز بروز در حال افزایش بوده و تخلیه نامناسب آن در خشکی و دریا مشکلات زیست محیطی زیادی به همراه خواهد داشت. تاکنون روشهای مختلفی جهت تصفیه آب تولیدی در مناطق دریایی مورد استفاده قرار گرفته اند، اما بیشتر آنها تنها برای رفع آلودگی اولیه مناسب بوده و سیستم موثرتری برای تصفیه مورد نیاز بوده تا آب تولیدی قابل استفاده مجدد یا تخلیه در محیط شود. یکی از مهمترین عوامل در تعیین روش عملیاتی در سکوهای دریایی محدودیت فضا می باشد. در سکوهای نفتی استفاده از روشهای شیمیایی و فیزیکی فشرده در گذشته و امروز مرسوم بوده است. در این مقاله تکنولوژی CFU که از سال 2000 میلادی در مناطق دریایی مورد استفاده قرار گرفته است به عنوان مناسب ترین سیستم تصفیه آب تولیدی در مقایسه با دیگر تکنولوژی های مورد استفاده معرفی شده است. بازده مناسب جداسازی، انعطاف پذیری، عدم حساسیت به نوسانات مختلف، هزینه پایین و فضای کم مورد نیاز این سیستم، شرکتهای نفتی را وادار به استفاده بیش از پیش از این تکنولوژی نموده است.
کلمات کلیدی: آب تولید شده همراه نفت (PW)، اثرات زیست محیطی، تصفیه، سکوی نفتی، واحد شناورسازی فشرده(CFU)
مقدمه
امروزه در مناطق مختلف جهان در خشکی و دریا به منظور استخراج نفت و گاز عملیات مختلفی صورت می گیرد. یکی از مشکلات دائمی در تولید نفت و گاز، فرایند تولید آب از مخازن می باشد که جز جدانشدنی فرایند تولید هیدروکربن ها می باشد. این آب تولیدی به دلیل مجاورت با مخازن از لحاظ کیفیت شبیه به نفت و یا گاز تولیدی می باشد. ضمن اینکه مواد مختلفی در طی مراحل مختلف از اکتشاف تا تولید مورد استفاده قرار می گیرند که برخی از آنها خطرناک و سمی بوده و می توانند اثرات زیانباری از جنبه های مختلف داشته باشند. در مرحله برداشت از یک چاه نفت یا گاز، آب همراه از جمله آلودگی هایی می باشد که در این حین تولید شده و به طور قطع به یقین تاثیرات خود را برمحیط زیست خواهد گذاشت. در بسیاری از مناطق جهان قوانین و مقرراتی برای جلوگیری از آلودگی های محیط زیست وضع و حتی در برخی از مناطق بسیاری از فعالیت هایی که منجر به تولید پسماندهای خطرناک نفت و گاز می شوند ممنوع گردیده است. حد مجاز نفت و روغن در آب تولیدی برای تخلیه به دریا در استرالیا mg/lit30 متوسط روزانه و mg/lit50 متوسط ماهانه می باشد. در خصوص موادی که از نظر محیط زیستی نگرانی قابل توجهی را ایجاد می کنند، بیشتر کشورها استانداردهای سخت و دقیقی برای تخلیه آب تولیدی تنطیم کرده اند. به عنوان مثال حد متوسط ماهیانه برای تخلیه نفت و روغن در آب تولیدی در ونزوئلا برابر با mg/lit 20 می باشد. در کشور ما میزان نفت و روغن در آب تولیدی برای تخلیه، بر اساس کنوانسیون کویت برای متوسط روزانهmg/lit 15 می باشد. رشد روز افزون فعالیت های صنعتی از یک سو و عدم رعایت الزامات زیست محیطی و مدیریت نامناسب پسماندهای تولیدی از سوی دیگر، سبب شده است که در چند دهه اخیر مقادیر زیادی از پسماندهای ناشی از فعالیت های نفتی به محیط زیست راه پیدا کند. در صورتیکه برنامه ریزی مناسب جهت تصفیه و یا حذف پسماندهایی که به محیط زیست تخلیه می شوند صورت نپذیرد این مهم می تواند اثرات نامطلوبی به دنبال داشته باشد. اثرات زیست محیطی هیدروکربنها و مواد سمی موجود در آب تولیدی بر روی اکوسیستم، گیاهان، جانوران و انسان در این بین از مهمترین موضوعات خواهد بود. امروزه توسعه روز افزون آگاهی عمومی درباره محیط زیست در فرایند تولید از چاههای نفت و گاز باعث توجه شرکتها و خریداران به این مهم شده است، بطوریکه مسائل زیست محیطی نقش تعیین کننده ای را در انتخاب تجهیزات و همچنین استفاده از تکنولوزی های جدید برای دفع این مواد و به حداقل رساندن آلودگی، ایفا می کند.
یکی از مهمترین عوامل در کاهش اثرات منفی زیست محیطی آب تولیدی مدیریت صحیح آن می باشد، بگونه ای که برخی مواقع هزینه های مورد نیاز در حذف آلودگیهای یک پسماند و یا کنترل انتشار آلودگی آن با اعمال مدیریتی صحیح و ابتکاری به میزان چشمگیری کاهش پیدا خواهد کرد.
با توجه به توسعه روز افزون صنعت نفت و گاز در کشور ما و اینکه به طور معمول با گذشت زمان و به دلایل مختلف، تولید آب همراه نفت و گاز روز به روز افزایش می یابد، در نظر گرفتن تمهیدات لازم جهت کاهش این صدمات و پیشگیری از آن ضروری به نظر می رسد.
با توجه به این ضرورت و اینکه بحث محیط زیست در طی سالهای اخیر جایگاه خوبی را در شرکت های نفتی پیدا کرده است، این پژوهش به بررسی مسائل مختلف آب تولیدی، روشهای تصفیه آب تولیدی و انتخاب روش مناسب جهت تصفیه آب همراه در سکوهای تولید نفت و گاز در دریا پرداخته است. شایان ذکر است این پایان نامه تحت حمایت شرکت نفت فلات قاره ایران و با همکاری واحد پژوهش و توسعه این شرکت انجام شده است.
فصل اول
کلیات
فصل اول: کلیات
1-1) آب تولیدی همراه نفت (PW)1
سنگ‌های رسوبی که در حال حاضر شامل لایه‌های رسوبی مختلفی است، در ابتدا از ته‌نشین شدن رسوبات اقیانوس‌ها، ‌دریاها، دریاچه‌ها و جریان‌های دیگر حاصل شده‌اند. این رسوبات به طور طبیعی شامل مقدار زیادی آب هستند. این آب همچنان با این رسوبات دفن می‌شود و باقی می‌ماند و میلیون‌ها سال بعد به عنوان (Connate water) مورد توجه قرار می‌گیرد. بسیاری از لایه‌های رسوبی بزرگ، در ابتدا با آب های اقیانوس‌ها و دریاها همراه بوده‌اند، بنابراین در اینگونه رسوبات، آب همراه در اصل آب دریاها بوده است. بهرحال، در طی سال‌های مختلف رویدادهایی رخ می‌دهد که طی آنها نفت که از مواد‌آلی ته‌نشین شده با این رسوبات تشکیل شده است از جایی که سنگ مبداء نامیده می‌شود به سمت سنگ‌های رسوبی با نفوذپذیری و تراوایی بیشتر مهاجرت می‌کند. نفت دارای دانسیته‌ای کمتر از آب بوده و لذا به سمت سطح آب آمده و آب در لایه‌های زیرین قرار می‌گیرد و این آب، آب حوزه‌های نفتی نام می‌گیرد که به صورت ناخواسته هنگام استخراج نفت یا گاز به سطح آورده می شود. شکل (1-1) نحوه قرارگیری گاز، نفت و آب در یک مخزن را نشان داده است.
شکل (1-1): نحوه قرارگیری گاز، نفت و آب در یک مخزن
طبق منابع موجود می‌توان گفت حدود سال 1938 بود که وجود شکاف‌ها و حفره‌هایی در مخازن هیدروکربوری که شامل آب هستند، شناخته شد. Fettke اولین کسی بود که وجود آب را در مخازن تولید کننده نفت گزارش داد. اما وی گمان می‌کرد که این آب ممکن است در حین عملیات حفاری وارد حفره‌های مخزن شده باشد.
در بیشتر سازندهای حاوی نفت اینگونه گمان می‌رود که سنگ مخزن قبل از اینکه توسط نفت اشغال شود، کاملاً به وسیله آب اشباع شده بوده است. هیدروکربن‌های با دانسیته کمتر به سمت موقعیت‌های تعادل دینامیکی و هیدرواستاتیکی مهاجرت می‌کنند،‌ و سپس آب را از قسمت اعظم سنگ مخزن جابجا می‌کنند و جای آنرا می‌گیرند. البته نفت تمام آب را جابجا نخواهد کرد بنابراین سنگ مخزن به طور معمول شامل هیدروکربن‌های نفتی و آب می‌باشد.
به تدریج با انجام آزمایشات مختلف مشخص شد که کیفیت این آب از لحاظ ترکیبات شیمیایی حل شده در آن از یک مخزن هیدروکربنی به مخزن هیدروکربنی دیگر تفاوت دارد. همچنین با افزایش برداشت از یک مخزن هیدروکربنی مقدار آب تولیدی نیز افزایش می‌یابد. در سال‌های گذشته آب تولیدی هنگام استخراج منابع هیدروکربنی به عنوان بخشی از مواد زاید تولید شده در عملیات تولید مورد توجه قرار گرفته است.
در واقع آب تولیدی جزء جدا نشدنی فرآیند بازیابی هیدروکربن‌هاست و در حوزه‌های نفتی توسعه یافته مقدار آب تولیدی به مراتب بیشتر است.
آب تولیدی که به آن آب شور (Brine) نیز گفته می‌شود می‌تواند شامل آب سازند، آب تزریق شده به مخزن، مقدار کمی آب میعان یافته و مقادیر کمی از ترکیبات شیمیایی استفاده شده در عملیات تولید باشد. آب تولیدی بیشترین حجم مواد زاید تولیدی در عملیات تولید مواد هیدروکربنی را تشکیل می‌دهد. این جریان مواد زاید را می‌توان مواد زاید با حجم زیاد و سمیت کم فرض کرد. حجم آب تولیدی از مخازن گازی به مقدار قابل توجهی کمتر از مخازن نفتی بوده ولی آلودگی آلی آن در مقایسه با چاههای نفتی بیشتر می باشد. خصوصیات آب تولیدی نظیر شوری، دانسیته، فلزات و محتوای آلی آن از یک حوزه به حوزه دیگر تفاوت دارد.

تولید جهانی آب تولیدی همراه نفت حدود 250 میلیون بشکه به ازای 80 میلیون بشکه تولید نفت در روز تخمین زده می شود. این رقم نشان می دهد سرعت آب تولیدی به نفت تولیدی 3 به 1 می باشد.
پیش‌بینی می‌شود میزان تولید این آب در طی قرن آینده به دو برابر مقدار فعلی افزایش یابد که این مسئله لزوم توجه بیشتر به مسائل مربوط به مدیریت آب تولیدی را سبب می شود.
نمودار (1-1) میزان آب تولیدی همراه نفت در دریا در دهه های گذشته و پیش بینی آن تا سال های آتی را نشان داده است.
نمودار (1-1): آب تولیدی همراه نفت در جهان از سال 1990 میلادی و پیش بینی تا سال 2015 میلادی
1-2) عوامل مؤثر برحجم آب تولیدی
مدیریت آب تولیدی به دلیل حجم بالا و هزینه بهره برداری سنگین یک فاکتور کاملا کلیدی است. علاوه بر این با توجه به اینکه آب تولیدی یک رخداد طبیعی است، اگر به درستی مدیریت نشود تاثیرات زیست محیطی آن می تواند قابل توجه باشد. برخی از عواملی که می توانند بر حجم آب تولیدی در طی چرخه عمر یک چاه اثرگذار باشند عبارتند از:
1- روش های حفاری چاه
با ثابت بودن تمامی شرایط تولیدی، حجم آب تولیدی از یک چاه عمودی بیشتر از حجم آب تولیدی در یک چاه افقی است.
2- مکان حفر چاه
چنانچه مکان حفر یک چاه در یک مخزن هیدروکربوری با توجه به ساختار آن مخزن به خوبی انتخاب نگردد، بدون توجه به نوع چاه (افقی یا عمودی بودن) میزان آب تولیدی افزایش خواهد یافت.
3- چگونگی تکمیل چاه
هنگام تکمیل یک چاه بایستی به مکانیسم رانش سیالات هیدروکربنی موجود در آن مخزن توجه نمود.
4- نوع تکنولوژی جداسازی آب
از گذشته به منظور جداسازی آب همراه تولیدی از سیالات هیدروکربنی از تجهیزات و تصفیه کننده های سطحی استفاده می شود. البته این روش شامل هزینه های استخراج، تجهیزات و مواد شیمیایی تصفیه کننده می باشد.
5- تزریق آب به منظور افزایش راندمان تولید از مخازن
یکی از راه های افزایش میزان بازده تولیدی از مخازن نفتی، تزریق آب به درون مخزن می باشد. این آب باعث تثبیت فشار مخزن شده و موجب می شود نفت بیشتری تولید گردد. در مقابل این افزایش تولید، آب بیشتری به دلیل پیشروی سریعتر جبهه آب به سمت چاه تولیدی، تولید خواهد شد.
6- آسیب دیدگی دیواره لوله های جداری و چاه
چنانچه دیواره لوله های جداری و چاه در اثر فشارهای موجود، خوردگی، سایش و …. دچار آسیب دیدگی شوند، آنگاه ایجاد ترک یا تغییر فرم در آنها می تواند این اجازه را به آب های سطحی بدهد که به دهانه چاه وارد شوند و به عنوان آب همراه استخراج گردند.
7- مشکلات درون چاهی و زیر سطحی
بعضی مواقع مشاهده می شود که با توجه به میزان آب تولیدی در سطح لازم است تعدادی از شبکه های ایجاد شده تولیدی در دیواره چاه در مخزن مسدود گردند. این عمل موجب کاهش میزان آب تولیدی از چاه خواهد شد، اما چنانچه این انسداد به خوبی انجام نشود مجددا” میزان آب تولیدی از چاه افزایش خواهد یافت.
8- تاثیرات دبی تولیدی از مخزن
تولید از سیالات هیدرو کربنی با بالاترین دبی ممکن باعث می شود که آب همراه موجود در زیر ستون نفت خیلی سریع کانالی درون نفت به سمت چاه زده و مقدار آب همراه تولیدی از چاه را به شدت افزایش دهد. پدیده مخروطی شدن (coning) آب یکی از عوامل تولید آب اضافی در چاههای تولیدی هیدروکربنی است .در واقع مخروطی شدن آب، بالا آمدن ستون آب در اثر رسوخ جزیی در چاه نفت می‌باشد که در نتیجه کاهش فشار در طی تولید جریان نفت رخ می‌دهد. این پدیده یکی از علل رایج تولید آب بیشتر، بخصوص در مخازنی است که تحت نیروی محرکه آب، جریان نفت بالا می‌آید.
برخی روش‌های رایج جهت کنترل پدیده مخروطی شدن آب عبارتند از:‌
1) کاهش روند افت فشار (کاهش فشار با شیب کندتر) به وسیله تولید نفت با نرخ کمتر
2) تکمیل مجدد چاه و ایزوله کردن یا مسدود کردن حفره‌های پایینی
3) بستن چاه برای کمک به فروکش کردن مخروط آب و سپس بازکردن مجدد آن و تولید نفت با نرخ پایین‌تر
در طی فرایند تولید نفت بایستی تا آنجا که ممکن است از تولید بیش از اندازه آب همراه جلوگیری نمود. تولید بیش از اندازه آب همراه نفت مشکلات زیادی را باعث می شود که در زیر به برخی از آنها اشاره شده است.
1) کاهش نسبی تولید نفت
2) کاهش نرخ تولید کلی
3) کاهش میزان بهره دهی تولید نفت
4) افزایش میزان آبی که در مرحله جداسازی باید از نفت جدا شود.
5) افزایش میزان ماسه ناپایدار در اطراف چاه
6) کاهش قابلیت تصفیه پذیری نفت
1-3) آلودگی های آب تولیدی
سمیت و آلودگی آب تولیدی ناشی از دو منبع اصلی است که عبارتند از:‌
1) آلودگی های ناشی از خصوصیات طبیعی آب تولیدی با توجه به محل قرارگرفتن آن در مخزن
این خصوصیات شامل مواردی از قبیل مواد آلی محلول، فلزات سنگین مانند کادمیوم، سرب و جیوه، شوری که میزان آن به رئولوژی مخزن بستگی دارد، موارد راداکتیویته طبیعی که نسبتا محلولند و… می باشد.
2) آلودگی‌های به وجود آمده در طی فرآیند تولید
مواد آلاینده‌ای که در طول عملیات تولید ممکن است وارد آب شده و باعث سمیت شوند شامل هیدروکربن‌ها و مواد شیمیایی بوده که این سمیت و آلودگی به‌تدریج در طی عملیات تولید افزایش می‌یابد. مخاطرات مربوط به سمیت بنزن و PH در طول فرآیند تولید افزایش می‌یابد. همچنن سایر آلاینده‌ها مانند فنانترن، باریم و آرسنیک در مراحل انتهایی عملیات تولید مشاهده می شود. آب تولیدی قبل از تولید نیز دارای آلودگی‌هایی است که منابع تولید آن چندان مشخص نیست. این‌ آلودگی‌ها و سمیت‌ها عمدتاً نمک‌ها و رادیونوکلئیدها هستند.
مواد شیمیایی که در طی عملیات تولید اضافه می‌شوند به نوع عملیات اعم از تولید یا هدف بستگی دارد. از نظر شیمیایی این ترکیبات، مخلوط‌های پیچیده‌ای از مواد شیمیایی ناخالص هستند.
برخی از این مواد شیمیایی عبارتند از:‌
1) بیوسایدها
مهمترین مشکل باکتریایی که در مراحل تولید جریان‌های نفتی ممکن است بوجود آید، فعالیت میکروارگانیسم‌های احیا کننده سولفات (SRB)2 می‌باشد. SRB ها یون‌های سولفات را احیا کرده و به سولفید هیدروژن تبدیل می‌کنند. سولفید هیدروژن باعث بروز خوردگی شیمیایی، رسوبگذاری و … بسیاری مشکلات دیگر در تجهیزات مربوط به عملیات تولید جریان‌های هیدروکربوری می‌شود. بیوسایدها برای کنترل رشد باکتریایی مورد استفاده قرار می‌گیرند. ترکیباتی مانند quaternary ammoniu و نمک‌های استات آمین رایج‌ترین بیوسایدهایی هستند که در عملیات تولید جریان‌های نفتی بکار می‌روند. همه بیوسایدها به مقدار زیادی در آب محلولند.
غلظت بیوساید مورد استفاده به فاکتورهای زیادی بستگی دارد. معمولاًَ از این گروه مواد در غلظت‌های بین ppm200-5 استفاده می‌شود و سمیت (50LC) آنها از مقادیر کوچکتر از ppm1 تا مقادیر بیشتر از ppm1000 تغییر می‌کند.
2) Scale inhibitor ها
scale inhibitor ها از رسوب کردن ترکیبات مختلف جلوگیری می کنند. رسوبات رایج عبارتند از: کربنات کلسیم، سولفات کلسیم، سولفات استرونیسم و سولفات باریم.
در واقع این ترکیبات معدنی موجود در آب تولیدی روی سطوح فلزی رسوب می‌کنند و مشکلات عدیده‌ای را به وجود می‌آورند. ترسیب این مواد روی سطوح فلزی تجهیزات مربوط به عملیات تولید، می‌تواند باعث افزایش فشار عملیاتی و کاهش راندمان تولید شود. کنترل این رسوبات معدنی به وسیله روش‌های شیمیایی انجام می‌شود. همه مواد شیمیایی که برای جلوگیری از ترسیب این مواد بکار می‌روند به وسیله کنترل رشد کریستالی رسوبات معدنی، این کار را انجام می دهند.
سه گونه رایج ترکیبات شیمیایی که به منظور جلوگیری از ترسیب این مواد بکار می‌روند عبارتند از: phosphonate ها، phosphate ester ها و پلیمرهای اکریلیک، که همگی به میزان قابل توجهی در آب محلولند. حداقل غلظت مورد استفاده این دسته از مواد ppm10-5 بوده و سمیت (50LC) آنها بین ppm 11000-1000 تغییر می‌کند.
3) Corrosion inhibitor ها
خورندگی سیالات تولید شده از مخازن هیدروکربنی بیشتر مربوط به حضور موادی چون سولفید هیدروژن، دی‌اکسید کربن و یا اکسیژن می‌باشد. دی اکسید کربن رایج‌ترین ماده خورنده موجود در این سیالات است، سولفید هیدروژن بیشتر به دلیل آسیب‌هایی که به محیط زیست و انسان وارد می‌کند، مورد توجه است و اکسیژن،‌ به طور معمول در سیالات تولید شده از مخازن هیدروکربنی وجود ندارد.
Corrosion inhibitor ها ترکیبات بسیار پیچیده‌ای هستند که به طور کلی عبارتند از: آمید/ ایمیدازولین، آمین و نمک‌های amine quaternary و انواع hetrocyclic amine ها.
در عملیات تولید نفت استفاده از corrosion inhibitor های محلول در نفت به دلیل کارایی بالاتر ترجیح داده می‌شوند. غلظت معمول این مواد ppm 20-10 و سمیت (50LC) مربوط به آنها در محدوده‌ ppm 20-1.2 می‌باشد.
4) Emultion breaker ها
در امولسیون عادی قطرات آب در فاز پیوسته نفت پراکنده شده اند. در امولسیون معکوس قطرات نفت در فاز پیوسته آب پراکنده شده‌اند. پایداری امولسیون به وسیله حضور موادی مانند ذرات جامد، رزین‌ها، آسفالتن‌ها و اسیدهای آلی در سیالات تولید شده از مخازن هیدروکربوری، افزایش می‌یابد.
علاوه بر این مواد افزوده شده در حین عملیات تولید مانند corrosion inhibitor ها و بیوسایدها و … نیز باعث افزایش پایداری امولسیون می شوند.
برای از ببن بردن هر دو نوع امولسیون تکنولوژی‌های مخلتفی وجود دارد که برخی از این تکنولوژی ها عبارتند از: افزایش زمان ماند، بهبود جداسازی ثقلی، افزایش دما و استفاده از میدان الکتریکی.
کارایی هرکدام از این روش‌ها با استفاده از افزودنی‌های شیمیایی می‌تواند بهبود یابد. رایج‌ترین ترکیباتی که جهت از بین بردن امولسیون عادی بکار می روند عبارتنداز:
Formaldehyde resins, polyglycole esters, alkylaryl sulfonates, oxyalkylated alkylphenol.
که این گروه ترکیبات در آب نامحلوند و در فاز نفت توزیع می‌شوند. غلظت مورد استفاده این ترکیبات براساس نفت ppm100-25 و میزان توزیع شده در فاز آب ppm4-0.4 می‌باشد، همچنین سیمت (50LC) مربوط به این دسته از مواد در محدوده ppm80-3.8 می‌باشد.
5) Reverse breaker ها
این دسته از مواد شیمیایی برای کمک به زدودن قطرات نفت و روغن از آب تولیدی مورد استفاده قرار می‌گیرند. دو نوع رایج از این ترکیبات شیمیایی عبارتند از: ‌پلی آمین‌های با وزن مولکولی کم (بین 2000 تا 5000) و ترکیبات polyamine quaternary ammonium.
هر دو نوع ترکیبات فوق به مقدار زیادی در آب محلولند. در برخی از فرمولاسیون‌های ترکیبات فوق، غلظت‌های قابل توجهی از آلومینیوم، آهن و روی نیز دیده می‌شود. غلظت مورد استفاده این مواد
ppm25-5 و سمیت (50LC) مربوط به آنها کمتر از ppm1 می‌باشد.
6) Surfactantها
این مواد که جهت تمیز کردن تانک‌ها و سایر تجهیزات بکار می‌روند عمدتـاً شامل alkylaryl sulfonate ها و یا ethoxylatedalkyl phenol ها می باشند. سمیت (50LC) ناشی از این گروه مواد ppm0.5 تخمین زده می‌شود.
7) Paraffin Inhibitor ها
این گروه از مواد شیمیایی جهت جلوگیری از تشکیل هیدروکربن‌های جامد و چسبیدن آنها به جداره تانک‌ها و سایر قسمت‌های سیستم و به طور کلی جهت جلوگیری از تجمع هیدروکربن‌های جامد در سیستم بکار می‌روند رایج‌ترین مواد شیمیایی که بدین منظور به کار می‌روند،عبارتند از:‌vinyl polymer ها، sulfonate salt ها و مخلوطی از alkyl polymer ها در aryl polymer ها.
قابل توجه است که تمامی این ترکیبات بیشتر در فاز هیدروکربنی محلولند تا در فاز آب. غلظت معمول این ترکیبات ppm300-50 و سمیت (50LC) ناشی از آنها ppm42-1.5 می‌باشد.
1-4) خصوصیات شیمیایی و فیزیکی آب تولیدی
از جمله عوامل تاثیر گذار بر خصوصیات شیمیایی و فیزیکی آب تولیدی می توان به مکان جغرافیایی میدان، ساختار زمین شناسی میدان، عمر مخزن و نوع هیدروکربن ها اشاره نمود. به هر حال، ترکیب آب تولیدی از لحاظ کیفیت شبیه به نفت یا گاز تولیدی است.
آب تولیدی از مخازن نفتی مختلف برای تعیین خصوصیات فیزیکی و شیمیایی مختلف، مورد آزمایش و بررسی قرار می‌گیرد. در بیشتر حوزه‌های نفتی، آب تولیدی شامل انواع مختلفی از مواد معدنی محلول و ترکیبات آلی محلول می‌باشد، ولی در حوزه‌های نفتی معمولاً آن دسته از خصوصیاتی که هنگام تزریق مجدد آب به مخازن زیرزمینی مورد توجه است و بایستی مورد تصفیه قرار گیرد، اندازه‌گیری می‌شود.

در این سایت فقط تکه هایی از این مطلب با شماره بندی انتهای صفحه درج می شود که ممکن است هنگام انتقال از فایل ورد به داخل سایت کلمات به هم بریزد یا شکل ها درج نشود

شما می توانید تکه های دیگری از این مطلب را با جستجو در همین سایت بخوانید

ولی برای دانلود فایل اصلی با فرمت ورد حاوی تمامی قسمت ها با منابع کامل

اینجا کلیک کنید

نوع ترکیب آب تولیدی در حوزه‌های نفتی مخلتف از آب شور خیلی رقیق تا آب بسیار شور (آب شور سنگین) می‌تواند تغییر کند. برخی خواص شیمیایی و فیزیکی آب تولیدی در ادامه آمده است.
1-4-1) خواص شیمیایی
آب تولیدی در ترکیب خود دارای برش های مختلفی می باشد که می توان آنها را به صورت زیر دسته بندی نمود:
1) نفت محلول و پراکنده
ترکیبات نفتی محلول شامل آلاینده‌های گروه (BTEX)3 و مواد قطبی آلی(سبک تا متوسط)، آروماتیک ها، فنول ها، آلکیل فنول ها، کربوکسیلیک اسید و هیدروکربن های چرب می باشد.
نفت پراکنده، از قطرات کوچک نفت معلق در آب تولیدی تشکیل شده است. هیدرو کربن های پلی آروماتیکی و آلکیل فنول های سنگین (C6-C9) شامل این برش در آب تولیدی می باشد.
2) مواد معدنی محلول
این مواد شامل آنیونها، کاتیونها و مواد رادیواکتیو می باشند.
– کاتیون ها
کاتیون‌های عمده موجود در آب تولیدی عبارتند از: ‌سدیم، کلسیم و منیزیم. از دیگر کاتیون‌هایی که ممکن است در آب تولیدی یافت شوند و غلظتی بیش از mg/lit10 دارند می‌تواند به پتاسیم، استرونسیم، لیتیم و باریم اشاره کرد. کاتیون‌های دیگری نیز هستند که بعضاً در آب تولیدی یافت می‌شوند، این کاتیونها عبارتنداز:‌ آلومینیم، آمونیم، آ‌هن، منگنز، سرب، سیلیکون و روی.
– آنیون ها
آنیون عمده‌ای که در آب تولیدی یافت می شود کلراید است. غلظت کلراید در حوزه‌های نفتی مختلف می‌تواند تغییر کند. در بیشتر حوزه‌های نفتی آب تولیدی شامل برمید و یدید نیز می باشد. غلظت برمید موجود در آب تولیدی یکی از عوامل مهمی است که در تعیین ماهیت آب شور حوزه نفتی بکار می‌آید و یکی از فاکتورهای ژئوشیمیایی مهم به شمار می‌آید.
بی‌کربنات و سولفات نیز از دیگر آنیون‌هایی است که در آب تولیدی وجود دارد و غلظت آنها از صفر تا چندهزار میلی‌گرم در لیتر می تواند متغیر باشد. سایر آنیون‌هایی که ممکن است در آب تولیدی یافت شوند عبارتند از:‌ آرسنات، برات،‌ کربنات، فلوراید، هیدروکسید، ‌نمک‌های اسیدهای آلی و فسفات.
– رادیواکتیوها
مواد پرتوزای طبیعی اغلب به صورت رادیم 226/228 در ترکیب آب تولیدی دیده می شوند.
3) ترکیبات شیمیایی
موادی از قبیل آنتی فوم، آلکیل بنزن، آفت کش ها، بازدارنده های خوردگی، آفت کشها و امولسیونهای شکننده در آب تولیدی جای گرفته اند. نوع محصول اعم از محصولات جانبی و هدف و عملیات انجام شده اعم از تولید، فرآوری و … در میزان این ترکیب نقش دارند.
4) جامدات
جامدات تولیدی یک رنج وسیعی از مواد هستند که شامل جامدات تشکیل شده، محصولات خوردگی، باکتری، واکس ها، آسفالتن هاست. در آب تولیدی که حاوی اکسیژن نباشد، سولفیدها از جمله پلی سولفیدها و سولفید هیدروژن توسط واکنش باکتریایی سولفات به وجود می آیند. بعضی مواد غیرآلی کریستالی از جمله SiO2 ، Fe2O3 ، Fe3O4 و BaSO4 در جامدات معلق در آب تولیدی یافت شده اند.
5) گازهای محلول
به طور کلی حلالیت گازها با افزایش شوری آب کاهش می‌یابد و با فشار (افزایش فشار) افزایش می‌یابد. مقدار زیادی از گازهای حل شده در آب شور تولید شده در حوزه‌های نفتی وجود دارد. بیشتر این گازها، هیدروکربن‌ها هستند. بهرحال گازهای دیگری مانند CO2 ، N2 و H2S نیز اغلب در میان این گازهای محلول وجود دارند.
1-4-2) خواص فیزیکی
از جمله مهترین خصوصیات فیزیکی آب تولیدی می توان به موارد زیر اشاره نمود.
1) دانسیته
دانسیته آب سازند تابعی از فشار، دما و اجزاء حل شده درآن است. هنگامی که هیچ اطلاعات آزمایشگاهی در دسترس نباشد، از نمودارها جهت تعیین دانسیته آب سازند می‌توان استفاده کرد، که دانسیته تعیین شده دارای خطایی حدود %10? خواهد بود.
2) کشش سطحی
کشش سطحی به صورت نیروی جاذبه ای است که در مرز بین دو فاز اعمال می‌شود. اگر دو فازی که با هم در تماس هستند مایع وگاز یا مایع و جامد باشند این نیرو، کشش سطحی نامیده می‌شود ولی اگر دو فاز مایع باشند این نیرو (IFT)4 نامیده می شود. IFT فاکتور مهمی در فرآیندهای (EOR)5 می باشد. این نیروی جاذبه با متدهای
آزمایشگاهی مختلف قابل اندازه‌گیری است.
3) ویسکوزیته
ویسکوزیته آب سازند، ?w،‌ تابعی از دما و فشار و جامدات حل شده (TDS)6 می‌باشد. درحالت کلی، ویسکوزیته آب شور موجود در مخازن هیدروکربوری، با افزایش فشار،‌ افزایش میزان شوری و یا کاهش دما، افزایش می‌یابد. گاز حل شده در آب سازند، تأثیر بسیار کمی روی ویسـکوزیته آب سازند دارد که قابل صرف‌نظر کردن می‌باشد. با استفاده از نمودارهایی می توان ویسکوزیته تقریبی آب سازند را بدست آورد. این نمودارها تأثیر فشار، دما و غلظت NaCl را روی ویسکوزیته آب سازند نشان می‌دهند.
4) PH
PH آب سازند معمولاً به وسیله سیستم CO2 / بیکربنات کنترل می‌شود. با توجه به اینکه حلالیت CO2 با تغییر دما و فشار تغییر می‌کند، در صورتی که نزدیک‌ترین مقدار به PH طبیعی آب سازند مدنظر باشد، اندازه‌گیری PH بایستی در محل حوزه نفتی انجام شود. با داشتن مقدار PH می‌توان امکان تشکیل رسوب یا تمایل آب را به خوردگی تخمین زد. PH آب شور غلیظ معمولاً کمتر از 7 است اما در طی مدتی که آب سازند در تانک‌های ذخیره نگهداری می‌شود، PH افزایش می‌یابد. در بیشتر موارد دلیل این افزایش PH در مدت نگهداری آب سازند در تانک‌ها، تشکیل یون‌های کربنات در نتیجه تخریب بی‌کربنات است.
5) پتانسیل اکسیداسیون – احیا
اطلاعات مربوط به پتانسیل اکسیداسیون – احیا در مطالعات مربوط به چگونگی انتقال ترکیبات اورانیم، آهن، سولفور و سایر ترکیبات معدنی به فاز آبی، بسیار مهم هستند. حلالیت بعضی عناصر و ترکیبات بستگی به پتانسیل اکسیداسیون- احیا و PH محیط دارد. پتانسیل اکسیداسیون – احیا که به صورت ولتاژ الکتریکی بیان می‌شود، با Eh نشان داده می شود. بعضی از آب های تولیدی، آب Interstitial یا Connate است و Eh منفی دارد. همچنین اطلاعات مربوط به Eh در تعیین چگونگی تصفیه آب تولیدی قبل ازتزریق مجدد آن به لایه‌های زیرزمینی، مفید است. مقادیر Eh در تعیین اینکه چه مقدار آهن در حالت محلول در آب باقی می‌ماند و در ته چاه رسوب نمی‌کند مهم است. ارگانیسم‌هایی که اکسیژن مصرف می‌کنند، باعث کاهش Eh می‌گردند. در رسوبات دفن شده، باکتری‌های هوازی که ترکیبات آلی را جذب می‌کنند وجود دارند، که اینها اکسیژن آزاد را از آب Interstitial می‌زدایند.
باکتری‌های هوازی هنگامی که تمام اکسیژن آزاد مصرف شده باشد، از بین می‌روند و باکتری‌های بی‌هوازی به یون‌های سولفات حمله می‌کنند که دومین آنیون مهمی است که در آب دریا وجود دارد. در طی این مرحله، سولفات به سولفیت و سپس به سولفید احیا می‌شود، Eh افت کرده و به مقدار mv 600- می‌رسد. H2S آزاد می شود و CaCO3 رسوب می‌کند، در صورتی که PH به بالای 8.5 برسد.
در جدول (1-1) خلاصه مشخصات فیزیکی و شیمیایی آب تولیدی در میادین مختلف نفت و گاز در دنیا و محدوده آلودگی و ترکیبات موجود در آب تولیدی آورده شده است.

جدول (1-1): خلاصه مشخصات و ترکیبات آب تولیدی در میادین مختلف
پارامترمقادیر (میلی گرم بر لیتر)فلزات سنگینمقادیر(میلی گرم بر لیتر)دانسیته (کیلوگرم بر متر مکعب)1140-1014کلسیم25800-13تنش سطحی(دین بر سانتیمتر)78-43سدیم97000-132CGD1500-0پتاسیم4300-24CDG1220منیزیم6000-8CPP1000-2/1آهن>100-1Pa10-4/3آلومنیم410-310ترکیبات نفتی565-2باریم650-3/1ترکیبات فرار35-39/0کادمیم>2/00-005/0کل نفت و روغن غیرفرار275کروم1/1-02/کلراید200000-80مس>5/1-002/بی کربنات3990-77لیتیم50-3سولفات>1650-2منگنز>175-004/نیتروژن آمونیاکی300-10سرب8/8-002/0سولفیت10تیتانیم>7/0-01/0کل مواد قطبی600-7/9روی35-01/0اسید>63-1آرسنیک>3/0-005/0فنول ها23-009/0جیوه>002/0-001/0اسیدهای چرب فرار4900-2نقره>15/0-001/0
1-5) مدیریت آب تولیدی
روش های زیادی برای مدیریت آب تولیدی وجود دارد. انتخاب بهترین ومناسب ترین گزینه تابعی از پارامترهای زیادی خواهد بود. از جمله این عوامل می توان به موارد زیر اشاره نمود.
– موقعیت ناحیه مورد نظر
– قوانین مورد قبول در آن منطقه
– بررسی قابلیت تکنیکی
– هزینه های لازم جهت دفع آب همراه و مدیریت آن
– در دسترس بودن زیر ساخت ها، تجهیزات و امکانات مورد نیاز
– توانایی نیروی انسانی
آب تولیدی به عنوان یک دور ریز در میادین نفتی مطرح می باشد. مدیریت آب تولیدی خواه به صورت دور ریز یا محصول هزینه بر است. در قدیم آب تولیدی به نحوی مدیریت می شد که کمترین هزینه و مناسب ترین راه باشد، اما امروزه بسیاری از شرکت ها به این نتیجه رسیده اند که آب می تواند در کنار داشتن یک هزینه برای عملیاتشان، یک ارزش نیز باشد. توجه بیشتر به مدیریت آب تولیدی اجازه می دهد که استخراج هیدروکربن ها و سود حاصله کماکان توجیه پذیر باشد. در تمامی چاهها آب تولیدی یا دفع می گردد یا دوباره مورد استفاده قرار می گیرد. گاهی اوقات این آب را به منظور تثبیت فشار مخزن مجددا به درون مخزن تزریق می کنند و در برخی مواقع آب به منابعی مانند دریا تخلیه می شود. آنچه در اینجا دارای اهمیت فراوانی می باشد این است که بایستی این آب تولیدی را پیش از آنکه به هرگونه مصرفی رساند یا دورریز کرد تصفیه نمود و مواد شیمیایی درونی آن را متناسب با خصوصیات مکانی که قرار است این آب وارد آن گردد تغییر داد. به طور کلی مهمترین مراحل مختلفی که در مدیریت آب تولیدی بایستی مورد توجه قرار گیرند عبارتند از:
– ممانعت از ورود آب تولیدی از مخزن هیدروکربوری به درون چاه
– جلوگیری از راه یافتن آب تولیدی به سطح زمین
– تزریق مجدد آب تولیدی به درون مخزن هیدروکربوری به منظور تثبیت فشار مخزن و افزایش تولید نفت
– دفع آب تولیدی به درون چاههای نفتی و گازی متروکه که تولید از آنها صورت نمی گیرد.
– تصفیه آب تولیدی و استفاده مجدد از آن یا تخلیه
ممانعت از تولید آب و جلوگیری از وارد شدن آن به سطح زمین در صورتی که از لحاظ اقتصادی مقرون به صرفه باشد بهترین راه مدیریت آب تولیدی است. در حال حاضر یکی از مسائل مورد بحث این است که چگونه می توان میزان استخراج آب به سمت چاه را به حداقل رساند. برخی از استراتژی هایی که می توانند به منظور محدود کردن ورود آب به دهانه چاه مورد استفاده قرار گیرند عبارتند از: استفاده از وسایل سدکننده مکانیکی و مواد شیمیایی که کانال های آب یا شکست های ساختار را می بندند و مانع از این می شوند که آب دوباره راه خود را به سمت چاه پیدا کند. در زیر به برخی از روش های موجود جهت جلوگیری از راه یافتن آب همراه به سطح زمین اشاره می شود.


دیدگاهتان را بنویسید