تقنيات الاستخلاص الثانوي للنفط | Secondary Oil Recovery

تقنيات الاستخلاص الثانوي للنفط | Secondary Recovery

بعد انتهاء مرحلة الإنتاج الأولي من المكامن النفطية، والتي تعتمد على طاقة الضغط الطبيعية للمكمن لدفع النفط الخام إلى آبار الإنتاج، يتبقى جزء كبير من الهيدروكربونات، قد يتجاوز 70% من النفط الأصلي الموجود في المكان (Original Oil In Place - OOIP)، عالقًا داخل مسامات الصخور. ومع انخفاض ضغط المكمن وتضاؤل معدلات الإنتاج، يصبح من الضروري اللجوء إلى مراحل استخلاص متقدمة لتعزيز الإنتاج وإطالة العمر الاقتصادي للحقل. هنا تبرز أهمية تقنيات الاستخلاص الثانوي للنفط (Secondary Recovery)، والتي تمثل المرحلة الثانية في دورة حياة المكمن، وتهدف بشكل أساسي إلى تعويض الطاقة المفقودة ودعم ضغط المكمن من خلال حقن موائع خارجية، مثل الماء أو الغاز، لإزاحة النفط المتبقي نحو الآبار المنتجة. يركز هذا المقال على استعراض شامل ومفصل للأسس الهندسية، والآليات الفيزيائية، والجوانب العملية لتقنيات الاستخلاص الثانوي، مع التركيز على عمليتي حقن الماء وحقن الغاز كأكثر الطرق شيوعًا وتطبيقًا في الصناعة النفطية العالمية.

اقرأ ايضاَ: تقنيات الاستخلاص الاولي

             تقنيات تحسين استخلاص النفط (الثالثي)

المبادئ الأساسية لعمليات الاستخلاص الثانوي

تستند عمليات الاستخلاص الثانوي على مبدأين أساسيين: الحفاظ على ضغط المكمن (Pressure Maintenance) وإزاحة النفط (Oil Displacement). على عكس الاستخلاص الأولي الذي يستهلك الطاقة الطبيعية للمكمن، فإن الاستخلاص الثانوي يمثل عملية إمداد طاقة خارجية وموجهة لتحسين كفاءة استخراج النفط. لفهم هذه المبادئ، يجب أولاً تحليل أسباب تدهور الإنتاج في المرحلة الأولية.

محدودية آليات الدفع الطبيعية في الاستخلاص الأولي

يعتمد الإنتاج الأولي على آليات دفع طبيعية تتضاءل فعاليتها مع مرور الوقت واستمرار الإنتاج. تشمل هذه الآليات:

• الدفع بالغاز المذاب (Solution Gas Drive): عند انخفاض ضغط المكمن إلى ما دون ضغط نقطة الفقاعة (Bubble Point Pressure)، يتحرر الغاز المذاب في النفط من الحالة السائلة مكونًا فقاعات غازية. تتمدد هذه الفقاعات وتدفع النفط نحو آبار الإنتاج. تعتبر هذه الآلية ضعيفة نسبيًا، حيث يتراوح معامل الاستخلاص (Recovery Factor) بين 5% إلى 25% فقط، وذلك بسبب التناقص السريع للضغط وتشكل طور غازي مستمر يؤدي إلى زيادة نفاذية الغاز على حساب نفاذية النفط.
• الدفع بقبعة الغاز (Gas Cap Drive): في المكامن التي تحتوي على قبعة غازية حرة فوق منطقة النفط، يؤدي انخفاض الضغط الناتج عن الإنتاج إلى تمدد هذه القبعة، مما يدفع النفط إلى الأسفل باتجاه الآبار. هذه الآلية أكثر كفاءة من الدفع بالغاز المذاب، وقد يصل معامل الاستخلاص فيها إلى 40%. ومع ذلك، فإن مشكلة الاختراق المبكر للغاز (Gas Coning) قد تقلل من فعاليتها.
• الدفع بالماء (Water Drive): تعتبر هذه الآلية هي الأقوى والأكثر كفاءة، وتحدث عندما يكون المكمن متصلًا بطبقة مياه جوفية (Aquifer) نشطة. مع سحب النفط، يتقدم الماء من الطبقة الجوفية ليحل محله ويحافظ على ضغط المكمن. يمكن أن يتجاوز معامل الاستخلاص 50% في ظل وجود دفع مائي قوي. لكن في كثير من الحالات، يكون الدفع المائي ضعيفًا أو غير كافٍ للحفاظ على الضغط المطلوب.
• الدفع بالجاذبية (Gravity Drainage): في المكامن ذات الميل الكبير، تساعد الجاذبية على فصل الموائع، حيث يهاجر الغاز إلى الأعلى وينزل النفط إلى الأسفل. تساهم هذه الآلية في تحسين كفاءة الاستخلاص، خاصة في المكامن السميكة وذات النفاذية الرأسية العالية، ولكنها عملية بطيئة جدًا.

عندما تضعف هذه الآليات الطبيعية، ينخفض ضغط المكمن بشكل حاد، وتتوقف الآبار عن التدفق الطبيعي، مما يستدعي تطبيق تقنيات الاستخلاص الثانوي للنفط. الهدف الرئيسي هو إعادة تنشيط المكمن عن طريق حقن مائع (ماء أو غاز) لرفع الضغط فوق ضغط نقطة الفقاعة (للحفاظ على الغاز مذابًا في النفط) وتوفير آلية دفع ميكانيكية لإزاحة النفط نحو الآبار المنتجة.

مفاهيم كفاءة الإزاحة والكفاءة الكاسحة

يعتمد نجاح أي مشروع استخلاص ثانوي على عاملين رئيسيين يحددان كمية النفط الإضافية التي يمكن استخراجها. يُعرف معامل الاستخلاص الإجمالي ($E_R$) بأنه حاصل ضرب عدة كفاءات، وأهمها في سياق الاستخلاص الثانوي هما كفاءة الإزاحة والكفاءة الكاسحة.

معادلة معامل الاستخلاص الإجمالي هي:

$$ E_R = E_D \times E_A \times E_V $$

حيث:

• $E_R$: معامل الاستخلاص الكلي (Overall Recovery Factor).
• $E_D$: كفاءة الإزاحة (Displacement Efficiency)، وهي مقياس لقدرة المائع المحقون على إزاحة النفط من المسامات الصخرية في المنطقة التي يمر بها المائع.
• $E_A$: الكفاءة الكاسحة المساحية (Areal Sweep Efficiency)، وهي النسبة المئوية لمساحة المكمن الأفقية التي تم مسحها بواسطة المائع المحقون.
• $E_V$: الكفاءة الكاسحة الرأسية (Vertical Sweep Efficiency)، وهي النسبة المئوية للسمك الرأسي للمكمن الذي تم مسحه بواسطة المائع المحقون.

يُشار إلى حاصل ضرب $E_A$ و $E_V$ أحيانًا بمصطلح الكفاءة الحجمية الكاسحة (Volumetric Sweep Efficiency)، وهي تمثل حجم المكمن الذي تلامس معه المائع المحقون. الهدف من تصميم عمليات Secondary Recovery هو تحقيق أقصى قيمة ممكنة لكل من هذه الكفاءات.

كفاءة الإزاحة (Displacement Efficiency)

تتعلق هذه الكفاءة بالعمليات التي تحدث على المستوى المجهري (Pore-Scale). إنها تقيس مدى فعالية المائع المحقون في طرد النفط من مسامات الصخور التي يمر عبرها. العوامل الرئيسية التي تؤثر على كفاءة الإزاحة هي:

• التشبع المتبقي للنفط ($S_{or}$): هو أدنى تشبع للنفط يمكن الوصول إليه بعد عملية الإزاحة. كلما كانت قيمة $S_{or}$ أقل، كانت كفاءة الإزاحة أعلى.
• البللية (Wettability): تشير إلى ميل سطح الصخر للتلامس مع مائع معين (النفط أو الماء) بوجود مائع آخر. في الصخور المبتلة بالماء (Water-Wet)، يلتصق الماء بسطح الصخر ويحتل المسامات الصغيرة، مما يسهل على الماء المحقون إزاحة النفط من المسامات الأكبر. أما في الصخور المبتلة بالنفط (Oil-Wet)، فيكون العكس هو الصحيح، مما يجعل عملية الإزاحة أكثر صعوبة.
• التوتر السطحي (Interfacial Tension - IFT): هو القوة التي توجد عند السطح الفاصل بين سائلين غير قابلين للامتزاج (النفط والماء). تؤدي قيم IFT المرتفعة إلى زيادة الضغط الشعري (Capillary Pressure) الذي يحبس قطرات النفط داخل المسامات.
• لزوجة الموائع: تؤثر لزوجة كل من النفط والمائع المحقون على ديناميكية الإزاحة.

الكفاءة الكاسحة (Sweep Efficiency)

تتعلق هذه الكفاءة بالعمليات التي تحدث على المستوى العياني (Macroscopic-Scale) وتصف مدى فعالية المائع المحقون في تغطية حجم المكمن بين آبار الحقن وآبار الإنتاج. وهي تنقسم إلى كفاءة مساحية ورأسية.

العوامل الرئيسية التي تؤثر على الكفاءة الكاسحة هي:

• نسبة الحركية (Mobility Ratio - M): تعتبر من أهم العوامل. تُعرَّف نسبة الحركية بأنها نسبة حركية المائع المُزيح (المائع المحقون) إلى حركية المائع المُزاح (النفط). الحركية ($\lambda$) هي نسبة النفاذية النسبية ($k_r$) إلى اللزوجة ($\mu$).

$$ M = \frac{\lambda_{\text{displacing}}}{\lambda_{\text{displaced}}} = \frac{(k_{rw} / \mu_w)}{(k_{ro} / \mu_o)} $$

حيث $k_{rw}$ و $k_{ro}$ هما النفاذية النسبية للماء والنفط على التوالي، و $\mu_w$ و $\mu_o$ هما لزوجة الماء والنفط.

إذا كانت $M \le 1$ (الحالة المثالية)، فإن المائع المحقون يتحرك بشكل أبطأ أو بنفس سرعة النفط، مما يؤدي إلى جبهة إزاحة مستقرة وكفاءة كاسحة عالية. أما إذا كانت $M > 1$ (حالة غير مرغوبة)، فإن المائع المحقون (الأقل لزوجة) يميل إلى التحرك أسرع من النفط، مما يؤدي إلى ظاهرة تُعرف بـ التأصبع اللزج (Viscous Fingering)، حيث يخترق المائع المحقون طبقة النفط في قنوات ضيقة، تاركًا خلفه كميات كبيرة من النفط لم يتم إزاحتها، وبالتالي تكون الكفاءة الكاسحة منخفضة.

عدم التجانس في المكمن (Reservoir Heterogeneity): المكامن الحقيقية ليست متجانسة؛ فهي تحتوي على طبقات ذات نفاذية مختلفة (Layering)، وصدوع (Faults)، وتغيرات في خصائص الصخور. يميل المائع المحقون إلى التدفق عبر المسارات ذات النفاذية الأعلى (Thief Zones)، متجاوزًا المناطق ذات النفاذية الأقل التي تحتوي على كميات كبيرة من النفط.

نمط الآبار (Well Pattern): يؤثر توزيع آبار الحقن والإنتاج بشكل مباشر على الكفاءة الكاسحة المساحية.

قوى الجاذبية: يمكن أن تؤدي فروق الكثافة بين المائع المحقون والنفط إلى انفصال الموائع، حيث يميل الماء (الأثقل) إلى التدفق في الجزء السفلي من المكمن (Water Underrunning)، بينما يميل الغاز (الأخف) إلى التدفق في الجزء العلوي (Gas Overriding)، مما يقلل من الكفاءة الكاسحة الرأسية.

إن فهم هذه المبادئ هو حجر الزاوية لتصميم وتنفيذ مشاريع الاستخلاص الثانوي للنفط بنجاح، حيث يسعى مهندسو المكامن إلى تحسين كل من كفاءة الإزاحة والكفاءة الكاسحة لتحقيق أقصى استرداد ممكن للنفط.

تقنية حقن الماء (Waterflooding Technique)

يعتبر حقن الماء (Waterflooding) هو الأسلوب الأكثر انتشارًا واستخدامًا في عمليات الاستخلاص الثانوي حول العالم. ويعود ذلك إلى عدة أسباب، منها التوافر الواسع للماء، وانخفاض تكلفته نسبيًا، وكفاءته العالية في إزاحة معظم أنواع النفط الخام، خاصة النفط الخفيف والمتوسط. تتمثل العملية في حقن الماء بشكل مستمر في آبار محددة (آبار الحقن) لدفع النفط عبر المكمن باتجاه آبار أخرى (آبار الإنتاج).

آلية عمل حقن الماء

تعتمد آلية عمل حقن الماء على مبدأ الإزاحة غير القابلة للامتزاج (Immiscible Displacement). عند حقن الماء في المكمن، فإنه لا يمتزج مع النفط، بل يعمل كمكبس يدفع النفط أمامه. تتكون جبهة تفصل بين منطقة الماء المتقدمة ومنطقة النفط. تعتمد فعالية هذه العملية على مجموعة معقدة من التفاعلات الفيزيائية بين الصخور والموائع:

1. بناء الضغط: أول تأثير لحقن الماء هو زيادة الضغط في المنطقة المحيطة بئر الحقن. ينتشر هذا الضغط عبر المكمن، مما يعوض الانخفاض الذي حدث خلال مرحلة الإنتاج الأولي ويساعد على دفع الموائع.
2. إزاحة النفط: مع استمرار الحقن، يبدأ الماء في احتلال مسامات الصخور التي كان يشغلها النفط سابقًا. في الصخور المبتلة بالماء (Water-Wet)، يفضل الماء الالتصاق بسطح حبيبات الصخر، مكونًا طبقة رقيقة حولها. هذا يساعد على فصل النفط عن السطح ودفعه من مركز المسام.
3. تأثير النفاذية النسبية: مع تقدم جبهة الماء، يزداد تشبع الماء ($S_w$) وينخفض تشبع النفط ($S_o$) في المنطقة التي تم مسحها. وفقًا لمنحنيات النفاذية النسبية، يؤدي هذا إلى انخفاض النفاذية النسبية للنفط ($k_{ro}$) وزيادة النفاذية النسبية للماء ($k_{rw}$). هذا يعني أن قدرة النفط على الحركة تقل بينما تزداد قدرة الماء على الحركة.
4. الضغط الشعري: يلعب الضغط الشعري دورًا حاسمًا في حبس النفط. بعد مرور جبهة الماء الرئيسية، يمكن أن تبقى قطرات من النفط محاصرة داخل المسامات على شكل كتل غير متصلة (Disconnected Ganglia) بسبب قوى التوتر السطحي. حجم هذه القطرات المحبوسة يحدد قيمة التشبع المتبقي للنفط ($S_{orw}$)، وهو مؤشر مباشر على كفاءة الإزاحة المجهرية.

لذلك، لا يقتصر نجاح عملية حقن الماء على مجرد دفع النفط، بل يعتمد على التفاعل المعقد بين لزوجة الموائع، والبللية، والتوتر السطحي، وخصائص الصخور المسامية، مما يحدد في النهاية كمية النفط التي يمكن استخلاصها.

تصميم عمليات حقن الماء

يتطلب تصميم مشروع حقن ماء ناجح دراسة دقيقة لخصائص المكمن وتخطيطًا هندسيًا مفصلاً. تشمل العناصر الرئيسية للتصميم اختيار نمط الحقن، وتحديد معدلات الحقن، وإدارة الضغط.

أنماط حقن الآبار (Well Injection Patterns)

يعد ترتيب آبار الحقن والإنتاج أمرًا حيويًا لتحقيق كفاءة كاسحة مساحية مثالية. هناك عدة أنماط شائعة، لكل منها مزاياه وعيوبه:

• نمط الخمس نقاط (Five-Spot Pattern): هو النمط الأكثر شيوعًا. يتكون من مربع يحتوي على أربعة آبار إنتاج في الزوايا وبئر حقن في المركز (أو العكس). يتميز هذا النمط بتغطيته الجيدة للمساحة وكفاءته العالية عند الاختراق الأول للماء (Breakthrough).
• نمط النقاط السبع (Seven-Spot Pattern): يتكون من شكل سداسي يحتوي على ستة آبار إنتاج في الزوايا وبئر حقن في المركز. يوفر هذا النمط تباعدًا أفضل بين الآبار المتشابهة (حقن-حقن أو إنتاج-إنتاج) مقارنة بنمط الخمس نقاط.
• نمط النقاط التسع (Nine-Spot Pattern): هو تعديل لنمط الخمس نقاط، حيث يضاف بئر حقن في منتصف كل ضلع من أضلاع المربع، بالإضافة إلى بئر الحقن المركزي. هذا النمط مفيد في الحالات التي تكون فيها نسبة الحركية غير مواتية ($M > 1$)، حيث يساعد على تحسين الكفاءة الكاسحة.
• نمط الدفع الخطي المباشر (Direct Line Drive Pattern): يتكون من صفوف متناوبة من آبار الحقن والإنتاج. يتميز هذا النمط ببساطته التشغيلية، ولكنه قد يعاني من اختراق مبكر للماء على طول الخطوط المستقيمة بين الآبار.
• نمط الدفع الخطي المتعرج (Staggered Line Drive Pattern): هو تحسين للنمط الخطي المباشر، حيث تكون آبار الحقن في كل صف متقابلة لمنتصف المسافة بين آبار الإنتاج في الصف المجاور. هذا الترتيب يحسن الكفاءة الكاسحة مقارنة بالنمط المباشر.

يعتمد اختيار النمط المناسب على عوامل مثل اتجاه النفاذية المفضل في المكمن (Permeability Anisotropy)، ووجود الصدوع، والتكلفة الإجمالية لحفر الآبار.

تحديد معدلات الحقن والضغط

يجب التحكم في معدل حقن الماء وضغط الحقن بعناية. الهدف هو حقن كمية كافية من الماء لإزاحة النفط بمعدل اقتصادي، مع الحفاظ على ضغط المكمن في مستوى مثالي. يُعرف معدل الحقن المطلوب للحفاظ على الضغط باسم معدل الإفراغ (Voidage Replacement Ratio - VRR)، والذي يجب أن يكون قريبًا من 1.0 (أي أن حجم الماء المحقون يساوي حجم الموائع المنتجة).

أما ضغط الحقن، فيجب أن يكون أقل من ضغط التكسير (Fracturing Pressure) للصخور المحيطة بالبئر. إذا تجاوز ضغط الحقن هذه القيمة، فسيؤدي ذلك إلى إحداث شقوق في الطبقة، مما قد يخلق مسارات تفضيلية للماء للتدفق مباشرة إلى آبار الإنتاج، متجاوزًا كميات كبيرة من النفط، وهي ظاهرة تُعرف بـ التوجيه (Channeling).

يتم حساب أقصى ضغط حقن مسموح به عند قاع البئر (Maximum Bottomhole Injection Pressure) بناءً على تدرج التكسير (Fracture Gradient) للصخر، والذي يتراوح عادة بين 0.6 إلى 1.0 رطل لكل بوصة مربعة لكل قدم من العمق.

مصادر مياه الحقن ومتطلباتها

يتطلب مشروع حقن الماء كميات هائلة من الماء، مما يجعل اختيار المصدر ومعالجته جزءًا لا يتجزأ من نجاح المشروع. تشمل المصادر الشائعة:

• المياه المنتجة (Produced Water): هي المياه التي يتم إنتاجها مع النفط والغاز. إعادة حقنها تعتبر خيارًا صديقًا للبيئة واقتصاديًا، حيث تقلل من تكاليف التخلص منها.
• مياه البحر (Seawater): تستخدم بشكل واسع في العمليات البحرية والحقول الساحلية نظرًا لوفرتها.
• مياه الطبقات الجوفية (Aquifer Water): يمكن سحب المياه من طبقات جوفية غير مرتبطة بالمكمن المنتج.

بغض النظر عن المصدر، يجب أن يخضع الماء لعمليات معالجة مكثفة قبل حقنه لضمان توافقه مع مياه المكمن وصخوره. عدم معالجة المياه بشكل صحيح يمكن أن يؤدي إلى مشاكل تشغيلية خطيرة ومدمرة.

معالجة مياه الحقن (Water Treatment)

تهدف المعالجة إلى إزالة الشوائب التي قد تسبب انسداد مسامات الصخور أو تآكل المعدات. تشمل الخطوات الرئيسية:

1. إزالة المواد الصلبة (Solids Removal): يتم إزالة الرمل والطمي والجزيئات الصلبة الأخرى باستخدام مرشحات (Filters) متنوعة مثل المرشحات الرملية أو مرشحات الخرطوشة لمنع انسداد تكوين المكمن.
2. نزع الأكسجين (Deoxygenation): يجب إزالة الأكسجين المذاب من الماء لمنع تآكل الأنابيب والمعدات السطحية والجوفية، ولمنع نمو البكتيريا الهوائية. يتم ذلك عادةً باستخدام أبراج نزع الهواء بالتفريغ (Vacuum Deaeration Towers) أو عن طريق إضافة مواد كيميائية كاسحة للأكسجين (Oxygen Scavengers) مثل كبريتيت الأمونيوم.
3. المعالجة الكيميائية (Chemical Treatment):
   • مبيدات البكتيريا (Biocides): تُضاف لقتل البكتيريا، خاصة البكتيريا المختزلة للكبريتات (Sulfate-Reducing Bacteria - SRB)، التي يمكن أن تسبب تآكلًا شديدًا وتوليد غاز كبريتيد الهيدروجين ($H_2S$) السام، والذي يؤدي أيضًا إلى انسداد مسامات المكمن.
   • مثبطات الترسبات الكلسية (Scale Inhibitors): عند خلط مياه الحقن (مثل مياه البحر الغنية بالكبريتات) مع مياه المكمن (الغنية بالباريوم أو الكالسيوم)، يمكن أن تتشكل ترسبات صلبة مثل كبريتات الباريوم ($BaSO_4$) أو كربونات الكالسيوم ($CaCO_3$). تعمل المثبطات على منع تكوين هذه الترسبات التي تسد مسامات الصخور والأنابيب.
   • مثبطات التآكل (Corrosion Inhibitors): تُضاف لحماية الأنابيب والمعدات من التآكل الناجم عن وجود غازات مذابة مثل ثاني أكسيد الكربون ($CO_2$) أو $H_2S$.

إن جودة مياه الحقن هي عامل حاسم؛ فمياه ذات جودة رديئة يمكن أن تسبب ضررًا دائمًا للمكمن (Formation Damage)، مما يقلل من قابلية الحقن (Injectivity) ويؤدي إلى فشل المشروع بأكمله.

تقنية حقن الغاز (Gas Injection Technique)

تعتبر تقنية حقن الغاز (Gas Injection) ثاني أكثر طرق الاستخلاص الثانوي شيوعًا بعد حقن الماء. يتم تطبيقها عادةً في المكامن التي لا تكون فيها عملية حقن الماء فعالة أو ممكنة، مثل المكامن ذات الضغط المنخفض جدًا، أو التي تحتوي على نفط ثقيل، أو المكامن الحساسة للماء (Water-Sensitive Formations) التي تتضرر صخورها عند ملامسة الماء. الهدف الأساسي من حقن الغاز في المرحلة الثانوية هو الحفاظ على ضغط المكمن.

آلية عمل حقن الغاز

على غرار حقن الماء، يعمل حقن الغاز في المرحلة الثانوية بشكل أساسي من خلال آلية الإزاحة غير القابلة للامتزاج (Immiscible Gas Injection). ومع ذلك، فإن التفاعلات الفيزيائية بين الغاز المحقون والنفط تختلف عن تلك الخاصة بالماء:

• الحفاظ على الضغط وتمدد قبعة الغاز: يتم حقن الغاز عادة في الجزء العلوي من المكمن (Crestal Injection) لإنشاء أو توسيع قبعة غازية صناعية. يؤدي تمدد هذه القبعة الغازية إلى دفع النفط إلى الأسفل باتجاه آبار الإنتاج، مستفيدًا من آلية الدفع بالجاذبية. يساعد هذا أيضًا في الحفاظ على ضغط المكمن فوق ضغط نقطة الفقاعة، مما يمنع تحرر الغاز المذاب من النفط ويحافظ على لزوجة النفط منخفضة.
• تقليل لزوجة النفط (Viscosity Reduction): يمكن لبعض مكونات الغاز المحقون (مثل الميثان والإيثان) أن تذوب جزئيًا في النفط الخام. هذه العملية تؤدي إلى تقليل لزوجة النفط وزيادة حجمه (Oil Swelling)، مما يسهل حركته عبر مسامات الصخور.
• تبخير المكونات الخفيفة (Vaporization): يمكن للغاز الجاف المحقون أن يعمل على تبخير المكونات الهيدروكربونية الخفيفة والمتوسطة من النفط الخام، ومن ثم نقلها في الطور الغازي إلى آبار الإنتاج حيث يمكن استعادتها لاحقًا.

من المهم التمييز بين حقن الغاز غير القابل للامتزاج (المستخدم في الاستخلاص الثانوي) وحقن الغاز القابل للامتزاج (Miscible Gas Injection)، والذي يعتبر من تقنيات الاستخلاص المعزز للنفط (EOR) أو الاستخلاص الثالثي. في الحقن القابل للامتزاج، يتم حقن غازات مثل ثاني أكسيد الكربون أو النيتروجين أو الغازات الهيدروكربونية عند ضغوط عالية جدًا لتحقيق حالة الامتزاج الكامل مع النفط، مما يزيل التوتر السطحي تمامًا ويؤدي إلى كفاءة إزاحة مجهرية تقترب من 100%. أما في الاستخلاص الثانوي، فالهدف الرئيسي هو دعم الضغط.

أنواع الغازات المستخدمة في عمليات الحقن

يعتمد اختيار نوع الغاز على توفره وتكلفته وخصائص المكمن والنفط. تشمل الغازات الشائعة:

• الغاز الطبيعي الجاف (Dry Natural Gas): يتكون بشكل أساسي من الميثان. غالبًا ما يكون هو الخيار الأول إذا كان متاحًا من الإنتاج في نفس الحقل أو الحقول المجاورة، حيث يتم فصله عن النفط وإعادة ضغطه وحقنه.
• غاز العادم (Flue Gas): هو ناتج احتراق الوقود في محطات توليد الطاقة أو المحركات. يتكون بشكل أساسي من النيتروجين (حوالي 85-90%) وكمية أقل من ثاني أكسيد الكربون. يعتبر خيارًا منخفض التكلفة إذا كان مصدر الاحتراق قريبًا من الحقل.
• النيتروجين (Nitrogen): يمكن فصله عن الهواء بتكلفة معقولة. يتميز بأنه غاز خامل ولا يسبب التآكل، ولكنه يتطلب ضغوطًا عالية جدًا لتحقيق الامتزاج مقارنة بالغازات الأخرى.
• ثاني أكسيد الكربون ($CO_2$): يعتبر غازًا فعالًا جدًا لأنه يمتزج مع النفط عند ضغوط أقل من الغازات الأخرى ويقلل من لزوجة النفط بشكل كبير. ومع ذلك، فإنه يميل إلى أن يكون مسببًا للتآكل في وجود الماء. استخدامه كتقنية استخلاص ثانوي أقل شيوعًا من استخدامه في عمليات EOR.

تصميم عمليات حقن الغاز

يختلف تصميم مشاريع حقن الغاز عن حقن الماء بسبب الاختلاف الكبير في خصائص الموائع (الكثافة واللزوجة).

تقنية حقن الغاز (Gas Injection Technique).

أنماط الحقن ومواقع الآبار

بسبب الكثافة المنخفضة للغاز مقارنة بالنفط، فإن قوى الجاذبية تهيمن على سلوك تدفقه. يميل الغاز المحقون إلى الارتفاع إلى أعلى نقطة في التركيب الجيولوجي. لذلك، فإن أكثر استراتيجيات الحقن فعالية هي:

• الحقن القمي (Crestal Injection): يتم حقن الغاز في آبار تقع في أعلى نقطة في المكمن. هذا يسمح للغاز بتكوين قبعة غازية متجانسة ومتنامية تدفع النفط إلى الأسفل باتجاه آبار الإنتاج الموجودة في الأجزاء السفلية من المكمن (Down-dip). هذه الطريقة فعالة جدًا في المكامن ذات الميل الكبير والنفاذية الرأسية الجيدة.
• الحقن المشتت (Dispersed Injection): في المكامن المسطحة أو التي لا يوجد بها ميل واضح، قد يتم استخدام نمط حقن مشابه لحقن الماء (مثل نمط الخمس نقاط)، ولكن هذا النهج يعاني بشدة من مشكلة الاختراق المبكر للغاز (Gas Overriding)، حيث يتجاوز الغاز الجزء العلوي من الطبقة ويتجه مباشرة إلى آبار الإنتاج، تاركًا كميات كبيرة من النفط في الأسفل.

تعتبر مشكلة الاختراق المبكر للغاز التحدي الأكبر في عمليات حقن الغاز بسبب نسبة الحركية غير المواتية للغاية (لزوجة الغاز أقل بكثير من لزوجة النفط، مما يجعل $M >> 1$). هذا يؤدي إلى كفاءة كاسحة حجمية منخفضة جدًا مقارنة بحقن الماء.

مقارنة بين تقنيات حقن الماء وحقن الغاز

لكل من تقنيتي حقن الماء وحقن الغاز مزايا وعيوب تجعل إحداهما أكثر ملاءمة من الأخرى اعتمادًا على ظروف المكمن والاعتبارات الاقتصادية. يمكن تلخيص المقارنة في الجدول التالي:

المعيار	حقن الماء (Waterflooding)	حقن الغاز (Gas Injection)
الكفاءة الكاسحة	أعلى بشكل عام بسبب نسبة الحركية المواتية ($M \approx 1$). جبهة الإزاحة تكون أكثر استقرارًا.	منخفضة بشكل عام بسبب نسبة الحركية غير المواتية ($M >> 1$)، مما يسبب التأصبع اللزج والتجاوز بالجاذبية (Gas Overriding).
كفاءة الإزاحة	جيدة، ولكنها محدودة بالتشبع المتبقي للنفط ($S_{orw}$) بسبب الضغط الشعري.	قد تكون أعلى من الماء بسبب آليات إضافية مثل تبخير المكونات الخفيفة وتقليل اللزوجة.
تكلفة المائع المحقون	منخفضة نسبيًا (خاصة عند استخدام المياه المنتجة أو مياه البحر).	عالية، حيث يتطلب الغاز ضغطًا وتكلفة رأسمالية لضواغط الغاز. وقد يكون للغاز قيمة بيع في السوق.
متطلبات الطاقة	تتطلب طاقة لتشغيل مضخات الحقن عالية الضغط.	تتطلب طاقة عالية جدًا لتشغيل ضواغط الغاز.
مشاكل التشغيل	تآكل، ترسبات كلسية، نمو بكتيري، حساسية الصخور للماء.	تآكل (خاصة مع $CO_2$ أو $H_2S$)، صعوبة احتواء الغاز، مشاكل السلامة المتعلقة بالغازات القابلة للاشتعال.
قابلية الحقن (Injectivity)	أقل بشكل عام لأن لزوجة الماء أعلى من لزوجة الغاز.	أعلى بكثير بسبب انخفاض لزوجة الغاز، مما يسمح بمعدلات حقن حجمية أكبر عند نفس فرق الضغط.
التطبيقات المثلى	المكامن ذات النفاذية الجيدة، النفط الخفيف إلى المتوسط، والمكامن المبتلة بالماء.	المكامن ذات الميل الكبير (للاستفادة من الجاذبية)، المكامن ذات الضغط المنخفض جدًا، والصخور الحساسة للماء.

محاكاة المكامن ودورها في الاستخلاص الثانوي

في العصر الحديث، أصبحت محاكاة المكامن العددية (Numerical Reservoir Simulation) أداة لا غنى عنها في تصميم وتحسين ومراقبة مشاريع الاستخلاص الثانوي للنفط. المحاكاة هي عملية بناء نموذج حاسوبي ثلاثي الأبعاد للمكمن يدمج جميع البيانات الجيولوجية والفيزيائية المتاحة، ثم استخدام المعادلات الرياضية التي تصف تدفق الموائع في الوسائط المسامية للتنبؤ بسلوك المكمن بمرور الوقت.

يتم تقسيم نموذج المكمن إلى عدد كبير من الخلايا الشبكية (Grid Blocks)، ويتم تعيين خصائص الصخور (المسامية، النفاذية) وخصائص الموائع (اللزوجة، الكثافة) لكل خلية. ثم يقوم برنامج المحاكاة بحل مجموعة من معادلات التدفق المعقدة (مثل قانون دارسي ومعادلة الاستمرارية) بشكل متكرر عبر خطوات زمنية صغيرة للتنبؤ بالتغيرات في الضغط والتشبع وتكوين الموائع في كل خلية.

يخدم نموذج المحاكاة عدة أغراض حيوية في سياق الاستخلاص الثانوي:

• تقييم الجدوى: قبل استثمار مبالغ طائلة في مشروع حقن، يمكن استخدام المحاكاة لتقييم سيناريوهات مختلفة (مثل حقن الماء مقابل حقن الغاز) والتنبؤ بكمية النفط الإضافية التي يمكن استخلاصها في كل حالة.
• تحسين التصميم: تساعد المحاكاة في الإجابة على أسئلة تصميمية حاسمة مثل:
  • ما هو أفضل نمط للآبار (خمس نقاط، خطي، إلخ)؟
  • أين يجب وضع آبار الحقن والإنتاج الجديدة؟
  • ما هي معدلات الحقن والإنتاج المثلى؟
  • متى يجب بدء عملية الحقن؟
• التنبؤ بالأداء: يمكن للنموذج أن يتنبأ بملفات الإنتاج المستقبلية، مثل معدل إنتاج النفط، ونسبة الماء المنتج (Water Cut)، ونسبة الغاز إلى النفط (GOR). كما يمكنه التنبؤ بتوقيت اختراق الماء أو الغاز (Breakthrough) في الآبار المنتجة.
• إدارة المكمن: بعد بدء المشروع، يتم استخدام بيانات الإنتاج والحقن الفعلية لضبط النموذج وتحسين دقته (History Matching). يمكن بعد ذلك استخدام النموذج المحدث لتعديل استراتيجية الحقن وتحسين أداء المكمن بشكل مستمر.
• فهم سلوك المكمن: توفر المحاكاة تصورًا مرئيًا لحركة الموائع داخل المكمن، مما يساعد المهندسين على فهم كيفية تأثير عدم التجانس والصدوع والجاذبية على كفاءة الكسح وتحديد المناطق التي لم يتم مسحها بشكل فعال.

على الرغم من قوتها، تعتمد دقة نتائج المحاكاة بشكل كبير على جودة البيانات المدخلة. لذلك، فإن جمع بيانات دقيقة عن جيولوجيا المكمن وخصائص الصخور والموائع هو أمر بالغ الأهمية لنجاح أي دراسة محاكاة.

المعدات السطحية والجوفية لعمليات الاستخلاص الثانوي

يتطلب تنفيذ مشاريع الاستخلاص الثانوي بنية تحتية واسعة ومعقدة، سواء على السطح أو في باطن الأرض. تختلف هذه المعدات بشكل كبير بين مشاريع حقن الماء وحقن الغاز.

المعدات السطحية (Surface Facilities)

تشكل المنشآت السطحية قلب عملية الحقن، حيث يتم فيها معالجة المائع المحقون ورفع ضغطه قبل إرساله إلى آبار الحقن.

لمشاريع حقن الماء:

• وحدات سحب المياه: مضخات لسحب المياه من مصدرها (بحر، نهر، طبقة جوفية) أو أنظمة تجميع للمياه المنتجة من العازلات.
• محطات معالجة المياه (Water Treatment Plants): وهي منشآت معقدة تشمل:
  • مرشحات أولية (Coarse Filters): لإزالة الجسيمات الكبيرة.
  • وحدات الترسيب (Clarifiers): لإزالة المواد الصلبة الدقيقة.
  • مرشحات دقيقة (Fine Filters): مثل المرشحات الرملية متعددة الوسائط لضمان جودة عالية للمياه.
  • أبراج نزع الهواء (Deaeration Towers): لإزالة الأكسجين المذاب.
  • أنظمة حقن المواد الكيميائية (Chemical Injection Skids): لحقن مبيدات البكتيريا، ومثبطات الترسبات والتآكل، وكاسحات الأكسجين.
• مضخات الحقن عالية الضغط (High-Pressure Injection Pumps): هي العنصر الأساسي الذي يوفر الطاقة اللازمة لدفع الماء إلى المكمن. عادةً ما تكون من نوع المضخات الترددية (Reciprocating Pumps) أو مضخات الطرد المركزي متعددة المراحل (Multistage Centrifugal Pumps)، وهي قادرة على توليد ضغوط تصل إلى آلاف الأرطال على البوصة المربعة.

لمشاريع حقن الغاز:

• أنظمة تجميع الغاز: خطوط أنابيب لجمع الغاز من وحدات فصل الإنتاج أو من مصادر خارجية.
• وحدات معالجة الغاز: قد تشمل وحدات لإزالة السوائل (Scrubbers)، وتجفيف الغاز (Dehydration) لإزالة بخار الماء، وإزالة الغازات الحمضية (Acid Gas Removal) مثل $H_2S$ و $CO_2$ لمنع التآكل.
• ضواغط الغاز (Gas Compressors): هي المكافئ لمضخات الحقن في مشاريع الماء. تقوم هذه الضواغط برفع ضغط الغاز على عدة مراحل إلى الضغط المطلوب للحقن. تعتبر الضواغط من المعدات المعقدة والمكلفة وتتطلب طاقة تشغيلية كبيرة.

بالإضافة إلى ذلك، تتطلب كلتا العمليتين شبكة واسعة من خطوط أنابيب الحقن (Injection Pipelines) لتوزيع المائع المعالج من المنشآت المركزية إلى رؤوس آبار الحقن، بالإضافة إلى أنظمة متقدمة للمراقبة والتحكم (Monitoring and Control Systems) لمتابعة معدلات وضغوط الحقن وجودة الموائع بشكل مستمر.

المعدات الجوفية (Downhole Equipment)

يجب إكمال آبار الحقن بمعدات خاصة تختلف عن آبار الإنتاج لضمان حقن المائع في الطبقة المستهدفة بكفاءة وأمان.

• أنبوب الحقن (Injection Tubing): يتم حقن المائع من خلال أنبوب الحقن وليس من خلال أنبوب التغليف (Casing) لحماية التغليف من التآكل والضغط العالي.
• النابذ (Packer): هو أداة أساسية يتم تركيبها في قاع البئر حول أنبوب الحقن. وظيفته هي عزل الفراغ الحلقي (Annulus) بين أنبوب الحقن وأنبوب التغليف عن ضغط الحقن العالي. هذا يضمن أن يتدفق المائع المحقون فقط إلى داخل الطبقة المستهدفة ويحمي سلامة أنبوب التغليف.
• صمامات تنظيم التدفق (Flow Control Valves): في الآبار التي تحقن في عدة طبقات في وقت واحد، يمكن استخدام صمامات خاصة (Side-Pocket Mandrels and Valves) للتحكم في كمية المائع المحقون في كل طبقة على حدة.
• مواد مقاومة للتآكل: غالبًا ما يتم تصنيع المعدات الجوفية في آبار الحقن من سبائك خاصة مقاومة للتآكل، خاصة في حالة حقن مياه مالحة أو غازات حمضية.

تعتبر سلامة وموثوقية هذه المعدات، السطحية والجوفية، أمرًا بالغ الأهمية لنجاح واستمرارية عمليات الاستخلاص الثانوي.

التقييم الاقتصادي لمشاريع الاستخلاص الثانوي

قبل الشروع في أي مشروع استخلاص ثانوي، يجب إجراء تقييم اقتصادي شامل لتحديد جدواه المالية. تعتبر هذه المشاريع استثمارات رأسمالية ضخمة، ويجب الموازنة بين التكاليف والإيرادات المتوقعة على مدى عمر المشروع.

مكونات التكلفة

تنقسم التكاليف إلى فئتين رئيسيتين:

1. النفقات الرأسمالية (Capital Expenditures - CAPEX): وهي التكاليف الأولية التي يتم إنفاقها لبناء المشروع، وتشمل:
   • تكلفة حفر وتحويل الآبار إلى آبار حقن.
   • تكلفة بناء المنشآت السطحية (محطات المعالجة، محطات الضخ/الضغط).
   • تكلفة شراء وتركيب المعدات الرئيسية (مضخات، ضواغط).
   • تكلفة بناء شبكات خطوط الأنابيب.
   • تكاليف الدراسات الهندسية والمحاكاة.
2. النفقات التشغيلية (Operational Expenditures - OPEX): وهي التكاليف المستمرة اللازمة لتشغيل المشروع، وتشمل:
   • تكاليف الطاقة لتشغيل المضخات أو الضواغط، والتي يمكن أن تكون كبيرة جدًا.
   • تكلفة شراء المواد الكيميائية للمعالجة.
   • تكاليف الصيانة الدورية للمعدات والآبار.
   • تكاليف العمالة والمراقبة.
   • في حالة حقن الغاز، قد تكون هناك تكلفة لشراء الغاز إذا لم يكن متاحًا من الحقل نفسه.

مكونات الإيرادات

المصدر الرئيسي للإيرادات هو بيع النفط الإضافي (Incremental Oil) الذي يتم استخلاصه بفضل عملية الحقن. يتم تقدير حجم هذا النفط الإضافي من خلال دراسات المحاكاة وتحليل منحنيات التدهور. تعتمد قيمة الإيرادات بشكل مباشر على سعر النفط العالمي، والذي يتميز بالتقلب الشديد، مما يضيف عنصر عدم اليقين والمخاطرة إلى التقييم الاقتصادي.

المؤشرات الاقتصادية الرئيسية

يستخدم المهندسون والاقتصاديون عدة مؤشرات لتقييم الجدوى المالية للمشروع:

• صافي القيمة الحالية (Net Present Value - NPV): هو مقياس للربحية يأخذ في الاعتبار القيمة الزمنية للنقود. يتم حساب NPV عن طريق خصم جميع التدفقات النقدية المستقبلية (الإيرادات مطروحًا منها التكاليف) إلى قيمتها الحالية. يعتبر المشروع مجديًا اقتصاديًا إذا كان NPV موجبًا.
• معدل العائد الداخلي (Internal Rate of Return - IRR): هو معدل الخصم الذي يجعل NPV للمشروع يساوي صفرًا. يمثل هذا المعدل العائد السنوي المتوقع من الاستثمار. تتم مقارنة IRR مع الحد الأدنى لمعدل العائد المقبول للشركة (Hurdle Rate) لاتخاذ قرار الاستثمار.
• فترة الاسترداد (Payback Period): هي الفترة الزمنية اللازمة لاسترداد الاستثمار الأولي من التدفقات النقدية للمشروع. يفضل المستثمرون المشاريع ذات فترة الاسترداد الأقصر.

يجب أن يتضمن التحليل الاقتصادي أيضًا تحليل الحساسية والمخاطر (Sensitivity and Risk Analysis)، حيث يتم دراسة تأثير التغيرات في المتغيرات الرئيسية (مثل سعر النفط، التكاليف الرأسمالية، حجم الاحتياطيات الإضافية) على ربحية المشروع.

خاتمة

تمثل تقنيات الاستخلاص الثانوي للنفط، وبشكل خاص حقن الماء وحقن الغاز، ركيزة أساسية في صناعة النفط والغاز العالمية. فهي الجسر الذي يربط بين مرحلة الإنتاج الأولي المحدودة ومراحل الاستخلاص المعزز للنفط (EOR) الأكثر تعقيدًا وتكلفة. من خلال توفير دعم طاقوي خارجي للمكمن، تساهم هذه التقنيات في زيادة معامل الاستخلاص بشكل كبير، مضيفةً مئات المليارات من البراميل إلى الاحتياطيات العالمية القابلة للاستخراج وإطالة العمر الإنتاجي للحقول النفطية لعقود. إن النجاح في تطبيق هذه التقنيات لا يعتمد فقط على فهم المبادئ الفيزيائية المعقدة لتدفق الموائع في الصخور، بل يتطلب أيضًا تصميمًا هندسيًا دقيقًا، وإدارة تشغيلية فعالة، وتقييمًا اقتصاديًا سليمًا، مما يجعلها مجالًا متعدد التخصصات يجمع بين هندسة المكامن، والهندسة الميكانيكية، والكيميائية، والعمليات الصناعية.

المصادر

• Ahmed, T. (2018). Reservoir Engineering Handbook. 5th Edition. Gulf Professional Publishing.
• Green, D. W., & Willhite, G. P. (1998). Enhanced Oil Recovery. SPE Textbook Series, Vol. 6. Society of Petroleum Engineers.
• Lake, L. W., Johns, R., Rossen, W. R., & Pope, G. (2014). Fundamentals of Enhanced Oil Recovery. Society of Petroleum Engineers.
• Satter, A., & Iqbal, G. M. (2015). Reservoir Engineering: The Fundamentals, Simulation, and Management of Conventional and Unconventional Recoveries. Gulf Professional Publishing.
• "Waterflooding". SPE PetroWiki. Society of Petroleum Engineers. Retrieved from https://petrowiki.spe.org/Waterflooding
• "Gas injection". SPE PetroWiki. Society of Petroleum Engineers. Retrieved from https://petrowiki.spe.org/Gas_injection

اقرأ أيضًا

• مكمن النفط
• النفاذية
• المسامية
• آبار النفط
• النفط الخام
• الغاز الطبيعي
• المضخات
• استكشاف النفط والغاز
• قطاعات الصناعة النفطية