اثر کلینکنبرگ (لغزش گاز)

وقتی میانگین مسیر آزاد (mean free path) گاز بزرگ‌تر از قطر منافذی باشد که از آن عبور می‌کند، انرژی جنبشی تصادفی گاز موجب تسریع حرکت و جنبش مولکول‌های گاز در داخل منافذ یا لغزش مولکول‌های گاز بر روی دیواره منافذ می‌شود. این لغزش (Slippage) باعث می‌شود که مولکول‌های گاز با سرعت بیشتری در جهت انتقال خود، حرکت کنند. این پدیده را اثر کلینکنبرگ (Klinkenberg Effect) می‌نامند و باعث می‌شود نفوذپذیری بدست آمده توسط گاز، بزرگ تر از نفوذپذیری مطلق نمونه باشد.

نکته: میانگین مسیر آزاد گاز با افزایش فشار کاهش می‌یابد و زمانی که گاز در فشار بی‌نهایت مایع می شود، از بین می‌رود.

نکته: میانگین مسیر آزاد گاز تابعی از سایز مولکول های گاز و همچنین دانسیته گاز می باشد.

کلینکنبرگ نشان داد که فاز سیال جریانی مورد استفاده در آزمایشات اندازه‌گیری نفوذپذیری بر نتایج آزمایشات تأثیرگذار می‌باشد، به طوریکه نفوذپذیری اندازه‌گیری شده بوسیله جریان هوا با نفوذپذیری اندازه‌گیری شده بوسیله جریان یک مایع متفاوت خواهد بود. این محقق نشان داد که نفوذپذیری اندازه‌گیری شده یک مغزه با استفاده از جریان هوا همیشه مقداری بزرگتر از نفوذپذیری اندازه‌گیری شده همان مغزه با استفاده از جریان مایع می‌باشد. کلینکنبرگ به این نتیجه رسید که این تفاوت در مقدار نفوذپذیری اندازه‌گیری شده به دلیل متفاوت بودن مقدار سرعت سیالات در دیواره‌های مجراها (خلل و فرج) می‌باشد، زیرا سرعت مایعات در نزدیکی دیواره‌های خلل و فرج ناچیز و در حد صفر ولی سرعت گازها غیرصفر می‌باشد. به عبارتی دیگر، سرعت گازها بر روی سطح دیواره‌های خلل و فرج به صورت لغزشی می‌باشد. وجود این لغزش بر روی سطوح دیواره‌های خلل و فرج موجب می‌شود که در یک اختلاف فشار مشخص و یکسان، دبی جریانی گازها بیشتر از دبی جریان مایعات گردد. کلینکنبرگ همچنین دریافت که برای یک محیط متخلخل مشخص، با افزایش فشار متوسط، نفوذپذیری اندازه‌گیری شده کاهش خواهد یافت.

با کاهش فشار متوسط >> میانگین مسیر آزاد گاز بزرگتر از قطر منافذ می شود >> لغزش گاز بر روی دیواره های خلل و فرج >> اثر کلینکنبرگ

نکته: فشار متوسط به عنوان میانگین فشار ورودی و خروجی تعریف می‌شود.

همان‌گونه که در شکل زیر نشان داده شده است، اگر نفوذپذیری اندازه‌گیری شده بوسیله جریان گاز بر حسب معکوس فشار متوسط رسم شود، یک خط راست بدست خواهد آمد. چنانچه این خط راست تا نقطه فشار متوسط بی‌نهایت امتداد داده شود، نفوذپذیری مایع یا همان نفوذپذیری مطلق حاصل خواهد شد.

کلینکنبرگ معتقد بود که شیب خط (C) تابعی از عوامل زیر است:

• نفوذپذیری مطلق
• نوع گازی که در آزمایشات اندازه‌گیری نفوذپذیری به کار می‌رود
• میانگین شعاع موئینگی سنگ

اگر فشار متوسط جریان گاز یا مایع زیاد باشد:

• جریان دارسی مشاهده می شود
• سرعت جریان در دیواره های خلل و فرج برابر صفر است (مانند شکل زیر)

                                                     

اگر فشار متوسط جریان سیال کم باشد:

• جریان غیردارسی مشاهده می شود
• سرعت جریان در دیواره های خلل و فرج غیرصفر می باشد (مانند شکل زیر)

منابع: 

1-کتاب طارق احمد

2- کتاب "آزمایشگاه خواص سنگ و سیال مخزن"، نوشته احمد فریدونی، محمدتقی رضایی و مسعود فریدونی - با همکاری دکتر عباس هلالی زاده

مزیت اول کشور گاز است

براساس آخرین گزارش‌های جهانی (گزارش سال 2015 شرکت بی‌پی) ایران با داشتن 34 تریلیون متر مکعب ذخیره قابل برداشت گاز (معادل 18.2 درصد ازکل ذخایر گاز جهان) در جایگاه نخست جهان قرار گرفته است. با فاصله‌ اندکی فدراسیون روسیه با داشتن 32.6 تریلیون متر مکعب (معادل 17.4 درصد) قرار گرفته و قطر نیز با 24.5 تریلیون متر مکعب (معادل 13.1 درصد) جایگاه سوم دارندگان ذخایر بزرگ گاز جهان را به خود اختصاص داده است. جمهوری اسلامی ایران با تولید 5 درصد از کل گاز جهان در جایگاه سوم بعد از ایالات متحده امریکا (21.4 درصد) و روسیه (16.7 درصد) قرار گرفته است. این در حالی است که کشور کانادا تنها با داشتن 1/1 درصد از کل ذخایر دنیا تولید کننده 4.7 درصد گاز جهان بوده و با فاصله‌اندکی از ایران با آن حجم ذخایر قرار دارد. وضعیت جمهوری اسلامی ایران در بخش صادرات و نقشی که در بازار جهانی گاز ایفا می‌کند بشدت بدتر و نگران کننده است. وزن ایران در صادرات تنها 0.96 درصد بوده و این در حالی‌است که روسیه 20.2 درصد، قطر 12.4 درصد و کشوری مثل نروژ تنها با داشتن سهم 1 درصدی از ذخایر گاز جهان 10.7 درصد صادرات گاز دنیا را به خود اختصاص داده است. چه عواملی باعث شده است که اینچنین جایگاهی نصیب کشور شود؟ آیا مشکل صرفاً سیاسی، مالی، فنی یا مدیریتی است یا مجموعه‌ای از عوامل باعث شده‌اند که نتوانیم با‌وجود داشتن جایگاه نخست در ذخایر گازی نقش متناسب خود را در تأمین گاز دنیا ایفا کنیم؟

نفت و گاز در یک مسأله تفاوت اساسی دارند. توسعه زیرساخت‌های گازی به‌مراتب هزینه‌برتر از توسعه زیرساخت‌های نفتی است. عمده هزینه گاز نیز در بخش حمل و نقل آن است. البته توسعه میدان گازی بسته به نوع و مشخصات گاز موجود در میدان می‌تواند دو تا سه برابر توسعه یک میدان نفتی باشد. هزینه انتقال گاز به مراتب بیشتر از هزینه انتقال نفت است؛ گاهی تا 30 برابر، انتقال گاز به دوردست مستلزم صرف هزینه‌های هنگفت در مبدأ و مقصد است. ساخت یک کارخانه LNG شاید هزینه‌ای بیشتراز توسعه خود میدان داشته باشد. چرخه توسعه گاز از توسعه میادین گرفته تا صادرات در کل در قیاس با نفت بسیار هزینه‌بر بوده  این در حالی است که نرخ بازگشت سرمایه درنفت به مراتب بالاتر از گاز است. تأمین مالی پروژه‌های‌گازی سخت و با ریسک بالایی همراه است. برای توسعه میادین گازی کشور نیاز به تأمین سرمایه خارجی است. جذب سرمایه‌گذاری خارجی تحت شرایط تحریم به‌منظور تأمین پروژه‌های گازی کاری بسیار دشوار و تقریباً غیر ممکن بود. محدودیت‌های مالی یکی دیگر از موانع اصلی در توسعه گازی کشور به‌حساب می‌آید.

برخلاف تصور عده‌ای که نفت را مزیت اول کشور می‌دانند، مزیت اول کشور گاز است. ما جایگاه اول گاز دنیا را داریم. جهان قرن فعلی را به نام گاز به عنوان انرژی پاک می‌شناسد. چالش‌های جهانی زیست محیطی می‌تواند موتور محرکه قوی برای توسعه صنایع گاز کشور باشد. ما می‌توانیم دنیا را به تبعیت از تصمیمات خودمان وادار کنیم. فراموش نکنیم که این مسأله می‌تواند برای کشور هم فرصت باشد و هم چالش، ما باید در قبال 18 درصد گاز جهان که در اختیار داریم مسئولانه رفتار کرده و در همان حد نیاز گازی دنیا را تأمین کنیم. شاید اگر اروپا واردکننده گاز از ما بود رفتاری به مراتب نرم‌تر از رفتاری که در طول سال‌های اخیر داشت را بروز می‌داد. فرصت‌ها یکی پس از دیگری در حال از دست رفتن هستند و رقبای ما با شتاب سرسام‌آوری در جلوی ما در حال پیشتازی هستند. باید دست به دست هم داده و سهم کشور را از تجارت گاز دنیا پس بگیریم.

توسط: صادق قاسمی

کارشناس سرمایه‌گذاری در حوزه نفت و گاز

 لینک کامل مقاله

تقسیم بندی مخازن هیدروکربوری

نوع سیال مخزن عامل مهمی در تصمیم‌گیری برای انجام بسیاری از عملیات‌ها مانند نحوه نمونه‌گیری از سیال مخزن، تعیین نوع و اندازه تجهیزات سطحی، روش محاسبه هیدروکربور درجا، برنامه‌ریزی برای توسعه میدان و انتخاب روش مناسب ازدیاد برداشت می‌باشد.

در یک تقسیم‌بندی کلی، اگر دمای مخزنی بیشتر از دمای بحرانی باشد، آن مخزن به عنوان مخزن گازی و در صورتی که دمای مخزن کمتر از دمای بحرانی باشد، مخزن مورد نظر به عنوان مخزن نفتی شناخته می‌شود.

مخازن گازی را به سه دسته مخازن گاز خشک، گاز تر و گاز میعانی تقسیم‌بندی می‌کنند. مخازن نفتی نیز به دو دسته کلی مخازن نفت فرار و مخازن نفت سیاه تقسیم‌بندی می‌شوند.

در کلیه نمودارهای فازی که در فایل پیوست بررسی می‌شوند، دمای مخزن در طول تولید سیال و تخلیه مخزن ثابت فرض شده است. تغییرات فازی در مسیر هم دمای تخلیه مخزن و در مسیر مخزن تا تفکیک‌گر سطحی بسیار حائز اهمیت است و بررسی خواهد شد. جداسازی فازها توسط تفکیک‌گر می‌تواند در یک یا چند مرحله صورت بگیرد. شرایط عملیاتی و مسائل اقتصادی تعداد بهینه تفکیک‌گرها را تعیین می‌کنند. هدف از طراحی بهینه یک تفکیک‌گر از نظر فنی، رسیدن به کمترین مقدار نسبت گاز به نفت تولیدی (GOR) و بیشترین حجم مایع (یا به طور معادل کمترین چگالی مایع) در تانک ذخیره می‌باشد. تانک ذخیره در واقع آخرین مرحله تفکیک‌گر سطحی است که در دما و فشار شرایط استاندارد قرار دارد. رنگ و چگالی مایع تانک ذخیره نیز از داده‌‌های عملیاتی تشخیص نوع سیال مخزن محسوب می‌شوند.

منبع: کتاب "مهندسی مخازن گاز میعانی"

دانلود فایل انواع مخازن هیدروکربوری