ممكن مساعدى

[ابوضياء]

ارجوا افادتي عن انواع التلوت الدي تحدته المياه المصاحبة للنفط في عملية الأنتاج ومخاطرها
وطرق معالجتها وانواع العناصر الكيميائية الخطرة الموجودة بها

[rana]

عملية معالجة البترول وتنقيته

المعالجة والتنقية
تهدف عمليات المعالجة لإزالة الشوائب غير المرغوب فيها في المنتجات البترولية أو تحويلها. فمن المعروف أن زيت البترول الخام يحتوي على بعض الشوائب تتراوح نسبتها بين 1-4% وفقًا لنوع الخام ومصدره، وتتكون هذه الشوائب، عادة، من المركبات الكبريتية والآزوتية والأوكسجينية.

وتبذل معامل تكرير البترول جهودًا كبيرة لتنقية المنتجات البترولية من الشوائب، قبل تسويقها  وذلك للتغلب على مشكلات تآكل الأجهزة وتلوث الهواء، والوفاء باحتياجات الاستهلاك المحلي، وللتغلب على المنافسة في مجال التصدير.

والمنتجات البترولية الناتجة من عمليات التقطير والتكسير تحتوي على الأولفينات ومركبات كبريتية وأكسجينية، وهي تسبب عدم ثبات المنتجات، وكذلك تكوين رواسب كربونية داخل آلات الاحتراق، وتعطي للمنتجات ألوانًا وروائح غير مرغوب فيها. فعمليات التنقية هي العمليات النهائية للمنتجات البترولية، وهي إما كيميائية أو فيزيائية، والكيماويات المستخدمة في عمليات التنقية كثيرة، منها محلول الصودا الكاوية الذي يستخدم في تنقية البوتاجاز والبنزين من كبريتيد الأيدروجين ومركبات المركبتان، وحامض الكبريتيك المركّز الذي يستخدم في تنقية الكيروسين من المواد الكبريتية والعطرية التي تسبب تصاعد الدخان الأسود، كما يستخدم في تنقية وقود النفاثات وغيره، كذلك يستخدم غاز الأيدروجين في إزالة عديد من الشوائب.

1. إزالة كبريتيد الهيدروجين:

 الغازات والمقطرات الخفيفة "الغازات البترولية والمسالة والبنزين والكيروسين" غالبًا ما تحتوي على كبريتيد الأيدروجين، وهو موجود أساسًا في الخام أو تكون من تحلل المركبات الكبريتية خلال العمليات المختلفة. وهو غير مرغوب فيه بسبب رائحته الكريهة، وكذلك تحوله بسهولة إلى كبريت؛ مما يسبب تآكلاً في الآلات والمعدات. وهناك طريقتان لإزالة H2S حسب نسبته.
 
 أ.  إذا كانت النسبة ضئيلة يستخدم محلول الصودا الكاوية.
 
ب.  أما إذا كانت النسبة عالية فيستخدم سائل مناسب لامتصاص غاز كبريتيد الأيدروجين، وبعد ذلك يستخدم السائل مرة أخرى بعد التخلص من الغاز، ويوجد لذلك طريقتان تقليديتان.
 
طريقة "شل فوسفات"، وفيها يستخدم فوسفات ثلاثي البوتاسيوم

 أما الطريقة الثانية فتتم باستخدام الأمينات العضوية مثل أحادي الإثيانول أمين أو ثنائي الإيثانول أمين

2. إزالة مركبات المركبتان:
المركتبانات الموجودة في المنتجات البترولية غير مرغوب فيها؛ نظرًا لرائحتها الكريهة، فتعالج هذه المنتجات للتخلص منها أو تحويلها إلى مركبات أقل ضررًا أو مقبولة.

        والمركتبانات الموجودة في المنتجات التي تغلي حتى أقل من 100 م، يمكن التخلص منها بالمعالجة بواسطة محلول الصودا الكاوية التي تكون مركبات مذابة في الصودا الكاوية.


  أما المركتبانات الثقيلة الموجودة في المقطرات العالية التي تغلي أعلى من 100 م، فهي لا تذوب في الصودا الكاوية.
      عملية التحلية: Sweetening "طريقة Doctor treatment"
 
    تحول فيها المركتبانات الضارة إلى ثنائي الكبريتيد الأقل ضررًا أو المقبولة والمسموح بوجودها في المنتجات. فبالرغم من أن الكبريت لم تتم إزالته، إلا أن المنتج خضع لعملية تحلية بتحويل المركبتان إلى ثنائي الكبريتيد. وذلك باستخدام محلول الصودا الكاوية مع أكسيد الرصاص وبإضافة كمية محسوبة بعناية من الكبريت.

3. التنقية بالهيدروجين

        تطورت في السنوات الأخيرة عملية تنقية المنتجات البترولية بواسطة الأيدروجين تطورًا كبيرًا، وذلك مع توافر غاز الأيدروجين بوصفه منتجًا ثانويّا رخيصًا ناتجًا من عمليات الإصلاح الحفزي، حيث إن الغاز الناتج من هذه العمليات يحتوي على 80% أيدروجين. ولذلك نجد أن عمليات التكسير والإصلاح والمعالجة تتم في وجود الأيدروجين، وتنقسم العمليات المستخدم فيها الأيدروجين إلى التكسير بالأيدروجين وتنقية بالأيدروجين. وتستخدم التنقية بالأيدروجين الآن تجاريًّا على نطاق واسع، نظرًا لأنها عملية متعددة الوظائف، فهي تزيل المواد الكبريتية المحدثة للتآكل بتحويلها إلى كبريتيد أيدروجين، بالإضافة إلى ذلك عملية التنقية بالأيدروجين تؤدي إلى إزالة المواد النتروجينية والأكسجينية والهالوجينية.
 كذلك إزالة الشوائب المعدنية الموجودة في الزيت، كما يتم تشبع الأوليفيات؛ مما يؤدي إلى ثبات المنتجات.

أ.الهدرجة مع إزالة الكبريت

1- للمركتبانات

 2- للكبريتيد

 3- للثيوفين

 ب.الهدرجة مع إزالة النتروجين

1- للبيرول
2-  للبيريدين

ج.الهدرجة مع إزالة الأكسجين
1- للفينول
2- لفوق الأكاسيد

د.الهدرجة مع إزالة الهالوجين للكلوريد

هـ. تشبع الأوليفينات

[ابوضياء]

اشكرك مشرف علوم البيئة ranaعلى هدا الأهتمام والرد ولكن سؤالي على المياه التي تنتج في عملية الفصل الأولي
الدي يحدت للزيت الخام بعد خروجه من البئر حيت يكون مصاحب له الغاز الطبيعي والماء وفي بعض الأحيان تكون
كميت الماء كبيرة يتم التخلص منها أما في أحواض مفتوحة أو حقنها في الأرض
والأستفسار هو الطريقة المتلة التي يتم بها التعامل مع هده المياه وأترها على البيئة وأنواع المواد الكيميائية الموجودة
بها والمخاطر التي نحدتها مع الشكر

[rana]

**مراحل الإنتاج وتنمية الحقول

 يعد الحفر الوسيلة الوحيدة للتأكد من وجود مصيدة البترول، ما يتطلب الدقة في اختيار مواقع حفر آبار الاستكشاف وتقويم الحقل، كما أن الحفر يحدد تتابع الطبقات التي يجري اختراقها وسمكها وصفاتها وامتدادها الأفقي، ويعد مهما في تحديد حجم البترول المخزون في البئر وإنتاجيته المتوقعة، ومعدل الاستخلاص المنتظر الذي يرتبط بنوع مكمن البترول، وطاقته الطبيعية التي تؤدي إلى تدفق الزيت والغاز في تجويف البئر، وكلها تعد مؤشرات عملية على الجدوى الاقتصادية والفنية لحقل البترول. ويتحدد موقع وعمق البئر طبقا لنوعها سواء كانت استكشافية، أو مساندة تحفر للحصول على مزيد من المعلومات الجيولوجية، أو لتطوير حقول البترول.
 ويجري طبقا لنوعيات صخور الطبقات، وطبيعة تماسها سويا، وتقديرات السمك التقريبي، التحديد المبدئي لعمق الآبار، وأقطار وأطوال مقاطع الحفر، وأنواع أنابيب التبطين التي يتم إنزالها بعد الانتهاء من حفر هذه المقاطع، وأنواع طين الحفر المستخدم في كل مقطع. وقبل الحفر تحدد القياسات المطلوبة من كهربائية وإشعاعية وصوتية وحرارية، وأعماقها، والمقاطع المطلوب اختبارها وأخذ العينات منها، سواء كانت من الصخور الفتاتية المجروشة أو من اللباب أو السوائل، لتحديد نوعيات الصخور ومساميتها ونفاذيتها، إلى جانب اختيار مانعات الانفجار التي تركب على فوهة البئر.
 وقد تطورت تكنولوجيا حفر الآبار لتصل أعماقها إلى آلاف الأمتار، وابتكر الحفر التوربيني بعد أن استمر الحفر الرحوي طويلا، واستحدثت عمليات الحفر الأفقي الذي يمتاز عن الحفر العمودي بإمكانية تجاوز كثير من العقبات الطبيعية والعمرانية للوصول إلى مكامن البترول محدودة السمك وقليلة النفاذية. وتحفر بئر البترول عادة بقطر نحو ثلاثين بوصة عند سطح الأرض، ثم يتناقص قطرها تدريجيا كلما تعمقت البئر إلى أسفل، حتى يصل إلى حوالي أربع بوصات عند قاع البئر.
 وإذا كان الحفر بالدق، تُفتت الصخور وتحفر البئر برفع وإسقاط عمود الحفر والدقاقة المرتبطة به، وإخراج الفتات أولا بأول في عملية بطيئة، يكتنفها قدر كبير من الخطورة عند الوصول إلى طبقة بترولية أو غازية ذات ضغط عال. وفي الحفر الدوراني أو الرحوي تُفتت الصخور بدوران الدقاقة مع عمود الحفر، وتحت تأثير الثقل الواقع على الدقاقة من قبل الأنابيب الثقيلة التي تشكل جزءا من عمود الحفر، ويجري التخلص من فتات الصخور عن طريق ضخ طين معين في أنابيب الحفر بواسطة مضخات على السطح، ويخرج الطين محملاً بفتات الصخور من البئر من خلال حيز الفراغ الموجود بين الأنابيب وجدار الحفر، ثم يفصل فتات الصخور من الطين وإعادة تدويره مرة أخرى. ويؤدي استخدام الطين إلى تبريد الدقاقة وعمود الحفر، ودعم جدران الحفرة بتكوين طبقة طينية عليها.
وبعد انتهاء الحفر، وأحيانا في أثناء تقدم الحفر تجري عملية تبطين البئر Well Casing، بإدخال أسطوانة فولاذية حول عمود الحفر، تشكل جداراً دائماً للبئر يحميه من الانهيار، أو تداخل المياه الجوفية، والغازات والسوائل من الطبقات الأرضية غير الطبقة الرئيسية التي سينتج البترول منها، وكذا لتوفير مسار لصعود طين الحفر محملا بفتات الصخور الناتجة عن حفر البئر. وعند الوصول إلى الطبقات المنتجة تثقب الأسطوانة لتسمح بمرور السوائل البترولية والغازات إلى سطح الأرض. ثم تبطن البئر بين الصخور والأسطوانة الفولاذية بطبقة من الخرسانة تكون دعامة للبئر، وتمنع تسرب السوائل وتداخلها من طبقات الأرض المختلفة عن طريق جدار البئر، ويستأنف الحفر أو إكمال البئر مع تقليل قطر تجويفه أسفل الدعامة الخرسانية. وبعد التبطين تجري عملية تركيب مجموعة رأس البئر، ومانعات الانفجار، واختبارها، والسماح للبئر بالإنتاج وتقدير إنتاجيته. ويصنف إنتاج البترول من الطبقة الحاملة إلى إنتاج أولي وثانوي وثلاثي Tertiary Recovery.


***الإنتاج الأولي والثانوي والثلاثي للبترول
  تختلف الخامات البترولية من حيث محتوياتها الأساسية من المقطرات الخفيفة مثل الجازولين، والمقطرات الوسطى مثل الكيروسين، والمقطرات الثقيلة مثل المواد الشمعية وزيوت التزييت، والمنتجات الثقيلة غير المقطرة مثل البتيومين والأسفلت، وتصنف الخامات البترولية وفق كثافتها النوعية التي تعتمد على نسب مكوناتها من تلك المقطرات والنواتج الخفيفة والمتوسطة والثقيلة.
ويلاحظ أنه عند بدء إنتاج البترول تكون نسبة الغازات البترولية عالية بصورة واضحة، وتنتج ما تسمى بالمكثفات البترولية Petroleum Condensates ، ثم تقل نسبة الغازات المذابة في الزيت تدريجيا مع استمرار مراحل الإنتاج.
والإنتاج الأولي هو إنتاج البترول من الآبار في بداياتها بالتأثيرات الطبيعية، أي بقوته الذاتية الكامنة، إذ تكون الطاقة اللازمة لدفع البترول من المكمن إلى فوهة البئر أكبر من مجموع طاقات التماسك بين الصخور والسوائل الموجودة في مسامها ومن تأثير الجاذبية. ويستمر هذا النوع من الإنتاج حتى ينخفض الضغط في المكمن، ويبدأ معدل الإنتاج في الهبوط. وتشير الإحصاءات في أغلب آبار منطقة الشرق الأوسط إلى أن كمية البترول المنتجة في مرحلة الإنتاج الأولي لا تتجاوز 20 - 30% من إجمالي البترول المتوفر في المكمن. ومن بين مشاكل الإنتاج الأولي أن الضغط قد يكون عاليا إلى حد أن يطيح ببرج الحفر في أثناء الحفر الاستكشافي أو الإنتاجي، ما يتطلب تركيب صمامات متعددة للتحكم في تدفق البترول ولمنع الانفجار، وبعضها يعمل يدويا والآخر يعمل آليا وتجري السيطرة عليه عن طريق مركز مراقبة وتحكم آلي.
 ويعتمد الإنتاج الأولي إما على تأثير الغاز أو ضغط الماء أو على الجاذبية الأرضية. لكن تأثير الضغط الناتج عن الغازات المذابة يتناقص بسرعة، كما يصعب التحكم في نسبة الغاز إلى الزيت، وفي الغالب يتناقص ضغط القاع في البئر Bottom Hole Pressure بسرعة، وبالتالي يتناقص الإنتاج تحت هذا التأثير. وإذا ما وجد الغاز الطبيعي في طبقة منفصلة تعلو طبقة الزيت وتتميز بضغط ذاتي عال يمكن إنتاج 40 - 50% من الخام، إذا أمكن الإبقاء على نسبة عالية من الغاز إلى الزيت حتى قرب نهاية المرحلة الأولي لإنتاج الآبار.
وفي حقول البترول ذات الضغط المتوسط، قد يكون الضغط الذاتي في الطبقة الحاوية للبترول غير كاف لتدفق البترول بكميات اقتصادية، أو غير كاف لدفع البترول ذاته إلى سطح الأرض وبخاصة في حالة الآبار العميقة. وعندئذ ينتج البترول من هذه الحقول بواسطة مضخات ماصة لرفع البترول إلى سطح الأرض، ويطلق عليها اسم مضخات رأس البغل Mule Head Pumps. كما تستخدم المضخات الماصة في رفع معدل الإنتاج المنخفض في بعض الحقول. وهناك نوعان من المضخات أولهما مضخات الأعماق التي يجري إنزالها في قاع البئر، والثاني يركب على فوهة البئر، وتعمل هذه المضخات إما بالطاقة الكهربية أو بوقود الديزل.
أما في الإنتاج الثانوي فيرفع ضغط المكمن عن طريق حقن الماء في الطبقة الحاوية للماء، أو الغاز أعلى الطبقة الحاوية للبترول، أو الاثنين معاً بالتبادل. ويبدأ الإنتاج الثانوي بعد أن يتوقف الإنتاج الأولي للبترول. وقد تضخ كميات كبيرة من الغازات البترولية - إذا توفرت - لرفع الضغط الذاتي لبترول المكمن، أو كميات من الماء الساخن، وبخار الماء للامتزاج مع الطبقة الحاوية للماء أسفل طبقة الزيت، وأحيانا مع طبقة الزيت ذاتها لتكوين المستحلبات Emulsions التي يمكن ضخها إلى سطح الأرض. وقد تضاف إلى الماء مركبات ذات نشاط سطحي تساعد على تكوين المستحلبات، وعلى إحلال البترول الممتز على أسطح مسام الصخور الرسوبية ودفعه إلى السطح. وغالبا ما تحفر آبار على أعماق مختلفة تصل إلى طبقات الغاز والزيت أو الماء حسب أنواع المواد التي تستخدم في استخلاص البترول، ووفق طبيعة التراكيب الجيولوجية للمكامن البترولية وطبيعة وجود الزيت بها، وضغوطها الذاتية.
وفي المصائد البترولية ذات التركيب القبوي توجد طبقة المياه أو ماء التكوين Formation Water في حالة اتزان مع الخامات البترولية تحت طبقة الزيت، كما قد يوجد الماء في صورة معلقات الماء في الزيت، أو معلقات الزيت في الماء في طبقة بينية بين الماء والزيت. ومع استمرار الإنتاج يتناقص الضغط في الطبقة الحاوية للبترول، وتتناقص المساحة السطحية للحقل البترولي إلى الداخل، وقد يصل الماء إلى مستوى بعض الآبار المنتجة، وعندئذ يستعمل بعض هذه الآبار في ضخ المياه إلى طبقة ماء التكوين لتعويض التناقص في الضغط، مع مراعاة أن يكون معدل إزاحة الزيت متناسبا مع معدل سريان طبقة الماء لتجنب إنتاج كميات كبيرة من الماء المخلوط بالخام، ومن الممكن في بعض الحقول المنتجة بضغط الماء الحصول على 80% من الزيت الموجود في المصيدة.
ويستخدم، منذ بداية الخمسينيات، أسلوب الحقن بالمياه في أغلب حقول البترول في الولايات المتحدة الأمريكية لزيادة معدل استخراج البترول. وقد استخدمت طريقة الحقن الذاتي بالمياه في حقل الرزاق (بالصحراء الغربية بمصر، من خلال تحويل المياه الموجودة تحت سطح الأرض في أحد الآبار - وهي مياه ذات ضغط عال وفي خزان منفصل - إلى الطبقات الحاملة للزيت، وهي ذات ضغط أقل، وأدى الفارق بين الضغط في الطبقتين إلى اندفاع المياه إلى الطبقة الحاملة للزيت، ورفع ضغطها، وزيادة إنتاجها، وتحسين نسبة استخراج الزيت منها.
أما في حقول المرجان ويوليو ورمضان في مصر كذلك، فقد استخدمت طريقة حقن المياه بعد معالجتها في آبار حفرت خصيصا لهذا الغرض طبقا لترتيب هندسي معين، وملائم لطبيعة الخزان البترولي وحجمه، وتقوم المياه المحقونة إما برفع ضغط المياه الأصلية المحيطة بالخزان، وبالتالي ترفع ضغطه، وتدفع المياه الزيت إلى السطح، أو قد يجري الحقن في آبار الحقن وسط الخزان البترولي ذاته في تشكيل هندسي خاص، حيث تدفع المياه الزيت مباشرة، وبخاصة في حالة الخزانات غير المحاطة بالمياه الجوفية.
 وفي حقل المرجان، في خليج السويس، الذي يتجاوز احتياطيه الحالي مليار برميل، انخفض ضغط الخزان من 3000 رطل/بوصة مربعة عام 1974، إلى أقل من ألف رطل/بوصة مربعة على عمق 6100 قدم تحت سطح البحر، ما أثر على معدلات الإنتاج. ولما كان هذا الخزان من النوع الذي يعمل بنظرية الدفع بالغازات المذابة في الزيت مع ضغط المياه غير النشطة، فقد استخدم نظام الحقن بالمياه في الإنتاج الثانوي، مع أن صخور حقل المرجان من النوع الذي يتبلل بالزيت فقط، وقد بلغ معدل الحقن حوالي أربعمائة ألف برميل يومياً.
ومن أهم طرق الإنتاج الثانوي دفع كميات من الغاز الطبيعي المصاحب للنفط إلى البئر بعد فصله عن خام البترول، وضغطه، للتخلص من أية مكثفات بترولية مثل البروبان والبيوتان، والبنتان المتطايرة مع الغاز الطبيعي. ويمكن نقل الغاز الطبيعي من حقل مجاور إذا لم تكن كميته المصاحبة للبترول المنتج كافية لدفعه في البئر. ويدفع الغاز إما إلى قاع البئر من بين التبطين الخرساني والعمود الأسطواني، أو بضخه من خلال الآبار التي تصل إلى طبقة الغطاء الغازي. ومن بين طرق زيادة معدل الإنتاج القوة الهيدروليكية للماء لإحداث تشققات Fractures في الطبقة الحاملة للزيت، أو استخدام الأحماض في حالة الحجر الجيري لزيادة وتكبير قنوات التدفق وتكبيرها إلى جانب الاحتراق الجوفي لتسخين الزيت حتى يتدفق بسهولة في الآبار.
وأحيانا قد يؤدي ارتفاع لزوجة خام البترول إلى صعوبة سريانه خلال الصخور الرسوبية بمعدل يحقق الجدوى الاقتصادية للآبار، وعندئذ يمكن رفع درجة حرارة الخام، وخفض لزوجته بإدخال وحدة تسخين كهربائية في البئر أو بدفع الماء الساخن. كذلك يمكن إشعال جزء صغير من خام البترول بتمرير كمية محدودة من الهواء في إحدى الآبار، واستخدام الحرارة الناتجة لإسالة الخام وتسهيل تدفقه من خلال الآبار الأخرى.
 وفي الإنتاج الثلاثي يٌزاح خام البترول من مكمنه بعدة طرق للحصول على الكميات المتبقية من الخام، والتي تكون عادة في صورة حبيبات صغيرة منفصلة عن بعضها، وممتزة على أسطح الصخور الرسوبية الحاوية للخام. وتتراوح الكمية المتبقية من خام البترول بعد الانتهاء من الإنتاج الأولي والثانوي بصورة اقتصادية بين 50%، 70% من الاحتياطي المرجح في الحقل البترولي.
وأهم طرق الإزاحة هي الإزاحة المتجانسة بواسطة حقن المكامن البترولية بالغازات أو السوائل الهيدروكربونية، أو بالغازات غير الهيدروكربونية، أو الإزاحة الحرارية من خلال الاستخدام المتقطع والمستمر لبخار الماء كالغمر بالبخار في  (الشكل الرقم 14 ) تجري الإزاحة المتجانسة باستخدام مخلوطات من المركبات ذات النشاط السطحي، سواء الذائبة في الماء أو على شكل غرويات Colloids، تدفع إلى طبقة الزيت، وتعمل على إحلال حبيباته الملتصقة على أسطح مسام الصخر البترولي بقوة الخاصية الشعرية، وتجميعها ثم دفعها إلى سطح الأرض.
 
 وتصنف هذه المركبات ذات النشاط السطحي - حسب نوعية المجموعة المحبة للماء في تكوينها - إلى مركبات أيونية سالبة وموجبة أو غير أيونية. وتشمل الأيونات السالبة مشتقات الكبريتات، والسلفونات Sulfonates، وسلفونات حامض السلفونيك، والكربوكسيلات Carboxylates. وتشتمل الأيونات الموجبة على أملاح الأمونيوم الرباعية. أما المركبات غير الأيونية فمنها الكحولات، والجليكولات Glycols، وايثوكسيلات الكحولات والفينولات، وكحولات الأميدات، والجلوكوسيدات Glucosides وكذلك السكريات العديدة Polysaccharides. ويمكن اختيار نوع، المجموعات الشرهة للماء والتحكم في كميتها؛ لتحديد مدى ذوبان المركبات ذات النشاط السطحي في الماء، كما يمكن أيضا تغيير الشق الهيدروكربوني لزيادة مواءمة الجزيئات لطبقة الزيت.
  وبوجه عام تنقسم عمليات مركبات النشاط السطحي إلى مجموعتين، وفي أولاهما يستخدم محلول منخفض التركيز من المنظفات، على هيئة جزيئات رغوية، لدفع حبيبات الزيت أمامه بواسطة الإحلال غير الممتزج Immiscible Displacement، وفي الثانية يستعمل محلول عالي التركيز من المنظفات، ويحتوي على كميات متفاوتة من الكحولات، لتمتزج مع حبيبات الزيت وتكون مستحلبات Emulsions بترولية يسهل دفعها إلى سطح الأرض، فيما يسمى بالإغراق الممتزج Miscible Flooding.
 وهذه المنظفات تخفض التوتر السطحي بين الماء والزيت، وتساعد على تكوين الطبقة البينية بينهما، وإذا كان استخدامها مكلفا من الناحية الاقتصادية، فإنها تحقق الحصول على نحو 90% من الخامات البترولية المتبقية في الحقول بعد استنفاد طرق الإنتاج الأولي والثانوي.
 وتبقى الإزاحة الحرارية طريقة شائعة في الإنتاج الثلاثي، وتشمل الاستخدام المتقطع والمستمر لبخار الماء، والحرق الموضعي بنوعيه الجاف والرطب. وقد أسهمت الإزاحة الحرارية في استخراج أكثر من 60% من البترول المنتج بواسطة الإنتاج الثلاثي.
 وطريقة الاستخدام المتقطع للبخار من أكثر الطرق استعمالا في حقول البترول في ولاية كاليفورنيا الأمريكية، وفي رومانيا وكندا وفنزويلا. وفي كل الأحوال لابد من مراقبة دقيقة لكل آبار الإنتاج، وقياس ضغط الخزان البترولي، ونسبة الغاز إلى الزيت في إنتاج البئر. فإذا ارتفعت نسبة الغاز إلى الزيت في البترول المنتج فقد يتطلب الأمر الحد من إنتاج البئر أو إغلاقها، أو خفض المستوى الذي يبدأ عنده تثقيب الأسطوانة الفولاذية المحيطة بعمود الحفر.
   ويعزى تدني إنتاج البئر إلى ترسيب رواسب شمعية من الزيت في تجويف البئر أو قرب قاعه أو فوهته، أو إلى دخول الرمل إلى البئر، ما يعطل تدفق الزيت بالمعدل المطلوب، أو يعطل المضخات. ومن ناحية أخرى فقد يتآكل التبطين، أو تتساقط طبقته الخرسانية ما يؤدي إلى تسريب الماء أو الغاز إلى البئر من صخور أخرى غير صخور الخزان البترولي.


**الحفر والإنتاج تحت سطح الماء
مع أن الحفر الموجه هو أسلوب معروف لإقامة الآبار على الأرض قرب الساحل مع امتداد الحفر إلى التراكيب الجيولوجية تحت سطح مياه الأنهار والبحيرات والخلجان، إلا أن هناك حداً معينا لتطبيق هذه التقنية. فإذا كان التكوين المطلوب الوصول إليه بعيدا عن أقرب ضفة أو شاطئ، ولم يكن عميقا بالدرجة الملائمة، وجب إقامة هيكل البئر Derrick فوق الماء المتداخل.
ويعود تاريخ الحفر والإنتاج تحت سطح الماء إلى أوائل عشرينيات القرن العشرين في البحيرات الداخلية وخلجان لويزيانا في الولايات المتحدة، كما حفرت أول بئر تحت سطح الماء في بحيرة ماراكايبو Maracaibo في فنزويلا عام 1924م، وكان معدل تدفق الزيت منها في حدود مائة ألف طن سنويا. وفي عام 1939م ثم استكمل حفر ألفي بئر في هذه البحيرة وحدها بمعدل إنتاج 33 ألف طن من الزيت يوميا. ولكن التنقيب والإنتاج في البحار المفتوحة لم يبدأ عمليا إلا بعد الحرب العالمية الثانية، في خليج المكسيك عام 1960م بوجه خاص، واعتمد على منصات ثابتة ركبت على دعامات ثبتت في قاع الخليج قريبا من الشاطئ. وتباعا أمكن الحفر بعيدا عن الشاطئ، وباستخدام أبراج حفر متحركة عائمة يمكن قَطْرُها من مكان لآخر، ولعمق يبلغ 300 قدم، لا سيما في الأجزاء الجنوبية من بحر الشمال.
 أما الحفر في المياه العميقة فقد تطلب إدخال تكنولوجيا الحفر بالاعتماد على منصات نصف مغمورة بالمياه أو طافية على سطح البحر. ويستخدم البريطانيون النوع نصف المغمور في بحر الشمال، وله أرجل لا تصل إلى قاع البحر ولكنها تنتهي ببراطيم مملوءة بالماء كليا أو جزئيا، ومثبتة بمرساة أو هلب في القاع. وفي المياه العميقة تستخدم ثماني مراسي أو لآكثر زنة 15 - 20 طن، ويعلو سطح المنصة منسوب سطح البحر بنحو 50 - 60 قدم. أما وحدة الحفر العائمة فهي سفينة ترسو في عرض البحر مستخدمة المراسي Anchors في الظروف الجوية الملائمة والمتوسطة، بمعنى أن عمليات الحفر توقف في حالات العواصف الجوية والبحرية، ولذلك فإن الاعتماد الأساسي في بحر الشمال يبقى على المنصات نصف المغمورة.
عمليات الحفر والإنتاج تحت المياه العميقة عالية التكلفة؛ نظرا لارتفاع إيجارات أجهزة الحفر البحرية، وتكاليف تشغيلها، وكذا أعباء تموين العاملين بمنصات الحفر ونقلهم، وحاجة مواقع الحفر البحري لتجهيزات من أرصفة ثابتة وغيرها. ومع ذلك فقد بلغ إجمالي المساحات المرخص بالحفر فيها تحت مياه تزيد أعماقها عن 1500 قدم- على مستوى العالم - حوالي 1.13 مليون كيلومتر مربع.
 وعندما تتأكد الجدوى الاقتصادية للزيت أو الغاز تقام منصة من الصلب أو الخرسانة لتتكون مركز تجميع ثابت، ويمكن من كل منصة حفر حتى 40 بئراً بأسلوب الحفر الموجه، وتصمم مثل هذه المنصات طبقا لعمق المياه، وبحيث ترتفع قوائم المنصة مائة قدم على الأقل فوق سطح الماء، بما يحمي المعدات من تأثيرات أمواج البحر، وقد وصل إجمالي ارتفاع منصة إنتاج الزيت في بحر الشمال إلى 690 قدما ووزنها إلى 57 ألف طن. وفي حالة الاكتشافات المحدودة البعيدة عن الشاطئ يصبح استخدام المنصات بغير جدوى اقتصادية.
وفي المياه العميقة تعد تكملة الآبار البحرية تحت سطح الماء ضرورة عملية، بشرط أن يسمح عمق المياه بمسافات فوق رؤوس الآبار تكفي للمرور الآمن فوقها لجميع أنواع السفن. وهناك عوامل عدة تفرض تكملة الآبار تحت سطح الماء، ومنها أن أعماق المياه الكبيرة  لا تسمح بإنشاء أرصفة للآبار، لارتفاع التكلفة الاقتصادية والمصاعب الفنية الجمة التي تواجه الإنشاء، إلى جانب أن انتشار الأرصفة البحرية الثابتة حول الممرات البحرية يؤثر على سيولة الملاحة، وعلى سبيل المثال فإن حقل يوليو في خليج السويس في مصر يقع بالكامل داخل المنطقة الفاصلة بين الحارتين الشمالية والجنوبية للممر الملاحي عبر الخليج. كذلك فإن تكنولوجيا إكمال الآبار تحت الماء ستساعد على تنمية اكتشافات غير مجدية اقتصاديا إذا تمت تنميتها بالطرق التقليدية، إما لوجودها في أعماق كبيرة أو لصغر حجمها، كما أنها تسهم في تنمية الاكتشافات الموجودة داخل الممرات الملاحية والتي لا يمكن تنميتها من خارج الممر بالحفر المائل.
ومن جهة أخرى فإن الإكمال تحت سطح البحر يجعل الآبار في مأمن من بعض المخاطر التي يتعرض لها بئر الإكمال التقليدي، فوجود رأس البئر تحت سطح البحر يؤمنه من مخاطر اصطدام السفن بالرصيف البحري وهو ما قد يحدث للبئر التقليدية، كما أن مخاطر الحريق تتراجع بالمقارنة بالبئر التقليدية في حالة نشوب حريق على الرصيف البحري المقامة عليه. وبالطبع يركب رأس البئر في عمق أكبر من غاطس أية سفينة تمر في منطقة إنشائه، وتوجد فوقه شمندورة تحذير، وأحيانا يحاط بواق حديدي إلى جانب تحديده في الخرائط البحرية الملاحية.
ويلزم في حالة إكمال البئر تحت سطح البحر تطوير أجهزة التحكم الهيدروليكية عن بعد في الآبار تحت سطح البحر، وهو ما جعل تكلفتها تعادل 15 - 40% من التكلفة الكلية للبئر، وهي تربط بين الرصيف البحري ورأس البئر. ويلاحظ أنه في حالة الإكمال تحت سطح البحر يجري التحكم هيدروليكيا وأوتوماتيكيا في عدد أكبر من الصمامات بالمقارنة بحالة الإكمال التقليدي للآبار.
ومع ذلك فإن ارتفاع مصاريف التشغيل نسبيا بسبب الاحتياج إلى حفار في كل عمليات صيانة البئر أو تطويره، قد يشكل قيداً في حالات الآبار العميقة ولكن التطور التقني يقلل من هذا العبء المادي عند الإنتاج، فقد أتاح استخدام أنابيب الحـفر التي تدار آليا من أعلى برج الحفر Top Drive System والتي يمكن أن تحفر 90 قدما بصورة متصلة قبل التوقف لإضافة أنبوبة حفر جديدة مما يختصر نحو 25% من زمن الحفر المألوف في المتوسط. وبخاصة إذا تم الحفر حتى أعماق تصل إلى سبعة آلاف قدم.

تحياتي