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 موثرند. به عنوان مثال، کل نفت مخازن آمریکا حدود 109*400 بشکه بوده است که تا سال 1970 حدود 109*100 بشکه آن توسط روش‌های 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 میلی دارسی) و انرژی کم مخزن که ناشی از پایین بودن مقدار گازطبیعی 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 روش‌های مرحله دوم از سال 1900 میلادی شروع شده است. مرحله دوم بازیافت از روش‌های موثر درمرحله 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 چاه‌های اطراف چاه تولید نفت وارد مخزن شده و نیروی محرکه لازم برای استخراج نفت را به وجود می‌آورد. معمولاً در اطراف هرچاه 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 را راحت‌تر صورت گرفته و سرعت تولید بالا می‌رود. در روش سیلاب زنی گازی، گاز (مانند گازطبیعی) 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 گازطبیعی تولید شده دوباره به چاه‌های نفت برای استخراج در مرحله دوم برمی‌گردند. نحوه تزریق گاز شبیه تزریق آب به صورت چاه‌های پنچ‌گانه است. در مواردی که گرانروی نفت خیلی بالا باشد از تزریق بخار آب برای استخراج مرحله دوم استفاده می‌شود. مرحله سوم بازیافت پس از استخراج به کمک روش‌های مرحله دوم هنوز هم 30 الی 50 درصد نفت می‌تواند به صورت استخراج نشده در مخزن باقی بماند. در این‌جا است 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 001/0 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 زیست پلیمرها به عنوان پلیمر درمحلول بافر استفاده می‌شود. مواد فعال سطحی معمولاً «سولفونات 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 5/1 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 تولید شده، فشار مخزن بالا می‌رود. گرما همچنین 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 دی‌اکسیدکربن می‌باشد. 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. روش‌های مختلف بازیافت نفت (EOR) به طور اختصار در شکل 1 نشان داده شده است. روش‌های مناسب بازیافت نفت از مخازن ایران به طور کلی در ایران، از روش‌های تزریق گاز و تزریق آب برای ازدیاد براشت استفاده می‌شود. اما در بحث تزریق گاز، شرایط ایران بسیار استثنایی است؛‌اولاً ایران دارای مخازن عظیم گازی است و می‌توان 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، هزینه‌های نسبتاً بالایی نیز برای حمل و نقل باید پرداخت نمود. دوم این‌که باتوجه به مساله صیانت، در حدود 90 درصد از گاز تزریق شده 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، سرمایه‌گذاران خصوصی حاضر به ذخیره کردن 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 می‌توان سود جست که کشورهای دیگر بیشتر از این روش استفاده می‌کنند ولی میزان کارآیی تزریق آب نسبت به تزریق گاز برحسب مخزن کاملاً متفاوت می‌باشد. به طور کلی در مورد مخازن نفت ایران، به دلیل نوع مخازن و ویژگی‌های 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 می‌توان 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. 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 براین، 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، به طور عمده درمخازن نفت، تزریق گاز نیز منظور می‌شود. منبع: نامه تحلیلگرانف شبکه تحلیل گران تکنو لوژی ایران، آذر 1382