ارائه یک روش پیش‌بینی تشکیل رسوبات معدنی مرتبط با تغییرات دما و فشار چاه تولیدی با استفاده از مارچینگ الگوریتم: مطالعه موردی یکی از چاه‌های نفتی جنوب غرب ایران

نوع مقاله: مقاله پژوهشی

نویسندگان

دانشکده مهندسی نفت، دانشگاه صنعتی امیرکبیر، تهران، ایران

چکیده

تشکیل رسوبات معدنی در چاه‌های تولیدی و تزریقی در صنعت نفت از جمله مشکلاتی است که اگر کنترل و پیشگیری نشود مشکلات بسیاری را به همراه خواهد داشت، به‌طوری‌که برای برطرف سازی و حذف آنها نیاز به صرف هزینه‌های زیاد اقتصادی برای تعمییر و تکمیل، عملیات اسیدکاری و انگیزش چاه و انواع بازدارنده‌ها می‌باشد. هدف از این پژوهش در ابتدا مدل‌سازی پروفایل‌های فشار و دما به همراه سایر خواص سیال تولیدی مخزن مانند چگالی، ویسکوزیته و دیگر پارامترهای تأثیرگذار به صورت درجا در چاه به کمک روش بگز و بریل و همچنین، مارچینگ الگوریتم می‌باشد به‌طوری‌که بتوان بدون استفاده از ابزار فیزیکی و درون چاهی خاص بدون صرف هزینه‌های زیاد اقتصادی در نقاط مختلف چاه در هر زمانی از فرآیند تولید از تشکیل رسوبات معدنی در هر نقطه از درون چاه آگاه شد. پس از تخمین شرایط ترمودینامیکی و فیزیکی سیال درون چاه، به بررسی وضعیت فیزیکی-شیمیایی سیال تولیدی در حالت‌های اشباع، فوق اشباع و زیر اشباع برای تشکیل رسوبات معدنی مسئله ساز با استفاده از محاسبه تغییرات غلظت و شاخص اشباع به کمک روش اودو و تامسون پرداخته و در نهایت با استفاده از مدل‌های ریاضی پتانسیل رسوب گذاری، نقاط (اعماق) بحرانی و مستعد برای رسوب‌گذاری را بررسی و ثبت کرد. هر چند ممکن است رسوبی که باعث توقف تولید چاه شود در محیط متخلخل باشد، اما این بررسی تنها درون چاه و در رشته تولیدی و لوله مغزی انجام شده است. نتایج حاصل از مدل‌سازی بر روی یکی از چاه‌های نفتی تحت نظر شرکت ملی مناطق نفت خیز جنوب به‌عنوان مطالعه موردی نشان داد که با افزایش عمق از سطح، شاخص رسوب‌گذاری برای رسوبات کلسیم  سولفات نیمه آب دار(همی‌هیدارت) و استرانسیم سولفات در طول چاه تقریباً در تمام عمق‌ها منفی است و در نتیجه می‌توان گفت که احتمال تشکیل این رسوبات در اعماق مختلف این چاه وجود ندارد. همچنین برای رسوب کلسیم  سولفات آب‌دار( ژیپس) تقریباً همین شرایط برقرار است. همچنین در نزدیکی سطح زمین شاخص اشباع این رسوب مثبت و کمی بزرگتر از صفر می باشد که نشان دهنده‌ی احتمال تشکیل رسوب ژیپس در این محدوده‌ی عمقی است. در نهایت، شاخص رسوب-گذاری برای رسوبات کلسیم  سولفات بدون آب (انیدریت)، باریم سولفات و کلسیم  کربنات (کلیست) همواره مثبت بوده که نشان دهنده‌ی وجود احتمال تشکیل این رسوبات در چاه می باشد.
 

کلیدواژه‌ها


عنوان مقاله [English]

Providing a Method for Predicting the Scale Formations Related to Changes in Temperature and Pressure of Production Wells Using the Marching Algorithm: A Case Study of One of the Wells in the Southwest of Iran

نویسندگان [English]

  • Ehsan Khamehchi
  • Alireza Dolatiari
  • Masoud Bijani
Department of Petroleum Engineering, Amirkabir University of Technology (Tehran Polytechnic), Tehran, Iran
چکیده [English]

The purpose of this research is initially to model the pressure and temperature profiles along with other properties of the reservoir production fluid such as density, viscosity, and different in situ useful parameters in the well using the Beggs and Brill method as well as the marching algorithm. As a result, we can be aware of scale formations anywhere in the well at any time without the use of particular physical and inside of the well tools without spending a lot of economic costs. After estimating the thermodynamic and physical conditions of the well fluid, the physicochemical state of the producing fluid in saturated, supersaturated, and undersaturated states forms problematic scale deposits using calculations of concentration changes and saturation index using Oddo and Tomson method. Finally, using mathematical models, we investigate and record the potential for deposition, critical depths, and prone to scale deposition. Although deposits that stop the production of wells may be in porous media, this study was performed only inside the well and the tubing. The results of modeling on one of the oil wells under the supervision of the national company for southern oilfields as a case study showed that with an increase in depth from the surface, the saturation indexes for hemihydrate calcium and strontium sulfate scales along the well in almost all the depths are negative. As a result, it can be said that there is no possibility of the formation of these scales at different depths of the well. The same is true for the scale formation of hydrated calcium sulfate (gypsum). In addition, near the surface, the saturation index of this scale is positive and slightly larger than zero, which indicates the possibility of gypsum deposition in this depth range. Finally, the saturation index for anhydrous calcium sulfate (anhydrite), barium sulfate, and calcium carbonate (calcite) scales have always been positive, which indicates the probability of the formation of these scales in the well.
 

کلیدواژه‌ها [English]

  • Scale Formation
  • Oddo and Tomson Method
  • Beggs and Brill Model
  • marching algorithm
  • saturation index
[1] بیژنی م. و خامه‌چی ا. (1398) «بررسی و پیش‌بینی پتانسیل خورندگی و رسوب‌گذاری در خطوط لوله انتقال پساب و لوله‌های مغزی چاه تزریق پساب واحد نمک‌زدایی رگ سفید»، پژوهش نفت، 29: صفحات 106-119.##

[2]. Langelier WF(1936) The analytical control of anti‐corrosion water treatment, Journal‐American Water Works Association, 28: 1500-1521.##

[3]. Stiff Jr HA, Davis LE (1952) A method for predicting the tendency of oil field waters to deposit calcium carbonate, Journal of Petroleum Technology, 4: 213-216.##

[4]. Vetter O, Kandarpa V (1980) Prediction of CaCO3 scale under downhole conditions, In: SPE Oilfield and Geothermal Chemistry Symposium, Society of Petroleum Engineer. ##

[5]. Valone FW, Skillern KR (1982) An improved technique for predicting the severity of calcium carbonate, In: SPE Oilfield and Geothermal Chemistry Symposium, Society of Petroleum Engineers. ##

[6]. Oddo JE, Tomson MB (1982) Simplified calculation of CaCO3 saturation at high temperatures and pressures in brine solutions, Journal of Petroleum Technology, 34, 1: 581-590. ##

[7]. Bijani M, Khamehchi E (2019) Optimization and treatment of wastewater of crude oil desalting unit and prediction of scale formation, Environmental Science and Pollution Research, 26: 25621-25640. ##

[8]. Abouie A, Korrani AKN, Shirdel M, Sepehrnoori K (2017) Comprehensive modeling of scale deposition by use of a coupled geochemical and compositional wellbore simulator, SPE Journal, 22, 1: 225-221, 241. ##

[9]. Shirdel M (2013) Development of a coupled wellbore-reservoir compositional simulator for damage prediction and remediation. ##

[10]. Shuler PJ, Daniels EJ, Burton L, Chen H-J (2000) Modeling of scale deposition in gas wells with very saline produced water, In: CORROSION 2000, NACE International. ##

[11]. Oddo J, Tomson M (1994) Why scale forms in the oil field and methods to predict it. SPE Production & Facilities, 9: 47-54.

[12] دادوند کوهی ا. و اردکانی ح (1394) "پیش‌بینی تشکیل رسوبات سولفاته و کربناته در اثر تزریق آب دریا به مخزن نفتی سیری"، ماهنامه علمی اکتشاف و تولید نفت و گاز;71-64. ##

[13]. Standard A. D 4328-97 Standard Practice for Calculation of Supersaturation of Barium Sulfate, Strontium Sulfate, and Calcium Sulfate Di-hydrate (Gypsum) in Brackish Water, Seawater and Brines. ##

[14]. Arnórsson S (1989) Deposition of calcium carbonate minerals from geothermal waters—theoretical considerations, Geothermics, 18: 33-39. ##

[15]. He S, Kan A, Tomson M, Oddo J (1997) A new interactive software for scale prediction, control, and management, In: SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers. ##

[17]. Moghadasi J, Jamialahmadi M, Müller-Steinhagen H, Sharif A (2004) Formation damage due to scale formation in porous media resulting from water injection, In: SPE international symposium and exhibition on formation damage control, Society of Petroleum Engineer. ##

[18]. Moghadasi J, Jamialahmadi M, Müller-Steinhagen H, Sharif A, Ghalambor A, Izadpanah MR, Motaie E (2003) Scale formation in Iranian oil reservoir and production equipment during water injection, In: International Symposium on Oilfield Scale, Society of Petroleum Engineers. ##