31556

شبيه¬سازي رسوب نمك¬هاي معدني در چاه¬هاي توليد گاز و خطوط جمع¬آوري

كارشناسي ارشد

مهندسي مخازن هيدروكربوري

1400

1403/07/15

مهدي عصاره

--

مهندسي شيمي نفت و گاز

بهره‌برداري اقتصادي از مخازن نفت و گاز با چالش‌هايي مانند تشكيل رسوبات معدني در چاه‌ها و خطوط توليد مواجه است. اين رسوبات، مانند كربنات كلسيم و سولفات باريم، عملكرد تجهيزات را مختل كرده و هزينه‌هاي عملياتي را افزايش مي‌دهند. شبيه‌سازي رسوبات معدني در چاه‌هاي گازي نيازمند درك فرآيندهاي فازي، سينتيكي و ژئوشيميايي است. چالش اصلي، تغيير تعادل بين فازهاي گاز، مايع و رسوبات جامد به دليل تغييرات دما و فشار است. براي محاسبه دقيق تعادل فازي از مدل‌هاي ترموديناميكي مانند معادلات پنگ-رابينسون استفاده مي‌شود، اما اين مدل‌ها در شرايط بحراني با عدم قطعيت‌هايي همراه هستند. در ادامه، سرعت رشد رسوبات به پارامترهاي سينتيكي وابسته است و به داده‌هاي آزمايشگاهي دقيق نياز دارد. همچنين، برهم‌كنش‌هاي ژئوشيميايي بين آب، گاز و مواد جامد نيز بايد به‌دقت شبيه‌سازي شوند كه نرم‌افزارهايي مانند PHREEQC در اين زمينه استفاده مي‌شوند، هرچند ممكن است تمام واكنش‌ها را به‌خوبي پوشش ندهند. براي شبيه‌سازي دقيق، داده‌هاي ميداني كامل از تغييرات دما، فشار و تركيب سيال ضروري است، اما اين داده‌ها معمولاً ناقص يا ناپيوسته‌اند. در اين پژوهش، مدلي با استفاده از نرم‌افزارهاي PHREEQC،PVT ، PIPESIM توسعه داده شده كه فرآيندهاي ترموديناميكي، هيدروديناميكي و سينتيكي را براي پيش‌بيني دقيق‌تر رسوبات معدني تركيب مي‌كند. اين مدل مي‌تواند به بهبود بهره‌وري و عمر چاه‌ها و كاهش هزينه‌هاي ناشي از رسوبات كمك كند. در بررسي يك نمونه ميداني از مخزني با گاز ميعاني كه با مشكل عمده رسوب كربناته در درون چاه مواجه بود، نتايج شبيه‌سازي به‌خوبي توانست رفتار شاخص اشباع تعادلي را براي دو غلظت اوليه 28 و 300 ميلي‌گرم كلسيم در آب سازندي با داده‌هاي مقاله مرجع تطابق دهد. حداكثر جرم رسوب تشكيل‌شده در اين شبيه‌سازي به‌ترتيب 41 و 442 كيلوگرم رسوب براي زمان دوسال توليد چاه برآورد شد كه در مقايسه با مقادير گزارش‌شده (38 تا 405 كيلوگرم رسوب)، خطاي تقريبي 3/8 درصد را نشان مي‌دهد. همچنين، در طي بازه زماني 200 روزه، حداكثر ضخامت رسوب 6/4 اينچ پيش‌بيني گرديد. نتايج به‌دست‌آمده با يك شبيه‌سازي ديگر از همان چاه مقايسه شد و پيش‌بيني مشابهي در مورد مكان تشكيل رسوب ارائه داد.

1403/08/27

Simulation of Inorganic Salt Deposition in Gas Production Wells and Gathering Pipelines

10/6/2025 12:00:00 AM

Economic production from oil and gas reservoirs faces challenges such as the formation of mineral deposits in wells and production lines. These deposits, such as calcium carbonate and barium sulfate, disrupt equipment performance and increase operational costs. Simulating mineral scale in gas wells requires understanding phase, kinetic, and geochemical processes. The primary challenge is the shift in equilibrium between gas, liquid, and solid phases due to temperature and pressure variations. Thermodynamic models like the Peng-Robinson equations are used for accurate phase equilibrium calculations; however, they come with uncertainties, particularly under critical conditions. Additionally, the growth rate of deposits depends on kinetic parameters, requiring precise experimental data. Geochemical interactions between water, gas, and minerals must also be accurately simulated, for which software like PHREEQC is employed, though it may not cover all reactions comprehensively. Accurate simulation requires complete field data on temperature, pressure, and fluid composition, but these data are often incomplete or inconsistent. In this study, a model was developed using PHREEQC, PVT, and PIPESIM software, combining thermodynamic, hydrodynamic, and kinetic processes for more precise mineral scale predictions. This model can help improve well productivity, extend well life, and reduce costs associated with scale deposits. In a case study of a gas condensate reservoir experiencing significant carbonate deposition in the wellbore, simulation results successfully matched the equilibrium saturation index behavior for two initial calcium concentrations (28 and 300 mg) in formation water with reference data from a published study. The maximum mass of scale formation in this simulation was estimated to be between 41 and 442 kg, which, compared to the reported values in the reference (38 to 405 kg), shows an approximate error of 8.3%. Furthermore, over a 200-day period, the maximum scale thickness was predicted to be 4.6 inches. The obtained results were compared with another simulation of the same well, showing similar predictions regarding the location of scale deposition.

رسوبات معدني , تضمين جريان سيالات , تعادل ترموديناميكي , كوپل مدل ژئوشيميايي , شاخص اشباع رسوب

Mineral Deposits , Flow Assurance , Thermodynamic , Coupled Geochemical Model , Scale Saturation Index

saeid davoodi

mehdi assareh