اسیدکاری چاه

مقدمه:

اسیدکاری چاه

استفاده از روش های بهینه در اسیدکاری چاه ها اثرات خوبی را در افزایش بهره افزایی چاه های نفت و گاز به دنبال خواهد داشت. عملیات اسیدکاری جهت افزایش نفوذ پذیری سنگ مخزن، مورد استفاده قرار می گیرد. این امر ممکن است باایجاد خورندگی در خود سنگ مخزن یا خورندگی در ذراتی که باعث انسداد خلل و فرج موجود در سنگ مخزن گردیده اند، انجام گیرد. هر چه خلل و فرج بیش تر به هم دیگر راه داشته باشند. سیال داخل آنها بیش تر با یک دیگر مرتبط خواهد بود          و این حالت است که نفوذ پذیری آن ها به حد بالاتری رسیده و در نتیجه عبور سیال از بین این خلل و فرج سریع تر و راحت تر انجام می گیرد.

اکثراً در چاههای نفت وگاز به علت آسیب های وارد به سازند در منطقه نزدیک چاه، نفوذپذیری کاهش می یابد. از جمله عوامل این آسیبها گل های حفاری هستند که در هنگام حفاری با نفوذ در طبقه ایجاد آسیب می کنند. رسوبات مواد آلی و معدنی نیز از جمله این موادند. برای رفع موضوع و افزایش تولید چاه باید به درمان و انگیزش طبقات پرداخته شود.

اسیدکاری یکی از رش های عمومی و پرکاربرد در فرایند انگیزش چاه می باشد. در این عملیات اسید با فشارهای متفاوت به داخل طبقات تزریق می گردد تا با حل نمودن و خارج کردن گیرها و نیز گشاد

نمودن مجراهای موجود باعث افزایش نرخ تولید گردد.

اما باید گفت در هیچ کتاب یا مرجعی نمی توان اسیدکاری را بصورت مراحل مشخص و ثابت ارائه داد. پارامترهای موثر در نتیجۀ عملیات اسیدکاری فوق العاده پیچیده در ارتباط نزدیک با هم هستند یکی از بزرگترین مشکلات در طراحی عملیات اسیدکاری تعیین میزان این پارامترهاست که عموماً با خطاهای فاحشی نسبت به مقدار واقعی آنها انجام می گیرد.

در این تحقیق سعی شده است تا این پارامترها بخوبی معرفی شده و ارتباط با یکدیگر بیان می شود.

تغییر بسیاری از این پارامترها در طول اجراء عملیات اسیدکاری که باعث تصحیح مداوم طراحی اسیدکاری در طول اجرا می شود، یکی دیگر از مشکلات اجرای این عملیات است که نیازمند تخصص و تجربۀ فراوانی است.

کوچکترین اشتباه در طول فرایند طراحی اجرا و ارزیابی اسیدکاری می تواند براحتی نتیجه معکوس از عملیات بدست دهد.]3[.

 

 

فصل اول: بررسی آسیب وارده به مخزن:

1-1 انواع آسیب های سنگ مخزن :

به طور کلی آسیب های وارد به مخزن بر اساس نوع ایجاد، به دو دسته طبیعی و القایی (مصنوعی) تقسیم بندی می شوند. آسیب های طبیعی آن هایی هستند که به علت تولید از مخزن ایجاد می شوند. آسیب های القایی به علت عملیاتی که روی چاه انجام می شود، به وجود می آیند. مانند حفاری، تعمیر و تکمیل چاه، عملیات انگیزش چاه(Stimulation) یا تزریق .درشکل زیر ناحیه آسیب دیده مخزن نشان داده شده است

 

شکل(1-1) [1]skin

-1-11)آسیب های طبیعی

آسیب های طبیعی به چند دسته تقسیم می شوند:

الف) مهاجرت ذرات

ب) متورم شدن رس

ج)جرم های رسوب کرده از آب و آسفالتین

د) رسوبات غیر آلی و آلی به صورت مخلوط

ه) امولسیون

1-1-1-1)مهاجرت ذرات دانه ریز(Fine Migration)

بسیاری از مخازن نفت سنگین ساختارهای کلاسیک،درصد بالایی از ذرات قابل حرکت دارند. این ذرات می توانند شامل رس ها یا بخش هایی از سنگ مخزن یا ذرات قابل حرکت باشند.

آسیب های وارد به مخزن می تواند به علت جریان سیال از مخزن به چاه، در کنار ناحیه ورود نفت از سازند به چاه اتفاق بیفتد که ضریب تولید نفت را کاهش می دهد. به این ذرات که سنگ مخزن جدا می شوند، ذرات دانه ریز(Fines) می گویند. ذرات مهاجر شامل طیف متنوعی از مواد مختلف هستند،از جمله:

1)رس ها(با قطر کوچک تر از 4 میکرومتر)

2)سیلت ها(بین 4 تا 46 میکرومتر)

ذرات ایجاد شده علاوه بر آسیب رساندن به مخزن با ایجاد پل هایی بین ذرات و مسدود کردن مسیر، به سیستم های مقابله با شن (Gravel Pack) نیز که برای تصفیه ذرات احتمالی در چاه نصب شده اند، آسیب وارد میکنند. این نوع مواد در اسید فلوریدریک، حل می شوند.

سرعت این ذرات و قدرت نفوذی آن ها موجب ساییدگی در سیستم های مقابله با شن (Grave Pack) خواهد شد. مقدار تاثیر رس ها علاوه بر سطح تماس آن ها به پوشیده شدن آن ها توسط ذرات کوارتز نیز بستگی دارد که می تواند اثر رس را کم رنگ کند و این مخازن ماسه سنگی (Sand stone) بیشتر اتفاق می افتد.[1]

1-1-1-2)متورم شدن رس ها (Clay Swelling)

جذب آب توسط مولکول های برخی از رس ها سبب افزایش حجم آن ها شده و این افزایش حجم منجر به کاهش تراوایی در سنگ مخزن خواهد شد. رس ها در اثر تغییر بار الکتریکی، متورم شدن و جایگزینی در خلل و فرج سازند، باعث ایجاد رسوب و آسیب دیدگی سنگ مخزن می شوند.

میزان حساسیت رس به آب و نیز مقدار رس موجود در سنگ مخزن و مکان قرار گیری رس، سه فاکتور اساسی در بادکنندگی رس می باشند. میزان رس و نیز قدرت پخش شدگی آن (Deflocculation) و قرار گرفتن آن در گلوگاه ها و حفرات بزرگ، احتمال مسدود کنندگی را افزایش می دهد. خاصیت پخش شدگی رس هنوز به اندازه بادکنندگی آن شناخته شده نیست. علت این پدیده را ایجاد باندهای الکتروستاتیک بین مولکول های رس با مولکول های آب یا با سیالی با PH متفاوت یا آب با نمک کم حدس زده اند که باندهای بین مولکول های رس را تضعیف می کند. بیش تر میزان بادکنندگی رس مربوط به وجود کانی اسمکتیت (Smectite) یا مخلوط های آن         می باشد که در صورت مجاورت با آب تا حدود 6 برابر افزایش حجم دارد. نحوه برطرف کردن آن استفاده از مخلوط اسید کلریدریک و اسید فلوریدریک همراه با تعلیق کننده (Suspending Agent) است.

1-1-1-3)رسوب های حاصل از آب املاح دار (Scales)

رسوب های مختلف در اثر نفوذ مواد گل ایجاد می کردند و روش برطرف کردن آن ها متفاوت است. این رسوبات، مواد شیمیایی محلول در آب هستند که به علت برخورد با آب ناهمگون یا نازساگار (آب سازند با آب تزریقی یا صافات گل) با تغییر در شرایط تعادلی محلول شامل دما، فشار، گاز محلول و ویسکوزیته جریان، رسوب می کنند، به عبارت ساده تر ته نشین شدن آنها در اطراف دهانۀ چاه به دلیل کاهش درجه حرارت و پایین آمدن فشار در هنگام تولید می باشد. این رسوبات  می توانند در لوله مغزی(Tubing) یا مشبک ها (Perforation) یا سنگ مخزن مشکل ایجاد کنند. انواع مشکل ساز رسوب ها، راه های جلوگیری از تشکیل و زدودن آن ها عبارتنداز:

1)کلسیت یا کربنات کلسیم (CaCO3) و افزایش PH محلول رسوب می کند. این گونه رسوب ها با اسیدکلریدریک برطرف می شوند.

2)گچ(CaSO4.2H2O): که معمول ترین رسوب سولفات در صنعت نفت است که با اتیلن دی آمین تترا استیک اسید (EDATA) برطرف می شوند.

3)رسوب های آهن (Iron Scales) : رسوب های آهن شامل کربنات آهن و نیز سلوفید آهن به سختی قابل زدودن می باشند. این رسوب ها بیش تر در چاه هایی که زمینه بیش تری برای حضور آهن داشته اند، یافت می شوند. مثلاً در چاه هایی که خوردگی آهن ناشی از لوله های حفاری بیشتر باشد یا در عملیات اسیدکاری به علت خورده شدن آهن توسط اسید، زنگ های آهن وارد محیط مخزن شده باشد. هفت نوع مختلف از رسوب سولفید آهن شناخته شده که تنها دو مورد آن(Fe3O3,FeS) به سهولت قابل حل در اسیدکلریدریک(HC1) می باشد و بقیه یا به هیچ وجه قابلیت انجلال ندارند یا اندکی حل می شوند و این وخامت موضوع را در مورد رسوب های آهن نشان میدهد.

4) رسوب های کلرید(Chloride scales): رسوب های کلرید مانند کلرید سدیم از آب که شامل آب های تزریقی، آب خود مخزن یا سیال حفاری می باشد، می تواند به علت کاهش دما در سطح یا تبخیر جزئی آب در لوله های صورت گیرد که راه های جلوگیری از این پدیده، طراحی مجدد سیستم های مکانیکی برای ممانعت از افت دما و تبخیر آب می باشد. این گونه جرم ها با اسیدکلریدریک ضعیف یا آب تازه (Fresh water) برطرف می شوند.

5) سولفات باریم (BaSO4): که از نظر مقدار، کم ترین رسوب سولفاته را دارد اما، مقدار کمی از آن دردسر فراوانی را ایجاد می کند.

6) رسوب های سیلیکا(Silica Scales): علت به وجود آمدن این رسوبات اساساً تزریق بخار آب داغ یا آلکالین است.

در هنگام تزریق، سیلیکا در بخار آب داغ و آلکالین با PH بالا حل می شود و پس از طی مسافتی قبل از رسیدن به چاه تولیدی یا در خود چاه به علت کاهش دما(در مورد بخار آب) یا کاهش pH (به علت کاهش غلظت آلکالین) رسوب می کند و منجر به ایجاد رسوبات سیلیکا در سنگ مخزن          می شود.

1-1-1-3-1) رسوبات آلی (Organic Deposits)

رسوبات آلی شامل آسفالتین و پارافین و قیر می باشند که تحت تأثیر کاهش فشار یا دما در لوله ها یا شبکه ها (Perforation) یا سنگ مخزن رسوب می کنند. ازدلایل عمده عملیاتی رسوب ترکیبات آلی، تزریق سیال سرد یا افت فشار مخزن به علت تولید می باشد. این نوع رسوبات نباید با لجن ها (Sludge) اشتباه شوند. لجن ها، امولسیون های غلیظ (Viscois) خاصل از واکنش بین نفت خام با برخی اسیدهای غیرآلی قوی هستند که به راحتی زدوده نمی شوند.

کریستالیزه شدن پارافین ها و آسفالتین های نفت سنگین که به دلیل کاهش درجه حرارت ضمن تزریق اسید ایجاد میگردد. لازم است با استفاده از حلال های آلی (Organic Solvents) کاهش یابند.

1-1-1-3-2) پارافین ها (Paraffins)

پارافین ها، دارای زنجیرهای بدون شاخه و ترکیب های مولکول، حدود 16 تا 60 مولکول می باشند. افت دما و فشار ونیز انتهای سنگین شاخه ها به دلیل شاخه های جانبی منشعب، از دلایل رسوب پارافین ها هستند.

دمایی را که پایین تر از آن اولین ساختار کریستالی پارافین شکل می گیرد، دمای ابر (Cloud Point) می نامند. طراحی مجدد یا تکمیل چاه (Well Complection) به طوری که دمای سیال وقتی که به سطح می آید، بالای دمای ابر باشد و تصحیح این دما بااستفاده از روش های بهبودی شیمیایی روی سیال مخزن،مانع از رسوب آن در مخزن و تأسیسات می شود.

بیش ترین مشکل پارافین در سطح مشاهده می شود تا در اعماق و سنگ مخزن. چون رسوب پارافینی به شدت تابع دما می باشد و دمای مخزن اغلب ثابت است و تغییرات قابل ذکری از خود نشان             نمی دهد.

1-1-1-3-2) آسفالتین (Asphaltene)

بسیاری از از نفت های سنگین شامل علظت بالایی از آسفالتین می باشند، ولی در صورتی که آسفالتین به صورت محلول یا سوسپانسیون در نفت باشد، مشکل جدی ایجاد نخواهد کرد. در غیر این صورت، با کاهش تراوایی نسبی نفت در سنگ مخزن و نیز تشکیل در برخی لوله ها در تأسیسات سطحی، موجب ضرر و زیان خواهد شد. رسوب آسفالتین منجر به کاهش شدید تراوایی مطلق          نیم شود، اما، به علت پوشاندن سطح حفره ها با سولفات و نفت دوست کردن آن ها و ایجاد نیروی چسبندگی بین نفت خام در حفره ها و سطح آن ها، باعث کاهش قدرت حرکت نفت خام در حفره ها و در نتیجه کاهش تراوایی نسبی آن خواهد شد.

آسفالتین در اثر برخورد با اسیدها یا برخی مواد شیمیایی، تولید لجن یا امولسیون می کند. لذا، قبل از اسیدکاری یا هر نوع عملیاتی که شامل مواد شیمیایی باشد باید تأثیر آن را بر آسفالتین مورد بررسی قرار داد. مواد آسفالتینی ترکیبات آلی شامل ترکیبات متشکل از حلقه های آروماتیک و نفتی          می باشند که جرم مولکولی آن ها جدود چند صد تا چند هزار را شامل می شود. طبقه بندی این مواد، بر اساس محتوای اکسیژن و سولفور نیتروژن قسمت غیرقابل حل نفت خان در حلال های با زنجیره مستقیم (بدون شاخه) مانند نرمال پنتان و نرمال هپتان است.

کلید اصلی در پایداری آسفالتین، قدرت پخش شدگی آسفالتین (Asphaltene Dispersion) می باشد  که این تعریف به نسبت میزان رزین به مقدار مواد آسفالتینی، مربوط می شود. هرچه این نسبت بزرگ تر باشد، آسفالتین پایدار خواهد بود و برعکس، رزین های مخلوط، جامد یا نیمه جامد از مواد آلی، اجزای بسیار گوناگونی از مولکول های آلی ندارند و اغلب شامل پلیمرها می باشند.

میزان آسفالتین شاخص خوبی برای تخمین رسوب نیست و نسبت میزان رزین به مقدار مواد آسفالتینی می تواند تخمین بهترین از رسوب آسفالتین باشد. یون های آهن محلول که معمولاً بر اثر اسیدکاری و خورده شدن آهن توسط اسید و وارد شدن آن به درون تأسیسات و سنگ مخزن به وجود می آیند، فاکتور مهمی در رسوب آسفالتین هستند. رسوب آسفالتین علاوه بر کاهش تراوایی نسبی، سبب گیر افتادن ذرات آب و مسدود کردن مسیر درون حفرات نیز می شود.

1-1-1-3-3) قیر(Tar)

قیر یک حالت از آسفالتین سنگین است که توسط اسید یا حلال های قطبی حل نمی شود و نیازمند حلال های آروماتیک به همراه انرژی لازم برای شست و شو می باشند.

 

1-1-1-4) رسوبات تجمعی یا مخلوط، آلی و غیر آلی (Mixed Deposits)

در مراحل ابتدایی تولید نفت از مخزن، رسوبات آلی روی سطوح داخلی حفره ها را می پوشانند و پس از مدتی، آب نیز با املاح مربوط به خود تولید خواهد شد که رسوبات غیرآلی و معدنی را روی رسوبات آلی به جا خواهد گذاشت؛ لذا، لایه های آلی و غیر آلی متوالی ایجاد خواهند شد.

رسوبات گل حفاری و مواد تزریقی نفت تر (Oil Wet) به صورت گریس مانند روی سنگ مخزن رسوب می نمایند. راه حل برطرف کردن این رسوبات، استفاده از حلال های آروماتیکی (Aromatic Solvents) یا پراکندگی توسط اسید(Acid Dispersion) می باشد.

1-1-1-5) امولسیون ها (Emulsions)

امولسیون ها ترکیباتی از دو یا چند سیال غیرقابل امتزاج هستند که به صورت مولکولی در یک دیگر حل نمی شوند. امولسیون ها از یک فاز خارجی که فاز پیوسته نامیده می شود(Continuous Phase) و یک فاز داخلی که آن را فاز ناپیوسته (Discontinuous Phase) می نامند، تشکیل شده اند. فاز داخلی همان قطراتی است که به صورت سوسپانسیون در فاز خارجی قرار دارد.

اغلب مدتی بعد از تولید طبیعی از مخزن، آب و نفت به طور هم زمان تولید میشوند و این امر (به سبب تولید آب) منجر به شکل گیری امولسیون می شوند،لذا، این پدیده را جزء آسیب های طبیعی دسته بندی می کنند.

امولسیون ها توسط چند شکل خاص از انرژی در حال تعادل قرار دارند که در صورت حذف این نیروها ابتدا قطرات ریز، یکپارچه شده و وقتی به حجم مناسبی رسیدند، توسط نیروی شناوری به بالا رانده می شوند و از حالت تعادل بیرون می آیند. این نیروهای ناشی از عوامل زیر هستند:

1)واکنش شیمیایی برخی مواد که موجب محکم تر شدن سطح تماس حباب یا قطره داخلی با فاز خارجی شده و از به هم پیوستن قطره ها جلوگیی می کند.

2)نیروهای الکتریکی بین مولکول های دو فاز داخلی و خارجی نیز در پایداری امولسیون موثر                می باشند. بدیهی است نیروهای همسان منجر به حل شدن و از بین رفتن امولسیون می شوند.

3) بالا بودن ویسکوزیته اجزای سازنده دو سیال که به جدا ماندن دو فاز خارجی وداخیلی و در نتیجه پایداری بیش تر امولسیون کمک می کند.

یون های آهن(سولفید)، آسفالتین ها، رزین ها،انواع مختلف اسیدهای آلی و ترکیبات هیدروکربن آروماتیک و حلقه دار، در به تعادل رسید امولسیون (آب در نفت) کمک می کنند. بزرگتریم مشکلی که امولسیون ها به وجود می آورند، حداقل 4 برابر کردن ویکسوزیتۀ سیال در حال جریان می باشد که مسلماً از تولید بیش تر جلوگیری می کند.

از اسیدهای مشکل آفرین در زمینه امولسیون، اسید کلریدریک می باشد که در برخورد با نفت سنگین، تولید امولسیونی با ویسکوزیته بالا می کند و منجر به مسدود شدن موقت یا دائمی مسیر ها در ناحیه نزدیک چاه می شود لذا حین اسیدکاری یا انگیزش (sitmilation) باید به این مسأله توجه داشت.

راه تضعیف حالت پایدار امولسیون، استفاده از امولسیون شکن یا ضد امولسیون ها است که شامل مواد کاشه دهندۀ کشش سطحی (Surfactant) می باشد که می تواند به طور طبیعی در نفت یا آب وجود داشته باشد، محصول جانبی تجزیه توسط باکتری ها باشد یا حتی در طول فرایند تولید نفت ایجاد شده باشند و این مواد باید به مقدار کافی مورد استفاده قرار گیرند. مواد کاهش دهندۀ کشش سطحی (Surfactant) با سست کردن نیروی بین قطرات معلق و سیال پیوسته، امولسیون ها را از حالت پایدار خارج می کنند. در مقابل ذرات ریز جامد موجود در سیال، پیوسته منجر به بالا بردن تفاوت ویسکوزیته در سیال شده، در نتیجه پایداری را افزایش میدهند. چند نمونه از این ذرات ریز جامد عبارتند از یون های سولفید آهن، پارافین، ماسه، سیلت، رس، آسفالتین، رسوبات معدنی، روغن های محل اتصال لوله ها و محصولات ناسی از خوردگی.[1]

تزریق 2 تا 3 درصد کاهنده ضد امولسیون همراه با آب یا نفت تمیز، می تواند با احاطه نمودن قطرات امولسیون و کاهش کشش سطحی یا میان رویه ایی فازهای تشکیل دهندۀ آب، باعث شکستن و از بین رفتن امولسیون و نزدیک شدن فازها به هم شود. حجم محلول مصرفی معمولاً باید حداقل معادل یا بیش تر از حجم سیالات هرز رفته (سبب بروز امولسیون) در سازند باشد. در ضمن باید اضافه نمود که میزان کاهنده مورد نیاز برای رفع بندش امولسیونی، معمولاً حدود 20 تا 30 برابر حجم کاهنده مورد نیاز برای جلوگیری از بندش امولسیونی می باشد.

تفاوت در مقدار pH سیال نیز تأثیری زیادی بر پایداری امولسیون دارد. اسیدکاری اه که در محیطی پایین تر از pH برابر با 4 انجام می شود، احتمال ایجاد امولسیون و نیز لجن ها را تا درصد بسیار بالایی افزایش می دهد. لذا، حین انجام این عملیات ونیز فرازآوری با گاز (Gas Life) ، تزریق مواد شیمیایی در چند نقطه جداری (Casing) در جهت شکستن امولسیون ها انجام می شود تا pH را حدود 6 و 7 (که برخی از عملیات بهبود چاه در این pH صورت می گیرند) بالا ببرند.

پس به اختصار می توان گفت که امولسیون بر اثر تزریق مواد گل در سنگ مخزن (Oil Zone) و تغییر شوری (Salinity) ایجاد می گردد که با اضافه نمودن مواد کاهش دهندۀ کشش سطحی (Surfacatant) ، دی امولسیفایر(De_Emulsifier) و حلال های دو جانبه (Mutual Solvents) کاهش می یابد.

1-1-2)آسیب های القایی وارد به مخزن:

علاوه بر ذرات مهاجر به صورت طبیعی، برخی ذرات نیز به علت های مختلف در حین فعالیت های عملیاتی نظیر حفاری، تکمیل، تعمیر و انگیزش چاه یا حین روش های بازیافت ثانویه (Secondary Recovery) یا ثالثیه (Tertiary Recovery) ایجاد می شوند. این ذرات با ایجاد پل بین حفره ها و مسدود کردن آن ها که منجر به کاهش تراوایی و کاهش تخلخل می شوند و نیز با پر کردن  شکاف ها که نقش اساسی در تولید دارند، موجب ایجاد آسیب به مخزن می شوند. البته، پل زدن برخی ذرات، فوایدی نیز دارد که شامل کنترل هرز رفت سیال تزریقی جهت تولید بیش تر در بازیافت مرحله دوم و سوم نیز کنترل هرزروی سیال حفاری(Mud) است که با انتخاب ذرات با اندازه مشخص و مناسب می توان این کار را انجام داد. ذراتی که در حفاری، آسیب رساننده هستند، عبارتند از:

1)رس ها

2)خرده های حفاری

3)عوامل افزایش دهندۀ وزن گل و دیگر افزودنی ها

از موارد مشکل ساز که در تعمیر می توان به آن اشاره کرد، شامل:

1)باکتری ها و پلیمرها

2)محصولات جانبی قابل رسوب حاصل از واکنش اسید با سنگ مخزن و لوله های انتقال

3)خرده های حاصل از خوردگی درون تانک های تزریق ومواد ته نشین شده درون آنها

معمولاً این آسیب ها زمانی خود را نشان میدهند که عملیات ، تمام شده باشد و جریان از مخزن به چاه صورت گیرد که در این حالت ذرات ریز معلق با پل زدن، پرکردن های نا مطلوب را آغاز خواهند کرد.

اگر چه برخی از رسوبات نظیر سیلیکات های هیدرات شده تاثیری بر سنگ مخزن ندارند، برخی مانند باروسیلیکات (Barosilicate) و فلوئوباریت (Fluobarite) مفید می باشند و شاید علت آن است که به صورت فیلم روی سطح حفرات رسوب کرده و ذرات ریز معلق را روی سطوح می نشانند تا تشکیل پل ندهند؛ اما، بصورت کنترل نشده مضر است. یکی از این ذرات، هیدروکسید فریک           می باشد که می تواند به طور کامل حفرات را ببندد. پاک کردن و زدودن آن نیز به دشواری صورت می گیرد.

به طور کلی آسیب های القایی وارد به مخزن در اثر عوامل زیر به وجود آیند.

الف) تغییر در میزان یا نوع ترشوندگی به علت تاثیر سیال تزریقی یا سیال حفاری پایه نفتی

ب)واکنش اسید و محصولات جانبی آن

ج) باکتری ها

د) گیر افتادن قطره های آب و مسدود کردن مسیر (Water Block)

هـ) عدم سازگاری با سیالات

و) رسوب آهن ولجن های کاتالیزه شده آهن

ز)گیر افتادن ذرات اضافه شده به سیالات تزریقی یا پلیمرها

1-1-2-1) تغییر در خاصیت ترشوندگی (Wettability Alteration)

خاصیت ترشوندگی سنگ مخزن توسط یک سیال ، تمایل سنگ به جذب سیال روی سطح خود می باشد. هر گاه یک قطره آب، روی سطح پخش شود یا به بیان دیگر زاویه مماس بر قطره در نقطۀ تماس قطره با سطح جامد به سمت قطره، کم تر از 90 درجه باشد، قطره سطح را تر کی کند؛ یعنی سطح جامد نسبت به آب تر شونده است. تراوایی نسبی یک سیال به میزان ترشوندگی آن سیال با سنگ مخزن، بستگی دارد. لذا یک مخزن آب تر (water wet) یعی مخزنی که با آب ، تر               یم شود، تراوایی نسبی بیش تری نسبت به آب از خود نشان میدهد؛ به عبارت دیگر، کاهش تراوایی نسبی نفت (Kro) را سبب می وشد. در مخزن نفتی که آب و نفت در کنار هم قرار دارند، نه تنها نیروی کشش سطحی بین آب و نفت (Surface tension) بلکه بین سیال و جامد را در یک سنگ مخزن تعیین می کند. خاصیت ترشوندگی مخزن، تاثیر مستقیمی روی عملکرد سیلاب زنی با آب یا گاز دارد. سنگ ها ممکن است نسبت به آب یا نفت، ترشونده باشند. همچنین حالت های ترشوندگی حد میانه یا مخلوط نیز وجود دارد.

تراوایی موثر یک سیال نیز با تراوایی نسبی آن رابطۀ مستقیم داردو در نتیجه هرگاه سنگ مخزن، آب تر باشد، توانایی حرکت آب در این سنگ بیش تر از نفت است و هر گاه نفت تر باشد، نفت با سهولت بیش تر از آن عبور می کند. بنابراین، تغییر نوع و میزان ترشوندگی سنگ مخزن می تواند میزان تراوایی موثر سیال ورودی را تحت تاثیر قرار داده و آن را به میزان 80 تا 90 درصد کاهش دهد.

اگر مخزنی به شدت نسبت به آب تر شونده باشد، عنلیاتی سیلابی (water Flooding) انجام            می گیرد که این مخزن، بازدهی بهتری نسبت به مخزنی که به شدت نسبت به نفت تر شونده است دارد. مخزنی که خاصیت ترشوندگی مخلوط  دارد، بهترین بازدهی استخراج آن در اثر تزریق آب به دست می آید و مخزنی که نسبت به نفت تر شونده هست لازم است برای بازیابی بهتر نفت بعد از عملیات سیلاب زنی با آب، عمل سیلاب گازی (گاز حل شونده در نفت) نیز صورت گیردو

در طول عمر مفید یک مخزن، درصد بالایی از سیال تولید، نت و در کنار آن مقدار آب نیز بهتری در حرکت نفا درون حفره ها ایفا میکند، چون به صورت معلق در نیامده و در نتیجه مسیر حرکت نفت همراه خود را مسدود نیم کند. در ضمن بستر نرم تری جهت حرکت نفت فراهم می کند.

با وجود این که آب تر بودن، تراوایی نسبی آب را افزایش می هد، این موضوع به علت مقادیر کم آب و چسبیدن آن به جداره، عملاً افزیش سهولت حرکت نفت در سنگ مخزن را موجب می شود. با این حال، مقادیر بیشتر آب منجر به دام افتادن قطره های نفت خواهد شد. با توجه به تعریف فوق، برخی از مخازن، آب دوست، نفت دوست یا خنثی می باشند. البته نمونه هایی مانند مخزنی در آلبرتای کانادا وجود دارند که هر دو حالت را دارا هستند. در جاهای مختلف این مخزن رفتارهای آب دوستی و نفت دوستی مشاهده شده است.

هر چند ما علاقه مند به داشتن یک مخزن آب تر جهت داشتن بیش ترین میزان ظرفیت عبور سیال هستیم اما بیش تر مخازن ایران نفت تر هستند و این علن دخالت داشتن عنصر دیگری به نام زمان است. با فرصت دادن به سیال درون سنگ مخزن و رسوب برخی ترکیبات، نفت تر شدن سطح با تغییر خاصیت تر شوندگی سطح صورت می پذیرد البته، کارهایی نظیر اسیدکاری که به از بین بردن این رسوبات کمک می کنند نیز انجام می گیرد، اما با گذشت زمان دوباره این امر تکرار خواهد شد.

در مخازن نفت تر (Oil wet) چسبندگی مواد نفتی به سنگ باعث عدم تماس اسید با سنگ مخزن می گردد، در این صورت نیاز به تزریق لال های دو جانبه (Mutual Solvents) به همراه مواد کاهش دهندۀ کشش سطحی آب تر (Water wetting surfactant) یم باشد.

نیروی چسبندگی یک سیال با سطح جامد (Adhesion) تابعی از نیروی کشش سطحی است و با ارابطۀ زیر بیان می شود:

 

که:

 : کشش سطحی بین نفت و سطح جامد

 : کشش سطحی بین جامد و آب

 : کشش سطحی بین آب و نفت

: زاویه سطح تماس

شکل(1-2) [5]

 

اگر نیروی چسبندگی مثبت باشد(AT>0) فاز سنگین تر خاصیت تر کنندگی دارد و بهتر سطح جامد را تر می کند و اگر AT=0 باشد، هر دو فاز خاصیت ترکنندگی یسکانی دارند زاویه سطح تماس عامل کنترل کنندگی ترشوندگی (wetting) است.

هر چه زاویه سطح تماس  کوچکتر باشد (AT بزرگ) فاز سنگین تر تمایل دارد به راحتی روی سطح پخش شود و سطح را بپوشاند.

1-1-2-2) واکنش اسید و محصولات جانبی آن

به طور کلی آسیب های ناشی از اسیدکاری عبارتنداز:

1)آسیب ناشی از مواد زاید در لوله ها

2)اگر چه اسیدکاری با از بین بردن رسوبات، زمینه را برای آب دوست کردن فراهم می کند اما میزان زیاد مواد ضد خوردگی که به منظور جلوگیری از خوردگی لوله ها به اسید اضافه            می شود، خود منجر به ایجاد برخی رسوبات می شود که به نفت دوست شدن سطح کمک می کنند.

3)ایجاد قطره های آب که مسیرها را مسدود میکند.

4)رسوب با پارافین و آسفالتین

5)واکنش اسید با آسفالتین که منجر به ایجاد لجن می شود، به خصوص در حضور افزودنی هایی نظیر مواد کاهش دهندۀکشش سطحی (Surfactant) یا آهن حل شده.

6)واکنش اسید با سنگ سازند که رسوباتی به جا می گذارد

7)رسوب حاصل از افزودنی هایی که جهت جلوگیری از آسیب یون های آهن دو ظرفیتی (Fe2+) و سه ظرفیتی (Fe3+)به اسید اضافه می کنند. هر گاه این مقادیر زیادتر از آهن موجود در جریان اسیدکاری باشد، رسوب می کنند

1-1-2-3) باکتری ها (Bacteria)

باکتری ها، موجودات میکرو ارگانیسمی هستند که با توجه به مواد مصرفی (نفت) و محصولات جانبی که به جای می گذارند موجبات آسیب رساندن به سازند را فراهم میکنند. این باکتری ها            می توانند از طریق حفاری، تکمیل، انگیزش و تعمیر، همراه با فاز آبی وارد سازند شوند. باکتری ها در محیط هایی با شرایط بسیار متفاوت رشد می کنند. این شرابط عبارتند از : محدوده دمایی 11- تا بالای 120 درجه سانتیگراد pH تا 11 و درصد نمک تا 30 درصد تا فشار تا psi25000.

باکتری ها به سه دسته هوازی و غیر هوازی و با کتریهایی که در هر شرایطی بدون حضور هوا یا در حضور هوا رشد می کنند (Facultative) تقسیم بندی می شوند.

رشد باکتری های غیرهوای به واسطه اکسیژن متوقف می شود و باکتری هایی که در هر شرایطی رشد می کنند (Facultative) در صورتی که همراه با اکسیژن باشند، سرعت رشد آن ها 5 برابر خواهد بود. بیش ترین باکتری های پر رد سر عبارتند از:

1)باکتری های کاهش دهندۀ سولفات

2)باکتری های اکسید کنندۀ آهم

3)باکتری های تشکیل دهندۀ جرم(Slime)

4)باکتری هایی که به پلیمر حمله میکنند.

1)باکتری های کاهش دهندۀ سولفات

این باکتری ها اصلی ترین مشکلات را در مخزن به وجود می آورند آن ها با تبدیل سولفیت و سولفات به سولفید و تولید گاز هیدروژن سولفوره (H2S) به عنوان محصول جانبی باعث اسیدی کردن محیط آبی می شوند و نیز اثرات سمی به جا می گذارند. جمع شدن موجودات ریز و             باکتری ها منجر به پر شدن حفره ها و مسدود شدن آنها (Plugging) می شوند.

رشد این نوع از باکتری ها توسط حرارت و منبع تغدیه آن ها کنترل می شود. مواد غذایی اولیه برای رشد آن ها کربن، نیتروژن فسفر و آهن  حل شده می باشد.

2)باکتری های اکسید کنندۀ آهن

این باکتری ها هوازی هستند و هیدروکسید آهن دو ظرفیتی (Fe2+) را به سه ظرفیتی (Fe3+) تبدیل می کنند که در آب نامحلول است و رسوب می کند. اما بر خلاف آن یون های آهن دو ظرفیتی در اب در شرایط pH پایین (محیط اسیدی) محلول می باشند.

3)باکتری های تشکیل دهندۀ جرم (Slime)

جرم ها مواد تولید شده از برخی باکتری ها Facultative هستند که ترکیبی از گلایکو پروتئین های غلیظ می باشند و روی سطح سنگ مخزن را می پوشانند.

4)باکتری هایی که به پلیمر ها حمله می کنند.

بیش تز از نوع هوازی و تعداد کم تری، غیر هوازی هستند. اکثر پلیمرها دارای منابع کربن فوق العاده می باشند که منبع تغذیه خوبی برای باکتری ها به حساب می آیند. پلیمرها جهت افزایش بازیافت نفت به مخزن تزریق می شوند یا به شکل طبیعی در نفت خام وجود دارند.

راه حل کنترل باکتری ها، استفاده از انواع مختلف باکتری های کاش دهنده (Biocides) می باشد.

1-1-2-4) مسدود شدن حفره ها توسط قطره های آب (water Blocks)

آب در اثر افزایش اشباع در ناحیه ی حفره باز می تواند تراوایی سنگ را تا حد زیادی کاهش دهدو بلوک های آب انواع خاصی از مشکلات تراوایی نسبی نفت (Kro) را ایجاد می کنند. همان گونه که در شکل زیر مشاهده میشود . افزایش اشباع آب از 20به 35درصد سبب کاهش تراوایی نسبی نفت از 90به 30 درصدمیشود.به علت گیر افتادن قطره های آب در روزنه های نازک مسیر عبور جریان سیال مسدود میشود.

 

   شکل (1-3)  [1]

 در صورت وجود رس وایجاد تورم، کاهش تخلخل بیش تر می گردد و به مخزن آسیب می زند. این مسأله با کاهش کشش سطحی (Surface Tension) با استفاده از مواد کاهش دهندۀ کشش سطحی (Surfactants) یا الکل ها (Alcoholes) به صورت حامل با اسید، قابل حل است. افزودن 1/0 تا 2/0 درصد حجمی از این مواد به کلیه سیالات تزریقی به درون چاه سازند را آب تر نموده و باعث جلوگیری از ایجاد امولسیون می گردد. مسأله بندش آب (water Block) دراین چاه ها با تزریق سیال و 1 تا 3 درصد حجمی از مواد کاهش دهندۀ کشش سطحی، برطرف می گردد. برای رفع یک بندش آبی، ممکن است یک بار تزریق محلول همراه کاهنده کافی نباشد و نیاز به تکرار عملیاتی و در پی آن ها تمیز نمودن چاه باشد.

بیش ترین مشکلات مشاهده شده از قطره های به دام افتاده آب، در فشار کم و تراوایی مطلق کم سازندهای تولید کنندۀ گاز که تزریق آب در آن صورت گرفته است، مشاهده شده است. گاز نسبت به نفت توانایی بیشتری در حرکت در محیط متخلخل دارد و این به علت پایین تر بودن ویسکوزیته آن است. اما همین توانایی منجر به محصور شدن قطره های آب توسط مولکول های گاز می شود بدون آن که آن را جابه جا کند. این پدیده هم در طول تولید در اثر بالا آمدن آب(water Coning) و هم در طول حفاری (نفوذ صافاب گل) یا تعمیر و تکمیل به وجود می آید.

1-1-2-5) سیال پایه نفتی (Oil Base Mud)

گل پایه نفتی در بسیاری از چاه های انحرافی که احتیاج به نرمی چرخش برای حفاری دارند و نیز سازندهایی که به واسطه داشتن رس فراوان به آب حساسند، استفاده می شود. بیشتر گل های پایه با چگالی بالاتر از یک پوند به گالن شامل مقادیر کافی از ذرات جامدی هستند که وقتی با اسید یا آب شور غلیظ برخورد می کنند، امولسیون های سیلت پایدار ایجاد می کنند.

1-1-2-6) رسوب آهن

در چاه های حاوی گازهای اسیدی که خوردگی آهن ناشی از لوله های جداری و مغزی زیاد است و نیز در عملیات اسیدکاری چاه ها به علت خورده شدن آهن توسط اسید، رسوبات ثانویه به وجود می آید که برخی از آن ها به راحتی در اسیدکلریدریک (HCI) حل می شوند و بقیه یا به هیچ وجه قابلیت انحلال ندارند یا اندکی حل می شوند. بنابراین رسوبات آهن آسیب جبران ناپذیری بر مخزن وارد میکنند.

برخی از آسیب های وارد به مخزن به علت امولسیون ناشی از این رسوبات می تواند حتی کل ناحیه نفت ده را برای همیشه از تولید خارج کند. برای مثال، در چاهی در تگزاس جنوبی این اتفاق مشاهده شده است. مشکل دیگر استفاده از گل های پایه نفتی تغییر در ترشوندگی سازند کاهش تراوایی به میزان 10 تا 20 درصد مقدار اولیه است ومشکلات جدی تر زمانی اتفاق می افتد که وزن گل های پایه نفتی بیش از 13پوند بر گالن باشد.[1]

درشکل زیر انواع آسیب های وارد به مخزن وعمق نفوذ آنها را در چاه نشان میدهد.

   شکل(1-4) [2]

1-2( منشأ ایجاد آسیب دیدگی مخزن:

به طور کلی می توان منابع ایجاد آسیب دیدگی سنگ مخزن را به صورت زیر دسته بندی کرد:[2]

1-2-1) آسیب دیدگی در اثر عملیات حفاری(Drilling damage)

الف)نفوذ جامدات گل حفاری به درون سازند(Drilling Mud Solids)      

ب)پر شدن تخلخل ها به واسطه جامدات گل(Porosity Filling  by Mud Solids) 

ج) تزریق مایعات گل(Injection Of Mud Filtrate)

د) ضعیف بودن اندود گل(Poor Mud Cake)

ه) سنگین بودن وزن گل(Over Balance)

1-2-2)آسیب دیدگی سازند در اثر تزریق قسمت مایع گل حفاری در سازند

 (Drilling Mud  Filtrate)          &nbsp

/ 0 نظر / 399 بازدید