بخشی از مقاله
چالش جدید شرکت ملی نفت : شوری آب های تولیدی
چکیده
تولید نفت و گاز در میادین نفتی و گازی تقریبا همراه با تولید آب سازندی (Formation Water) یا شورابه های نفتی (Oilfield Brine) می باشد. تولید آب شور یکی از مهمترین عامل در ایجاد خوردگی و یا کاهش شدید تولید نفت و گاز می باشد که در بسیاری موارد باعث مرگ چاه خواهد شد. یکی از مهمترین سوالات در مورد آب های شور تولیدی، در مورد منشا آنها می باشد. تعیین منشا آب شوری تولیدی در چاه های عمیق نفت و گاز در جهت مدیریت و کنترل این مشکل برای بالابردن تولید گاز و صیانت از منابع ملی، لازم و ضروری می باشد. علارغم انجام مطالعات زیاد در زمینه منشا آب های تولیدی در دنیا، هنوز این مسئله بحث برانگیز می باشد. در ایران برای اولین بار این مطالعه انجام شده است. مخزن گاز کنگان در سازندهای آهکی- دولومیتی کنگان و دالان بالائی در عمق حدود 2500 متری قرار دارد. این مخزن با 36 حلقه چاه از سال 1374 شروع به تولید کرده است که اخیرا آب های تولیدی برخی از چاه ها شور شده که باعث کاهش اجباری تولید گاز شده است. جهت تعیین منشا شوری آب های تولیدی از روشهای هیدروشیمیایی و ایزوتوپی ( 87Sr/86Sr ,2H, 18O) استفاده شده است. منشاهای شوری می تواند انحلال نمک گنبد نمکی مجاور مخزن، سفره آب شور زیر مخزن گاز (آبده) و یا آب بین دانه ای شور واقع در بالای سطح تماس آب -گاز باشد. نتایج هیدروشیمیایی و ایزوتوپی تصور اولیه که منشا شوری آب آبده بوده و در اثر بالاآمدگی وارد چاه ها شده است، را رد کرد. نتایج نشان داد که محتمل ترین منشا شوری آب های تولیدی، آب بین دانه ای درون مخزن کنگان می باشد که بصورت یکسری لایه اشباع وجود دارند. با تکمیل چاه ها در لایه های با اشباع آب شور کمتر و یا بستن لایه های شور با روشهای موجود، آب شور تولیدی کاهش خواهد یافت.
کلیدواژهها: مخزن گاز، آب تولیدی، شوری، هیدروشیمیایی، ایزوتوپی، شورابه
-1 مقدمه
تولید نفت و گاز در میادین نفتی و گازی تقریبا همراه با تولید آب سازندی (Formation Water) یا شورابه های نفتی (Oilfield Brine) می باشد. اکثر چاه های نفت و گاز به محض شروع تولید، و در برخی موارد نیز پس از گذشت مدتی از تولید، شروع به تولید آب نیز میکنند. مشکل تولید آب شور یکی از معضلات بزرگ درمیادین نفت و گاز بوده که هزینه های بسیاری به همراه دارد. تولید زیاد آب شور میتواند تولید نفت و گاز در یک مخزن را بشدت کاهش دهد و در بسیاری موارد باعث مرگ چاه شده است. در برخی موارد شوری این دسته از آب ها به حدی است که علاوه بر رسوب در اطراف منطقه تولید چاه و کاهش تولید، باعث خوردگی و تخریب در لوله جدار، لوله مغزی (Tubing) و تجهیزات مورد استفاده در انتقال و پالایش گاز نیز میشود. در بسیاری از چاه ها، افزایش دبی تولید باعث افزایش شدید میزان شوری آب تولیدی میشود. به همین دلیل در چاه های که تولید آب با شوری بالا دارند باید دبی چاه کاهش یابد و در این شرایط بهرهبرداری از مخزن دچار مشکلات زیادی میشود. بنابراین، هزینه های ناشی از ایجاد خوردگی، پایین آمدن میزان تولید و مشکلاتی را در برابر عملیات پالایش و تصفیه گاز به واسطه تولید آب شور در میادین می باشد.
یکی از مهمترین سوالات در مورد آب های سازندی عمیق در حوضه های رسوبی، مربوط به منشاء آب های شور می باشد. تعیین منشاء آب های شور برای بررسی تاریخچه تکامل و بدست آوردن اطلاعات در مورد مهاجرت سیال در حوضه رسوبی مفید می باشد.[1] همچنین از دیدگاه مخازن نفت و گاز، بررسی و تعیین منشا آب و نمک اضافی و ارائه راهکارهای مناسب برای حل این مشکل در جهت بالابردن تولید، لازم و ضروری می باشد. مطالعه تولید آب و نمک اضافی سابقه چندانی ندارد. بررسی آب شور تولید شده موضوع مقالات متعددی در دیگر کشورها بوده است [2] ، [3] ، [4] .اما در ایران هنوز هیچ مطالعه ای در این زمینه به طور جامع انجام نشده است. عمق زیاد و عدم مشاهده مستقیم، درجه حرارت و فشارهای بالای این آب ها در مخزن میزان املاح محلول زیاد و ماهیت ناهمگن و شکافدار بیشتر مخازن نفت و گاز باعث شده است تا شناخت پدیدههای حاکم بر انتقال آب و تعیین منشا شوری به راحتی انجام پذیر نباشد .[5]
تعدادی از چاه های مخزن گاز گنگان از سال 1385 بطور پراکنده، شور شده اند که به علت افزایش شوری آب تولیدی ، به ناچار تولید گاز در این مخزن کاهش یافته است. میدان گازی کنگان در سال 1351 ، به عنوان بزرگترین میدان گازی خاورمیانه درعمق حدود 3 کیلومتری بعد از میدان گازی عسلویه، در 150 کیلومتری جنوب خاوری بوشهر و 20 کیلومتری شمال بندر کنگان در حاشیه خلیج فارس، کشف گردید. این میدان در تاقدیس کنگان قرار داشته که در پلانژ شمال غرب این تاقدیس، گنبد نمکی بنام کوه نمک قرار دارد. مخزن اصلی این تاقدیس در سازندهای آهکی-دولومیتی کنگان و دالان بالائی قرار دارد. سنگ پوش (Caprock) این مخزن لایه های تبخیری و شیلی قاعده سازند دشتک می باشد. در تاقدیس کنگان 36 چاه بهره برداری گاز و یک چاه مشاهده ای وجود دارد که در چهار منطقه KA تا KD قرار دارند (شکل ( .((1 تعدادی از چاه ها در سازند کنگان، تعدادی در سازند دالان و تعدادی نیز در هردو سازند کنگان و دالان تکمیل شده اند. هیچ نوع تفکیکی از نظر زمین شناسی، عمق چاه، منطقه تولید و ... بین چاه های شور و شیرین در چهار منطقه وجود ندارد بطوریکه چاه های شیرین و شور در کنار یکدیگر و حتی در یک عمق قرار دارند. حتی چاه های نزدیک به سطح تماس آب و گاز شیرین تر هستند. جهت تعیین علل شوری، منشا شوری و مکانیسم انتقال شوری به داخل چاه های گاز کنگان از تمامی روشها و آنالیزها که در سطح دنیا بکار می رود، استفاده شد. در این مقاله از روشهای هیدروشیمیایی و ایزوتوپی جهت تعیین منشا آب های شور تولیدی مخزن گاز برای اولین بار در ایران استفاده شده است.
شکل :(1) موقعیت مخزن گاز کنگان و محل چاه های تولیدی
-2 روش مطالعه
از آب تولیدی کلیه چاه های گاز مخزن کنگان، چشمه های کارستی منطقه، آب دریا و چشمه شور گنبد نمکی مجاور تاقدیس کنگان نمونه برداری شد (شکل ((1) و یونهای عمده و فلزات سنگین در آزمایشگاه ACTLAB کانادا و آلمان، ایزوتوپهای پایدار اکسیژن 18 و دوتریم 18O) و (2H در آزمایشگاه CSIRO استرالیا، آزمایشگاه ایزوتوپی در ژاپن و آزمایشگاه ایزوتوپی در دانشگاه اترخت-هلند و ایزوتوپ پایدار رادیوژنیک استرانسیوم (87Sr/86Sr) در کشور هلند-آمستردام اندازه گیری گردید.
-3 بحث
چاه ها از نظر شوری آب تولیدی، به سه دسته کلی شیرین، نیمه شور و شور با مقادیر شوری به ترتیب کمتر از1000، بین 1000 تا 4000 و بیشتر از 4000 میلیگرم در لیتر تقسیم بندی شدند. هیچ تمایزی بین چاه های شور و شیرین از نظر تغییرات و مقدار کاهش فشار سر چاهی، طول بخش مشبک و یا حفره باز، فاصله منطقه تولید تا سطح تماس آب-گاز، زمان شروع تولید گاز و حجم گاز تولیدی پیدا نشد. آب آبران زیر مخزن گاز (آبده) دارای شوری بیش از 300000 میلیگرم در لیتر بوده است. شوری آب های تولیدی از 100 میلیگرم در لیتر (آب میعانی شیرین) تا حدود 100000 میلیگرم در برخی از چاه ها متغییر می باشد. مقدار آب تولیدی چاه ها کم بوده ولی مقدار شوری آنها بالاست.
برای بررسی منشا شوری در مخزن گاز دو سوال عمده مطرح است: -1 منشا اولیه شوری آب های شور (شورابه) درون مخزن چیست؟
منشا شوری آب های تولیدی در سر چاه (Separators) چیست؟
منشا اولیه آبده با استفاده از داده های هیدروشیمی و ایزوتوپی، آب دریای تبخیر شده قدیمی تشخیص داده شد [6]که تحت تاثیر واکنش بین سنگ و آب نیز قرار گرفته است .[7] در ابتدا آب شور آبده (آبران) در داخل سازندهای مخزنی کنگان - دالان و احتمالا فراقون قرار گرفته و قبل از مهاجرت گاز، مخزن فعلی گاز کنگان از آب شور همین آبده اشباع بوده است. با مهاجرت گاز به سمت لایه های بالاتر، بخش عظیمی از آب های شور درون مخزن به سمت لایه پایین تر خارج شده و آبده و سطح آب و گاز را تشکیل داده است و بخشی از آن بصورت آب بین دانه ای (Intergranular brine) در داخل مخزن گاز واقع در بالای سطح تماس آب-گاز در محیط غیر اشباع باقیمانده است. بنابراین احتمالا منشا اولیه آب بین دانه ای با آبده مشابه بوده و آب دریای تبخیر شده قدیمی بوده است، ولی با توجه به شرایط متفاوت هیدروژئولوژیکی آبده و تشکیل مخزن کنگان و رانده شدن آبده به سمت پایین، خصوصیات آب بین دانه ای در طی زمان می تواند نسبت به آبده تغییرکرده باشد .[8] بنابراین با توجه به وجود شورابه در زیر مخزن گاز (آبده) و شورابه باقی مانده در درون مخزن به عنوان آب بین دانه ای شور و همچنین وجود گنبد نمکی در کنار مخزن گاز، این سوال همچنان باقی است که منشا آب شور تولیدی کدامیک از این منابع شوری می توانند باشد. در ابتدا تصور بر این بود که منشا شوری چاه ها آب آبران زیر مخزن بوده که بوسیله پدیده بالاآمدگی وارد چاه ها شده است. در این راستا از کلیه روشهای هیدروشیمایی، زمین شناسی و ایزوتوپی استفاده شده که در ذیل خلاصه ای از آنها ارائه شده است.
-3-1 روش هیدروشیمیایی
روش هیدروشیمیایی توانایی تفکیک مشخص بین دو منشا شوری آب بین دانه ای و آب آبده را ندارد. این می تواند به دلیل یکی بودن منشا اولیه آنها باشد. اما این روش بطور مشخص انحلال نمک گنبد نمکی مجاور مخزن را رد می کند. نسبتهای یونی Na/Cl، I/Cl و Li/Cl در آب های تولیدی چاه های کنگان نشان دادند که انحلال نمک گنبد نمکی "کوه – نمک" ، منشا شوری آب های تولیدی نمی باشد و از طرفی فشار بالای گاز در مخزن کنگان و قرار داشتن لایه های شیلی غیر قابل نفوذ در بالای مخزن، اجازه ورود آب به درون مخزن کنگان را نمی دهد. رابطه لگاریتمی غلظت یونهای کلر و سدیم در مقابل یون برم در آب های تولیدی چاه های گاز کنگان، آب آبده، چشمه شور گنبد نمکی "کوه – نمک" ، آب خلیج فارس و چشمه کارستی در شکل (2) ارائه شده است. خط روند تبخیر آب دریا (Seawater evaporation trend ;SET) بصورت خط ممتد ضخیم در روی شکل نشان شده است .[6] نمونه های آب شوری که تحت تاثیر انحلال نمک قرار گرفته است، در بالای این خط قرار می گیرند. آب آبده بر روی خط تبخیر آب دریا (SET) در مرحله بعد از رسوب هالیت قرار گرفته است و نشانگر این است که عامل اصلی افزایش شوری در آب آبده، تبخیر آب دریای قدیمی می باشد. کلیه آب های تولیدی چاه های گاز کنگان در امتداد یک خط مستقیم و در زیر خط تبخیر آب دریا قرار گرفته و نشانگر اختلاط بین آب های شیرین میعانی (Condensate water) و آب شور دریای تبخیر شده قدیمی (آبده یا آب بین دانه ای) می باشد. منشا آب های شیرین آب جوی نمی باشد، بلکه منشا آنها بخارات آب موجود در مخزن بوده که در طی تولید در طول مسیر حرکت در لوله گاز، میعان شده و تبدیل به آب گردیده اند. در صورتی که آب آبده مستقیما منشا شوری بود، انتظار می رفت که بهترین خط جور شده بر داده ها از محل آب آبده در شکل((2 بگذرد؛ ولی این خط با خط روند تبخیر آب دریا از غلظت یون برم بیشتری برخورد کرده است ( خط چین در شکل)، بنابراین به احتمال زیاد منشا آب های شور تولیدی می تواند آب بین دانه ای باشد. چون در اثر برداشت گاز و کاهش فشار، آب بین دانه ای تحت تاثیر تبخیر قرار گرفته [9]،[10]و غلظت یون برم آن کمی
بیشتر از آب آبده شده است. محل چشمه شور گنبد نمکی "کوه – نمک" در روی شکل (2) ، در بالای خط تبخیر آب دریا قرار گرفته است. بنابراین منشا شوری آب آبده و آب های تولیدی چاه های گاز کنگان، نمی تواند انحلال نمک گنبد نمکی "کوه – نمک" باشد. عامل دیگری که نشان دهنده عدم تاثیر گنبد نمکی بر چاه های گاز کنگان می باشد، پراکندگی چاه های شور و شیرین است. در صورتی که گنبد نمکی در شوری چاه ها نقش داشت بایستی تمام چاه های منطقه KA که نزدیکترین چاه ها به گنبد نمکی هستند (شکل ((1) شور می شدند و چاه های منطقه KD که دورترین چاه ها از گنبد نمکی هستند شیرین تر می بودند در حالی که در منطقه KA چاه های شیرین و چاه های شور هر دو وجود دارند و در منطقه KB و KC نیز چاه های شور و شیرین وجود دارند. بنابراین می توان گرفت که گنبد نمکی نقشی در شوری چاه ندارد. بنابراین جهت تفکیک آب بین دانه ای از آبده از روش ایزوتوپی استفاده شده است.
شکل(:(2 رابطه کلر در مقابل برم در منطقه کنگان
-3-2 روش ایزوتوپی
نتایج آنالیز ایزوتوپی 18O و 2H از کلیه منابع مورد مطالعه در آزمایشگاه CSIRO استرالیا و دانشگاه Kumamoto ژاپن در شکل( (3 ارائه شده است. مقدار اکسیژن (18O )18 کلیه نمونه های آب تولیدی چاه های شیرین بیشتر و یا معادل با اکسیژن 18 آبده می باشند، بطوریکه در سمت راست و یا بر روی اکسیژن 18 آبده قرار گرفته اند؛ اما اکسیژن 18 نمونه های آب تولیدی چاه های شور در سمت چپ اکسیژن 18 نمونه آبده قرار گرفته و دارای ایزوتوپی 18O کمتری نسبت به آبده و چاه های شیرین می باشند. منشا آب چاه های شیرین می تواند میعانات حاصل از بخارات آب موجود همراه با گاز در درون مخزن بوده که در هنگام تولید گاز در مسیر حرکت از درون لوله چاه تا تفکیک گرها میعان می شوند. علت افزایش 18O آب شیرین میعانی از آبده، می تواند
