چالش جديد شركت ملي نفت : شوري آب هاي توليدي

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 یكی از مهمترین عامل در ایجاد خوردگی و یا كاهش شدید تولید نفت و گاز می باشد كه در بسیاری موارد باعث مرگ چاه خواهد شد. یكی 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 كنترل این مشكل 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 كنگان در سازندهای آهكی دولومیتی كنگان و دالان بالائی در عمق حدود 2500 متری قرار دارد. این مخزن با 36 حلقه - چاه از سال 1374 شروع به تولید كرده است كه اخیرا آب های تولیدی برخی از چاه ها شور شده كه باعث كاهش اجباری تولید گاز شده است. جهت تعیین منشا شوری آب های تولیدی از روشهای هیدروشیمیایی و ایزوتوپی 18O 87Sr/86Sr ,2H, استفاده شده است. منشاهای شوری می تواند انحلال نمك گنبد نمكی 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 كه منشا - شوری آب آبده بوده و در اثر بالاآمدگی وارد چاه ها شده است، را رد كرد. نتایج نشان داد كه محتمل ترین منشا شوری آب های تولیدی، آب بین دانه ای درون مخزن كنگان می باشد كه بصورت یكسری لایه اشباع وجود دارند. با تكمیل چاه ها در لایه های با اشباع آب شور كمتر و یا بستن لایه های شور با روشهای موجود، آب شور تولیدی كاهش خواهد یافت

The production of crude oil and gas from oil and gas wells is usually accompanied by “formation waters” or oil field brines. The produced saline water in gas and oil fields is one of the great obstacles causing severe corrosion in the pipelines and well head facilities and gas production decrease and in many cases is the cause of well production termination. One of the most intriguing questions about produced saline waters in gas/oil reservoirs relates to their origin. Identification of the origin of formation water in oil and gas reservoirs is most important for controlling and managing this problem and consequently increased the gas production. In spite of numerous studies in origin of saline produced water, it is still controversial. This is the first time that this subject has been investigated in Iran. The Kangan gas reservoir, 2500 meter in depth, is located in Kangan and Dalan limestone-dolomite Formations. The gasfield is exploited by 36 wells, some of which produce high salinity water, reduced gas production from April 2006. Hydrochemistry and isotopic (18O, 2H, 87Sr/86Sr) tools are used to identify the origin of salinity. The potential salinity sources of saline produced water are halite dissolution of salt dome near the reservoir, the Kangan aquifer brine below gas-water contact and/or the intergranular saturated brine residing above the gas–water contact in the Kangan Gas Reservoir. Results exclude the brine aquifer below gas reservoir as the source of the salinity. These techniques confirm that the salinity of the saline produced waters predominantly originates from the intergranular saturated brine of the gas reservoir. It can be concluded that the best method for controlling produced water salinity in the Kangan reservoir is to construct gas wells in regions that have no or only few water-saturated (Intergranular brine) sections