Mineral çökeliminin gözenekli ortamda akış performansına etkileri

Abstract

Mineral çökelmesi ve çökelme sonrası birikinti oluşumu petrol ve jeotermal sahalarda gerek üretim gerekse enjeksiyon sırasında akış performansını olumsuz yönde etkileyerek teknik ve ekonomik sorunlara neden olmaktadır. Bu sahalarda en sık karşılaşılan mineral çökelmelerden biri de kalsiyum karbonat çökelmesidir. Kalsiyum karbonat çökelmesi sonucunda rezervuann gözenekliliği ve geçirgenliği azalmakta ve akış debisi olumsuz yönde etkilenmektedir. Bu nedenle kalsiyum karbonat çökelmesi ve birikinti oluşumu koşullarını veren yöntemler ve modeller geliştirilmiş ve geliştirilmeye devam edilmektedir. Bu çalışma rezervuarda oluşacak kalsiyum karbonat birikintilerinin üretim ve enjeksiyon verimliliğinin etkisinin araştırılması için yapılan enjeksiyon deneylerini içermektedir. İlk olarak doymuş ve aşın doymuş kalsiyum karbonat çözeltisi hazırlama yöntemleri belirlenmeye çalışıldı. Yapılan araştırmalar sonucunda, aşın doymuş kalsiyum karbonat çözeltisinin 1 kg saf su ve elenmiş lg kalsiyum karbonatın kanştınlarak 24 saat dinlendirilmesi sonucunda elde edileceği bulundu. Daha sonra statik durumda sıcaklığın etkisiyle kalsiyum karbonat çökelmesi gözlemlendi. Bunun için 30°C ve 50°C'lik sıcak su banyosu kullanılarak çökelme özellikleri incelendi. Elde edilen bu verilerle; 24 saat dinlendirildikten sonra 0.45 um membran filtreden geçirilerek aşın doymuş kalsiyum karbonat çözeltisi karotlara 40°C ve 50°C'de enjekte edildi. Enjeksiyon sırasında artan basınç farkı değerleri, çökelme oluşumunun ilk belirtisi olarak alındı. Karottan çıkan çözeltinin literatüre göre karşılaştınlmalı analiz sonuçlan ve çeşitli mikroskop incelemeleri de gözenekli ortamda çökelme oluşumunun diğer kanıtlandır.

Mineral scaling occurring in oil and geothermal fields causes economical and technical problems on the flow performance in reservoirs and wells during the production and injection operations. Mineral scaling results in reductions in the porosity and the permeability of the reservoir and thus the flow rate is adversely affected. Many studies in the literature have been conducted to investigate the occurrence and the effects of the mineral scaling. Due to the complex nature of the produced water and difficulties involved in describing its PVT behaviour, the recommended methods and models have limited usage. The purpose of this research is to study the effects of mineral scaling on the reservoir inflow performance experimentally. Firstly methods for preparing saturated and supersaturated calcium carbonate solutions have been obtained. According to the researches, supersaturated calcium carbonate solutions are prepared by stirring 1 kg of distilled water and 1 g of calcium carbonate. Then solution is kept in a tapped container for 24 hours without disturbing. 0.45 um membrane filter is used for filtering the solution. Solutions are then kept in tapped containers in hot water baths at 30°C and 50°C for various periods for observations of the static precipitations. For the displacement experiments, supersaturated calcium carbonate solutions are injected into the cores at 40°C and 50°C. The first evidence for the mineral scaling occurrence is the increasing pressure differences during injection. The compared analysis results of the solutions taken from the core outlet and the various microscopic observations are the other evidences for the mineral scaling in porous media.