Resumen

Durante la explotación de un yacimiento de gas que contiene agua, el problema de las incrustaciones suele afectar a la producción de gas en los pozos de gas. Aunque la formación de incrustaciones que se produce durante el desarrollo de un yacimiento petrolífero es bastante diferente a la de un yacimiento de gas, el comportamiento de las fases desempeña un papel fundamental en la formación de incrustaciones inorgánicas en el desarrollo de un yacimiento de gas. Es bien sabido que no existe ningún dispositivo que pueda medir directamente el grado de formación de incrustaciones en un yacimiento de alta temperatura y alta presión. Al mismo tiempo, el método de predicción de incrustaciones que se aplica habitualmente no tiene en cuenta el estado de la fase del fluido. En este trabajo, se estudió la condición de incrustación y la alteración de los parámetros de control en un yacimiento de gas real mediante equipos de fluido de formación de alta temperatura y alta presión desarrollados por nosotros mismos. A partir de la termodinámica, se propone un nuevo modelo de predicción de escalamiento para el equilibrio multifásico del fluido del yacimiento de gas que considera el gas, el hidrocarburo líquido, el agua de formación y la escala de sal inorgánica. Debido a la complejidad de la solución directa para un sistema de equilibrio de fases con una reacción química, se propone un método simplificado para calcular el cambio de fase y el equilibrio químico en un sistema de equilibrio multifásico con reacciones químicas, basado en la conservación de los materiales y la unificación de las propiedades físicas de los componentes. Los resultados muestran que el valor predicho por el modelo era coherente con los resultados experimentales. El nuevo modelo de predicción de la incrustación tuvo en cuenta la influencia del estado de las fases, lo que permite predecir con precisión el cambio de estado de las fases del fluido y la cantidad de incrustación de sales inorgánicas de los fluidos reales de los yacimientos de gas en condiciones de equilibrio multifásico. Además, la desviación media de los resultados de la predicción es de aproximadamente un 3%. La cantidad de incrustación predicha por el modelo sin considerar el efecto del cambio de fase es significativamente menor que la de los resultados experimentales. Más concretamente, la desviación media es de alrededor del 30%. Con la disminución de la presión del yacimiento de gas, la evaporación del agua de formación se intensifica bajo la influencia del estado de la fase de petróleo y gas, lo que conduce al aumento de la concentración de iones del agua de formación cuando no se considera la influencia del cambio de fase del fluido. Entonces, la predicción de la incrustación de sales inorgánicas será significativamente menor.

• Materias:Agua Carbón Residuos quí­micos Yacimientos minerales Ondas sísmicas Estudio de laboratorio
• Subjects:Water Coal Chemical waste Mineral deposits Seismic Waves Lab study
• Palabras claves:fluido de yacimiento de gas, estado de fase del fluido, desviación media, cambio de fase, reacción química, modelo de predicción, resultados experimentales, equilibrio multifásico, incrustación de sales inorgánicas, concentración de iones de agua
• Keywords:gas reservoir fluid, fluid phase state, average deviation, phase change, chemical reaction, prediction model, experimental results, multiphase equilibrium, inorganic salt scaling, water ion concentration