СОСТАВ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА

ПЛАСТОВЫХ ВОД

 

    По мере эксплуатации нефтяных месторождений скважины постепенно обводняются. Содержание пластовой воды в скважинной продукции растёт и может достигать 95–98 %. Поэтому важно знать, какое влияние оказывает пластовая вода на процесс добычи нефти и газа.

    Состав пластовых вод разнообразен, зависит от природы эксплуатируе­мого нефтяного пласта, физико-химических свойств нефти и газа.

Различают следующие виды пластовых вод (рис. 5.1):

· краевые воды, заполняющие поры вокруг залежи – 1;

· подошвенные воды, заполняющие поры коллектора под залежью – 2;

· остаточные воды, оставшиеся со времён образования залежи – 3;

· промежуточные воды, расположенные между продуктивными пропла­стками, приуроченные к водоносным пропласткам, залегаю­щим в нефтяном пласте – 4;

· верхние – 5;

· нижние – 6.

 

 

Рис. 5.1. Схема размещения различных типов вод в                   разрезе месторождения

 

Первые 4 типа вод представляют собой единую гидродинамическую систему пласта.

Верхние и нижние (5, 6) воды приурочены к самостоятельным водоносным коллекторам.

Как отмечалось выше, в продуктивных горизонтах нефтяных и газовых залежей величина остаточной водонасыщенности (S_o) составляет в среднем 6–35 % от объёма пор в коллекторах.

С приближением к зоне водонефтяного контакта (ВНК) количество воды постепенно увеличивается за счёт капиллярного подъёма. Процентное содержание остаточной воды может быть и выше.

При этом вода не вся находится в поровом пространстве, а образует, так называемые, переходные зоны (ПЗ), что наблюдается на некоторых месторождениях Западной Сибири: Советско-Соснинском (на границе Томской и Тюменской области), Суторминском (Ноябрьск), Приобском (Сургут) и других. Такие явления характерны для низкопроницаемых недонасыщенных пластов, малых малодебитных месторождений (Северовасюганское). Толщины ПЗ могут быть сопоставимы с толщинами продуктивных пластов, что создаёт серьёзные проблемы в разработке месторождений.

 

Химические свойства пластовых вод

Пластовые воды характеризуются набором свойств, влияющих на процессы вытеснения нефти, так как она зачастую является вытесняющим агентом нефти из пласта, а следовательно, её свойства влияют на количество вытесненной нефти, на процессы подъёма нефти на поверхность, на процессы сбора и подготовки скважинной продукции.

 

Минерализация пластовой воды

Минерализация воды характеризует содержание в ней растворённых солей в кг/м³, г/м³, г/л, мг/л. В пластовых водах всегда растворено некоторое количество (Q) солей. По степени минерализации пластовые воды делятся на четыре группы:

· рассолы (Q > 50 г/л);

· солёные (10 < Q < 50 г/л);

· солоноватые (1< Q < 10 г/л);

· пресные (Q £ 1 г/л).

Минерализация пластовой воды растёт с глубиной залегания пластов. Минерализация вод нефтяных месторождений колеблется от нескольких сотен г/м³ в пресной воде до 300 кг/м³ в концентрированных рассолах.

В пластовой воде содержатся ионы растворённых солей:

· анионы: OH^–; Cl^–; SO₄^2–; CO₃^2–; HCO₃^­–;

· катионы: H⁺; K⁺; Na⁺; NH₄⁺; Mg²⁺; Ca²⁺; Fe³⁺;

· ионы микроэлементов: I^–; Br^–;

· коллоидные частицы SiO₂; Fe₂O₃; Al₂O₃;

· нафтеновые кислоты и их соли.

Больше всего в воде содержится хлористых солей, до 80–90 % от общего содержания солей.

В количественном отношении катионы солей пластовых вод располагаются в следующий ряд: Na⁺; Ca²⁺; Mg²⁺; K⁺; Fe³⁺.

Большое значение на растворимость солей и увеличение их концентрации в пластовых водах оказывают температура и парциальное давление СО₂.

Максимальная растворимость СаСО₃ в воде наблюдается при 0 ^оС, с возрастанием температуры она падает. Максимальная растворимость гипса (СаSО₄· 2Н₂О) в воде наблюдается при 40 ^оС. С дальнейшим возрастанием температуры она уменьшается.

С увеличением парциального давления СО₂ растворимость СаСО₃ возрастает. Уменьшение пластового давления усиливает процесс выпадения солей СаСО₃ и других. Изменение термобарической обстановки в пласте даже при небольшой минерализации пластовых вод влияет на растворимость солей и на процесс их выпадения.

 

Тип пластовой воды

 

По типу растворённых в воде солей различают хлоркальциевые (хлоркальциево-магниевые) и гидрокарбонатные (гидрокарбонатно-натриевые, щелочные) пластовые воды. Тип пластовой воды определяется анионом.

Гидрокарбонатный тип воды определяется солями угольной кислоты, обусловленный наличием карбонат-анионов ( ), или бикарбонат-анионов ( ). Соли всех остальных кислот относятся к хлоркальциевому типу. В основном это соли соляной или серной кислот и тип воды, обусловленный их наличием, характеризуется присутствием хлор-анионов (Cl^–) и сульфат-анионов ( ).

 

Жёсткость пластовых вод

 

Соли пластовых вод влияют и определяют её жёсткость. Жёсткостью называется суммарное содержание растворённых солей двухвалентных катионов: кальция, магния и железа.

Жёсткость различают временную (карбонатную) и постоянную (некарбонатную). Временная жёсткость или карбонатная (Ж_к) обусловлена содержанием в воде карбонатов или гидрокарбонатов двухвалентных металлов: кальция, магния, железа.

Постоянная жёсткость или некарбонатная (Ж_нк) обусловлена наличием в воде сульфатов или хлоридов (или соли других кислот) двухвалентных металлов: кальция, магния, железа.

Общая жёсткость воды определяется как сумма карбонатной и некарбонатной:

Ж_о = Ж_к + Ж_нк .                                  (5.1)

    Жёсткость воды оценивается содержанием в ней солей в миллиграмм эквивалентах на литр .

Ж_к, Ж_нк оценивают как сумму жесткостей всех i-ых ионов (∑ g_i):

 

Ж_­о = Sg_i.                                        (5.2)

    Жесткость иона оценивается отношением массы иона к его эквиваленту:

,                             (5.3)

где m_vi – концентрация i-го иона в воде (мг/л);

э_i – эквивалент i-го иона.

    Эквивалент иона оценивается отношением молекулярной массы иона (М_I) к его валентности (n):

 

,                                     (5.4)

    где М_i – молекулярная масса иона;

n – валентность иона.

Рассмотрим пример. В одном литре воды содержатся ионы в количестве: Mg⁺² =21мг и Ca⁺² = 56 мг.

Найти общую жесткость.

Решение. Определим жесткость воды, обусловленную наличием в воде ионов магния и кальция. Воспользуемся формулами (5.1–5.4):

Ж = G (мг-экв/л), g = m/э, э = M/n,

где M – масса иона;

      n – валентность иона.

М_Мg = 24, 3; э_Mg = 24, 3/2 = 12, 5 мг-экв;

М_Ca = 40, 08; э_Ca = 40, 08/2 = 20 мг-экв;

g_Mg = 21/12, 15 = 1, 72 мг-экв/л;          

g_Ca = m/э = 56/20, 04 = 2, 79 мг-экв/л;    

Ж_общ = g_Mg + g_Ca = 2, 79 + 1, 728 = 4, 5181 (мг-экв/л).

 

Природные воды в зависимости от содержания в них двухвалентных катионов кальция, магния, железа подразделяются на следующие группы:

· очень мягкая вода – до 1, 5 мг-экв/л;

· мягкая вода – 1, 5–3, 0 м-экв/л;

· умеренно жёсткая вода – 3, 0–6, 0 мг-экв/л;

· жёсткая вода – более 6 мг-экв/л.

Жесткость пластовой воды и группа пластовой воды по жесткости определяются экспериментально-расчётным путём.

Временную (карбонатную) жёсткость можно устранить термическим методом, длительным кипячением или химическим методом – добавлением гидроксида кальция Са(ОН)₂. В обоих случаях выпадает в осадок карбонат кальция СаСО₃.

Постоянную жёсткость устраняют химическим способом с помощью добавления соды или щёлочи.

 

⇐ Предыдущая9101112131415161718Следующая ⇒

Поделиться: