![]() |
Архитектура Аудит Военная наука Иностранные языки Медицина Металлургия Метрология Образование Политология Производство Психология Стандартизация Технологии |
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 (So) 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–; SO42–; CO32–; 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 (
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 (Жк) обусловлена содержанием в воде карбонатов или гидрокарбонатов двухвалентных металлов: кальция, магния, железа. Постоянная жёсткость или некарбонатная (Жнк) 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: Жо = Жк + Жнк . (5.1) Жёсткость воды оценивается содержанием в ней солей в миллиграмм эквивалентах на литр Жк, Жнк оценивают как сумму жесткостей всех i-ых ионов (∑ gi):
Жо = Sgi. (5.2) Жесткость иона оценивается отношением массы иона к его эквиваленту:
где mvi – концентрация i-го иона в воде (мг/л); эi – эквивалент i-го иона. Эквивалент иона оценивается отношением молекулярной массы иона (МI) к его валентности (n):
где Мi – 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. ММg = 24, 3; эMg = 24, 3/2 = 12, 5 мг-экв; МCa = 40, 08; эCa = 40, 08/2 = 20 мг-экв; gMg = 21/12, 15 = 1, 72 мг-экв/л; gCa = m/э = 56/20, 04 = 2, 79 мг-экв/л; Жобщ = gMg + gCa = 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.
|
Последнее изменение этой страницы: 2019-05-17; Просмотров: 298; Нарушение авторского права страницы