Пластовые воды, их свойства и состояние в нефтесодержащих коллекторах

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Пластовые воды, их свойства и состояние в нефтесодержащих коллекторах

Состояние остаточной воды в коллекторах

Методы определение остаточной воды в коллекторах

Характеристика переходных зон

Физические свойства пластовых вод

вода остаточный коллектор месторождение

Пластовые воды, их свойства и состояние в нефтесодержащих коллекторах

Воды - неизбежные спутники скоплений углеводородов в земной коре. Они связаны с любым видом залежей жидких и газообразных углеводородных систем.

Обычно вода занимает вследствие гравитационного разделения пониженные части структур залежей нефти и газа, но иногда встречается в средних частях разреза продуктивных интервалов пластов (горизонтов). В общем можно выделить несколько типов пластовых вод согласно рис. 6.1:

1) краевые

2) подошвенные

3) погребенные (остаточные)

4) промежуточные

5)верхние

6) нижние.

Схема размещения различных типов вод в разрезе месторождения

Краевые и подошвенные воды вместе с нефтяными залежами представляют единые гидродинамические системы, которые и были одним из положительных факторов, сопутствовавших процессам миграции и накопления углеводородов в ловушках. Специфические условия в направленности этих процессов в зависимости от характера литологофациальных условий могли привести к «отсечению» в разрезе некоторых водонасыщен-ных интервалов в продуктивном интервале и появлению промежуточных пропластков, не заполненных нефтью. Очевидно, что они должны иметь сверху и снизу непроницаемые перемычки.

Верхние и нижние воды приурочены к самостоятельным водоносным коллекторам, имеющим надежные глинистые разделы сверху и снизу (глины, аргиллиты).

В продуктивных интервалах нефтяных и газовых залежей и месторождений обязательно содержится погребенная (остаточная) вода в холи» честве от 10 до 30 и более процентов от объема пор (пустот) в коллекторах. Эти количественные показатели характеризуют повышенные зоны (прику-польные) ловушек. С приближением к ВНК количество погребенной воды постепенно увеличивается за счет капиллярного подъема. Толщина переходных зон (ПЗ) от нефтенасыщенных коллекторов к водонасыщенным может достигать нескольких метров по вертикали. Очевидно, что эта зона тем больше, чем менее проницаемы коллектора.

В некоторых случаях толщина ПЗ может быть сопоставима с толщиной самого продуктивного пласта и даже с этажом нефтегазоносное™. В таких случаях возникает серьезная проблема разработки низкопроницаемых недонасыщенных пластов. В Западной Сибири они встречены в Ноябрьской (Суторминское месторождение), Сургутской (Приобское месторождение) зонах, в Советско-Соснинском месторождении (на границе Тюменской и Томской областей).

Пластовые воды влияют на процессы вытеснения нефти, на процессы подъема ее на поверхность через скважины и на процессы сбора и подготовки нефти, воды и газа на промыслах.

Состояние остаточной воды в коллекторах

На характер распределения остаточной (погребенной) воды, а следовательно и нефти (газа), в пористой среде пласта оказали влияние многочисленные факторы: свойства пористой среды (состав пород, структура пор, физико-химические свойства пород) и пластовых жидкостей (физико-химические свойства нефтей и вод, количество остаточной воды).

Начальное распределение нефти, остаточной воды и газа в пустотной среде пласта влияет на процессы движения нефти в пласте и призабойной зоне пласта, на процессы вытеснения нефти и газа водой из пластов. Как было указано выше, в зависимости от количества погребенной воды она может быть прочно связанной и рыхло связанной. В первом случае из скважин длительное время и при любых забойных депрессиях добывают безводную продукцию. Во втором неизбежно получение обводненной нефти при любых депрессиях, что осложняет работу нефтепромыслового оборудования и в целом делает процесс нефтеизвлечения дорогим.

Если остаточная вода в пласте в виде тонкой пленки покрывает по-верхность поровых каналов, то поверхность твердой фазы остается гидрофильной. Если же поверхность коллектора вследствие адсорбции поверхностно-активных веществ (ПАВ) нефтей покрыта компонентами углеводородной составляющей, поверхность нефтяного коллектора становится в значительной степени гидрофобной. Из этого следует, что формы существования воды необходимо учитывать при подсчете запасов углеводородно го сырья, при выборе оптимальных технологий нефтеизвлечения и в конечном итоге в изучении нефтеотдачи пласта и в методах повышения коэффициентов нефтеотдачи (КНО).

Первоначальное распределение остаточной воды, следовательно, будет влиять на фазовые проницаемости нефти, воды и газа. Смачиваемость (фильность) коллектора будет оказывать влияние на интенсивность капиллярных процессов при вытеснении нефти и промывке пласта, она предопределяет формы и количество остаточной нефти в пласте на пределе экономической рентабельности применяемой технологии нефтеизвлечения.

Принятая большинством исследователей гипотеза о генезисе нефтяных месторождений утверждает, что породы - коллекторы нефти и газа были вначале заполнены водой. При оттеснении воды углеводородами от верхних частей ловушек вниз она не могла быть удалена полностью из коллектора при образовании залежи. Часть ее осталась в виде погребенной воды.

Несмотря на разночтения в мнении исследователей о природе и характере (свойствах) различных вод, большинством признается существование следующих видов вод в пористой среде:

1) капиллярно связанная вода в капиллярах малого сечения;

2) адсорбционная вода, удерживаемая молекулярными силами у поверхности твердого тела и прочно связанная с поверхностью коллектора (следует иметь в виду, что свойства адсорбционной воды значительно отличаются от свойств свободной воды);

3) пленочная вода, покрывающая гидрофильные участки поверхности твердой фазы;

4) свободная вода, удерживаемая капиллярными силами в дисперсной структуре коллектора (ограничивается менисками на поверхностях раздела вода - нефть, вода - газ).

Когда исследуется керновый материал или интерпретируется геофизический, то в образцах или интервалах каротажа обычно определяется общее количество остаточной воды без дифференцирования ее количеств по видам.

В первые годы исследования данной проблемы предполагалось, что остаточная вода вследствие гидрофильных свойств нефтесодержащих пород покрывает всю поверхность каналов пористой среды. Однако исследования М.М.Кусакова показали, что закономерности распределения связанной воды имеют более сложный характер. Состояние связанной воды прежде всего зависит от свойств воды. Но чаще всего сплошная пленка воды между нефтью и твердой фазой отсутствует и большая часть остаточной воды находится в капиллярно удержанном состоянии.

С увеличением минерализации остаточной воды возрастает степень гидрофобизации твердой фазы вследствие десольватирующего действия ионов солей (т.е. происходит разрушение сольватных слоев). Устойчивость пленки на поверхности твердой фазы увеличивается при снижении минерализации воды (при низком поверхностном натяжении между водой и нефтью), следовательно, можно предполагать, что в пластах, содержащих высокополярные нефти и слабоминерализованные сильнощелочные воды, последние находятся в капиллярно удержанном и пленочном состоянии.

В газовом коллекторе сильно минерализованные остаточные воды не образуют равновесной смачивающей пленки. Это объясняется десольвати-рующим действием ионов солей, находящихся в остаточной воде. Средняя толщина слоя равновесной пленки слабо минерализованной воды на поверхности кварца на границе с воздухом составляет 50 нм. Установлено, что общее количество остаточной воды возрастает с уменьшением проницаемости пород (рис. 6.2).

Зависимость содержания остаточной воды от проницаемости песчано-алевритовых коллекторов (по А.А.Ханину)

Были попытки установить аналитическую зависимость между водо-насыщенностью, проницаемостью и пористостью. Один из вариантов приближенной зависимости для различных типов коллекторов представлен ниже:

для песков

(6.1)

для песчаников

(6.2)

для известняков

(6.3)

где: S-насыщенность;

К0-абсолютная проницаемость;

m0-открытая пористость.

6.2 Методы определения остаточной воды в коллекторах

Практикой исследования остаточной водонасыщенности кернов установлена необходимость парафинизации его непосредственно на буровой во избежание испарения воды и нефти в процессе транспортировки его до лаборатории. Были проведены работы по доставке поднятого керна в закрытых сосудах под слоем нефти. В том и другом случае наиболее достоверные результаты по определению количества остаточной воды получены при анализе кернового материала, выбуренного с применением растворов на нефтяной основе.

В отраслевых стандартах были отработаны приемы, нормы и требования по методике определения водонефтенасыщенности пород. Для этих целей была создана стандартизованная аппаратура. До сих пор наиболее представительными являются результаты по определению нефтеводонасыщенности кернов в аппаратах Закса. При отсутствии кернов (не планировался отбор, был разрушен в процессе бурения) пользуются результатами геофизического каротажа, которые, кстати, сопоставляются с керновыми данными, и на базе этого выводятся для определенных типов коллекторов количественные связи (т.е. опосредствуются показатели геофизические через лабороторные данные по керновому материалу).

В лабораториях физики пласта пользуются для определения остаточной воды методом полупроницаемых перегородок (приближенно) и методом центрифугирования. По результатам этих исследований строят кривые капиллярное давление - водонасыщенность (рис. 6.3), а по обобщению большого числа исследований - кривые зависимости водонасыщенность - проницаемость - капиллярное давление (рис. 6.4).

Кривые зависимости капиллярное давление - водонасыщенность

Изменение водонасыщенности образцов в зависимости от проницаемости пород при различных значениях капиллярного давления

Результаты исследований используются как в объяснении природы генетических процессов образования залежей, в геометризации переходных зон, так и в проектировании технологий нефтедобычи,

Характеристика переходных зон

В геологической и нефтепромысловой практике часто под водонефтяным контактом (ВНК) понимают различной толщины переходные зоны (ПЗ). Как было указано выше, толщина их может колебаться в широких пределах. Строение этих зон и распределение в них воды и нефти определяются в основном гравитационными и капиллярными силами, которые, в свою очередь, зависят от свойств и состава пород и физико-химических свойств пластовых жидкостей. В песчаниках высокой отсортированности зерен, с высокой проницаемостью толщина ПЗ не превышает нескольких десятков сантиметров.

Состояние свободной и связанной воды в ПЗ определяется свойствами всех фаз системы и степенью водонефтенасыщенности пород.

Для оценки размера и строения ПЗ, кроме геофизических методов используют экспериментальные усредненные зависимости водонасыщенности от капиллярного давления. Обобщенно поведение кривой водонасыщенности у ВНК (ПЗ) можно представить рис. 6.5.

Схема изменения водонасыщенности пород по вертикали

В практических случаях характер переходных зон у ВНК может быть более сложным вследствие постояной неоднородности, характера и динамизма всего водонапорного бассейна (законтурной зоны). Иногда ВНК имеет наклонное положение.

Для приближенной оценки распределения нефти и воды в ПЗ можно использовать формулу

(6.4)

где: Рк - капиллярное давление;

в и н - соответственно плотности пластовой воды и нефти;

g - ускорение свободного падения.

Очевидно, что высота (толщина) ПЗ на контакте нефть - газ должна

быть меньше, чем у ВНК.

6.4. Физические свойства пластовых вод

Наиболее важными для промысловой практики являются следующие свойства пластовых вод:

1) плотность;

2) вязкость;

3) объемный коэффициент;

4) сжимаемость;

5) коэффициент теплового расширения.

Плотность пластовой воды возрастает с увеличением концентрации соли. Известны россолы с концентрацией солей до 642, 8 кт/м3, плотность которых достигает 1450 кг/м3.

Зависимость плотности воды в от количества растворенного минерального комплекса Q приближенно можно проследить по табл. 6.1 для температуры 15°С.

 Изменение плотности воды от количества растворенной соли

в, кг/м3	1000	1020	1040	1060	1080	1100	1120	1140
Q, кг/м3	0	27,5	55,4	83,7	113,2	143,5	175,8	210,0

Пластовые воды месторождений Западной Сибири характеризуются слабой минерализацией (в отличие от месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции). Содержание солей в них колеблется в пределах от 10 до 17 г/л. Плотность вод при этом меняется от 1008 до 1012 кг/м3. Значения рН находится в пределах 7,20-8,50 (т.е. пластовые воды слабощелочные или щелочные).

Согласно предложенной еще в 1935 г. и используемой в современной практике классификации Сулина В.А., воды нефтяных месторождений Западной Сибири относятся к хлоридно-кальциевому типу, к хлоридной группе и к кальциевой подгруппе. В большинстве пластовых вод полностью отсутствуют сульфаты, а карбонаты содержатся в незначительном количестве.

В табл. 6.2 приведены данные о плотностях и минерализации пластовых вод некоторых Западно-Сибирских месторождений.

Слабая минерализация пластовых вод позволила упростить схемы промысловой подготовки нефти, исключив ступень обессоливания при достаточной глубине обезвоживания.

Свойства пластовых вод по некоторым месторождениям Западной Сибири

Месторождение	Пласт	в, кг/м3	Минерализация, мГ/л	рН
Усть-Балыкское	BC1	1011	16505	8,3
Правдинское	БС5	1009	13040	7,95
Южно-Балыкское	БС10	1008	14350	7,2
Западно-Сургутское	БС10	1011	15847	7,2
Западно-Сургутское	БС2	1010	15960	7,4

Но при этом проявляется и отрицательная сторона слабой минерализации: снижение скорости осаждения глобул в отстойной аппаратуре, что уменьшает эффективность процесса деэмульсации в отстойниках, действие которых основано на использовании гравитационных сил.

Плотность пластовых вод необходимо знать при технологических расчетах по обоснованию режимов работы подъемников (фонтанных и при механизированных способах добычи нефти).

Объемный коэффициент пластовой воды характеризует отношение удельного объема воды в пластовых условиях Vпл к удельному объему ее в стандартных условиях Vст:

(6.5)

Увеличение пластового давления способствует уменьшению объемного коэффициента, рост температуры сопровождается его повышением. По этим причинам объемный коэффициент воды изменяется в сравнительно узких пределах (0,991,06). Большее значение относится к высокой температуре (1200 С) и низкому давлению, меньшее - к высокому давлению (до 32 МПа).

Вязкость воды в пластовых условиях зависит в основном от температуры и минерализации (рис. 6.6). Влияние давления на вязкость воды незначительно и зависит от природы и концентрации растворенных солей и от температуры, В области низких температур (5100 С) вязкость слабо минерализованных вод уменьшается с повышением давления. Наибольшей вязкостью характеризуются хлоркальциевые воды. При одних и тех же условиях вязкость их превышает вязкость чистой воды в 1,52,0 раза (рис. 6.6). Углеводородные газы растворяются в воде в незначительных количествах, поэтому µB незначительно уменьшается при насыщении вод газом. По этим причинам вязкость воды в пластовых условиях можно определить обычными капиллярными вискозиметрами при пластовой температуре и атмосферном давлении.

Зависимость вязкости хлоркальциевой, морской и чистой воды от температуры при давлении 29,4 МПа (по Сергеевич В.И. и Жузе Т.П.)

При необходимости обеспечения большей точности используют вискозиметры высокого давления при Рпл и t°пл (ВВДУ, входящий в комплект АСМ-300).

Сжимаемость пластовой воды оценивается коэффициентом сжимаемости:

(6.6)

Коэффициент сжимаемости воды изменяется в пластовых условиях в пределах (3,75,0)·10-10 Па-1. Учет влияния растворенного газа на сжимаемость воды приближенно можно оценить по формуле

(6.7)

где вгв - коэффициент сжимаемости воды, содержащей растворенный газ, Па-1;

вв - коэффициент сжимаемости чистой воды, Па-1;

Sг - количество газа, растворенного в воде, м3/м3.

Коэффициент теплового расширения, являясь одним из теплофизических характеристик вод, определяется отношением:

(6.8)

где ДVв - изменение объема воды при изменении температуры на величину Дt;

Vв - объем воды в нормальных условиях.

Из соотношения (6.8) следует, что коэффициент теплового расширения воды характеризует изменение единицы объема воды при изменении ее температуры на 1°С (1°К). По экспериментальным данным, для пластовых условий он колеблется в пределах 18·10-5 90·10-5 1/°С возрастая с увеличением температуры и уменьшаясь с ростом пластового давления.

Условия выпадения солей из попутно добываемой воды

Разработка многих нефтяных и газовых месторождений сопровождается отложением солей в скважинах и промысловом оборудовании при появлении воды в продукции скважин. В фонтанных скважинах и при использовании штанговых и центробежных насосов соли могут перекрывать сечение подъемников до практически полной остановки скважин (сечение уменьшается до 1015 мм), При простое скважин в ожидании ремонта детали ЭЦН и ШСН «спаивались» выпавшими солями до полного выхода установок из строя и необходимости их полной замены. Подобные проблемы возникли впервые в Западной Сибири при эксплуатации Трехозерного месторождения, на котором начали внедрять закачку пресных вод в пласт для поддержания давления.

Эти же проблемы возникали и в других регионах бывшего СССР. Проблема потребовала изучения условий отложения солей и разработки мероприятий и реагентов по предупреждению еолеотложений и ликвидации последствий.

Исследования показали, что основными компонентами в большинстве отложений были: карбонат кальция (СаСО3), сульфат кальция (гипс - CaSО4-2H2О и ангидрит - CaSО4), сульфат бария (BaSО4). В агрегатах отложений были отмечены и другие примеси; сульфат стронция (SrSО4), карбонат стронция (SrCО3), карбонат бария (ВаСО3), карбонат магния (MgCО3), хлорид натрия (NaCl), сульфат радия и др, В агрегатах солей присутствуют механические примеси, продукты коррозии (окислы железа - Fe2О3, сульфиды железа - FeS2 и др.), продукты жизнедеятельности бактерий, попадающих в пласт с закачиваемой водой. В призабойной зоне нагнетательных скважин в составе неорганических осадков часто встречали продукты жизнедеятельности бактерий.

При изучении причин катастрофических полетов насосно-- компрессорных труб при обрыве их на глубинах от 400 м и более в условиях обводнения скважин на Туймазинском месторождении в конце 60-х годов установлен был факт влияния на эти осложнения также жизнедеятельности бактерий, продуцирующих сероводород и другие сернистые соединения, провоцирующие активную коррозию оборудования.

Отложения чистых сульфатных или углекислых солей встречаются редко. Обычно они представлены смесью основного неорганического компонента с частицами нефти, силикатов, парафина, продуктов коррозии, примесями других солей (табл. 6.3).

Большинство отложений имеет кристаллическую структуру. На характер кристаллических осадков оказали влияние многие факторы термо - и гидродинамические условия в потоке, динамика пересыщения растворов в условиях различных примесей и др.

Составы солевых агрегатов по некоторым месторождениям

Образование кристаллических неорганических агрегатов (солей) как процесс состоит из ряда этапов:

1) пересыщение раствора солями;

2) зародышеобразование;

3) рост кристаллов;

4) перекристаллизация.

Причем эти этапы могут протекать либо поочередно один за другим, либо одновременно.

Пересыщение раствора солями относительно какого-либо комплекта связано с увеличением концентрации последнего выше равновесной (растворимости). Условием возникновения этого процесса на месторождениях является наличие минерализованной попутно добываемой воды и причин, вызывающих ее пересыщение. В водах многих нефтяных месторождений растворено большое количество неорганических солей.

Главным условием возникновения солеотложений является несовместимость закачиваемых и пластовых вод. Например, на упомянутых местоорждений Узень и Жетыбай закачиваемая морская вода и пластовые воды химически не совместимы. При их смешивании образуются пересыщенные растворы. Не совместимы в химическом отношении и пресные воды с пластовыми в условиях месторождений Западной Сибири: при внедрении впервые законтурного заводнения на Треозерном месторождении с использованием воды из р. Конды с началом отложениями солей в оборудовании скважин (см. выше). Те же проблемы возникли и по месторождениям Широтного Приобья. Именно несовместимость закачиваемых с пластовыми водами - одна из главных причин солеотложений на большинстве нефтяных месторождений.

Однако в практике образование осадков солей часто наблюдается до начала заводнения пластов. Отсюда помимо названной причины образования пересыщенных растворов существуют и другие. Исследователи выявили эти причины.

/. Изменение термодинамических условий Образование карбонатов при этом протекает по схеме:

(6.9)

В пластовых водах |НС03| »|С03| и образование СаС02 происходит в основном по схеме (6.9).

В отличие от большинства неорганических солей кальций лучше растворяется в воде с уменьшением температуры. Если при 1000С его равновесная концентрация составляет 14 мГ/л, то при 00С - 85 мГ/л. Однако с уменьшением давления и температуры из раствора выпадает осадок Са-СОз, ибо на направление реакции по схеме (6.9) в значительно большей степени, чем температура, влияет парциальное давление углекислого газа. Влияние парциального давления С02 на растворимость СаС03 в воде отображается соотношениями:

Парциальное давление 0,0001 0,01 0,1 1,0

С02, МПа

Растворимость N, мг/л 60 400 920 2125

Изменение Р и Т способно привести к пересыщению раствора относительно сульфата кальция и бария (табл. 6.4).

Влияние температуры на растворимость сульфатов кальция и бария в воде

Сульфатные соли	Растворимость N (в мг/л) при tв0 С
	0	20	25	40	50	80	92	95	100
Ангидрит	-	3000	-	2200	-	1080	-	-	660
Гипс	1759	2036	2080	2097	-	l966	-	-	1619
Барит	-	-	2,8	-	3,2	3,2	3,9	3,6	-

Максимальная растворимость гипса наблюдается при температуре 40°С. При дальнейшем повышении температуры он менее растворим, а уменьшение растворимости ангидрита при этом более интенсивное. Поэтому в скважинах и пластах с температурой выше 400С в отложениях должно наблюдаться преобладание ангидрита. На растворимость барита температура влияет незначительно.

При падении давления от 50 МПа до 10 МПа при t = 1000С растворимость сульфата кальция уменьшается на 0,04% по массе и составляет 0,09%. Влияние давления на растворимость сульфата кальция в насыщенном растворе при 200С приведено ниже:

Растворимость N, мг/л 2,08 2,12 2,33 2,46

Давление, МПа 0,1 4,1 10,1 16,1

Из чего следует, что оно невелико. Однако анализ лабораторных и промысловых данных показал, что уменьшение давления может привести к выпадению сульфатов бария и кальция из растворов.

Понижение давления вызывает испарение части воды в газовую фазу, что также способствует пересыщению водно-солевых систем.

2. Изменение химического состава пластовых вод в процессе разработки месторождений

Смешение закачиваемой и пластовой вод даже при условии их химической совместимости приводит зачастую к формированию попутно добываемой воды совершенно нового состава по сравнению с пластовой. А это, в свою очередь, способствует изменению растворимости отдельных компонентов. Например, в табл. 6.5 показано влияние содержания NaCl на растворимость CaCО3, CaSО4 и BaSО4 в дистиллированной воде. Из чего следует, что при высокой концентрации NaCl в растворе заметно повышается растворимость СаСО3 и CaSО4 . Отмечаются максимумы растворимости СаСОз при содержании NaCl в количестве (20 г/л, а гипса -150 г/л).

Влияние содержания NaCl на растворимость других солей в воде

	Содержание NaCl, г/л
	0	40	50	100 | 120 | 150 | 200	250	300	350
Соли	Растворимость солей N, мг/л
СаСОз (t=20°C)	-	-	1632	1736	1750	1720	1576	1416	1256	1056
BaS04 (t=25°C)	2,8	18,4	-	26,8	28,4	-	-	-	-	-
CaS04 (t=20°C)	3200	-	6000	7000	-	7280	7200	-	-	-

В большей степени (в 10 раз) повышается при этом растворимость BaSО4.

Пластовые воды месторождений, разработка которых осложнена солеотложениями, являются водами хлоркальциевого типа. В таких водах растворимость гипса невелика. Если при отсутствии в воде СаС12 равновесная концентрация гипса 2080 мг/л, то при содержании в растворе 367, 85 г/л СаС12 она уменьшается до 32 мг/л.

Влияние содержания G СаС12 на растворимость N сульфата кальция приведено ниже:

G, г/л 367,85 280,3 192,9 97,02 51,53 32,05 25,07 11,97 7,49 0

N, мг/л 32 203 465 841 1016 1080 1096 1181 1244 2080

Таким образом в двухкомпонетных системах различные соли по-разному влияют на равновесную концентрацию основных компонентов неорганических осадков. Реальные пластовые, закачиваемые и попутно добываемые воды - многокомпонентные водно-солевые системы. Зависимость растворимости ангидрита и гипса от суммарной минерализации и от массовой доли отдельных компонентов носит сложный характер и изменяется в широких пределах. При увеличении доли Сl до 4% для большинства значений температур растворимость сульфата кальция возрастает. При дальнейшем повышении содержания ионов Сl в системе уменьшается равновесная концентрация сульфата кальция. То есть изменение минерализации попутно добываемой воды может привести к ее перенасыщению.

3. Поступление на забой скважины вод различных горизонтов Примером проявления данной причины в образовании солевых отложений может служить Майкопское газоконденсатное месторождение. При эксплуатации скважин за счет некачественного разобщения горизонтов (цементажа) и значительной разницы в давлениях в I ,II и III горизонтах воды перетекали из одного горизонта в другой. Смешение щелочных вод I и II горизонтов, содержащих большое количество СаС12 к MgCl2, с водами III горизонта приводило к образованию солевых осадков из карбонатов кальция и магния.

4. Тепловые методы разработки

Исследованиями ВНИИ было установлено, что при закачке воды в глубоко залегающие пласты возможно частичное (или полное) растворение воды в нефти. В качестве аналога нефти использовался н - гексадекан (табл. 6.6).

Н - гексадекан имеет высокую температуру кипения (286,80С) и большой молекулярный вес (226,4), поэтому он принят за аналог нефти.

Существуют и другие факторы, способствующие возникновению процесса солеотложений: выщелачивание солей, содержащихся в пласте, процессы обогащения закачиваемых вод солями при их контактировании с погребенными водами, повышение растворимости воды в нефти с увеличением температуры (то есть углеводороды будут играть роль высаливателей).

Характеристика трехфазного равновесия в системе н - гексадекан - вода (по данным ВНИИ)

Температура, °С	Давление, МПа	Массовая доля Воды в углеводородной жидкости	% Углеводорода в газовой фазе
200	1,73	0,7	9,2
250	4,15	2,3	15,6
275	6,25	4,1	20,4
300	9,42	7,3	29,7
325	13,44	15,4	37,7
338	16,00	38,0	62,0

Таким образом, механизм солеотложений весьма сложен и не поддается прогнозу. Поэтому на практике редко используют меры по предупреждению отложения солей, а чаще меры удаления их. Например, при отложении солей карбонатов используют соляную кислоту. Для борьбы с рыхлыми отложениями гипса (в начальные периоды загипсовывания оборудования) используются 1015% растворы карбоната и бикарбоната натрия и калия. При этом гипс преобразуется в карбонат кальция, который затем удаляют соляной кислотой.

Для удаления плотных, плохо проницаемых осадков применяют более эффективные растворы: гидроокиси натрия и калия, 20%-й раствор каустической соды и др.

В Западной Сибири для предупреждения и борьбы с солеотложениями используют многоцелевые реагенты, которые подаются в затрубное пространство скважин за счет капельниц или дозаторных насосов. Эти реагенты одновременно уменьшают парафинизацию оборудования и его коррозию.

Размещено на Allbest.ru

...