высокополярные нефти

СПБГУАП группа 4736

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 За-

падной 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.

Таблица 6.2. Свойства пластовых вод по некоторым месторождениям Западной Сибири

Но при этом проявляется и отрицательная сторона слабой минера-

лизации: 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).

11

СПБГУАП группа 4736

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 (0,99 1,06). 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 темпе-

ратуры и минерализации (рис. 6.6). Влияние давления на вязкость воды не-

значительно и зависит от природы и концентрации растворенных солей и от

минерализованных вод уменьшается с повышением давления. Наибольшей вязкостью характеризуются хлоркальциевые воды. При одних и тех же ус-

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.

12

СПБГУАП группа 4736

Рис. 6.6. 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 сжи-

маемости:

(6.6)

Коэффициент сжимаемости воды изменяется в пластовых условиях в

мость воды приближенно можно оценить по формуле

(6.7)

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

βв - 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 Vв - изменение объема воды при изменении температуры на

13

СПБГУАП группа 4736

величину t;

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

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

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,

14

СПБГУАП группа 4736

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.

Таблица 6.3. Составы солевых агрегатов по некоторым месторождениям

15

СПБГУАП группа 4736

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.

16

СПБГУАП группа 4736

/. Изменение термодинамических условий Образование карбонатов при

этом протекает по схеме:

(6.9)

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

Вотличие от большинства неорганических солей кальций лучше растворяется в воде с уменьшением температуры. Если при 1000С его рав-

новесная 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

Изменение Р и Т способно привести к пересыщению раствора отно-

сительно сульфата кальция и бария (табл. 6.4).

Таблица 6.4. Влияние температуры на растворимость сульфатов кальция и бария в воде

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

17

СПБГУАП группа 4736

наблюдаться преобладание ангидрита. На растворимость барита температура влияет незначительно.

При падении давления от 50 МПа до 10 МПа при t = 1000С раство-

римость сульфата кальция уменьшается на 0,04% по массе и составляет

0,09%. Влияние давления на растворимость сульфата кальция в насыщенном

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 хи-

мической совместимости приводит зачастую к формированию попутно до-

бываемой 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).

Таблица 6.5. Влияние содержания NaCl на растворимость других солей в воде

18

СПБГУАП группа 4736

Пластовые воды месторождений, разработка которых осложнена солеотложениями, являются водами хлоркальциевого типа. В таких водах растворимость гипса невелика. Если при отсутствии в воде СаС12 равно-

весная концентрация гипса 2080 мг/л, то при содержании в растворе 367, 85

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

19

СПБГУАП группа 4736

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

имагния.

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).

20