 |
Оценка совместимости пластовых и закачиваемых вод
|
|
|
|
Для поддержания пластового давления (ППД) в нефтяных залежах Самотлорского месторождения будут использоваться подземные воды ААС ВК. Эффективность использования подземных вод определяется рядом технологических факторов, зависящих от особенностей источника водоснабжения. Воды, применяемые в системе ППД, должны отвечать определенным требованиям. В общем случае вода для закачки в пласт должна отвечать требованиям ОСТ – 39-255-88 «Вода для заводнения нефтяных пластов. Требования к качеству».
Для характеристики качества пластовых и закачиваемых вод на Самотлорском нефтяном месторождении были использованы химические анализы проб вод продуктивных пластов, отобранных при испытании поисково-разведочных скважин на нефть 102р и 104р (таблица 4.1), а также химические анализы пробы воды апт-альб-сеноманского водоносного комплекса из скважины 61р Мыхпайского месторождения нефти, находящегося в 30 км от рассматриваемого месторождения (таблица 4.2).
Таблица 4.1
Результаты химического анализа пластовых вод Самотлорского месторождения
Таблица 4.2
Результаты химического анализа проб воды апт-альб-сеноманского водоносного комплекса
Промышленно-нефтеносными в пределах изучаемого месторождения являются нефтепродуктивные пласты ЮВ11, к которым приурочены основные балансовые запасы нефти месторождения.
Химический состав пластовых вод представлен в таблице 4.1.
По химическому составу пластовые воды продуктивных пластов хлоридные натриевые (по Алекину), по величине минерализации соленые с минерализацией от 23,94 до 29,73 г/дм3, тип вод хлоркальциевый (по Сулину), по величине общей жесткости – очень жесткие (24,60 – 30,77 мг-экв/дм3). Воды высоконапорные, термальные, пластовая температура составляет в среднем 500С.
|
|
|
По химическому составу пластовые воды ААС ВК хлоридные натриевые (по Алекину), по величине минерализации соленые с минерализацией 18,93 г/дм3, по величине общей жесткости – очень жесткие (35,07 мг-экв/дм3). Воды высоконапорные, термальные, пластовая температура составляет в среднем 400С.
Изучение совместимости вод продуктивных пластов и закачиваемых вод ААС ВК проведено аналитическим методом.
Опыт разработки нефтяных месторождений показывает, что отложение солей в нефтяных коллекторах и на нефтепромысловом оборудовании имеет место вследствие изменения термодинамических условий пластовых флюидов, находящихся в состоянии насыщения по отношению к карбонатам коллектора, нестабильности закачиваемых вод в пластовых условиях, смешения химически несовместимых вод.
Прогноз возможности выпадения осадка карбоната кальция основывается на учете процессов, способствующих образованию твердого осадка из водных растворов – смешение несовместимых вод, движущихся вместе с нефтью, разложение бикарбоната кальция в результате изменения физико-химических условий, уменьшение растворимости карбоната кальция в воде при снижении парциального давления и при уменьшении минерализации попутно добываемых вод и др.
Возможность образования твердого осадка карбоната кальция и его количество контролируются карбонатным равновесием, которое в значительной степени зависит от содержания в пластовой воде диокиси углерода (СО2), гидрокарбонат-иона (НСО3-) и карбонат-иона (СО32-).
Смешиваемые воды считаются совместимыми, если содержание осадка, образовавшегося при их смешении, не превышает значения, установленного по ГОСТ 39-255-88, с учетом коллекторских свойств пласта.
Если при смешении пластовых и закачиваемых вод содержание образовавшегося осадка превышает указанные нормативы, принимается факт химической несовместимости этих вод.
|
|
|
Для прогноза возможного осаждения карбоната кальция на участках обводнения залежей нефти используют различные расчетные методы, позволяющие прогнозировать образование и осаждение солей по количественным критериям.
Метод Дебая-Гюккеля
В данном отчете были использованы методики Дебая-Гюккеля, а также проведено термодинамическое моделирование физико-химических процессов в смешиваемых водах в рамках положения ГОСТ-39-229-89 «Вода для заводнения нефтяных пластов. Определение совместимости закачиваемых и пластовых вод по кальциту и гипсу расчетным методом».
Термодинамические расчеты насыщенности пластовых вод относительно карбоната кальция проведены с введением поправок на повышенную температуру вод по методике Дебая-Гюккеля.
Количественная оценка степени насыщенности вод карбонатом кальция проводилась путем вычисления индекса неравновесности с СаСО3 по реакции:
Са СО3 тв + СО2 + Н2О ↔ Са2+ +2НСО3
Индекс неравновесности (i) рассчитывается по формуле:
где: К – термодинамическая константа реакции; Q – квонтант реакции.
Термодинамическая константа равновесия, рассчитывается на основании закона действующих масс и определяется по формуле:
где: а прод и аисх – активность продуктов реакции исходных веществ.
Для определения активных концентраций компонентов в растворе использованы коэффициенты активности, вычисленные по видоизмененной формуле Дебая-Гюккеля, для растворов с ионной силой I≤ 1:
где: j – коэффициент активности;
А – константа растворителя при данной температуре.
Ионная сила раствора рассчитывается на основании данных химического анализа воды и учитывает удельное электростатическое взаимодействие ионов, и определяется по формуле:
,
где: m – моляльность иона, моль/дм3; z - заряд иона.
Моляльность компонентов выражается числом молей растворенного вещества в 1000 г воды и рассчитывается по зависимости:
где: m - моляльность компонента, моль/л;
Рк – вес растворенного компонента в воде, г/л;
Рмк – молекулярный вес компонента; ρ – вес воды, г/л;
Рм – минерализация, г/л.
|
|
|
По мере насыщения воды относительно кальцита индекс неравновесности уменьшается, стремясь к нулю, а при пресыщении вод его значения становятся отрицательными, нулевое же значение характеризует равновесное состояние.
В результате проведенных расчетов было установлено, что пластовые воды продуктивных пластов перенасыщены относительно карбоната кальция (индексы неравновесности имеют отрицательные значения) и изменяются от -1,534 до -1,553 (см.табл.4.1).
Закачиваемые воды ААС ВК также перенасыщены относительно карбоната кальция индекс неравновесности (имеет отрицательное значение) и составляет -0,757 (см.табл.4.2).
Метод Стиффа-Дэвиса
Растворимость карбоната кальция в значительной степени зависит от содержания в воде двуокиси углерода, которая при динамическом равновесии находится в определенных количественных соотношениях с бикарбонатом (HOC3-) и карбонатными (CO32-) ионами. Определить содержание двуокиси углерода в высокоминерализованных водах трудно. Однако количественное соотношение между CO2, HOC3- и CO32- могут определятся концентрацией ионов водорода (величина pH), которая характеризует условия равновесия между жидкой фазой, с одной стороны и твердой и газообразной – с другой.
Относительная плотность воды при температуре 25 ° С, p425 = 1,106.
pH = 7,57
Определение ионной силы воды: M = (11347 
0,028 + 2 
0,042 + 293 
0.016 + 500 
0.1+ 123 
0.17 + 6664.71 
0.043) 
= (317.716 + 0.084 + 4.688 + 50 + 20.91 + 286.58) 
= 679.98 
= 3.399
Константу K определяем по номограмме, построенной по экспериментальным данным для широкого интервала температур и ионной силы растворов
t = 25 ° С и M = 3.399 находим K = 2,86
В подземных водах слабые кислоты обычно представлены бикарбонатным ионом, поэтому в большинстве случаев pЩ=pHCO3
Ca => 500 
= 452,1; pCa = 1,98
HCO3 => 293 
= 264.93
pЩ = 2.4
Индекс насыщения. При его положительных значениях, когда фактическая величина pH больше расчетной pHs, вода обладает тенденцией отлагать осадок карбоната кальция. Если же индекс насыщения карбоната отрицательный, то данная вода способна растворять карбонат кальция.
JS= pH-pHs= 7.57- (pCa = pЩ + K) = 7.57 – (1.98 + 2.4 + 2.86) = 7.57 – 7.24 = 0.33
|
|
|
Т.к. 0.33 > 0 значит, что вода обладает тенденцией отлагать осадок карбоната кальция.
Индекс стабильности дает возможность качественно оценить солеотложения и способность воды отлагать или растворять карбонат кальция.
JSt = 2 pHs – pH = 2 
(1.98 + 2.4 + 2.86) – 7.57 = 6.91 => 8.7 >JSt> 6.91 – значит вода среднеагрессивная, осадка нет
Методику Стиффа-Дэвиса использовали при оценке стабильности вод из скважин нефтяного месторождения, эксплуатирующихся в условиях отложения карбоната кальция, она показала лишь приближенные результаты. Из более 50 опробованных добывающих скважин в 40% результаты расчета не согласовались с промысловыми данными. Следует отметить, что при использовании методики Стиффа-Дэвиса замеры pH по пробам воды в поверхностных условиях, по истечению длительного времени после их отбора, существенно искажают фактическую картину.
Заключение
Подземные воды апт-альб-сеноманского водоносного комплекса на территории Самотлорского месторождения нефти являются основным источником водоснабжения системы ППД, который в пределах месторождения и района работ развит повсеместно и характеризуется хорошими фильтрационными свойствами, водообильностью, обладает значительными упругими запасами.
Проведенный комплекс обработки буровых и геофизических материалов, проведения опытно-фильтрационных работ на соседних месторождениях позволил обосновать граничные условия в плане и разрезе, сделать подсчет запасов гидродинамическим методом. Запасы подземных вод оценены применительно к схеме изолированного напорного безграничного пласта.
Заявленная потребность на расчетный срок в количестве 4000 м3/сутки на Самотлорском месторождении нефти будет обеспечена пятью проектными водозаборными скважинами, дополнительно необходимо наличие резервных наблюдательных скважин (по одной на каждом водозаборном кусте, т.е. четыре скважины).
Качество подземных вод исследуемого комплекса высокое.
При эксплуатации водозабора необходимо учесть все рекомендации, изложенные в отчете. Выполнение всего комплекса указанных рекомендаций позволит на качественном уровне осуществлять контроль за наиболее рациональным использованием подземных вод, охраной от загрязнения и истощения.
Список литературы
1. Биндеман Н.Н., Язвин Л.С. Оценка эксплуатационных запасов. М.: Недра, 1970. – 216 с.
2. Бочевер Ф.М. Теория и практические методы расчета эксплуатационных запасов подземных вод. М.: Недра, 1968. – 328с.
3. Гаррелс Р.М., Крайст И.Л. Растворы, минералы, равновесия. 1968 г.
4. Гидрогеология СССР. Т. XVI. Западно-Сибирская равнина. М.: Недра, 1970.
|
|
|
5. Матусевич В.М. Гидрогеологические бассейны Западно-Сибирской равнины. МГК, 27 сессия, тезисы, т.IX, часть 2, с. 373-374. Печатная 1984г.
6. Матусевич В.М., Ушатинский И.Н. Особенности состава и формирования геофлюидальных систем Западно-Сибирского нефтегазоносного мегабассейна. «Известия вузов. Нефть и газ». №4, с. 28-35. Печатная 1998г.
7. Матусевич В.М. Краткая история изучения глубоких подземных вод Западно-Сибирского нефтегазоносного мегабассейна и эволюция научных представлений. «Известия вузов. Нефть и газ». №2, с. 24-31. Печатная 1999г.
8. Мироненко В.А. Динамика подземных вод. М.: Изд-во МГГУ, 1996. – 519 с.
|
|
|
