Солеобразование при добыче нефти =: Salt-formation during oil production 5852102237

Citation preview

КАIЦАВЦЕВ Владилен Елистратович, горный инженер, окончил политех­ нический институr, доктор техниче­

ских наук, автор более 200 научных работ. В нефтяной отрасли с 1963 го­ да, г:~е трудовая деятельность была

связана с нефтедобываюшими реги­ онами Урал о- Поволжья. Западной Сибири, Тимано-Печоры, работал в Африке (Ангола) - нефтяная компа­ ния . Если су­ ществует проблема, ее необходимо отслеживать и не допускать нега­ тивных явлений, приводящих к непроизводительным затратам и по­

терям в добыче нефти, особенно в условиях рыночных отношений, когда разработка нефтяных месторождений должна быть экономиче­ ски эффективной. А насколько огромные затраты и убытки несет от­

расль, если неоправданно пассивно относиться к такой проблеме, как солевые отложения, достаточно убедительно показано в книге.

В книге, начиная с 60-х годов прошлого столетия, охвачен почти весь последующий опыт борьбы с образованием и отложениями неор­

ганических солей в отечественной практике нефтедобычи. Именно в этот период количество попутно добываемой с нефтью воды стало ос­

новным вопросом жизни нефтепромыслов. Так, уже в

1967

году при

добыче нефти в системе Миннефтепрома бывшего СССР в объеме

288,07

млн. т попутно отбиралось

218

млн. т воды. Впервые в отрасли

официально было объявлено ! А в начале 90-х годов, когда

средняя обводиениость добываемой нефти по отрасли достигла

85%

и

во многих случаях с тонной нефти на поверхность поднималось до де­

сяти тонн воды, актуальность в обобщении опыта решения проблемы солеобразования при добыче нефти более чем очевидна. В книге про­ блема рассматривается на современном уровне по всем направлениям

5

ее исследования, от теоретико-лабораторного до промыслового ком­ плекса. С учетом зарубежного опыта, положительно оправдавшегося применительно к условиям отечественных месторождений, обобще­

ны разработки по предотвращению и удалению солеобразований во всех звеньях технологического процесса нефтедобычи,

от пласта,

скважины до нефтесбора и промыславой обработки сырья, системы

ППД. Авторами книги квалифицированно показана прогрессивная роль в решении проблемы автоматизированных подходов на основе компьютерного моделирования,являюшегося весьма развивающимся

направлением в практике нефтедобычи. Заслуживает внимания раз­ виваемая

авторами

книги

мысль

о

гидрохимическом

мониторинге

процесса разработки и эксплуатации нефтяных месторождений, как экономически оправданного и малозатратнаго метода исследования,

чему в отрасли практически не уделяется внимания. Весьма интересен

фрагмент книги относительно процесса солеобразования в условиях разработки не имеющих аналогов гранитоидных коллекторов нефти для месторождений морского шельфа. Книга несет достаточно боль­ шую

методическую нагрузку,

приводятся многочисленные примеры

расчетного характера и промыславой реализации передовых техноло­

гий, что придает ей практическую значимость.

Следует отметить широкий круг исследований авторов книги практически по всем аспектам решения проблемы, что отражено в их

многочисленных публикациях в отечественных и зарубежных веду­ щих изданиях.

Солеобразование в процессе разработки и эксплуатации нефтя­ ных месторождений является сложнейшей проблемой и еще остается

недостаточно изученной. Поэтому книга В.Е. Кащавцева и И.Т Ми­ шенко, как пока единственное в настояшее время наиболее полное и

всестороннее обобщение по столь важной для отрасли проблеме, не­ сомненно послужит вкладом в нефтепромысловую науку и практику.

Книга полезна не только для специалистов нефтегазодобывающей промышленности, но и может быть использовано как учебное посо­

бие для студентов и аспирантов нефтегазового профиля в высших учебных заведениях.

Действительный член Российской академии естественных наук, почетный член Академии наук Татарстана,

доктор технических наук, профессор Г.Г. Вахитов

ВВЕДЕНИЕ Недостаточно половины жизни,

чтобы

написать хорошую книгу, а другой половины

-

чтобы ее исправить. Ж.-Ж. Руссо

Чем больше у нас познаний, тем больше подлежащих к исполнению обязанностей. Ш. П. Дюкло

Современный этап добычи нефти характеризуется необходимос­ тью извлечения на поверхность огромных объемов попутных вод, как пластовой, так и закачиваемой в залежь для поддержания пластового

давления. Именно в результате обводнения добываемой продукции на

всех стадиях разработки залежей нефти происходит образование соле­ вых осадков. Накапливаясь в эксплуатационных колоннах скважин, на поверхности глубинно-насосного оборудования и в системах внут­

рипромыслового сбора и подготовки нефти, солевые отложения при­ водят не только к большим материальным затратам в процессе их уда­

ления, но и к значительным потерям в добыче нефти. Если затраты на капитальный ремонт от салеотложений и связанных с ними последст­

вий одной вертикальной скважины достигают

20-30

тыс. долларов

США, то образование солевых осадков в горизонтальной части ствола горизонтальных и разветвленно-горизонтальных скважин, стоимость которых превышает стоимость вертикальных, может приводить к их

потере. Например, по оценкам ведущих специалистов в США, убытки от салеотложений в скважинах и нефтяном оборудовании ежегодно превышали

1 млрд.

долл.

Эффективность мер борьбы с отложением солей при добыче неф­ ти зависит от комплексного подхода к решению данной проблемы. Необходимо знание физико-химических процессов и причин, вызы­ вающих солеобразование, с учетом геолого-физических условий зале­

гания нефти, техногеиных явлений и особенностей разработки нефте­ газовых залежей и эксплуатации скважин. Основным направлением

борьбы с отложением солей при добыче нефти должно быть их преду­ преждение, как постоянно действующая мера на основе оптимальных

технологических решений, что требует научно-методических обобще­

ний и системного подхода. Особое значение в решении столь сложной многогранной проблемы приобретает прогнозирование осадкаобра­ зования комплекса солей на всем пути технологического процесса до­

бычи нефти от пласта, скважины до внутрипромыслового сбора и подготовки нефти, что предопределяет успешность мероприятий по его предотвращению.

7

В настоящее время в нефтепромысловой практике проблема пре­ дупреждения солевых отложений решается в основном за счет инги­

биторной защиты скважин и оборудования. Существуют многочис­ ленные комплексы разработанных ингибиторов, реагентов и их ком­ позиций по предупреждению и удалению осадков солей, в том числе и

отечественного производства. Однако, большинство из них остаются

еще дорогостоящими. Наряду с химическими методами борьбы с от­ ложением солей существуют и безреагентные, основанные на исполь­

зовании физических явлений (электромагнитных, волновых, акусти­ ческих), защитных покрытий, разделение потоков химически несо­ вместимых вод в процессе эксплуатации залежей, конструктивные ре­

шения и другие. Возможны и комбинированные подходы к решению

проблемы. В связи с этим в данной работе обобщены существующие в

отечественной и зарубежной практике добычи нефти методы борьбы с данным явлением. Особое внимание уделено ингибиторным мето­

дам, получившим наиболее широкое распространение. Описаны без­ реагентные технологии и другие конструктивные подходы, позволяю­

щие решать проблему исходя из особенностей эксплуатации объекта, возможностей и ресурсной базы региона с учетом экономической це­

лесообразности. Современные условия добычи нефти, когда на мес­ торождениях необходимо контролировать сотни и сотни обводняю­ щихся скважин, наземные объекты промыслового сбора и подготовки

нефти от всевозможных процессов, связанных с водой, требуются ав­ томатизированные подходы. В связи с этим большое внимание долж­ но уделяться компьютерным технологиям, на основе которых, с це­ лью предотвращения непроизводительных затрат по устранению не­

гативных явлений и отрицательного влияния на окружающую среду, осуществляется

создание

постоянно действующего

мониторинга.

Элементом в общей системе автоматизированного управления добы­ чи нефти может являться функционирование постоянно действующе­ го гидрохимического мониторинга, тесно связанного с процессом со­

леобразования и отличающегося малозатратностью и информативно­ стью при разработке и эксплуатации нефтяных месторождений в ус­ ловиях высокой обводиениости добываемой продукции. На базе гид­ рохимического мониторинга с использованием существующих чис­

ленных моделей, в том числе и авторских, в работе рассматриваются

варианты создания различных конфигураций автоматизированных модулей для решения задач процесса солеобразования. Рассматрива­ ется возможность решения в автоматизированном режиме с помощью

систем таких задач, как прогноз выпадения комплекса солей в зависи­

мости от различных термабарических условий и смешения химически несовместимых вод с учетом процесса высаливания, учет внутриплас­

тового осадкаобразования солей, расчеты процесса солеобразования

8

при применении технологий повышения нефтеотдачи пластов, под­ бор технологий и ингибиторов для защиты скважин и оборудования от отложения солей и удаления солевой накипи, учет особенностей

солеобразования при разработке залежей нефти в условиях морского шельфа и другие. Впервые рассмотрен вопрос процесса солеобразова­ ния при освоении нетрадиционных гранитоидных коллекторов неф­ ти, отличающихся высокотемпературными условиями залегания.

Большой вклад в решение проблемы солеобразования при добы­

че нефти и газа внесли многие исследователи: Д.М. Агаларов,

О. К. Ангелопуло, Ю.В. Антипин, В.Н. Ахметов, И.З. Ахметшина, К.Б. Аширов, В.М. Балакин, С.Б. Вагин, М.Д. Валеев, В.В. Витвиц­ кий, А.Г.

Габдрахманов,

Ю.П.

Гаттенбергер,

Ш.К.

Гиматудинов,

А.А. Глазков, Р.Н. Дияшев, Л.Т. Дытюк, Н.М. Дятлова, А.А. Емков, О.Т. Золоев, Л.Х. Ибрагимов, В.П. Ильченко, Ким,

rB.

Кострюков,

Р.И. Кузоваткин, С.Ф. Люшин, Л.Б. Лялина, Р.А. Максутов, И .Л. Мар­ хасин, Ф.Н. Маричев, Ю.В. Маслянцев, С.А. Михайлов, Л.К. Мухин,

А.Ю. Намиот, Д. С. Однорог, А. И. Пагуба, А. С. Пантелеев, В.А. Панов, М.Н. Персиянцев, rн. Позднышев, В.В. Ремизов, Ф.М. Сапарова, Р.Х.

Самакаев, А.Ш.

Сыртланов,

В.П. Ташлыков,

В.П. Тронов,

М.Х. Хуснуллин, Л.А. Чернобай, А. И. Чистовекий и др. Из зарубежных исследователей в отечественной практике нефте­

добычи

в решении проблемы наиболее известны C.W. Blount, L.C. Case, J.E. Davis, R.S. Fu\ford, R.W. MacDonald, W.L. Marshal, R. R. Matthews, J.E. Oddo, A.G. Ostroff, R. С. Phillips, R.M. Smith, Н.А. Stiff, Ch.C. Templeton, М.В. Tomson, O.J. Yetter, J.R. Wood. В книге систематизирован и обобщен опыт решения проблемы

борьбы с образованиями солевых отложений при нефтегазодобыче. В значительной части

книга включает многолетние собственные ис­

следования авторов.

По выражению французского моралиста Пьера Клода Виктуара Буаста, «Книги пишутся с помощью книг», в связи с чем авторы при­ знательны и благодарны всем, чьи публикации были использованы при написании данной книги.

Глава

1

ПРОБЛЕМА СОЛЕОБРАЗОВАНИЯ ПРИ ДОБЫЧЕ НЕФТИ

В 60-х годах прошлого столетия, когда при разработке с заводне­ нием нефтяных месторождений Урала-Поволжья были отмечены проявления солевых отложений, нельзя было предположить, что че­ рез десятилетие

-

два данная проблема захлестнет практически все

нефтегазодобывающие регионы страны, включая Западную Сибирь и страны ближнего зарубежья (бывшие республики СССР). И хотя спу­ стя более

30

лет в борьбе с данным явлением было сделано немало,

проблема остается и в своем решении требует качественно новых под­ ходов.

1.1.

МАСШТАБЫ ПРОБЛЕМЫ

Салеотложение является одним из самых мобильных видов ос­ ложнений при добыче нефти, но наибольшую остроту в России оно получило на месторождениях Урал о- Поволжья (Татарстана и Башкар­

тостан а, Самарской и Оренбургской областей, Пермского края и др.), Западной Сибири и Северного Кавказа. Например, на месторождени­ ях Урал о- Поволжья с середины 70-х и 80-х годов темп роста салеобра­ зующих скважин за десятилетний период по отдельным регионам до­

стигал до

20-30% в год (рис. 1.1 ). 1000 - - -,- - - г - -

т

- - -,- - - г - - т -

--~---L--~--~---L--~ >:S: (1)

::с а

800

:s: u

~::..--·.~.1 .

о Москва

,· ........... -

)

,.

1:; 1 :;- 1 ;-1

;

1 1

,ЕЛЛ Б g:q ::f~п

~: ШЕ555П1I5!:: 1

1

1

Тюмень

- XJI Рис.

-

1.2.

~~ 2

Гv"V'"V1 ~

3

~ 4

Схематическая карта npomoзa салеотложений в скважинах нефтедобывающих реmонов стран бывшего СССР (составили С.Б. Ваmи, О. Т. Золоев, Л.Х. Ибраmмов)

Нефтеrазоносные провинции: 1- Волго-Уральская, JI- Тимано-Печорская, JII- Прикаспийская, IV- Днепропетровско-Донецкая, V- Предуральская, Vl- Прибалтийская, Vll- Предкавказско-Крымская, Vlll- Пердовых прогибов Северного склона Большого Кавказа, IX- Закавказская, Х- Карпатская, XI- Туранская, XII- Западно- Туркменская, XIII- Западно-Сибирская. 1-4- преобладающие соли: 1 -хлористый кальций, 2- сульфат бария, 3 -сульфаты кальция, 4- карбонат кальция (кальцит)

О региональных масштабах проблемы солеобразования на терри­ ториях нефтегазоносных провинций бывшего СССР можно судить по

данным обобщенного анализа, представленного на рис.

1.2.

Солевым отложениям подвергалея практически весь обводнен­ ный фонд добывающих скважин. В эксплуатационных колоннах сква­

жин на месторождениях Оренбургской и Самарской областей накап­

ливались гипсовые пробки мощностью от

120 до 500

м, а производи­

тельность скважин за 10-дневный период падала со [А. С. Пантелеев и др.,

120

до

5

т/сут

2000 г.}.

Отложение неорганических солей происходит при всех способах эксплуатации нефтяных скважин

-

фонтанном, насосном, газлифт­

ном. Наибольшая доля обводненной продукции добывается механи­

зированным способом, где в значительной степени из-за солеообра­ зований осложняется эксплуатация скважин, оборудованных элект­

роцентробежными насосами (ЭЦН). На рабочих частях и поверхнос­ тях ЭЦН образуется дисперсный плотный камнеобразный солевой осадок, что нарушает теплообмен, приводит к заклиниванию электро­

двигателя, поломке вала и выходу насоса из строя. Например, в усло­ виях месторождений Западной Сибири из-за отложения солей элект­ роцентробежные насосы выходили из строя через

10-20 суток

при га­

рантийном периоде их работы один год.

Аварийный фонд добывающих скважин, из-за отложения солей оборудованных штанговыми насосами, составлял на месторождениях Башкирии до

60%,

Мангышлака до

70%,

Азербайджана около

80%

и

так далее.

Салеотложение является одной из главных причин выхода из строя оборудования газлифтных скважин. По этой причине происхо­

дит

50-60%

отказов в работе газлифтных установок, в результате чего

дебит скважин, например, на Самотлорском месторождении падал с

860 до 50 т/сут.

Масштаб ущерба показателен на месторождениях Ман­

гышлака (Казахстан), где газлифтный фонд скважин, осложненных со­ лями, составлял почти

50%

от солевых газлифтных скважин по стране.

Необходимо отметить, что солеобразование в промысловом обо­ рудовании является общей проблемой практически для всех место­ рождений на поздних стадиях их эксплуатации.

Проблема солеобразования при добыче нефти характерна не только для России. Острота ее остается и на месторождениях стран

СНГ- Азербайджана, Казахстана, Беларуси и др. Проблема отмечена при добыче нефти практически во всех крупных нефтяных странах

мира- США, Канаде, Великобритании (в акватории Северного моря),

странах Южной Америки, Африки, Юго-Восточной Азии, на Ближ­ ·нее Востоке (зона Суэцкого залива) и других регионах (табл. зусловно, в таблице

12

1.1

1.1 ).

Бе­

приведен неполный перечень месторождений,

охваченных процессом салеотложений при добыче нефти, однако, уже и эти данные свидетельствуют о широких масштабах и значитель­ ности проблемы, требующей решения. Таблица

1.1

Месторо:ищения, разрабатываемые в условиях отложения солей Страна, регион,

Основной состав

Место

месторождения

салеотложений

салеотложений

РОССИЯ Западная

Сибирь:

Трехозерное,

Шаимское, Сложный состав с мине- Скважины

Тетерово-Мортымьинское, Ме- составляющей. гионское, Самотлорское, Запад- щественно Новогоднее, Повховское, Юж- месью Балык,

глу­

Преиму- оборудование, карбонат газлифтмое обо­

но-Сургутское, Вынгапуровское, кальция и магния с при- рудование,

ный

,

Усть-Балыкское, ральной и органической бинно-насосное

Средний

железистых

на­

со- земный коллек­

Балык, единений. Отмечено вы- тор, "Спутники",

Малый Балык, Петлинское, Угут, падение сульфата каль- трубы Средний Угут, Северный Салым, ция.

паровых

котлов и гидро-

Лемпинское, Лянторское, Бело-

термальные сис-

зерское,

темы.

Приразломное, Совет-

ское, Уремгойекое и др.

Тhтарстан: Ромашкинское, Бав- Сульфатно-кальциевые и Скважина, линское.

глу­

бариевые солевые отло- бинно-насосное жения с примесью

opra-

оборудование,

ники и продуктов корро-

система

зим.

обмена.

тепло-

Башкортостан: Арланское, Ман- Сульфатно-кальциевые Скважина, при­ чаровское,

Серафимовское, отложения с примесью забойная

Шкаповское,

Таймурзинское, карбоната кальция и маг- скважины,

зона глу­

Уршакское, Добровольское, Че- ния, соли барита (Шка- бинно-насосное тырманское Туймазинское, Куз- повское месторождение), оборудованиие, баевское Кушкульское, Сергеев- отложения сульфида же- системы внутри­ ское

и

Северо-Сергеевское, леза в составе комплекс- промыслового

Югомашевское, Игровское, Бу- ных осадков.

нефтесбора, сис-

раевское, Татышлинское,

тема ППД.

Воя-

динское, Орьебашское, Надеждинское.

Самарская область: Якушкин- Гипсовые ское, Яблоневый Овраг, шовское,

Козловское,

ское, Мухаиовекое и др.

Куле- примесью

отложения

с Пласт,

скважи­

карбонатных на, rлубинно-на­

Радаев- солей, органики и про- сосное и назем­

дуктов коррозии. Обна- ное

оборудова-

ружен барацелестин (ме- ние.

сторождение Яблоневый Овраг).

13

1. 1

Продолжение таблицы Страна, регион,

Основной состав

Место

месторождения

солеотложений

солеотложений

Саратовская обл. и Прикаспий: Отложения Урицкое

, Астраханское

и др.

карбоната Система внутри­

кальция и магния, суль-

промыслового

фиды и окислы железа.

сбора нефти.

Оренбургская обл.: Султангуло- Преимущественно гипс. Скважины, глу­ во-Заглядинское, Красноярское, Примеси других солей и бинно-насосное Северо-Красноярское, ганское,

Байту- органики,

Понамаревское,

ханское, Степановское, но-Степановское,

Тар- карбонатов

в

частности оборудование, кальция

Запад- магния.

и теплообменное оборудование,

Покровское,

Бобровекое и др.

установка

ком-

плексной

под­

готовки нефти. Пермский край: Ярино-Камен- Сульфатно-кальциевые Пласт,

скважи­

ноложское, Ольховское, Троель- отложения, в основном, на, глубинно-на­ жанское, Кыласовское, Василь- гипс.

Примеси

мине- сосное

и

про­

евское, Губановское, Краснокам- ральных солей и органи- мысловое оборуское,

Козубаевское,

Батырбай- ки.

дование.

ское, Павловское, Чашкинское,

Таныпское, Шемятинское и др.

Северный Кавказ и Ставрополь- Сульфатно-карбонатно- Скважины, ский

край:

Старогрозненское, кальциевые и сульфатно- земные

на­

внутри-

Величаевское, Хая н-Корт, Озек- бариевые отложения.

про мы еловые

Суат, Ковыльное, Правобереж-

коммуникации.

ное, Колодезное, Зимняя Ставка, Малгобек-Вознесенское.

БЕЛАРУСЬ

Осташковичское,

Южно-Ос- В основном соли хлори- Скважины, глу­

ташковичское, Речицкое, Давы- стого натрия и кальция. бинно-насосное

довское, Вишанское, Золотухин- Отложения карбонатно- оборудование. ское.

сульфатных солей.

УКРАИНА

Решетняковское, Шебелинское, Соли магния, хлористого Скважины. Ефремовское, Сосновское. натрия.

АЗЕРБАЙДЖАН Балаханы- Сабунч и- Раман ин- Карбонатно-кальциевые Пласт, ское, Карачухур, Сураханы и др. и магниевые отложения. ны, Отмечены сульфаты.

скважи­

глубинно-

насосное обору­ дование, внутри­ промыеловые коммуникации.

14

Продолжение таблицы Страна, регион, месторождения

КАЗАХСТАН

1.1

Основной состав

Место

салеотложений

салеотложений

Сульфаты кальция и ба- Скважина,

гл у-

Узень, Жетыбай, Каламкас, Кум- рия. Отмечен баритоце- бинно-насосное коль, Каражанбас и др.

лестин, карбонатные от- и наземное оборудование.

ложения.

США Западный Техас (пласты

солевыми

Скважины, про-

осадками являются суль-

мысловое обору-

Кв ин Основными

Сэнд, Сан Андрее, Грейбург пе-

рмского бассейна), Мине, Нью- фаты и карбонаты кальМексика (пласт Эбо пермского

ция с примесью окислов

бассейна), Даусон-Каунти, Кли-

железа

рфорк,

и

дование.

На-

кремния.

Минз-Квин, Уэлч Пул, блюдаются соли бария и

Прадхо-Бей (Аляска) и др.

стронция.

КАНАДА

Верди (залежи Норт Верди Скэ- Сульфатно-кальциевые Скважины, оболион, Верди Роузли), Раутледж, отложения с преобладаМанитоба и др.

ни ем

гипса.

Осадки

рудование.

с

примесью других солей.

ВЕЛИКОБРИТАНИЯ

Акватория Северного моря: Суат- Сульфатные Бре, Сентрал-Бре.

осадки.

Преимущественно

суль-

Скважины,

сие-

тема ППД.

фат бария.

АФРИКА Алжир: Хасси Мессауд.

Хлориды, карбонаты.

Скважины, оборудование.

СРЕДНИЙ ВОСТОК Зона Суэцкоrо залива: Эль-Мор- Соли кальция, сульфата Скважины, обоган, Шоаб-Али, ДЖоули.

бария и стронция.

рудование.

ЮГО-ВОСТОЧНАЯ АЗИЯ Вьетнам: Белый Тигр, Дракон.

Сложный состав с преоб- Скважины, оболаданием сульфатно- и

рудование.

карбонатно-кальциевых солей.

1.2. СОСТАВ И СТРУКТУРА СОЛЕВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ В процессе разработки и эксплуатации отечественных месторож­

дений нефти солевые отложения происходят с преобладанием следу-

15

CaS04 x2H2 О, ангидрита - CaS04 , барита - BaS04 , баритацелеетина - Ba(Sr)S04 , галита - NaCZ.

ющих типов солей: кальцита- СаСО 3 , гипсаНа поздних стадиях разработки

залежей проявляются отложения

сульфидных солей, главным образом, сульфида железа. В целом осад­ ки солевых отложений не являются мономинеральными и имеют

сложный петрографический состав, включающий как минеральную, так и органическую часть, которая при химических анализах квали­

фицируется как o хвостовиков. Превалирующее влияние фак­ тора насыщения вод солями

(S)

показывает, что для предотвращения

солеобразований в скважинах необходимо тщательно подходить к вы­

бору источников нагнетания или производить соответствующую об­ работку закачиваемых в нефтяную залежь вод.

Изучалось влияние систем воздействия на солеобразование в сква­ жинах. Выбирался объект, характерными особенностями которого явля­ лись гидродинамическая изолированность залежи от пластовой водона­ порной системы; наличие одно- и трехрядных систем расположения скважин и различная их удаленность от источников нагнетания; завод­

нение при различных давлениях нагнетания (от

6 до 10

М Па); постоян­

ный длительный контроль за процессом солеобразования, что позволи­

ло отразить влияние систем воздействия на солеобразование при посто­

янных геолого-физических условиях залежи. Было отмечено, что при увеличении числа рядов добывающих скважин степень насыщения вод

солями растет, а минимальное ее значение достигается при однорядной

блоковой системе заводнения. При обводнении добывающих скважин, расположенных в разрезающих рядах нагнетания, что относится к эле­

ментам площадной системы воздействия с наибольшей активностью, отмечался дефицит насыщения вод солями. Отмечено также, что дина­ мика насыщения вод солями хорошо согласуется с динамикой средневз­ вешенного пластового давления в зоне нагнетания и темпом закачки во­

ды в пласт, с ростом которых насыщенность вод солями снижается. Был сделан вывод, который подтвердился на практике, что использование

активных систем воздействия на нефтяной пласт в сочетании с повы­

шенным давлением нагнетания способствует снижению солеобразова­ ния в скважинах.

Глава

4

ВНУТРИПЛАСТОВОЕ ОСАДКООБРАЗОВАНИЕ СОЛЕЙ

Факт отложения неорганических солей в нефтяных пластах при их разработке отмечается многими исследователями, однако до насто­ ящего времени данный вопрос остается малоизученным. Еще в 60-х годах прощлого столетия отложение в пласте карбонатных солей бы­

ло установлено Ш. Ф. Мехтиевым и др.

г.] в условиях разработ­

[1969

ки нефтяных месторождений Азербайджана. Данное обстоятельство подтверждалось исследованиями ПермНИПИнефти (Л. Б.Лялина и

др.,

1980 г.)

при изучении химического состава образцов керна из про­

дуктивных пластов Ярино-Каменноложского месторождения Перм­ екай области, эксплуатация которого осуществлялась в условиях со­

леобразования с преобладанием гипса. Керн продуктивных пластов исследовался до начала солеобразования и из скважин-дублеров, про­

буреиных в зоне интенсивного отложения гипса. В образцах керна из скважин-дублеров было установлено до

40 %

аномального содержа­

ния солей по сравнению с их фоновым сиигенетическим содержани­

ем в породах продуктивного пласта от примере двух из девяти скважин в табл.

0,02 4.1.

до

1 %,

что отражено на Таблица

4.1

Химический состав образцов керна пород продуктивною пласта Яриио-Камеииоложскоrо месторождения в зоне интенсивного солеобразования

Глубина отбора керна, м

Содержание компонентов,% (сушка пробы при Нерастворимый

СаС0 3

MgC0 3

IIO.C)

CaS04

R20з

19,55 26,43 0,02 6,83 0,03

0,6 0,74 0,16 0,54 0,22

0,05 1,33 5,71 0,22 34,71 36,13

0,32 0.13 0,13 0,33 0,28 0,21

осадок

Яринекая плошадь, скв.

1674,81679,21636,71695,7 1709,2-

1679,2 1682,7 1691,2 1700,2 l712,2

72,62 70,76 98,06 89,11 98,52

1337 ,О 1344,51351,51359,21367,21382,6-

1344,5 1351,5 1359,2 1367,2 1382,6 1390,6

0,52 5,6 1,0 0,36 0,23 0,3

5,89 0,14 0,69 1,21 0,39

742 0,65 0,48 0,04 0,12 0,15

Каменноложская плошадь, скв.

94,82 89,07 90,66 90,93 37,06 36,49

2,4 1,38 1,69 8,43 27,39 26,14

786

Примечание: по данным ПермНИПИнефть.

95

Образование солеотложений в пороных каналах пласта отмеча­ лось в результате изучения шлифов кернового материала методом эле­

ктронио-макроскопического анализа [Л. Х. Ибрагимов и др.,

2000

г.].

Образцы керна были отобраны из скважин месторождений Узень и Жетыбай (Казахстан) на участках пласта, охваченного процессом за­ воднения. Эксплуатация данных месторождений характеризуется ус­ ловиями интенсивного солеотложения. В шлифах керна, отобранного

на глубине

1338,6 м и в интервалах глубин 1343-1344 м (скв. 4345) и 1172-1174 (скв. 2023) месторождения Узень фиксировались новообра­ зования неорганических солей. 3,2% изученного объема керна содер­ жали вторичные осадки аморфной структуры. Таким образом, полу­ ченные результаты подтверждали высказанное положение о возмож­

ном солеобразовании в пласте в процессе разработки залежей. Прямые определения внутрипластового осадкообразования пу­

тем отбора керна сопряжены с трудоемкими и дорогостоящими рабо­

тами и не могут иметь массового характера, как, например, отбор проб попутно добываемых с нефтью вод, что необходимо для прогнозных оценок. В связи с этим, наряду с теоретическими и эксперименталь­ ными исследованиями необходимы методы контроля за процессом на

основе данных комплекса промысловых наблюдений и исследований работы скважин, оборудования, эксплуатации залежей, показатели которых согласуются с осадкообразованием солей.

4.1.

ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ И ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ПРЕДСТАВЛЕНИЯ О ВЫПАДЕНИИ

СОЛЕЙ В ПЛАСТЕ В соответствии с теорией кристаллизации солей рост новой фазы возможен

в объеме,

превышающем

критическую массу зародыша

кристалла, размер которого может определяться по формуле Томсона­ Кельвина:

(4.1)

где r.P- критический радиус зародышей кристаллов, ответственно

концентрация соли

в

насыщенном

10-6 м; С0 и

и С- со­

пересыщенном

растворе; М и р -соответственно молекулярная масса и плотность за­

родыша новой фазы, кг и кгjм 3 ; Т- абсолютная температура по Кель­ вину

[n·c =(n·c

+ 273,2).К]; а-

поверхностное натяжение на границе

контакта твердой частицы с раствором Н/м; постоянная.

96

R- универсальная газовая

Зная критический радиус зародыша (r.p) можно определить его критическую массу

(m.P):

(4.2)

где

то

4X.7l'Xr}p

JI.P

3 4X.7l'Xr 3

V

3

, если принять, что пора имеет шарообразную форму,

, где r - радиус поры.

На самопроизвольное образование зародышей кристаллизации соли влияет степень перенасыщения раствора, поэтому при оценке

возможности отложения солей в порах пласта необходимо знать ве­ личину:

(4.3) гдеА-количество соли в каком-либо объеме ~С=С-С0 ; С- количест­ во соли в

100

г раствора; Ре- плотность раствора;

V-

средний объем

пор пласта.

Таким образом, с использованием формул

(4.1)- (4.3)

можно рас­

считать, при какой степени перенасыщения раствора (С/С0 ) возможно

образование солей в пласте. Если при заданном перенасыщении рас­ твора С/С0 и принятом размере пор

(r,

мкм) будет соблюдаться нера­

венство At>c1

~о

/

200

/~\

:z: о :s: ~ :s:

::!

ro

~

/

2

..-..-

100

_,j...-..-

,..,..-

3

4

:z:

6

Q)

::!

:z: о

~

1

о

60

20

100

%

о

%

1

11 100

60

20

Рис. 5.5. Диаграмма смешения вод с концентрациями ионов в смеси: 1- SOi-; 2- Na+jlO; 3- расчетная растворимость сульфата кальuия CaS04 в смеси; 4- область выпадения осадка; 5- Са'+; 6- Mg'+; 1 и 11 -доли первой и

второй воды в смеси.

(5.2) где S- растворимость CaS04 в смеси вод;

Sr - растворимость CaS04 в 121

дистиллированной воде при соответствующей темnературе, оnределя­

емая по графику на рис.

nоnравочный коэффициент за счет

5.4; F 1 -

избытка в смеси салеобразующего иона сан или so~-' оnределяемый по графику (а) на рис.

жание в смеси иона

F3 -

5.6; F2

Na+,

- nоnравочный коэффициент на содер­

оnределяемый по графику (б) на рис.

ределяемый по графику (в) на рис.

5.6;

Mi+, оп­

поправочный коэффициент на содержание в смеси иона

5.6. б

4 а

3

2 8

..._-+----1

/

1

......

.......-

~ ь....

6 t-a--+------1 4

1000

f----f-...::::0.-...1:::::---. --k::::---....

21----+----+--+--=~-.k=:-----,

о

1000

2000

3000

Ca-S04 или S04-Ca,

4000

4000

5000

5000 в

4

2

3000

мг-экв/л

Fз

3

2000

Na +, мг-экв/л

1

~

.......

~

j'-.....

.....

1/ о

1000

2000

3000

4000

5000

Ма 2 +, мг-экв/л Рис.

5.6.

Растворимость сульфата кальция в зависимости от

присутствия ионов а)

Ctf•

По вычисленным значениям

или SO~-; б)

S на

Na•;

в) Мgн.

диаграмме смешения строится

кривая растворимости CaS04 в смеси, как это nоказано на рис. Область выnадения в осадок

CaS04 возможна там,

5.5.

где кривая рас­

творимости на диаграмме смешения будет ниже линии содержания

салеобразующего иона с наименьшими значениями (заштрихованная часть на рис.

5.5).

Методика не учитывает влияния на растворимость сульфата каль­ ция ионной силы раствора (минерализации), а также возможности

122

дополнительного поступления сульфат-иона в раствор за счет процсс­ сов выщелачивания и обмена с пластом-коллектором.

Методика работает в ограниченном диапазоне рН=б-8. Метод В. П. Зверева

[1967 r.].

Предложен графоаналитический

метод оценки дефицита насыщения природных вод гипсом по шести­ компонентному химическому составу в миллиграмм-эквивалентной

форме с ионной силой раствора до

5,5

(минерализацией до

300

г/л)

для температур от О до 40°С.

~

;g

\ l\\ i\.\ r-.,. ~ \\ .~

10000

а;:"

:s:

::r .Q

~

'~

8000

~

... "' о

s·

о·

-& .Q ~

6000

~ ."

4000

v

u

:з

~ о ~

...u

.Q

/

о

:t х

S" 2000 Q)

1

:з

u

"'

1

:з::

о

1о·

-""

·"'

\' \\ 2s· 40° ,

~

\\ ~

N

v

""' -""' "" ~ ~ ~r-.

18·

.

~\

~""' ~) ~ ~ ~1\ ""J? -~ N ~\ ~"" ~"""

'

"" ~"" ~~ ~ ~ ~v) /. ~ ~ ~?'

/ ~

......-:::::

d ~~~

.;11'

2000

4000

6000

8000

10000

(Са2+) х (S0 42-), мr-экв/л Рис.

5. 7.

Номограмма для определения насыщения природных вод гипсом

в зависимости от температуры (по В.П.Звереву).

При существенном различии концентраций кальция и сульфат­ иона степень насыщения

воды сульфатом кальция предлагается

рассчитывать по уравнению:

где

Xcaso. -

2

дефицит насыщения воды гипсом, мг/л; (Са +) и

фактическая концентрация ионов в мг-экв/л;

(SOJ-) (Ca +)*x(SOl-)*- произ­ 2

ведение миллиграмм-эквивалентных концентраций ионов в насы­

щенном гипсом растворе, определяемое по номограмме на рис.

Положительные значения

Xcaso4 ,

вычисленные по формуле

означают дефицит насыщения, отрицательные

-

5.7. (5.3),

перенасыщение.

123

Пример. Дан химический состав пробы воды (мг-экв.jл), в кото­ рой концентрация кальция на порядок выше концентрации сульфат­ иона:

cz-

so~-

2053

Mg2+

НСО-:"

26,8

234

2

123

1726

Следует определить степень насыщения воды гипсом при 2УС.

По фактическим значениям шестикомпонентного состава воды вы­ числяется сумма произведений миллиграмм-эквивалентных концент­

раций ионов на их валентность

(Z):

L(XixZд-2[(Ca 2 +)+(SOl-)]=2053+2+1726+2x По номограмме (рис.

5.7)

123=4027 мг-экв/л.

соответственно данной сумме и темпе­

ратуре 25°С определяется произведение миллиграмм-эквивалентных концентраций кальция и сульфат-иона для насыщенного гипсом рас­

твора (Caн)*x(SOl-)*=11400. По формуле

(5.3) определяется дефицит насыщения

воды гипсом:

xc.so,=34x{~(234-26,8) 2 +4х1140-(234+26,8)=1249 ,16 мгjл. Проба воды- с дефицитом насыщения гипсом на

1,25

г/л, и вы­

падение осадка при 25оС не предполагается. При близких значениях миллиграмм-эквивалентных концентра­ ций кальция и сульфат-иона степень насыщения воды гипсом опреде­

ляется по номограмме (рис.

5.7).

Пример. Определить насыщение гипсом воды при температуре 18°С следующего химического состава, мг-эквjл:

cz-

-352

SOl--

42,8

Определяется

НСО-:"

-2,3

Сан

40

Mg 2+ 35

Nа++К+

322

произведение фактических миллиграмм -эквива­

лентных концентраций ионов

(Ca 2+)x(SOJ-)=40x42,8=1712

и сумма

произведений концентраций остальных в растворе ионов на их ва­ лентность:

(Cz-)+(HCOз)+(Na++К+)+2x(Mg 2 +

)=746,3

мг-экв/л.

По кривой, соответствующей температуре 18°С (рис. чению

746,3

5.7),

по зна­

(ось ординат) определяется произведение концентраций

солеобразующих ионов в насыщенном гипсом растворе (Са +)*х

2

(SOl-)*=4200 (ось абсцисс). Далее по кривой ON, определяющей вели-

124

чину сульфата кальция в растворе (мгjл), по значениям произведений концентраций ионов (Сан)* х (SOJ-)*=4200 и (Са 2 +) х (SOJ-)= 1712 (ось

абсцисс) находят величину насыщения воды гипсом (ось ординат) для насыщенного раствора

(4400

мгjл) и фактического

(2700

мгjл).В дан­

номслучае 4400мгjл-2700мгjл= 1700мгjлили 1,7гjл составляет де­

фицит насыщения пробы воды гипсом, и его выпадение в осадок ис­ ключается.

Метод Х.Л. Скилмэна. дж.П. Мак-Дональла и Х.А. Стиффа

(1969 r.).

Метод используется в зарубежной нефтепромысловой практике для прогнозирования растворимости сульфата кальция и основан на измерении термодинамической растворимости:

...6

30

~

-- -

26

::r .Q

~ 0);

(5.14)

,

индекс насыщения (выпадение солей предполагается при

[Кt'+]x[An'·]- произведение молярных концентраций в раство­

ре салеобразующих катиона и аниона соответственно. К

-

константа

произведения растворимости при равновесном состоянии, которую в

зависимости от термабарических условий и ионной силы раствора

(ft)

предлагается определять по соотношению:

pK=a+bT+cTЧdP+el"· 5 +fl +gi'·ЧhТI 0 • 5 , К= tо-рк,

гдеТ-температура в градусах Фаренгейта с,

d, e,f, g, h-

CF);

(5.15)

Р- давление в

psi;

эмпирические коэффициенты, приведеные в табл.

а, Ь,

5.5.

Пример. Проба воды имеет следующий химический состав в мг­

экв/л:

cz-

sщ-

1459

НСО3

5,56

42

Са'+

473,7

Mg'+

83,7

Определяется индекс насыщения воды гипсом при температуре 25Т

и давлении О, 703 кг/см ( 1 psi). Находится ионная сила рас­ (ft) и определяется концентрация фактических значений ионов

(7TF)

твора

Сан и SOl-в молярной форме:

(1459+5,6+981,7)+2(42+473,7+83,7) 2Х 1000

l 82• ' '

[Сан]=(473, 7х 20,04)/( 40,08 х

[SЩ-]=(42х48,03)/(96,06х По формуле

(5.14)

1000)=0,237 г-ион/л; 1000)=0,021 г-ион/л.

с использованием зависимости

ний эмпирических коэффициентов (в табл. насыщения

S/=lg

(5.15)

и значе­

определяем индекс

гипсом:

(Sl)

(Ca'+)x(SOJ-1

+9,029Х

5.5)

К

2

lg{[Ca'+)x(SOJ-]}+[3,599-0,266x IO·'x77+ 0

JQ-X(77)'-5,586X J0·'-0,847X(I,82) ЧS,24X IO-'X(I,82)+ 8,52 Х IO-' Х ( 1,82)'·'-2,09Х IO-' Х 77 Х ( l ,82)0 ')=lg(0,237 Х0,02\ )+ 2,577= =-2,303+2,577=0,274.

137

Положительное значение индекса насыщения

(SI) свидетельству­

ет, что фактическое насыщение раствора гипсом больше равновесно­ го состояния и возможно выпадение осадка.

Таблица

5.5

Расчетные параметры к уравнению к

а

ь

к,

2,301

1,740Е-3

d

с

е

4,553Е-6 -7,80/Е-6

-3,969

(5.15) f g 2,280 -0,459

h -6,037Е-4

к2

3,559

-0,266Е-3 9,029Е-6 -5,586Е-5

-0,847

5,24Е-2

8,52Е-2

-2,090Е-3

Кз

4,053

-1,792Е-3

11,40Е-6 -7,070Е-5

-1,734

0,562

-2, 17Е-2

-6,436Е-4

к.

2,884

9,327Е-3

0,188Е-6 -3,400Е-5

-1,994

1,267

-0,190

-3, 195Е-3

к,

6,090

2,237Е-3

5, 739Е-6 -4, 197Е-5 -2,082

0,944

Кь 7,981

4,820Е-3

11,18Е-6 -6,973Е-5

-2,725

1,183

-0,1207

-2,904Е-4

К,

-4,946Е-3

11,65Е-б -5,315Е-5

-4,003

2,787

-0,619

-1 ,850Е-3

10,147

Примечание: К,- сульфат магния нит

-8,65Е-2 -1,873Е-3

(MgS04 ); К2 - гипс (CaS04 x2Hp); К3 - басса­ (CaS04 ); К,- целеетин (SrS04 ); К6 - каль­

К4 - ангидрит

(CaS0 4 X0,5HP);

цит (СаС0 3 ); К,- барит

(BaS04 ).

Данный метод позволяет прогнозировать отложение сульфатных солей, образующихся при добыче нефти, на основе аналитических расчетов в широком диапазоне термобарических условий и изменения химического состава вод без применения различных номограмм.

Метод В. Е. Кашавuева предлагается для оперативного прогноза осадкообразования комплекса солей в условиях промысла.

Суть заключается в построении в целом для залежи так называе­ мых прогнозных кривых. По наиболее достоверным химическим ана­ лизам проб попутно добываемой с нефтью воды, отобранных из об­ водненных скважин с учетом их структурного положения на залежи, устанавливаются зависимости между компонентным составом и ми­

нерализацией.

Зависимости

могут устанавливаться относительно

ион-хлора, как наиболее устойчивого компонента, который не обра­ зует труднорастворимых соединений, редко адсорбируется коллоид­

ными системами и не усваивается биогенным путем [А. И. Коротков,

А. Н. Павлов,

г.]. Следует отметить, что в условиях пласта зависи­

1972

мости могут быть установлены в диапазоне минерализации от пласто­

вой до закачиваемой в залежь воды. Кроме того, в отличие от других компонентов воды

ион-хлор достаточно точно может определяться

непосредственно

промысловых условиях,

в

независимо от анализа

полного химсостава пробы воды, как это требуется для определения минерализации.

138

Таблица

5.6

Уравнения по проmозпроваппю сульфатообразующпх солей

N2 п/п

Солевые соединения

l

Барит-

2

Целеетин-

3

АнгИдрит

Уравнения по индексу насыщенности

BaS04

(SI)

SI=Ig[Ba'·J х [SO~-J-4,063,u''+2, 787,u-0,619,u' 5 -3,33x 10'Т,и''-7,561 х 10'Т+3, 775х 10-'Т'-7,709х !О'Р+ 10,0 S/=!g[Sr'·J х [SОИ-2, 142,и''+0,944,и-8,65х JO·',u''-3,371 х 10·'T,u''+4,688x JO·'T+ +1,859х 10'Т'-6,087х JO·'P+6,168

SrS0 4

S/=lg[Ca'')x[SЩ-J-2,096,u"'+ 1,267,u-0,19,u''-5,751 х

- CaSO 4

10·'T,u"'+ 1,681 х JO·'T+0,61 х !О' Т'-

-4,931 х JO·'P+3, 182 4

5

Бассанит-

CaS04 x0,5H,o

S/=1g[Ca") x[SO~-J-1,755,u"'+0,562,u-2,17x IO',u''-1, 158х IO'T,u"·'-1,913x !О·' Т+ +3,694х 1О·'Т'-1 ,025х JO·'P+4,008

Гипс

S/=1g[Ca''] x[S0;]-0,914,u''+5,24x JO·',u+8,52x 10',u''-3, 762х 10'T,u''-0,561 х IO'T+

- Caso. х 2Н, о

+2,925х 10-'Т'-0,81 х 1О·'Р+3,6

6

-

u..

\!)

Сульфат магния

S/=1g[Mg'') х [SOИ-3,988,u''+2,28,u-0,459,u' '-1,087х IO·'T,u''+3,657x IO'T+ + 1,475х 10-'Т'-1 ,131 х 1О·'Р+2,361

-

Mgso. --··-

-··-

Прпмечанпе: [Ва''),

-·---·---

[Sr'),

··--

[Со''),

-··-

-----

[Mg'+),

[НСО:;), [SОИ- моляльные концентрации соответствующих ионов;

Т- температура, Т; Р- давление, М Па; ,и -(ионная сила раствора)=О,5х

IO'x(2:C 1+ 2;С2 + 2:Сз);

где (2;С 1 + 2;С2 + IC3) -сумма

По установленным зависимостям с использованием расчетных методов солеобразования строятся прогнозные кривые. На современ­ ном уровне компъютеризации это не представляет сложностей при

любых объемах выборки данных. Для расчета прогнозных кривых

сульфатных солей рекомендуется использовать аналитические мето­ ды, полученные на основе исследований Дж. Оддо и М. Томсона урав­

нения в метрической системе единиц (табл.

5.6).

Уравнения в табл.

5.6

расположены по степени увеличения растворимости сульфатных со­ лей в водных растворах.

Пример. Рассмотрим реализацию методики для карбонатной за­ лежи продуктивного пласта ~ Башкирского яруса Козловского неф­

тяного месторождения Самарской области. Залежь массивного типа с водонапорным режимом эксплуатации.

Заводнение залежи нефти

осуществлялось пресной водой. Таблица

5.7

Зависимости rидрохимических показателей для пласта А. Башкирского яруса Козловскоrо нефтяного месторождения (мr-экв/л)

R'

Уравнения

С/-0,504ХМ-63,841

0,999 0,884 0,961 0,867 0,998 0,343

S0~-=2x

IO-'xC/'-2x IO-'xC/'+0,0326xC/+38,392 I0 6 XC/'+0,0988xC/+53,299 Mg =0,6548xcz••" Na+ К =0,865 хС/-30,988 НСО,= 10 "хС/'-3х IO'xC/'-0,0026xC/+ 11,062

Са =-3х

Примечание:

R'-

коэффициент детерминации, М- минерализация.

Для построения уравнений использовано проб воды из

120

химических анализов

32 добывающих скважин.

Поскольку при поступлении на поверхность в установившихся термабарических условиях растворы длительное время могут оста­ ваться пересыщенными относительно солей, что таит угрозу их выпа­ дения, рассмотрим вариант прогнозирования салеотложений на устье

скважин и в системе внутрипро мыслового сбора и подготовки нефти.

По компонентному составу попутно добываемых с нефтью вод, отобранных по всему обводненному фонду скважин на залежи, были установлены гидрохимические закономерности (см. табл.

5.7),

нове которых с использованием уравнений (в табл.

построены

прогнозные кривые (см. рис.

5.6)

на ос­

5.12).

Отбор солевых осадков в системе внутрипромысловых коммуни­

каций Козловского месторождения свидетельствовал о преобладании в их составе сульфатных солей, главным образом гипса, а в системе теплообмена

140

-

ангидрита, что соответствует прогнозным кривым на

рис.

построенным относительно сульфатных солей и общего

5.12,

осадка. В составе осадков отмечалось содержание кальцита и других солей. В связи с неустойчивостью гидрокарбонатного иона и большим разбросом значений

(R'O

и

zpo.

Осадки состоят преимущественно из сульфида железа, гип­

са и твердых углеводородов, если

•

Вид

111.

G O

и

Z!O

при

Zf 1 вода пересыщена карбонатом кальция и возможно его выпа­ дение в осадок); m 0 ". и тнсо,- соответственно, содержание в воде ио­ где

на кальция и гидрокарбоната, моль/л; К11 - константа диссоциации угольной кислоты второй ступени, значение которой в расчетах при­

нималось из химических сnравочников при температуре 20·с, равное

173

4,2х

IO-";fca•· иfнсо 5 - коэффициенты активности, соответственно, для иона кальция и гидрокарбонат-иона, определяемые по формуле Дебая

и Гюккеля

(2.4);

ан-=Iо-•н

-

активность иона водорода;

Lcaco, -

кон­

станта произведения растворимости карбоната кальция, соответству­ ющая равновесному состоянию раствора (по данным химических справочников при 20оС равно 4,2х

10-9). Таблица

5. 10

Зависимость ионноrо состава попутных вод от минерализации на участке заводнения с ПАВ Самотлорскою месторождения в Западной Сибири Статистические характеристики

Уравнения

R

1'/

F

т

N/n

Без применения растворов ПАВ

С/=0,5М-2,4

130.2 1,17

0,99

-

НСО,=28, 1М"'

-

0,75

Са=О,О8М-5, 75

0,92

-

lli

-

Mg=O,O 14М-О, 77

0,86

Na+K=0,43M-3,01

0,97

-

71.8 1,9

u 80 u 50 u

ы

Ll

1,24 1,24

2,02 14.4 2,02

м

8._._5_

12

1,2 34.4 1,17

2,0 36.3 1,9

u

214.7 1,17

22..1 1,9

20 82

.u

2.2

2Q

1,2 26.2 1,2

2,0 26.8 2,0 10.4 2,0 74.3 1,9

60 20 60 20 60 20 82

50 50 80

С применением растворов ПАВ С/

=O,SM-5,2

0,99

-

НСО,=43,5М 045

-

0,70

Са=О,О7 М-2,93

0,96

-

Mg=0,012M-I,OI

0,87

-

Na+K=0,42M+0,57

0,99

-

1,_8_

1,2 Шд

1,17

Примечание: R-коэффициенты множественной корреляции; 17 -корреляцион­ ное отношение; F и t- критерии, определяющие значимость уравнения реr­ рессии и коэффициентов. R и 17 (в знаменателе приведсны критические по справочным таблицам значения при Р=О,95); N-число опробованных сква­ жин;

n- число проанализированных проб воды;

М- минерализация воды в мr­

экв/л.

Представленные на рис. сравнительные

кривые

5.20

ПАВ (концентрация в растворе

174

рассчитанные подобным образом

показывают,

0,1%)

что в отличие от заводнения с

закачка в пласт раствора щело-

чи (в данном случае каустической соды со средней концентрацией 0,5%) способствует насыщению вод карбонатом кальция и повышает угрозу его выпадения.

Таблица

5. 11

Зависимость ионного состава попутных вод от минерализации на участке щелочиого заводнения Трехозерного месторождения в Западной Сибири Статистические характеристики

Уравнения

R

YJ

F

т

Njn

Без применеимя шелочного заводнения С/=0,43М-9,6

0,97

S04 =0,18x\nM-0,77

-

НС0 3 =30,6 х lnM- 145 Са=О,О\М+\,05

0,90

0,77

-

0,98

Na+K=O,SM-4,62

0,72

-

0,71

Mg=0,008M+0,52

-

_3_БД

1,5 ы

1,2 10.7 1,2 1,2 1,2

43.3 3,4 .8.,1 2,0 17.2 2,0

2.2

12 101

12 65

12 65

12

2,0

65

il

12

-

м

1,2

2,0

65

-

'Yl2

12....1

12

1,5

3,4

10\

С применением шелочного заводнения С/=0,46М-24, 7

0,91

-

S04 =0,24x lnM-0, 97

-

0,68

НСО 3 =0,23М"'

-

0,70

Са=О,О2М+О,9

0,69

-

Mg=0,007 М+О,25

0,70

-

Na+K=0,49M-2,62

0,98

-

См. примечание к табл.

10.4 1,05

ill

12

1,9

250

2.1

Ll

12

1,1

\50

1,1

2,0 12.5 2,0

lJ!

~

12

1,1

2,0 .8.,Q 2,0

\50

J_,_Q

и

1,1 71.6 1,05

12 175

12 \50

ill

12

1,9

250

5.10.

Закачка в пласт с целью повышения нефтеотдачи растворов ПАВ снижает интенсивность солеобразования, что связано с проявлением

ингибирующих свойств поверхностно-активными веществами. При­ веденный на примере моносоли принцип сравнительного анализа мо­

жет использоваться Д/IЯ всех типов неорганических солей, образую­ щихся при добыче нефти, а при компьютеризации расчетов является

175

оперативным методом прогноза комплексного солеобразования на всех этапах реализации МУН. 20т---.-------~-------.-------,,-------, сп

ti :s: 15

:I: тон->0

II

Mg(0/{) 2

2

LCa(OH) 2

хтон-


т со;- >0 тмg'' хтсо;-

G2 = G3 =G4 =0

G1 =G2 =G3 =0

Lcoeo, Уса'' Х Усо;-

L Са(ОН) 2 2

Уса'' ХУан-


тон- >О

v

Vl

Са(ОН) 2 +

(1-а)хт~а'• > тса'• >о (1-а)хт~g,. > тмg'• >О

Са(ОН) 2 +

ат~н- >тон- >0 ат~о;- > тсо;- >О

G1= 37 х (ат~н-- т 0н_)

(1- а)х т~а2+ > тса 2+ >о Х 2 < L Mg(OH) 2 т Mg 2• тон- у Х r.2

G2 =G4 =0

т

Mg

2•

хтс0 2-< 3

G3 = 100х(ат~о;-- т со;-)

он-

Lмgco 3

уMg 2• Х Усо;-

ат~н- >тон- >0 ат ~о;- > т со;- >0 Vll

СаС03

т

Vlll

MgC03

2•

Mg

хтсо2-


тмg 2• >0

G1 =G3 =0

т

с

а

Х 2•

mca2+

182

G4 = 29х(ат~н--тон->

(1-а)хт~g2• > тмg2.> О (1-а)хт~а 2 • >т Са ,.>0 Х 2 < L Са(ОН) 2 т са'• тон- У. Х У.2 Са 2 +

Мg(ОН) 2 +

G2 =58x[(1-a)xт~g'•G3 =G4 =0

Mg 2+

Мg(ОН)2+

-тса2.]

-mмgz+]

Мg(ОН) 2

СаС03

5.12.

2

тон-


тсо'>О J

G3 = lOOx[(l- а)хт~а''-

(1-а)хт'Mg ,. >т ,. >0 Mg

IX

СаС0 3 +

MgC0 3

(1-а)хт',. >т Сц ,. >0 Са 2

Lca(OH) 2 2

тса'• хтон-


т са'' >о

mcoz-..

х тон2


О

G2 =58х[(l-а)хт~ ,.­ 8 -тмк,.]

G3 = l 00 х (ат~о;--тсо;-) G4 =0

Lca(OH) 2 2

Уса'' Х Уон-

r

Lмg(OHJ, х у2

Mg 2•

ОН-

солевоrо осадка

183

Примечание: а

объемная доля щело'lного агента в смеси растворов; тtн

-

- концентрации

т&,

,

соответствующих ионов в щело'!ном растворе, г-ион/л;

т~.··, тtс- концентрации соответствующих ионов в пластовой воде, г-ион/л; тон, тет

, те.··,

т м,··

-

концентрации соответствующих ионов в равновесном

растворе в результате смещения щело'!ного агента с пластовой водой, г-ион/л;

Lca~om,, Lмg(om,,

Lc.co, и

Lмgeo,

окиси кальция и магния

-

константы произведения растворимости гидро­

и карбоната кальция и магния, соответствующие

равновесному состоянию раствора с твердой фазой. Определяются по спра­

во'lным данным: Уон, ущ, Ус.•, Ум,··- коэффициенты активности соответствую­ щих ионов;

G1, G,, G3, G4

Мg(ОН),, СаС0 3 ,

MgC0 3,

соответственно количество осадка солей Са(ОН),,

-

выпадающих из единицы объема смеси, г/л.

Для смешанного раствора с ионной силой ,и=О, 18 в поверхностных условиях при температуре 20"С рассчитанные по формуле

(2.4)

коэффициенты актив­

ности составили соответственно:

Уон=О,717; Усо;=О,298; Уса•=0,341; Умк =0,393. Константы произведения растворимости соответственно были приняты: LсаLм8co,.

(5.58)

Значения в вышеприведенных уравнениях шие: а

-

(5.55) - (5.58)

следую­

объемная доля щелочного раствора в смеси; [ОН-), [СОН

концентрация ионов в щелочном растворе, г-ион/л; [Сан),

-

[Mg'+] -

концентрация ионов в пластовой воде, г-ион/л. Пример. Определить возможное выпадение карбоната кальция при смешении на забое скважины щелочного раствора с содержанием

18 мг/л солеобразующего иона COj-c пластовой

водой, содержащей

мгjл иона Сан при температуре ?ОТ и давлении

лочного раствора в смеси составляет

80%.

15,7

40

МПа. Доля ще­

После обработки из сква­

жины совместно с нефтью поступала вода с содержанием иона COj~ равным

5,5

мгjл.

На основе модельного решения для кальцитообразования (табл.

5.9)

область выпадения возможного осадка при смешении пластовой

воды с раствором щелочи определялась по критерию

(5.57):

(1-а) х [Сан] ха х [CO}j>exp(6,263_u 05 -2, 724_ц+О,279_ц 'Ч

+3, 179х 1О-•Т_ц" 5 -5,662х 1О·'Т-7,958х 1О·•Г+2,328х 1О- Р-18, 188), 4 то есть (l-80)x(40/40080)x80x(l8/60010)=4,8x 10 > 1,2х 10',что со­ ответствует третьей области солеобразования (табл. 5.12), а осадок со­ ставляет G3=100x [80x(l8/60010)-(5,5/60010)]=2,39 гjл. 3

5.4.

ПРОГНОЗИРОВАНИЕ СОЛЕОБРАЗОВАНИЯ НА ОСНОВЕ КОМПЬЮТЕРНОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ

В современных условиях добычи нефти, когда на месторождени­ ях необходимо контролировать сотни и сотни обводняющихся сква­ жин и нефтепромысловых объектов, связанных с водой, требуются ав­ томатизированные подходы. С использованием компьютерных техно­ логий в рамках мониторинга создаются удобные для практики различ­

ные автоматизированные модули, необходимость в которых с соот­

ветствующим программным обеспечением есть и по проблеме солео­ бразования в процессе разработки и эксплуатации залежей нефти. Сравнительный анализ методов прогнозирования солеобразования (рис.

5.22)

показал неоднозначность их результатов применительно к

одним и тем же объектам. Наибольшую сходимость имеют аналитиче­

ские методы, основанные на теории растворимости солей Дебая-Гюк­ келя и экспериментальных данных.

185

а

200

400

600

800

1000

Минерализация, мг-экв/л б

-

3

1_

6

~\

~

2 о

"' '

4

\\

\\ \\.

~~

.... ~

"'[]

~

5

-4 200

400

600

800

1000

Минерализация, мг-экв/л Рис.

5.22.

Сравнительный анализ методов пропшзирования отложения солей,

применяемых в отечественной нефrепромысловой практике:

а -для сульфата кальция:

1-

экспериментальные данные;

2, 3, 4, 5, 6, 7,

со­

ответственно, методы Дебая-Гюккеля, В.П. Зверева, Х.Л. Скиллмэна, В.А. Панова, А. И. Чистовского, Ю. П. Гаттенбергера; б- для карбоната кальция:

1,2,3,

соответственно, методы Дебая-Гюккеля, Стиффа-Дэвиса, эксперимен­

тальные данные; 4,5, соответственно, по индексу насыщения (IS = рН и индексу стабильности (lSt = 2pHs - рН),см. раздел 5.1.1;

S- степень насыщения

186

вод солями.

- pHs)

Применяемые в отечественной практике нефтедобычи методы прогнозирования ориентированы, главным образом, на определение моносолей, что не решает задачу оптимизации защиты скважин и

оборудования от осадкаобразования в целом. Необходим прогноз комплекса солей с их долевым распределением в осадке.

Кроме того, большинство из методов созданы на основе использо­ вания графических приложений, что требует оцифровки и осложняет компьютеризацию расчетного процесса, имеют весьма узкую область

применения. В расчетах процесса солеобразования используются таб­ личные значения констант (константы произведения растворимости и

диссоциации угольной кислоты, коэффициенты ионной активности и др.), получаемые экспериментальным путем для определенных значе­ ний температур и давлений, что отражает лишь частные случаи.

В используемых методах в основном не учитывается динамика определяющих процесс солеобразования термабарических условий и изменение

химического

состава

водных

растворов,

смесимость вод с учетом их несовместимости

и

не

оценивается

процесса высалива­

ния. Все это не позволяет осуществлять автоматизированный прогноз и контроль осадкаобразования комплекса солей на всем пути техно­

логического процесса добычи нефти и этапах разработки залежей. Не­ обходимы модельные решения, удобные для компьютеризации рас­ четного процесса.

На компьютерной основе могут создаваться модульные системы

различной конфигурации и направленности решаемых задач. Рассмо­ трим разработанный вариант модуля, интерфейс которого представ­ лен на рис.

5.23.

Модуль может функционировать как системно, так и автономно и позволяет в процессе разработки залежи с заводнением в автомати­ зированном режиме решать следующие задачи:

•

осуществлять прогноз возможного выпадения комплекса солей по

единичным пробам воды из скважин (внутрипромыслового объекта) с учетом термабарических изменений (температуры и давления), хими­ ческого состава воды и процесса высаливания;

•

оценивать осадкаобразование комплекса солей в процессе смеше­

ния вод с учетом их долевого распределения в смеси при обводнении скважин;

• •

производить расчеты внутрипластового осадкаобразования солей;

производить анализ возможного процесса солеобразования при

различных технологических воздействиях на пласт с целью интенси­

фикации и повышения нефтеотдачи;

•

осуществлять подбор вод для заводнения с учетом их химической

несовместимости и процесса солеобразования:

•

осуществлять оптимальный подбор ингибиторной защиты скважин

187

и нефтяного оборудования от солеобразования с учетом экологичес­ кой безопасности;

•

оперативно формировать документы отчетности по текушему со­

стоянию процесса солеобразования на объекте добыче нефти в таб­ личных и графических приложениях.

Иflilфf.HIO·

---

ScaleCalc0

Иii+6i'l.!i!i!

-lp!x]

~.Qата

j1•.oe.2002

\

~ :По•еэетел• pH[7.69oQ ..:!/ 1

Рис.

5.23.

Иmерфейс автоматизированноrо модуля проrноза

осадкообразования комплекса солей с блоком ввода данных.

188

J. Смешение

'

1001

•

Дол" nepeoA воды.% 20'С

0.0 ~,.

40'С

D 4553

0.4631

БО'С

sro:

1ОО'С

О ~4И

HJ34

О

4304

10.0

~о

О

4784

О 4~78

О

4)68

04758

1] 4747

20.0

~"

о 4&Бs

о.4ББ'

04657

о.4б"с

о

300

о,,

0.454

0.45J7

О

0.4418

04417

04415

06971)

о

4294

0.4::'93

о

664

1 044

1 611

о

4046

о

О

40.0

50

о~~

70

о

4542

4534

sJ&s О

'"""""г 100

о-

... .... ) ~

Yl

-

'.'

о

МdК~

100

Темnература. ·с

~ ......... [20 о-

100

.. . . . ' . . . '100) ~

704

1 1 зs

1 sзз

:с 55

800

0.39:1

07105

11?4

1665

2ЗС

90.0 ';

О.

3793

() 4546

О

88-15

1 ЗЭ5

1 94&

Давление. мnа

100 о,,

о

3665

о

о

3673

о

о

...!J~Io.Jolз

3669

4482

о

7115

""""""УМ

-----~--~--~_e_r_o~------~~~~---~--OK--~

~ Cocr dB ос м~ а р.

0.1013 Мflll

Т·

Совокуnный осадок.

100-с

AJia.

r/n

~0%

КМ•ЦI 1 распюр перс­ S< 1 дефишп на­

сыщен солнми и возможно выпадение осалка, при сыщения.

Количественнос определение образования

осадков карбоната

кальция при смешении вод осуществляется на основе общепринятого уравнения:

[ах т l-l!C0 . +(1-а)хт,_-f/(0 . -2G]'x[axm \-(,J.. +(1-a)xm,c·,,'--G] 1

Kll

где

G-

(GM

1

(5.60)

Х r,tco, Х Уса> '

осадок карбоната кальция. число молеii на

1000

г воды в с"1еси

в г/л, гдеМ-молекулярная масса СаСО,); а- доля первой воды в

смеси;

m1 и

т 2 - коннентраuия ионов в первой и во второй из смеши­

вающихся вод, соответственно, число мол ей на рация С0 2 в смеси, число молей на

1000

1000 г; mco - концент­ Lcaco.- соответст­

г; К1 • К11 и

венно, константы диссоциации угольной кислоты первой 11 второй

ступени и произведение растворимости СаСО, при равновесном со-

19 1

стоянии, определяемые экспериментальным путем и значения кото­

рых табулированы в химических справочниках; у- коэффициенты ак­ тивности, которые определяются экспериментально (для модельных расчетов могут использоваться уравнения

(5.19-5.20).

Однако данные подходы основаны на использовании табличных (частных) значений, определяющих процесс солеобразования кон­ стант

(произведения

растворимости, диссоциации угольной кислоты,

коэффициенты активности салеобразующих ионов). В связи с этим наряду с использованием стандартных сервисов для решения поставленных задач в программнам обеспечении авто­ матизированного модуля использовался метод математической ап­

роксимации на основе модельных решений (Стиффа и Дэвиса, Ланге­

лиера, Дж. Оддо и М. Томсона и др.,

1991, 1998

гг.), а также аналити­

ческие подходы при прогнозировании процесса солеобразования оте­ чественных исследователей.

Полученные на основе обобщений экспериментальных исследо­

ваний и работ Дж. Е.Оддо и М. Б.Томсона

[1982,1998

кой системе единиц параметры (табл.

позволяют в широком ди­

5.13)

гг.] в метричес­

апазоне термабарических условий и изменения химического состава вод в автоматизированном режиме осуществлять прогнозные оценки

на основе выражения

сыщения

(5.59)

в логарифмической форме по индексу на­

(Sf):

S/=1ogS=log([Кt+] Х

[An

(5.61)

])-1оg(КюАп),

где (-1gKКtAn)=a+bT+cP+dP+ep"ЧДt+gu'ЧhTp"·', (ионная сила раствора, моль); параметры а, Ь, с, но метрической системы единиц представлены предполагается выпадение солей, а при

S/О

дефицит насыщеннос­

ти раствора солевым соединением и осадок не образуется. При компьютерном моделировании сульфатно-кальциевых со­

лей необходимо учитывать температурный диапазон их модификаци­

онных изменений. Многочисленными исследованиями (В. L. Cariberg, R. R. Matthews, О. J. Vetter, R. С. Phillips, J. С. Cowan, J. Е. Oddo, М. В. Tomson, D. J. Weintritt и др.) установлено, что до 8о·с пре­ имушественно выпадает гипс, а выше 12о·с сульфатно-кальциевый

осадок практически полностью состоит из ангидрита. Диапазон тем­ ператур от 8о·с до 12о·с является переходным, где наряду с гипсом и ангидритом формируется бассанит, особенновнетурбулентных систе­

мах. Вначале диапазона преобладает гипс, в конце, после 1оо·с, глав­ ным образом ангидрит.

192

Таблица

5.13

Апроксимацня зависимости констант (К) от температуры ("С), давления (МПа) и ионной СИJIЫ раствора (моль)

Константы (К)

а

ь

с

d

е

1

g

h

K(BaS04)

10,00066

-7 ,5607Е-03

3,7746Е-05

-7, 7088Е-03

-4,06220

2,78700

-6,1900Е-01

-3,3300Е-03

К(СаС0 3 )

8,14669

9,9643Е-03

3,6233Е-05

-1 ,0113Е-02

-2,73429

1'18300

-1 ,2070Е-01

-5,2272Е-04

K(SrS04 )

6,16746

4,6877Е-03

1,8594Е-05

-6,0872Е-03

-2,14194

0,94400

-8,6500Е-02

-3,3714Е-03

K(CaS04 )

3,18266

1,6810Е-02

6,0912Е-07

-4,9313Е-03

-2,09624

1,26700

-1,9000Е-01

-5,7510Е-03

К (CaS04x0,5Hp)

4,00733

-1 ,9123Е-03

3,6936Е-05

-1,0254Е-02

-1,75460

0,56200

-2,1700Е-02

-1,1585Е-03

К (CaS04 X2H20)

3,59973

5,6134Е-04

2,9254Е-05

-8,1018Е-03

-0,91388

0,05240

8,5200Е-02

-3, 7620Е-03

K(MgS04)

2,36134

3,6565Е-03

1,4752Е-05

-1, 1314Е-03

-3,98832

2,28000

-4,5900E-OI

-1,09Е-03

6,31182

-6,6728Е-04

2,3140Е-05

-3,7188Е-03

-0,53766

0,37900

-6,5060Е-02

-2,6244Е-03

10,38858

-6,3504Е-03

3,0122Е-05

-3,0719Е-03

-1,27382

0,86700

-1,7400Е-01

-1,0584Е-03

4,01728

9,5280Е-03

-2,81 30Е-05

1,4359Е-04

О, 17549

-0,21100

5,9490Е-02

3,0888Е-04

К..

- конст. диссоциации

Н2 С0 3 по

1 ступени

К11 - конст. диссоциации

Н2 С0 3 по К

-

2 ступени

щелочность по

Са(НС03 ) 2

\0 VJ

:_____

·-

-

Примечаиие: Апроксимация относительно зависимости: (-1gКк1Ап) =а+ЬТ+сТ' +dP +е,и•'+ f.и+ gu 1·'+ hТ,и•·'.

В отличие от сульфатных солей выпадение карбонатов, в частно­ сти, наиболее распространенного карбоната кальция (СаС0 3 ), опреде­ ляется наличием диоксида углерода (С0 2 ), что значительно осложняет проrноз. Диоксид углерода (С0 2 ) растворяется в воде с образованием

COj- и COj-, Са2+,

карбонатного и rидрокарбонатного ионов, соответственно,

НСОз. Количественное соотношение между ионами НСО],

Н+, Н2 С0 3 , влияющими на кальцитообразование, определяется кон­ стантами диссоциации угольной кислоты первой (К1 ) и второй (К11 ) ступени, а также произведением растворимости, которые исходя из

5.13 могут определяться по уравнениям, представ­ 5.14. Поскольку все формы угольной кислоты в водных

параметров в табл. ленным в табл.

растворах одновременно существовать не могут, а в промысловых ус­

ловиях, как правило, определяется гидрокарбонатный ион (НСОз) и

pH=-log[H+], то

прогноз кальцитообразования может осушествляться

по индексу насыщенности-

S/ (5.61):

S/=\ogS=log([Ca'+] Х [COj-])-\og(Lcaco,), где

[COj-]

(5.62)

определяется из условия диссоциации угольной кислоты по

2-й ступени:

К11 мулу

[Н+] х [СО'-] 3

[Н2С03]

(5.62) значений

. Путем логарифмирования, констант

logK11

подстановки в фор-

и \ogLcaщ из табл.

зований получаем уравнение индекса насыщенности

5.14 и

преобра­

(Slcaco) относи­

тельно температуры (Т, ОС), давления (Р, М Па) и ионной силы раство­ ра

{Jt)

в виде:

Slcaco,=log[Ca'+J х [НСОз)+рН-1,429,и"Ч0,316,и+5,37х IO-',u'Ч +2,335х I0- 3 T,u"Чl,637x 3

-7,04х 1О- Р-2,242, где [Са'+] и [НСОз]

-

IO-'T+6,\l

х \0 6 Т'-

(5.63)

моляльные концентрации (ДIIя минерализован­

ных вод моляльные концентрации, моль/кг и молярные, моль/л при­ нимаются приблизительно равными). Чем меньше в воде растворен­

ной (С02 ), тем больше рН раствора, и при рН>8,5 содержанием (С0 2 ) можно пренебречь

[0.

А. Алекин].

Следует отметить, что величина рН ДJIЯ пластовых и попутно до­

бываемых с нефтью вод сильно зависит от условий отбора и качества анализов проб воды, снижающих точность определений. В связи с этим в прогнозных оценках более надежным является использование

194

содержания (СО 2 ), в значительной степени влияющее на раствори­ мость карбоната кальция (СаС0 3 ). Так как определять содержание (С0 2 ) в пластовой воде не всегда возможно из-за отбора глубинных проб, то используется ее мольная доля в газовой фазе при разгазиро­ вании нефти. Таблица

5.14

Уравнения констант солеобразования в зависимости от термабарических условий и изменения химсостава вод

Константы

Уравнения

Произведение растворимости

!gKcaco, =2, 734,и"-'-1, 183,и+О, 1207,и'-'+ IO'T-3,623x IO'T'+ + 1,011 х IO'P-8, 146

карбоната кальция при равно- +5,227х Iо·•т.и"-'-9,964х

весном состоянии (Ксаео,) Константа угольной

кислоты

lgK,=0,538,u""-0,379,u+6,506x 1о·'.и '-'+ +2,624х 10'Т,и"-'+0,667х JO·'T-2,314x IO·'T'+ +3,719х IO'P-6,312

кислоты

lgK11 =1 ,306,и"-'-0,867,и+О, 174,и''+ +2,858х IO'T,u"-'+6,35x IO·'T-3,012x IO'T'+ +3,072х IO'P-10,39

первой ступени

(К,) Константа угольной второй ступени

(К")

-

Примечание: ,и

ионная сила раствора; Т

-

температура в ·с; Р

-

давление в

М Па.

Если записать рН в уравнении

(5.62)

исходя из условий диссоци-

ации угольной кислоты по 1-й ступени(К1 -концентрация недиссоциированных Н2 С0 3 и (С0 2 ) в растворе), как

результат логарифмирования и замены

logK1

на выражение в табл.

то индекс насыщенности относительно (С0 2 ) можно записать в

5.14, виде:

[Са +]х[НСО;] 2

Sl

сасо,

=lo

g

[С02)в

2

1966 °· 5+0 695 -1136х10- 2 1' 5' J1 ' 'f.l ' "J1

- 2,887 х 1о-4 TJL 0 ' 5 + 1,565 х 1о- 2 т+ 2,925 х 1о- 5 Т 2-1,О76х1о-2 Р+ 4,061,

(5.64)

где [Са 2 +], [НСОз] и [СО2 ] - моляльные концентрации соответствую­ щих компонентов в воде.

Исходя

из nромысловой информации существуют различные

nодходы и к определению растворимого в воде (С0 2 ). Например, в печатных работах Дж. Оддо и М. Томсона

[1998

г.]

показана возможность определения (С0 2 ) в воде по данным nарциаль-

195

ного давления (Рсо,), что в метрической системе единиц может быть выражено следующим уравнением:

1ogC~0,=1ogPco,-7 ,7х

10- 2,tt 0' 5-5,9x 10-',u-1 ,055х 10-'Т+ IO-'P-2,418,

+З,Зх IО- 5 ТЧ,87х

(5.65)

где Рсо,- парциальное давление (С02 ) в газе дегазированной нефти, М Па. Исследованиями А. Ю. Намиота определение растворенной в воде

(С02 )

рекомендовано определять на основе констант фазового равнове­

сия типа нефть-вода, газ-нефть и газ-вода. Было показано, что при дви­ жении воданефтяного потока по стволу скважины с обводиениостью продукции до

ет в пределах

20% содержание диоксида углерода (С02 ) в воде составля­ 10% от количества его в нефти, что позволяет производить

расчеты по его оценке при наличии газовой фазы в потоке в пределах

допустимых ошибок по данным констант фазового равновесия. Таблица

5.15

Уравнения констант фазовою равновесия в системе «rаз-вода,. в зависимости от термобарических условий Давление, МПа

Уравнения

R'

2,5

КЫJ, =-О,ООЗТ'+2,424Т+12,05

0,999

5

кrд =-о,оо25Т'+I,з29Т+9,141

0,999

10

КЫJ, =-О,ООI5Т'+О,6977Т+ 10,02

0,995

15

КЫJ, =-0,0015T'+0,516T+I1,38

0,998

20

КЫJ, =-0,0021 Т'+О,531 Т+8,835

0,999

25

КЫJ, =-0,0024 Т'+О,538 Т+ 7,0625

0,999

30

КЫJ,

0,999

40

КЫJ, =-0,0018Т'+О,3913Т+8,8311

=-O,OOI5T'+0,384T+I0,6

Примечание: Уравнения составлены по данным А.Ю. Намиота;

0,999 R' -

коэффи­

циент детерминации; Т("С).

Мольную долю растворенной в воде (С02 ) на ранних стадиях раз­ работки залежей нефти (при обводиениости добываемой продукции до

20%)

А Ю. Намиатом предлагается определять с использованием

уравнения:

N~0, = ;/'~',где N~0,- мольная доля растворенной в воде (С02 ) со,

(моляльность (С02 ) определяется по равенству mc0,=0,55N~,);

Nf:o, -

мольная доля (С02 ) в газовой фазе, определяемая по ступенчатому

1%

разгазированию нефти с использованием уравнений

(5.27-5.28); Kbl,-

константа фазового равновесия в системе «газ-вода>>, расчеты которой в зависимости от давления для различных температур при компьютер­ ном моделировании предлагается осуществлять по уравнениям, пред­

ставленным в табл.

5.15.

Для подтверждения достоверности прогнозных оценок по приве­ деиным уравнениям в табл.

и

(5.65)

5.14

и уравнениям по тексту

в соответствии с параметрами в табл.

5.13

(5.63), (5.64)

производились со­

поставительные расчеты на основе пластовых и попутно добываемых

с нефтью вод из скважин, эксплуатирующихся в условиях салеотложе­ ния (табл.

5.16). Таблица

5.16

Характеристика вод для сопоставительных расчетов Химический состав воды, rjл

cr- 1 so~-1 НСОзl

Са'+

М,

1 Mg'+ 1Na'+K+ 1 Ва''

рН

r/л

т. т

Р,

М Па

Скв. 520 башкирского яруса Ярино- Каменноложского месторождения

6,66

20,5

13.7

6,0

38

18

6,2

25

0,1

6,8

25

27,02 8,57

70

196

120,61 1,13 1 0,117113,951 3,24 1 56,66 1 0,0 Скв.

75,

Ромашкинекое месторождение

172,61 0,0141 O,o25l24,08l 4,3 1 76,19 1 0,21

277,2

Скв.49 /0, Ромашкинекое месторождение

165,71 ,o,12IJ o,o49l23,89 Скв.

L2,23 1 75,89 l

1828,

о,оо5

Ромашкинекое месторождение

135.411,0451 0,165l19,92l Сл. 1 65,54 1 0,0 Скв.

5012,

267,8 222,1

Самотлорское месторождение

1,7731 0,0091 0,1781 0,17 1 0,10 1 7,477 1 0,0

17,3

По фактическим промысловым данным в скв.520 Ярино-Камен­ ноложского месторождения Пермской обл. отмечено выпадение гип­

са и кальцита; в скв.

1828

Ромашкинекого месторождения в Татарста­

не отмечено преимущественноевыпадение гипса; в скв.

75 и 4910 Ро­ 5012 Само­

машкинского месторождения- выпадение барита; а в скв. тлорского месторождения

-

отложение кальцита. При сопоставлении

в расчетах использовались отношения произведения растворимости,

определяемого по классическим уравнениям Дебая-Гюккеля, с его экспериментальными

значениями,

принятыми

в

химических спра­

вочниках в соответствии с условиями сравнения.

Результаты сопоставительных расчетов приведены в табл.

5.17,

из

которой можно видеть, что относительно классических представлений

Дебая-Гюккеля (метод термодинамических равновесий) и фактических промысловых данных в пределах рассматриваемых условий метод ма­ тематической апроксимации дает качественно однотипные результаты.

197

Таблица

5.17

Результаты сопоставительных расчетов Метод апУсловия

Объект

Осадок Т, Т

Скв.520, башкирский

Гипс, 25 CaS0 4 x2H,O 20,5

Классический

роксимации

метод (по

для параме-

уравнениям

тров в табл.

Дебая-

М Па

f1

5.13

Гюккеля)

0,1 13,7

3,6 3,6

SI=O,IO>O SI=0,02>0

s- 7,ОЗх IO·' -

Р,

ярус, Ярино-

6,1 х10'

=1,15>1

Каменноложекое

Кальцит,

месторождение

СаСО,

Скв.75,

Барит,

Ромашкинекое

BaS04

25 20,5

0,1 13,7

3,6 3,6

SI=0,56>0 SI=0,37>0

25 38

0,1 18

5,2 5,2

SI=0,88>0 SI=0,58>0

Барит,

10' 10'

=6,5>1

s

25

0,1

4,9

SI=0,3>0

s

ваsо.

Скв.4910, па-

2,47х

10' l,lxi0· 10

10 10 I,IXIO·'O

5,62х

=5,1>1

шийский гор.,

Ромашкинекое

s

месторождение

Гипс,

25

0,1

4,9

SI=-0,541

месторождение

ШИЙСКИЙ ГОр.,

s

1,16х10'

6,1х1О·'

=0,190

CaS04 x2HP

s

8,94х

10·' 6,1 х 10'

=1,46>1

месторождение

Скв.5012,

Самотлорское месторождение

Кальцит,

СаС0 3

25 70 25 70

0,1 17,3 0,1 17,3

0,16 SI=l,34>0 7,76xlo·• 0,16 SI=2,02>0 s 3,6х 10' 0,16 S\*=0,04>0 0,16 SI*=1,05>0 =21,5>1

Примечаиие: Для кальцитаобразования значения

S/ расечитывались по (5.63) и (5.64) при парциаль­ ном давлении Рса,=О, 1. При значениях S/>0 и S > 1 проrнозируется выпадение осадка, при значениях S/:S:

0,8

о

о

~ :

f-
>, являясь основным компонентом «смачивателя СВ-

1147», выпускается отечественной промышленностью (ТУ 6-14-98179) в виде прозрачной вязкой жидкости светло-коричневого цвета, хо­ рошо растворимой в воде и насыщенных растворах электролитов.

Композиция готовится путем смешивания 40%-ного водного рас­

твора с 25%-ным водным раствором концентрата сульфит­ но-дрожжевой бражки при температуре 80-90°С в течение

30-40

мин.

Тщательно перемешанная смесь представляет вязкую темно-коричне­ вую жидкость, хорошо растворимую в воде.

Особенность композиции в том, что она хорошо совместима с пластовыми водами различной минерализации при температурах

20-

300С и растворами соляной кислоты. Композиция обеспечивает высо­ кую ингибирующую защиту уже при концентрациях от

6 до 20

мгjл.

- метилфас­ 39-23-715-82):

Композиция на основе ПАФ-13 (полиэтиленполиамин фоновых кислот и их солей) следующего состава (РД

40 %....................................................... 42 Вода,% ........................................................................ 18.

ПАФ-13,% ................................................................... Этиленгликоль,

Рекомендуется для предупреждения отложений сульфата и карбо­ ната кальция в газлифтных скважинах в зимнее время. При задавке

ингибитора в ПЗС используются 2-10%-ные растворы в воде.

ИСТ-1- инrибирующая композиция на основе ОЭДФ (оксиэти­ лидендифосфоновой кислоты) для обработки газлифтных скважин в зимнее время имеет следующий состав:

%..................................................................... 15 %.................. 52 Вода,% ........................................................................ 32 Ингибитор коррозии катапин КИ-1, %..................... 0,5 Тиомочевина, %.......................................................... О, 1. ОЭДФ,

Этиленгликоль или диэтиленгликоль,

Ингибитор

2,2% -

ной концентрации в пресной воде совместим с

пластовыми водами, содержащими ионы кальция до

234

200 мгjл при рН >6.

Ингибитор применяется путем непрерывного дозирования в за­ трубное пространство скважины, а также путем периодической задав­ ки в ПЗС один раз в три месяца. Для задавки в ПЗС используется

2-

3%-ный раствор в пресной или пластовой воде. Композиция на основе ОЭДФ (оксиэтилидендифосфоновой кис­ лоты) следующего состава:

ОЭДФ, мае.% ..............................................................

15-40 %......................................... О, 1-7 Лигносульфонат натрия, мае.% ................................. 10-30 Вода, %........................................................................ остальное. Соединение цинка, мае.

Ингибирующая композиция разработана НИИ экологических проблем в металлургии (г. Липецк) и предназначена для предотвраще­

ния карбонатных, сульфатных и железоокисных отложений. СНПХ-5301

-

композиционный состав на основе оксиэтилиден­

ди- фасфоновой кислоты (ОЭДФ). Для улучшения свойств ингибито­ ра в его состав входят добавки водного раствора аммиака, гликоля и

другие компоненты.

Ингибитор разработан научно-производствен­

ным объединением «Нефтепромхим» (г. Казань) и предназначен для предотвращения отложений солей сложного состава, включая барит

BaS04 ,

в скважинах, трубопроводах, установках подготовки нефти.

Ингибитор представляет жидкость со слабым запахом аммиака с хорошей растворимостью в минерализованной воде с содержанием ионов кальция до

25

r/л. Ограниченная растворимость в спиртах, не­

растворим в нефти и углеводородах, малотоксичен.

Плотность, г/см 3 ......................................................... Вязкость при -30°С, мПахс .......................................

1,11- 1,222 49

Температура, Т:

кипения ..............................................................

11 О - 120 -40 рН ................................................................................ 6. замерзания .........................................................

Удельный расход реагента

10-20 г/т.

Опытно-промытленные испытания СНПХ-5301 в нефтедобыва­ ющих скважинах и на замерных установках типа место­ рождения Жетыбай (Казахстан) показали его высокую ингибирую­ щую способность. После ингибирования скважины длительное время

работали nри стабильных дебитах жидкости, в то время как до обра­ ботки они резко падали. Отмечалась и хорошая адсорбционная спо-

235

собность реагента в пласте. При исходной концентрации реагента

30

мг/л его вынос с попутно добываемой продукцией достигал

за

130 суток.

55 мг/л

На замерных установках скорость солевых от­

ложений после ингибирования снижалась с

0,24 до 0,014 мм/сут.

СНПХ-5306 (Научно-производственное объединение 60 >- Швеция

413),

фирмой

-

(SI 409 F, Sl 412 F, SI

Германия (Ное Е2870, Ное Е2871, Ное Е2849).

Результаты показали, что ингибитор

SP-203

по эффективности дейст­

вия (продолжительности растворяющейся способности солей в рас­ творе с ингибитором) превосходит приведенный ряд ингибиторов

(рис. 7.10и7.11).

100 80 I:R

5 6

..Q !-