- •I Физические свойства горных пород-коллекторов нефти и газа
- •II физико-механические и тепловые свойства горных пород
- •§ 1. Напряженное состояние пород в условиях залегания в массиве
- •§ 2. Напряженное состояние пород в районе горных выработок
- •§ 3. Деформационные и прочностные свойства горных пород
- •4. Упругие изменения свойств коллекторов в процессе разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождении
- •§ 5. Влияние давления на коллекторские свойства пород
- •§ 6. Упругие колебания в породах и их акустические свойства
- •§ 7. Тепловые свойства горных пород
- •Глава III состав и физические свойства природных газов и нефтей
- •§1. Физическое состояние нефти газа при различных условиях в залежи
- •§ 2. Состав и классификация нефтей
- •§ 3. Состав и классификация природных газов
- •§ 4. Газовые смеси Плотность газа
- •Состав газовой смеси
- •Содержание тяжелых углеводородов в газе
- •Парциальное давление и парциальный объем компонента в смеси идеальных газов
- •§5. Жидкие смеси Состав и характеристика жидкой смеси
- •Объем паров после испарения жидкости
- •§ 6. Коэффициент сверхсжимаемости природных газов
- •§ 7. Плотности природного газа, стабильного и насыщенного углеводородного конденсата
- •§ 8. Вязкость газов и углеводородных конденсатов
- •§ 9. Определение изобарной молярной теплоемкости природных газов
- •Пругость насыщенных паров
- •§ 11. Растворимость газов в нефти и в воде
- •§ 12. Давление насыщения нефти газом
- •§ 13. Сжимаемость нефти. Объемный коэффициент
- •§ 14. Плотность пластовой нефти
- •§ 15. Вязкость пластовой нефти
- •§ 16. Структурно-механические свойства аномально-вязких нефтей
- •§ 17. Приборы для исследования свойств пластовых нефтей
- •Установка асм-зоом для исследования пластовых нефтей
- •§ 18. Фотоколориметрия нефти
- •Глава IV фазовые состояния углеводородных систем
- •§ 1. Схемы фазовых превращений углеводородов
- •Поведение бинарных и многокомпонентных систем в критической области
- •§ 2. Критическая температура и критическое давление многокомпонентных углеводородных смесей
- •§ 3. Влагосодержание природных газов и газоконденсатных систем, влияние воды на фазовые превращения углеводородов
- •§ 4. Фазовое состояние системы нефть-газ при различных давлениях и температурах
- •§ 5. Краткая характеристика газогидратных залежей
- •§ 6. Газоконденсатная характеристика залежи. Приборы для лабораторного изучения свойств газоконденсатных смесей
- •Методика исследования на установке уфр-2
- •Исследование проб сырого конденсата и отсепарированного газа
- •§ 7. Расчет фазовых равновесий углеводородных смесей
- •Константы фазовых равновесий
- •Уравнения фазовых концентраций
- •Определение констант фазового равновесия по давлению схождения
- •Аналитический расчет фазовых превращений газоконденсатных смесей при изменении давления и температуры
- •Глава V пластовые воды и их физические свойства
- •§ 1. Состояние остаточной (связанной) воды в нефтяных и газовых коллекторах
- •§ 2. Методы определения количества остаточной (связанной) воды в пластах
- •§ 3. Состояние переходных зон нефть-вода, нефть-газ и вода-газ
- •§ 4. Физические свойства пластовых вод
- •§ 5. Выпадение неорганических кристаллических осадков цз попутно добываемой воды
- •Глава VI молекулярно-поверхностные свойства системы нефть—газ—вода—порода
- •§ 1. Роль поверхностных явлений при движении нефти, воды и газа в пористой среде
- •§ 2. Зависимость поверхностного натяжения пластовых жидкостей от давления и температуры
- •§ 3. Смачивание и краевой угол. Работа адгезии. Теплота смачивания
- •§ 4. Кинетический гистерезис смачивания
- •§ 5. Свойства поверхностных слоев пластовых жидкостей
- •§ 6. Измерение углов смачивания
- •Глава VII физические основы вытеснения нефти водой и газом из пористых сред
- •§ 1. Источники пластовой энергии. Силы, действующие в залежи
- •§ 2. Поверхностные явления при фильтрации пластовых жидкостей. Причины нарушения закона дарси
- •§ 3. Электрокинетические явления в пористых средах
- •§ 4. Дроссельный эффект при движении жидкостей и газов в пористой среде
- •§ 5. Общая схема вытеснения из пласта нефти водой и газом
- •§ 6. Нефтеотдача пластов при различных условиях дренирования залежи
- •§ 7. Роль капиллярных процессов при вытеснении нефти водой из пористых сред
- •§ 8. Использование теории капиллярных явлений для установления зависимости нефтеотдачи от различных факторов
- •§ 9. Зависимость нефтеотдачи от скорости вЫтеснения нефти водой
- •§ 10. Компонентоотдача газовых и газоконденсатных месторождений
- •Глава VIII повышение нефте- и газоотдачи пластов
- •§ 2. Моющие и нефтевытесняющие свойства вод
- •§ 3. Обработка воды поверхностно-активными веществами
- •§ 4. Применение углекислого газа для увеличения нефтеотдачи пластов
- •§ 5. Вытеснение нефти из пласта растворами полимеров
- •§ 6. Щелочное и термощелочное заводнение
- •§ 7. Мицеллярные растворы
- •§ 8. Термические способы увеличения нефтеотдачи
- •§ 9. Условия взаиморастворимости углеводородов оторочки с нефтью и газом
- •§ 10. Извлечение нефти газом высокого давления
- •Список литературы
§ 5. Выпадение неорганических кристаллических осадков цз попутно добываемой воды
Разработка многих нефтяных и газовых месторождений серьезно осложнена выпадением неорганических солей из попутно извлекаемой воды в нефтепромысловом оборудовании и на различных участках пласта.
Основные компоненты в большинстве отложений: карбонат кальция (СаСО3), сульфат кальция (гипс CaSO42H2O и ангидрит CaSO4), сульфат бария (BaSO4).
В значительных количествах в составе отложений имеются различные примеси: сульфат стронция (SrSO4), карбонат стронция (SгСО3), карбонат бария (ВаСО3), карбонат магния(MgCO3), хлорид натрия, сульфат paдия. Встречаются механические примеси, продукты коррозии (окислы железа Fе2О3, сульфид железа FeS2) и др. В призабойной зоне нагнетательных скважин в составе неорганических осадков часто встречаются продукты жизнедеятельности бактерий.
Отложения чистых сульфатных или углекислых солей встречаются редко. Обычно они представлены смесью основного неорганического компонента с частицами нефти, силикатов, парафина, продуктами коррозии, примесями других солей (табл. V.1).
Таблицa V.I - Состав солевых отложений, отобранных с поверхностей различных нефтепромысловых объектов
Большинство отложений имеет кристаллическую структуру. Процесс их формирования представляет собой массовую кристаллизацию в сложных гидродинамических условиях, в широком интервале температур и пересыщений раствора солями в присутствии большого количества примесей, способных оказывать существенное влияние на характер (свойства) кристаллических осадков.
Образование кристаллических неорганических солей как процесс состоит из ряда основных, этапов: пересыщение раствора солями; зародышеобразование; рост кристаллов; перекристаллизация..
Эти этапы могут протекать либо поочередно один за другим, либо одновременно.
Пересыщение раствора солями относительно какого-либо компонента связано с увеличением концентрации последнего выше равновесной (растворимости). Условием возникновения этого процесса на нефтяных и газовых месторождениях является наличие минерализованной попутно добываемой воды и причин, вызывающих ее пересыщение. В водах многих нефтяных месторождений растворено большое количество неорганических солей (табл. V.2).
Таблица V.2 – Физико-химические свойства пластовых, попутно добываемых и закачиваемых вод (по данным КазНИПИНефть)
Данные опытов показывают, что закачиваемая (морская) и пластовые воды месторождений Узень и Жетыбай химически не совместимы. При их смешивании образуется пересыщенный раствор.
Несовместимость закачиваемых вод с пластовыми — одна из главных причин солеотложений на большинстве нефтяных месторождений. Однако образование осадков часто наблюдается до начала заводнения пластов. Значит, помимо названной причины образования пересыщенных растворов существуют и другие. Остановимся на них подробнее.
1. Изменение термодинамических условий. При этом возможно образование карбонатов кальция по схемам
(V. 15)
В пластовых водах |НСО3| >> |СО3|, и образование СаСО3 происходит в основном по схеме (V.15).
В отличие от большинства неорганических солей кальцит лучше растворяется в воде с уменьшением температуры. Если при 100 °С его равновесная концентрация составляет 14 мг/л, то при О°С — 85 мг/л.
Однако с уменьшением давления и температуры из раствора выпадает осадок СаСО3, ибо на направление реакции по схеме (V.15) в значительно большей степени, чем температура влияет парциальное давление углекислого газа. Влияние парциального давления СО2 на растворимость NСаСО3 в воде дано ниже.
Парциальное давление СО2, МПа |
0,0001 |
0,01 |
0,1 |
1,0 |
Растворимость N, мг/л |
60 |
400 |
920 |
2125 |
Изменение давления и температуры способно привести к пересыщению растворов относительно сульфатов кальция и бария (табл. V.3).
Таблица V.3 Влияние температуры на растворимость сульфатов кальция и бария в воде
Максимальная растворимость гипса наблюдается при температуре 40 °С. При дальнейшем повышении температуры гипс становится менее растворимым, а растворимость ангидрита уменьшается намного быстрее. Поэтому в скважинах и пластах с температурой выше 40 °С возможно преобладание в отложениях ангидрита.
На растворимость барита температура оказывает незначительное влияние.
Зависимость равновесных концентраций сульфатов кальция и бария от давления незначительна. Так, при падении давления от 50,0 МПа до 10 МПа при температуре 100 °С растворимость сульфата кальция уменьшается на 0,04 % по массе и составляет 0,09 %• Влияние давления на растворимость сульфата кальция в насыщенном растворе при 20 °С приведено ниже.
Растворимость N, мг/л |
2,08 |
2,12 |
2,33 |
2,46 |
Давление, МПа |
0,1 |
4,1 |
10,1 |
16,1 |
Оно невелико, однако анализ промысловых и лабораторных данных показывает, что уменьшение давления может привести к выпадению сульфатов бария и кальция из раствора.
Понижение давления вызывает испарение части воды в газовую фазу, что также способствует пересыщению водно-солевых систем.
2. Изменение химического состава пластовых вод в процессе разработки месторождений. Смешение закачиваемой и пластовой вод даже при условии их химической совместимости приводит зачастую к формированию попутно добываемой воды совершенно нового состава по сравнению с пластовой. А это, в свою очередь, способствует изменению растворимости отдельных компонентов. В табл. V.4 показано влияние содержания NaCl на растворимость СаСО3, CaSO4 и BaSO4 в дистиллированной воде. При высокой концентрации хлористого натрия в растворе заметно повышается растворимость СаСО3 и CaSO4 (растворимость кальцита максимальна при содержании NaCl в количестве 120 г/л, а гипса — 150 г/л). В большей степени (в 10 раз) повышается при этом растворимость BaSO4.
Таблица V.4 Влияние содержания хлористого натрия на растворимость некоторых солей в воде
Пластовые воды месторождений, разработка которых осложнена солеотложениями, являются водами хлоркальциевого типа. В таких водах растворимость гипса, например, невелика. Если при отсутствии в воде хлористого кальция равновесная концентрация гипса в ней составляет 2080 мг/л, то при содержании в растворе 367,85 г/л CaCl2 она уменьшается до 32 мг/л. Влияние содержания G хлористого кальция СаС12 на растворимость N сульфата кальция приведено ниже.
G, г/л |
367,85 |
280,30 |
192,91 |
97,02 |
51,53 |
32,05 |
25,77 |
11,96 |
7,49 |
0 |
N, мг/л |
32 |
203 |
465 |
841 |
1016 |
1080 |
1096 |
1181 |
1244 |
2080 |
В табл. V.5 приведены данные, характеризующие растворимость системы CaSO4 —СаСО3 в воде.
Табл ица V.5 - Растворимость системы CaSO4 — CaCO3 в воде (твердая фаза системы — СаСО3)
Итак, в двухкомпонентных системах различные соли по-разному влияют на равновесную концентрацию основных компонентов неорганических осадков.
Реальные пластовые, закачиваемые и попутно добываемые воды — многокомпонентные водно-солевые системы. Какова же растворимость солей в таких системах?
Приведенные в табл. V.6 и V.7 значения растворимости ангидрита и гипса интерполированы по опытным данным для шести различных концентраций раствора. Вода, подвергавшаяся разбавлению и концентрированию, имела следующий первоначальный состав (в массовых долях, %): Na —0,9114, К — 0,0315; Mg— 0,1059, Са —0,340, С1'—1,629, SO"4 — 0,2283, = 2,940. 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 хлора в системе уменьшается равновесная концентрация сульфата кальция.
Таблица V.6 - Растворимость ангидрита (CaSO4) в многокомпонентной водно-солевой системе
Таблица V.7 - Растворимость гипса (CaSO42Н2О) в многокомпонентной водно-солевой системе ( — плотность в г/см3)
Таким образом, изменение минерализации попутно добываемой воды может привести к ее пересыщению.
3. Поступление на забой скважины вод разных горизонтов. При эксплуатации Майкопского газоконденсатного месторождения, например, из-за некачественного цементирования скважин и значительной разницы в давлениях газ и воды перетекали из одного горизонта в другой. Смешение щелочных вод I и II горизонтов, содержащих большое количество СаС12 и MgCl2, с водами III горизонта приводило к образованию солевых осадков за счет протекания следующих химических реакций:
2NaHCO3 + СаС12 = СаСО3+ 2NaCl + Н2О + СО2, (V. 16)
2NaHCO3 + MgCl2 = MgCO3 + 2NaCl + H2O+CO2. (V.17)
4. Тепловые методы разработки. При этих методах разработки нефтяных месторождений в процессе закачки воды в залежи, находящиеся на больших глубинах, при высоких температурах возможно частичное или полное растворение воды в нефти.
Во ВНИИнефти исследованы особенности фазовых равновесий в системе вода — Н-гексадекан.
Н-гексадекан имеет высокую температуру кипения (286,8 °С) и большой молекулярный вес (226,4), поэтому он рассматривался в качестве аналога нефти. Результаты исследований приведены в табл. V.8.
Таблица V.8 - Характеристики трехфазного равновесия в системе н-гексадекан — вода
Существуют и другие факторы, способствующие возникновению солеотложений — выщелачивание солей, содержащихся в пласте, процессы обогащения закачиваемых вод солями при контакте их с погребенными водами, повышение растворимости воды в нефти с увеличением температуры (т. е. в условиях нефтяных месторождений углеводороды, отвлекая на себя часть воды, могут служить высаливателями.
Следует отметить, что в связи со сложным механизмом солеотложений в промысловых объектах методы прогнозирования его недостаточно обоснованы. Некоторые процессы не поддаются учету (адсорбция), другие постоянно изменяются и неоднозначно влияют на механизм солеотложения, третьи — мало изучены (влияние поверхности оборудования, гидродинамические эффекты, влияние органических компонентов нефти и т. д.). Поэтому на практике для борьбы с солеотложениями значительно реже используют меры предупреждения, чем методы удаления их различными средствами. При отложениях солей карбонатов, с помощью соляной кислоты хорошо удаляются карбонаты кальция и магния.
Для борьбы с рыхлыми отложениями гипса в начальный период загипсовывания оборудования используются 10—15%-ные растворы карбоната и бикарбоната натрия и калия. При этом гипс преобразуется в карбонат кальция, который затем удаляют соляной кислотой.
Для удаления плотных, плохо проницаемых осадков применяют более эффективные растворы: гидроокиси натрия и калия, 20%-ный раствор каустической соды (техническое название едкого натрия). Предложены многие другие составы реагентов, удаляющих солеотложения.