Химический состав пластовых вод

Состав и физико-химические свойства пластовой воды

По мере эксплуатации нефтяных месторождений скважины постепенно обводняются. Содержание пластовой воды в скважинной продукции растёт и может достигать 95 — 98%.

Поэтому важно знать, какое влияние оказывает пластовая вода на процесс добычи нефти и газа.

Состав пластовых вод разнообразен и зависит от природы эксплуатируемого нефтяного пласта, физико-химических свойств нефти и газа.

Различают следующие виды пластовых вод:

Все эти виды вод представляют собой единую гидродинамическую систему. Пластовая вода часто является агентом, вытесняющим нефть из пласта. Следовательно, её свойства влияют на количество вытесненной нефти.

Физико-химические свойства пластовых вод

Минерализация воды характеризует содержание в ней растворённых солей в г/л. В пластовых водах всегда растворено некоторое количество солей. По степени минерализации пластовые воды делятся на четыре типа:

  • — рассолы (Q>50 г/л);
  • — солёные (10
  • — солоноватые (1
  • — пресные (Q1 г/л).

Минерализация пластовой воды растёт с глубиной залегания пластов.

В пластовой воде содержатся ионы растворённых солей:

Больше всего в воде содержится хлористых солей, до 80-90% от общего содержания солей. В количественном отношении катионы солей пластовых вод располагаются в следующий ряд: Na+; Ca2+; Mg2+; K+; Fe3+.

Большое значение на растворимость солей и увеличение их концентрации в пластовых водах оказывает температура и парциальное давление СО2. Максимальная растворимость СаСО3 в воде наблюдается при 0оС, с возрастанием температуры она падает. Максимальная растворимость гипса (СаSО4?2Н2О) в воде наблюдается при 40оС. С дальнейшим возрастанием температуры она уменьшается. С увеличением парциальное давление СО2 растворимость СаСО3 возрастает. Уменьшение пластового давления усиливает процесс выпадения солей СаСО3 и др. Изменение термобарической обстановки в пласте даже при небольшой минерализации пластовых вод влияет на растворимость солей и выпадение их.

По типу растворённых в воде солей различают хлоркальциевые (хлоркальциево-магниевые) и гидрокарбонатные (гидрокарбонатно-натриевые, щелочные) пластовые воды. Тип пластовой воды определяется анионом. Гидрокарбонатный тип воды определяется солями угольной кислоты, необходимо наличие карбонат — CO32-, или бикарбонат — HCO3 — аниона. Соли всех остальных кислот относятся к хлоркальциевому типу. В основном, это соли соляной кислоты — хлориды (Cl-).

Соли пластовых вод влияют и определяет её жёсткость. Жёсткостью называется суммарное содержание растворённых солей двухвалентных катионов: кальция, магния и железа.

Жёсткость различают временную (карбонатную) и постоянную (некарбонатную). Временная жёсткость или карбонатная (Жк) обусловлена содержанием в воде карбонатов или гидрокарбонатов двухвалентных металлов: кальция, магния, железа.

Постоянная жёсткость или некарбонатная (Жнк) обусловлена наличием в воде сульфатов или хлоридов (или соли других кислот) двухвалентных металлов: кальция, магния, железа.

Общая жёсткость воды определяется как сумма карбонатной и некарбонатной:

Жо = Жк + Жнк (2.39)

Жёсткость воды оценивается содержанием в ней солей в миллиграмм эквивалентах на литр .

Жк, Жнк оценивают как сумму жесткостей всех i-ых ионов (?gi):

Жо = gi (2.40)

Жесткость иона оценивается отношением массы иона к его эквиваленту:

, (2.41)

где mvi — концентрация i-го иона в воде (мг/л);

эi — эквивалент i-го иона.

Эквивалент иона оценивается отношением молекулярной массы иона (МI) к его валентности (n):

, (2.42)

где Мi — молекулярная масса иона;

n — валентность иона.

Природные воды в зависимости от содержания в них двухвалентных катионов кальция, магния, железа подразделяются на следующие типы:

  • — очень мягкая вода — до 1,5 мг-экв. /л;
  • — мягкая вода — 1,5-3,0 мг-экв. /л;
  • — умеренно жёсткая вода — 3,0-6,0 мг-экв. /л;
  • — жёсткая вода — более 6 мг-экв. /л.

Жесткость пластовой воды и ее тип по жесткости определяется экспериментально-расчетным путем (см. разд. «Практикум для самостоятельной работы»).

Временную (карбонатную) жёсткость можно устранить термическим методом, длительным кипячением или химическим методом — добавлением гидроксида кальция Са (ОН) 2. В обоих случаях выпадает в осадок карбонат кальция СаСО3.

Постоянную жёсткость устраняют химическим способом с помощью добавления соды или щёлочи.

Содержание водородных ионов в воде определяется показателем концентрации водородных ионов (рН), который равен отрицательному логарифму концентрации ионов водорода:

, (2.43)

где Сн+ — концентрация ионов водорода.

Показатель рН характеризует активную часть ионов водорода, которая образовалась в результате диссоциации молекул воды.

В зависимости от рН воды подразделяются на:

  • — нейтральные (рН=7);
  • — щелочные (pH>7);
  • — кислые (p

Поскольку константа диссоциации воды зависит от температуры и давления, то эти параметры влияют на величину рН (см. раздел «Практикум для самостоятельной работы»). С возрастанием температуры рН уменьшается и это обстоятельство необходимо учитывать при закачке воды в пласт.

Плотность пластовых вод сильно зависит от минерализации, т.е. содержания растворённых солей. В среднем плотность пластовой воды изменяется в диапазоне: 1010-1210 кг/м3, однако встречается и исключение — 1450 кг/м3. Пластовые воды месторождений нефтей и газоконденсатов Томской области имеют небольшую плотность: для мезозойских месторождений > 1007 — 1014 кг/м3; для палеозойских > 1040 — 1048 кг/м3; сеноманские воды > 1010 — 1012 кг/м3;

Вязкость воды в пластовых условиях зависит, в основном, от температуры и минерализации. С возрастанием минерализации вязкость возрастает. Наибольшую вязкость имеют хлоркальциевые воды по сравнению с гидрокарбонатными и они приблизительно в 1,5-2 раза больше вязкости чистой воды. С возрастанием температуры вязкость уменьшается. От давления вязкость зависит двояко: в области низких температур (0-40оС) с возрастанием давления вязкость уменьшается, а в области высоких температур (выше 40оС) возрастает.

Тепловое расширение воды характеризуется коэффициентом теплового расширения:

. (2.44)

Из формулы следует, что коэффициент теплового расширения воды (Е) характеризует изменение единицы объёма воды при изменении её температуры на 1С. По экспериментальным данным в пластовых условиях он колеблется в пределах (18-90) 10-5 1/С. С увеличением температуры коэффициент теплового расширения возрастает, с ростом пластового давления — уменьшается.

Коэффициент сжимаемости воды характеризует изменение единицы объёма воды при изменении давления на единицу:

. (2.45)

Коэффициент сжимаемости воды изменяется для пластовых условий от 3,710-10 до 5,010-10 Па-1. При наличии растворённого газа он увеличивается, и приближённо может оцениваться по формуле:

вг = в (1+0,05S), (2.46)

где S — количество газа, растворённого в воде, м3/м3.

Объёмный коэффициент пластовой воды характеризует отношение удельного объёма воды в пластовых условиях к удельному объёму воды в стандартных условиях:

. (2.47)

Увеличение пластового давления способствует уменьшению объёмного коэффициента, а рост температуры — увеличению. Объёмный коэффициент изменяется в пределах 0,99-1,06.

Соли пластовых вод — электролиты. Электролитом называются химические соединения, которые при взаимодействии с растворителем полностью или частично диссоциируют на ионы.

Электрические свойства имеют ионную природу, и пластовая вода проявляет электрические свойства. Электропроводность пластовых вод имеет широкое применение.

Удельная электропроводность (ч) характеризует количество электричества, которое протекает в 1 секунду через 1 см2 поперечного сечения раствора электролита (S) при градиенте электрического поля в 1 в (R) на 1 см длины (L).

Удельная электропроводность обратно пропорционально связана с удельным сопротивлением раствора с:

ч = L / (RS), ч =1/с. (2.48)

Вода, находясь в контакте с нефтью, частично в ней растворяется. Коэффициент растворимости нефти в воде зависит от наличия в воде полярных составляющих. Чем легче нефть, тем меньше в ней растворено воды. Нефти парафинового основания содержат мало воды. С ростом в нефти содержания ароматических углеводородов и гетероатомных соединений, растворимость воды в нефти растёт.

За счёт растворения воды в нефти происходят изменения в зоне водонефтяного контакта. Чёткой границы вода-нефть не существует («зеркало» не образуется). За счёт растворения воды в нефти и диспергирования их друг в друга образуется так называемая «переходная зона», высота которой зависит от величины полярности нефти.

Физико-химические свойства пластовых вод

Вода — неизменный спутник нефти и газа. В месторождении она залегает в тех же пластах, что и нефтяная или газовая залежь, а также в собственно водоносных пластах (горизонтах). В процессе разработки вода может внедряться в нефтяную или газовую залежь, продвигаясь по нефтегазоносному пласту, или поступать в скважины из других водоносных горизонтов.

Промысловая классификация пластовых вод

С позиций промысловой геологии воды нефтяных и газовых месторождений делятся на

  • собственные,

  • чуждые

  • техногенные (искусственно введенные в пласт).

К собственным относятся остаточные и пластовые напорные воды, залегающие в нефтегазоносном пласте (горизонте).

Собственные пластовые воды — один из основных природных видов вод месторождений УВ. Они подразделяются на контурные (краевые), подошвенные и промежуточные.

  • Контурными называются воды, залегающие за внешним контуром нефтеносности залежи.

  • Подошвенной называется вода, залегающая под ВНК (ГВК).

  • К промежуточным относятся воды водоносных пропластков, иногда залегающих внутри нефтегазоносных пластов.

К чужим (посторонним) относятся воды верхние и нижние, грунтовые, тектонические.

  • Верхними называются воды водоносных горизонтов (пластов), залегающих выше данного нефтегазоносного, а нижними — воды всех горизонтов, залегающих ниже его.

  • К грунтовой относится гравитационная вода первого от поверхности земли постоянного горизонта (расположенного на первом водоупорном слое), имеющая свободную поверхность.

  • Тектоническими называют воды, циркулирующие в зонах нефтегазоносности по дизъюнктивным нарушениям. Эти воды могут проникать в нефтегазоносные пласты и вызывать обводнение скважин при разработке залежей.

Искусственно введенными, или техногенными, называют воды, закачанные в пласт для поддержания пластового давления, а также попавшие при бурении скважин (фильтрат промывочной жидкости) или при ремонтных работах.

Физические свойства пластовых вод

В состав вод нефтяных месторождений входят, главным образом, хлориды, бикарбонаты и карбонаты металлов натрия, кальция, калия и магния. Содержание хлористого натрия может доходить до 90% от общего содержания солей. Иногда встречается сероводород и в виде коллоидов окислы железа, алюминия и кремния. Часто присутствует йод и бром, иногда в таком количестве, что вода может быть объектом их промышленной добычи.

Воды нефтяных месторождений отличаются от поверхностных или отсутствием сульфатов (соединений SO4), или их слабой концентрацией. Помимо минеральных веществ, в водах нефтяных месторождений содержатся некоторые минеральные вещества, углекислота, легкие углеводороды, нафтеновые и некоторые жирные кислоты.

Минерализация воды характеризуется количеством растворенных в ней минеральных солей. Степень минерализации вод часто выражается их соленостью, т.е. содержанием растворенных в воде солей, отнесенных к 100 г раствора.

В зависимости от содержания солей различают:

— пресные до 1 г/л;

— солоноватые до 10 г/л;

— соленые до 50 г/л;

— рассолы свыше 50 г/л.

Пластовые воды обычно сильно минерализованы. Степень их минерализации колеблется от нескольких сот граммов на 1 м3 в пресной воде до 80 кг/м3 в сильноминерализованных водах и до 300кг/м3 в рапах.

Прозрачность зависит от наличия мех. примесей.

— прозрачные; — слегка мутные; — мутные; — очень мутные.

Цвет зависит от химического состава и наличия примесей

— голубоватый оттенок у жесткой воды;

— зеленовато-голубоватая окраска у вод содержащих соли железа и сероводород;

— желтоватый при наличии органических гуминовых соединений;

— сероватый оттенок у вод при наличии взвешанных минеральных частиц;

Плотность пластовой воды зависит главным образом от ее минерализации, пластовых давления и температуры. В большинстве случаев она меньше плотности в поверхностных условиях (не более чем на 20%), поскольку пластовая температура выше стандартной (ρв =1-1,4 г/см3)

Сжимаемость воды — обратимое изменение объема воды, находящейся в пластовых условиях, при изменении давления. Значение коэффициента сжимаемости колеблется в пределах (35)10-4МПа-1. Сжимаемость воды, содержащей растворенный газ, увеличивается; сжимаемость минерализованной воды уменьшается с увеличением концентрации солей. Это свойство играет существенную роль при формировании режимов залежей.

Газосодержание пластовой воды не превышает 1,5— 2,0м3/м3, обычно оно равно 0,2—0,5м3/м3. В составе водорастворенного газа преобладает метан, затем следует азот, углекислый газ, гомологи метана, гелий и аргон.

Растворимость газов в воде значительно ниже их растворимости в нефти. При увеличении минерализации воды их растворимость уменьшается.

Объемный коэффициент пластовой воды нефтяных и газовых месторождений b зависит от минерализации, химического состава, газосодержания, пластовых давления и температуры и колеблется от 0,8 до 1,2.

Вязкость пластовой воды зависит в первую очередь, от температуры, а также от минерализации и химического состава. Вязкость пластовых вод нефтяных и газовых месторождений составляет 0,2— 1,5 мПас.

Поверхностное натяжение пластовой воды, т.е. свойство ее противодействовать нормальным силам, приложенным к ее поверхности и стремящимся изменить ее форму, в значительной степени зависит от химического состава и при соответствующей химической обработке воды может быть значительно снижено.

Радиоактивность вызвана наличием в воде урана, радия и радона.

Электропроводность воды зависит от ее минерализации. Пресные воды плохо проводят или почти не проводят электрический ток. Минерализованные воды относятся к хорошим проводникам. Мерой электропроводности служит удельное электрическое сопротивление, за единицу измерения которого принят 1 Омм.

7.3. ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ВОД

На этой странице:

Установление фонового состава пластовых и конденсационных вод в качестве начальной системы отсчета является обязательной основой осуществления гидрохимического контроля за разработкой месторождения. Основные сведения о составе пластовых вод обычно получают на стадии поисково-разведочных работ. В дальнейшем эти сведения могут быть дополнены и уточнены данными анализов состава вод, полученных из эксплуатационных скважин.

7.3.1. ПЛАСТОВЫЕ ВОДЫ

Состав пластовых вод АГКМ, выносимых из эксплуатационных скважин, показан в таблице 7.1. Воды АГКМ — это минерализованные хлоридно-каль- циевые воды, основные их компоненты — натрий и хлор. Минерализация в пластовых условиях составляет 100 г/дм3, в лабораторных — на 10-15 г/дм3 ниже в зависимости от степени разгазированности.

В таблице 7.2 показаны характерные эквивалентные коэффициенты-кор- релятивы, позволяющие судить о принадлежности исследуемой жидкости к пластовой. В случае, если минерализация выносимой из эксплуатационной скважины жидкости понижена из-за разбавления ее конденсационной (т. е. если выносимая жидкость является смесью «пластовая вода— конденсационная вода»), указанные коэффициенты не изменяются.

Термодинамические исследования подтверждают, что аналитические определения ионов кальция, бикарбонатов и сульфатов в пробах воды существенно ниже расчетных. При этом воды при лабораторном анализе сохраняют остаточную газированность и продолжают разгазироваться, а следовательно, менять свой состав еще некоторое время (табл. 7.2, рис. 7.8).

Снижение парциальных упругостей газов в остаточных водах сопровождается выделением их в свободную фазу, нарушением карбонатного и сульфатного равновесия в водах и выпадением части водорастворимых солей в осадок.

В таблице 7.3 показан основной компонентный состав, а также эквивалентные отношения пластовых вод, отобранных из эксплуатационных скважин, проанализированных в лабораторных условиях после подъема вод на поверхность, составы этих же вод, приведенных к пластовым условиям, и, наконец, составы вод, полностью разгазированных.

Из таблицы следует, что минерализация пластовых вод в условиях повышенных температуры и давления до подъема на поверхность в среднем на 10 г/дм3 выше, чем в лаборатории. По мере хранения пробы в лаборатории происходит ее дегазация и минерализация еще понижается на 1-2 г/дм3. При этом

Состав пластовых вод, смесей пластовых вод с конденсационными, выносимыми из эксплуатационных скважин

Характерные эквивалентные отношения для отличия вод с повышенной минерализацией: пластовых, с признаками СКО и со следами ингибитора

Примечания, х-к — хлоридно-кальциевый, г-н — гидрокарбонатно-натриевый.

Рис. 7.8

Изменение содержания основных солеобразующих ионов состава пластовой воды в разных условиях

Состав пластовых вод в пластовых, лабораторных и условиях полного разгазирования

основные изменения в составе происходят за счет увеличения pH, что способствует выпадению хемогенных солей кальцита и гипса в пласте. В лабораторных условиях при хранении пробы продолжается выпадение солей бикарбонатов (карбонатов) и сульфатов кальция и магния.

Таблица также содержит сведения о составе пластовых вод в поверхностных и пластовых условиях.

Широко развито выпадение солей практически на всех узлах по пути следования газа, куда вместе с газом попадает и вода, причем именно подземные воды являются основным поставщиком компонентов при выпадении солей. В составе выпадающих солей преобладают преимущественно карбонаты и сульфаты двухвалентных металлов, а также соли элементов, поступающих из металла в результате коррозии.

Результаты спектрального анализа состава микрокомпонентов для пластовых вод показали наличие в водах широкого спектра микрокомпонентов, в том числе токсических элементов (табл. 7.3).

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *