Главная База знаний "Allbest" Геология, гидрология и геодезия Прогнозирование выпадения солей для предотвращения и удаления солеотложений при эксплуатации скважин

Прогнозирование выпадения солей для предотвращения и удаления солеотложений при эксплуатации скважин

Геолого-физическая характеристика Николо-Березовской площади. Рассмотрение условий образования отложений солей и способов их предотвращения. Примеры решения задач по прогнозированию гипсообразования при эксплуатации скважин и закачке ингибитора.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 01.12.2014
Размер файла 1,8 M

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Страница:

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

соль гипсообразование скважина ингибитор

Введение

1. Геолого-физическая характеристика Николо-Березовской площади

1.1 Краткая характеристика района разработки

1.2 Стратиграфия и тектоника

1.3 Свойства пород, жидкостей

1.4 Текущее состояние разработки

2. Условия образования отложений солей и способы их предотвращения

2.1 Состав и характер отложений

2.2 Формирование состава попутно добываемых вод при разработке залежей

2.3 Прогнозирование выпадения гипса из попутно добываемых вод

2.4 Примеры решения задач по прогнозированию гипсообразования при эксплуатации скважин

2.5 Классификация методов предотвращения образования отложений неорганических солей в скважинах

2.6 Состав и свойства ингибиторов отложения солей

2.7 Технология использования ингибиторов отложения солей

2.8 Примеры решения задач по закачке ингибитора солеотложення и варианты задач

Заключение

Список использованных источников

Введение

Процессы добычи нефти или газа часто сопровождаются нежелательным образованием отложений неорганических солей в призабойной зоне пласта, на стенках подземного оборудования скважин, в наземных коммуникациях системы сбора и подготовки нефти и газа.

Для эффективной разработки залежей используют различные системы поддержания пластового давления (ППД). При заводнений происходит контакт закачиваемых вод с пластовыми и породами пласта. В результате этого в пласте формируются воды, из которых возможно выпадение солей. Для предупреждения образования отложений неорганических солей в скважинах применяются химические методы ингибиторной защиты поверхности нефтепромыслового оборудования. В промысловой практике борьбы с отложением солей наиболее широкое распространение получил метод периодической обработки ПЗП водным раствором ингибитора отложения солей. Сущность обработки заключается в периодической закачке водного раствора ингибитора отложения солей в ПЗП в виде оторочки продавочной жидкостью, адсорбции ингибитора на поверхности породы и постепенной десорбции его в процессе отбора жидкости из скважины.

Эффективность мер борьбы с солеотложением при добыче нефти зависит от комплексного подхода к решению данной проблемы. Особое внимание нужно уделять правильному выбору нужных методов борьбы с отложением солей, позволяющих добиться наибольшей их эффективности в конкретных промысловых условиях с учетом экономической целесообразности.

Целью курсового проекта является прогнозирование выпадения солей для предотвращения и удаления солеотложений при эксплуатации скважин, и повышения эффективности работы ТТНК Николо-Березовской площади Арланского месторождения.

1. Геолого-физическая характеристика Николо-Березовской площади

1.1 Краткая характеристика района разработки

Арланское нефтяное месторождение расположено на северо-западе Республики Башкортостан и частично - на юго-востоке Удмуртской Республики. В административном отношении территория месторождения входит в состав Краснокамского, Калтасинского, Дюртюлинского и Илишевского районов Башкортостана и Каракулинского района Республики Удмуртия.

Район месторождения за годы, прошедшие со времени его открытия, превратился в обустроенный регион с развитой инфраструктурой. На месте с. КасевоКраснокамского района в связи с открытием Арланского месторождения был основан поселок городского типа Нефтекамск, который в 1963 г. получил статус города. В г. Нефтекамске действуют крупные промышленные предприятия: нефтегазодобывающее управление (НГДУ) "Арланнефть" ООО "Башнефть-Добыча" и Нефтекамское управление буровых работ ООО "Башнефть-Бурение", завод нефтепромыслового оборудования, завод нефтяного и газового машиностроения и другие.

Местность, на которой находится это месторождение, является наиболее пониженной частью Башкирии и называется Бельско-Камской низменностью. Рельеф описываемой площади равнинный с отметками от +68 до +85 м над уровнем моря. В восточной части резко выделяется небольшой приподнятый участок, расчлененный овражно-балочной сетью. Формы рельефа исследуемого района представлены двумя генетическими типами: эрозионно-тектоническим и аккумулятивно-эрозионным, сформированными на пластовом основании, сложенном породами пермского возраста. Большая часть территории (70%) представляет собой поверхность аллювиальных толщ, структурно-усложненных комплексом пойменных и надпойменных террас.

Рисунок 1.1 - Обзорная карта района Арланского нефтяного месторождения

Речная сеть принадлежит к бассейну рек Камы и Белой. Река Кама в своем среднем течении пересекает территорию Арланского месторождения, отделяя Вятскую площадь, расположенную на территории Удмуртской Республики. Вдоль южной границы Арланского месторождения протекает р. Белая.

Климат района резко-континентальный, зима продолжительная, холодная с резкими ветрами и большим количеством осадков. По данным метеопостов: абсолютный минимум температуры минус 50°С; абсолютный максимум +38°С; среднегодовая температура +2,4°С; продолжительность холодного периода - 196 дней; преобладающее направление ветра - южное и юго-западное, средняя скорость ветра 4,3 м/с; среднегодовое количество осадков от 600 до 630 мм. Высота снежного покрова на равнинах, не защищенных лесом, достигает от 1,5 до 2 м. Глубина промерзания грунта до 2 метром.

Через район проходят магистральные нефтепроводы Альметьевск-Пермь, Кутерем-Свердловск. Имеется железнодорожная ветка со станции Амзя на Нефтекамск. Через площадь проходит асфальтированная дорога Нефтекамск-Дюртюли. Имеются внутрипромысловые асфальтированные и шоссейные дороги, а также грунтовые дороги без искусственного покрытия, которые в осенний и весенний периоды малопригодны для движения технологического автотранспорта. Электроснабжение для добычи нефти осуществляется от Кармановской ГРЭС.

1.2 Стратиграфия и тектоника

Геологический разрез месторождения представлен отложениями четвертичной, неогеновой, пермской, каменноугольной и девонской систем и додевонским комплексом осадков.

В тектоническом отношении месторождение расположено в пределах Бирской седловины, разделяющей Татарский и Башкирский своды.

Разрез осадочной толщи изучен до глубины 4516м. На месторождении нефтеносными являются отложения верхнего девона (пласт Д1), турнейского яруса, терригенной толщи нижнего карбона (ТТНК), верейского и каширо-подольского горизонтов среднего карбона (московский ярус).

Основными продуктивными объектами месторождения являются пласты СVI, СVI0, СV, СIV, СIV0, СIII, СII и СI ТТНК. Для ТТНК характерна высокая неоднородность пластов по всем параметрам.

Алексинский горизонт (Со) сложен в основном карбонатами, редко представлен пластом рыхлых крупнозернистых песков.

Пласт Д1 представлен песчаниками, содержит одну небольшую залежь на Калегинском участке Николо-Березовской площади.

Турнейский ярус представлен продуктивными пористыми разностями известняков. В разрезе продуктивной пачки выделяются 3 продуктивных пласта Т1, Т2 и ТЗ. Пористость изменяется в пределах 11,6% до 19%, проницаемость - до 0,14 мкм2.

Средний карбон (верейский, каширский и подольский горизонты) сложен продуктивными известняками и доломитами. Продуктивная пачка ВЗ+4, имеющая промышленную ценность, выделена только в пределах Николо-Березовской и Ново-Хазинской площадей.

Средний карбон

В продуктивном разрезе среднего карбона выделяется от 2 до 5 продуктивных пластов.

Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,55 м до 2,2 м, чаще всего не превышая 1,5 м. Таким образом, продуктивные пласты среднего карбона характеризуются малой толщиной и часто замещаются неколлектором. В связи с этим залежи нефти в отдельных пластах являются литологически ограниченными. Средняя пористость пластов до 22% .Продуктивные пласты среднего карбона относятся к типу низкопроницаемых,которая составляет чаще всего не более 0,050 мкм.

Средневзвешенная проницаемость (по керну) по Арланской площади составляет 0,050 мкм.

Доля нефтенасыщенных пластов в общем разрезе до 0,17; иными словами в продуктивном разрезе преобладают плотные разности известняков.

Продуктивные пласты характеризуются прерывистым строением. Коэффициент распространения по пластам не превышает 0,36.

Рассмотренные особенности строения пластов определяют низкую продуктивность залежей нефти среднего карбона.

Терригенная толща нижнего карбона (ТТНК)

ТТНК представляет собой переслаивание аргиллитов (иногда известняков и углистых сланцев) с песчаниками и алевролитами кварцевого состава. Всего в разрезе ТТНК выделяется до 8 пластов I, II, III, IV0, IV, V, VI0, VI, разделенных аргиллитами различной толщины. Основными из них являются пласты II и VI, наиболее выдержанные по площади, отличающиеся наибольшими толщинами и проницаемостью и содержащими основные запасы нефти.

Остальные продуктивные пласты I, IV, V, VIо распространены не повсеместно, характеризуются линзовидным строением, имеют подчиненное значение.

Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина по пласту II по площадям месторождения колеблется в пределах 1,9-3,5 м; по пласту VI - в пределах 2,5-4,6 м; а по пластам I, IV0-VI0 минимальная величина ее составляет 0,7-1,2 м, а максимальная - 1,0-1,6 м.

Проницаемость по керну продуктивных пластов изменяется в широких пределах от 0,18 мкм до 1,79 мкм. Проницаемость основных продуктивных пластов (Сц+ш, СVI) как правило превышает 1 мкм, а вспомогательных пластов колеблется в пределах 0,18-0,7 мкм.

Обращают на себя внимание коэффициент песчанистости. Четко прослеживается зависимость его от толщины пласта. Чем выше толщина пласта, тем ниже коэффициент песчанистости и наоборот. Так, для пласта VI величина этого коэффициента составляет 0,66; по пласту II - 0,94; по пластам I, IV0-VI0 она возрастает до 1.

Средняя толщина продуктивной пачки в турнейском ярусе составляет 12 м. Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина 4,2 м.

Продуктивный пласт Т1 характеризуется небольшой пористостью 13,3%. Этому соответствует и низкая фильтрационная характеристика пласта. Так проницаемость пласта в среднем составляет 0,034 мкм.

Доля коллекторов в общей толщине пласта не превышает 0,37. Коэффициент расчлененности пласта Т1 составляет 1,8, а коэффициент распространения изменяется в пределах 0,92.

Таким образом, при низкой емкостной и фильтрационной характеристике пласт Т1 имеет довольно высокую неоднородность, трещиноватость, что обуславливает его чрезвычайно низкую продуктивность.

1.3 Свойства пород, жидкостей

Состав и физико-химическая характеристика пластовых нефтей

Свойства нефти и нефтяного газа изучены по пробам, отобранным в пластовых и поверхностных условиях. Способы отбора поверхностных проб общепринятые - с устья действующих безводных скважин. Пробы нефти с сохранением пластовых условий отбирались либо в фонтанирующих скважинах, либо при опробовании скважин пластоиспытателем. Некоторая часть проб отобрана в действующих скважинах через межтрубное пространство. В соответствии с указанными критериями возможности отбора проб пластовой нефти с течением времени разработки уменьшаются.

Большинство скважин этого объекта с самого начала работают с водой, что приводит к существенным трудностям отбора проб пластовой нефти. Другой причиной малого числа проб является глубинно-насосный способ эксплуатации практически всех скважин по каширо-подольским отложениям. В таких скважинах отбор проб возможен только через межтрубное пространство. К этому перечню следует добавить еще и большие искривления ствола скважин. В этих случаях пробоотборники невозможно спустить в межтрубное пространство.

Рассмотрим подробнее Николо-Березовскую площадь:

Средний карбон. Пластовые пробы нефти не отбирались. Поверхностные пробы нефти среднего карбона отобраны из пачек Скш1, Скш2-3, из совместно опробованных пачек каширо-подольского горизонта и СвЗ-4

Пачка Скш1.Плотность нефти изменяется от 863 до 898 кг/м и в среднем равна 878 кг/м3, вязкость при 20°С в среднем имеет значение 16,7 мПа*с (от 14,6 до 19,7 мПа с), содержание серы - 2,60% (от 2,4 до 2,72%). Температура начала кипения - от 49,0 до 67,0°С. Содержание ванадия составляет от 31,0 до 49,0 г/т, никеля - от 3,0 до 15,0 г/т (в среднем 9,0 г/т). Выход светлых фракций, выкипающих до 100°С, - от 0 до 5,3%; выход светлых фракций, выкипающих до 150 °С, - от 0,0 до 5,3%; выход светлых фракций, выкипающих до 200 °С - от 14,5 до 21,3 %.

Пачка Скш2-3.Нефти в своем составе содержат серы - 2,81%, асфальтенов - 1,7%, парафина - 3,4%. Вязкость нефти при 20°С составляет в среднем 16,6 мПа*с, при 50°С - 6,8 мПа*с. Температура начала кипения нефти - 50°С, температура плавления парафина - 55°С. Плотность поверхностной нефти равна 877 кг/м3. Выход светлых фракций, выкипающих до 100°С - 4,0%; выход светлых фракций, выкипающих до 150°С - 7,3%; выход светлых фракций, выкипающих до 200°С - 22,3%; выход светлых фракций, выкипающих до 300°С - 41,8%.

Пачка СвЗ-4.Плотность нефти равна 875 кг/м3, вязкость при 20°С - 19,6 мПа*с. Содержание серы - 1,56%, асфальтенов - 8,36%, парафина - 1,79%, смол силикагелевых - 12,07%. Температура начала кипения - 78°С, температура плавления парафина - 54°С. Выход светлых фракций, выкипающих до 100°С - 2%; выход светлых фракций, выкипающих до 150°С - 2,0%; выход светлых фракций, выкипающих до 200°С - 19,0%; выход светлых фракций, выкипающих до 300°С - 40,0%.

Терригенная толща нижнего карбона.Пластовые пробы нефти ТТНК поНиколо-Березовской площади отобраны из пластов С0, СI, СII, CIII, СIV0 и из совместно опробованных пластов тульского горизонта.

Пласт С0.Плотность пластовой нефти варьирует от 879 до 881 юг/м (в среднем 880 кг/м), вязкость - от 18,2 до 22,8 мПа*с, газосодержание - от 19,1 до 21,5 м /т, давление насыщения - 9,05 МПа. Коэффициент объемной упругости 6,0 1/Мпа*10-4, Плотность нефти при однократном разгазировании в стандартных условиях изменяется от 892 до 893 кг/м. Пластовая температура - 25°С.

Пласт CI. Для пласта выполнен замер пластовой температуры, которая равна 26°С.

Пласт СII. Плотность пластовой нефти варьирует от 883 до 891 кг/м3 (в среднем 887 кг/м3), вязкость -- от 25,13 до 28,58 мПа*с (в среднем 27,3 мПа*с), давление насыщения от 5,0 до 7,21 МПа (среднее 6,1 МПа). Коэффициент объемной упругости - от 5,9 до 6,8 1/МПа-4. Плотность нефти при однократном разгазировании в стандартных условиях изменяется от 890 до 895 кг/м3 (в среднем 892 кг/м3). Пластовая температура изменяется от 24 до 26°С.

Пласт СIII.Плотность пластовой нефти варьирует от 878 до 884 кг/м3 (среднее значение 881 кг/м ). Вязкость - 19,1 мПа*с, газосодержание - от 16,3 до 19,2 м /т,давление насыщения от 6,52 до 8,24 МПа. Плотность нефти при однократномразгазировании в стандартных условиях изменяется от 887 до 889 кг/м3 (в среднем 888 кг/м3). Пластовая температура - 24°С.

Пласт CIV0. Для пласта выполнен замер пластовой температуры, которая составила 25°С. Нефти пластов СI, СIV0, СIV, СV, СVI0, СVI пластовыми пробами не изучены.

Поверхностные пробы нефти ТТНК по Николо-Березовской площади отобраны из пластов СI, СII, СIII, СIV0, СIV, СV, СVI и из совместно опробованных пластов.

Пласт СI. Плотность нефти изменяется от 876 до 891 кг/м3 и в среднем составляет 887 кг/м3, вязкость при 20°С - от 21,11 до 43,55 мПа*с, в среднем - 33,8 мПа*с. Содержание воды изменяется от 9,0 до 26,0%, серы - от 1,78 до 1,95%, асфальтенов - от 2,5 до 6,6%, парафина - 1,83%, смол силикагелевых - 18,62 %. Температура начала кипения - от 63 до 123°С, температура плавления парафина - 51°С. Выход светлых фракций, выкипающих до 150°С, изменяется от 0 до 4,0%; выход светлых фракций, выкипающих до 200°С - от 9,6 до 18,0%; выход светлых фракций, выкипающих до 300°С - от 34,5 до 35,0%.

Пласт CII.Плотность нефти в среднем равна 890 кг/м3 (от 880 до 907 кг/м3), вязкость при 20 °С составляет от 29,03 до 83,7 мПа*с, при 50°С - от 11,2 до 41,3 м Па*с. Содержание воды от 0,3 до 8,0 серы - от 0,66 до 3,03%, асфальтенов- от 2,0 до 11,9%, парафина - от 1,5 до 8,0%. Температура начала кипения - от 49 до 148°С, температура плавления парафина - от 55 до 580С. Выход светлых фракций, выкипающих до 100°С - от 0 до 5,0%; выход светлых фракций, выкипающих до 150°С - от 3,0 до 12,0%; выход светлых фракций, выкипающих до 200°С - от 8,0 до 20,0%; выход светлых фракций, выкипающих до 300°С - от 25,7 до 56,0%.

Пласт CIII.Плотность нефти изменяется от 887 до 891 кг/м3 и в среднем равна 890 кг/м3, вязкость при 20°С - от 28,99 до 155,92 мПа*с, при 50°С - 33,74 мПа*с. Содержание воды - от 0 до 66,0%, серы - от 2,89 до 2,95%, асфальтенов - от 2,15 до 12,22%, парафина - от 2,15 до 3,01%, смол силикагелевых - от 13,51 до 23,26%. Температура начала кипения - от 59 до 135°С, температура плавления парафина - от 56 до 62°С. Выход светлых фракций, выкипающих до 100 °С - от 0 до 2,0%; выход светлых фракций, выкипающих до 150°С - от 0 до 12,0%; выход светлых фракций, выкипающих до 200°С - от 14,7 до 19,0%; выход светлых фракций, выкипающих до 300°С - от 31,6 до 37,0%.

Пласт СIV0.Плотность нефти изменяется от 896 до 903 кг/м3 и в среднем составляет 900 кг/м3, вязкость при 20°С в среднем составляет 74,3 мПа*с. Содержание асфальтенов - от 9,3 до 10,27%, серы - от 2,36 до 2,91%, парафина - от 2,9 до 4,0%. Температура плавления парафина равна в среднем 58°С, температура начала кипения - 128°С. Выход светлых фракций, выкипающих при 150°С - 6,5%, при 200°С - 11,5%, при 300°С - 34,5%.

Пласт СIV.Плотность нефти в среднем равна 895 кг/м3 (от 882 до 910 кг/м3), вязкость при 20°С - от 34,25 до 86,39 мПа*с. Содержание воды -- от 0,1 до 0,6%, серы - от 2,91 до 3,19%, асфальтенов - от 3,9 до 7,1%. Температура начала кипения - от 62 до 92°С. Выход светлых фракций, выкипающих до 200°С, изменяется от 12,9 до 14,5%, выход светлых фракций, выкипающих до 300°С, - от 29,6 до 33,0%.

Пласт СV.Плотность нефти равна 892 кг/м3, вязкость при 20°С - 43,6 Мпа*с. Содержание серы - 2,81%, воды -0,1%. Температура начала кипения - 83°С. Выход светлых фракций, выкипающих до 200°С - 15,5%; выход светлых фракций, выкипающих до 300°С - 32,5%.

Пласт CVI.Плотность нефти в среднем равна 898 кг/м3 (от 893 до 902 кг/м3), вязкость при 20°С - 43,0 мПа*с.

Нефть ТТНК повышенной вязкости, тяжелая, парафинистая, смолистая, высокосернистая.

Поверхностными пробами на Николо-Березовской площади не охарактеризованы нефти пласта СVI0. Для пластов СVI0, СVI при проектировании приняты величины параметров нефти в поверхностных условиях, осредненные для пластов тульского горизонта в целом по Николо-Березовской площади (более представительное количество проб): содержание серы - 2,47% , парафина - 2,68%, плотность - 890 кг/м3 (для пласта СVI0).

Турнейский ярус

Плотность пластовой нефти турнейского яруса составляет 902 кг/м3 вязкость -- 38,40 мПа*с, давление насыщения - 3,4 МПа, газосодержание - 9,2 м3/т, плотность нефти при однократном разгазировании в стандартных условиях - 909 кг/м3, пластовая температура - 25°С.

Пробы нефти в поверхностных условиях не отбирались. Нефть турнейского яруса высоковязкая, тяжелая, парафинистая, смолистая, высокосернистая.

Свойства и состав растворенного газа

Компонентный состав растворенного газа по Николо-Березовской площади изучен пробами, отобранными из продуктивных пластов ТТНК и турнейского яруса,

Терригенная толща нижнего карбона

Растворенный газ на Николо-Березовской площади изучен по 13 пробам, отобранным из пластов С0, СII, СIII и из совместно опробованных пластов.

Пласт С0.В составе растворенного газа содержатся: метан - 22,38% моль, этан -- 10,60% моль, пропан - 18,22% моль, изобутан - 3,46% моль, норм. бутан - 6,62% моль, изопентан - 2,11% моль, норм. пентан - 1,49%моль, гексаны - 1,18% моль, гелий - 0,033% моль. Сероводород не обнаружен. Содержание азота - 33,0% моль, углекислого газа - 0,9% моль. Плотность газа при температуре 20°С и давлении 10,13 МПа составляет 1,413 кг/м3, молекулярная масса отсепарированного газа - 34 г/моль.

Пласт CII.В составе присутствуют следующие составляющие: метан - от 5,0 до 22,35% моль, этан - от 0,39 до 10,81 %моль, пропан - от 3,24 до 22,02% моль, изобутан - от 3,74 до 6,11% моль, норм. бутан - от 2,35 до 10,2% моль, изопентан - от 0,96 до 2,86% моль, норм. пентан - от 0,94 до 3,12% моль, гексаны - от 0 до 3,55% моль. Сероводород не обнаружен. Содержание углекислого газа - от 0 до 3,44% моль, азота - от 39,85 до 48,98% моль.

Плотность газа при температуре 20°С и давлении 10,13 МПа - от 1,35 до 1,603 кг/см3. Молярная масса отсепарированного газа - 39 г/моль.

Пласт СIII.Из углеводородных газов в составе содержатся: метан - 12,66% моль, этан - 10,89% моль, пропан - 18,51% моль, изобутан - 3,83% моль, норм, бутан - 6,69% моль, изопентан - 2,62% моль, норм. пентан - 2,66% моль, гексаны - 1,42% моль. Сероводород не обнаружен. Содержание углекислого газа 0,53% моль, азота - 40,19% моль. Плотность газа при температуре 20°С и давлении 10,13 МПа составляет 1,585 кг/см3. Молекулярная масса отсепарированного газа - 37,5 г/моль.

Турнейский ярус

Из углеводородных газов в составе растворенного газа содержатся метан - 4,72% моль, этан - 15,27% моль, пропан - 17,22% моль, изобутан - 4,6% моль, норм. бутан - 4,21% моль, изопентан - 2,99% моль, норм. пентан - 1,87% моль. Сероводород не обнаружен. Содержание азота составляет 45,85%, углекислого газа -- 3,27%. Плотность газа при температуре 20°С и давлении 10,13 МПа составляет 1,50 кг/см3. Молекулярная масса отсепарированного газа - 36,09 г/моль.

1.4 Текущее состояние разработки

Разработка ТТНК на Николо-Березовской площади началась в июле 1959 г. С 1966 г. велось интенсивное разбуривание площади. Максимальное количество новых скважин (97 скважин) в добычу было введено в 1968 г.

Начальный период разработки (с 1959 г. по 1973 гг.) характеризовался интенсивным ростом годовой добычи нефти, жидкости и обводненности. Максимальное значение годовой добычи нефти - 1,971 млн.т - было получено в 1973 г., при этом обводненность достигла 49,2%.

Следующий период разработки (с 1974 по 1989 гг.) отличался постепенным снижением годовой добычи нефти при продолжающемся росте добычи жидкости и обводненности.

Интенсивное разбуривание площади закончилось в 1992 г. После этого на ТТНК Николо-Березовской площади в год вводилось не более 16 новых добывающих скважин. В следующий период разработки (с 1990 по 2001 гг.) падение добычи жидкости и нефти продолжалось. В последний год периода наблюдался некоторый рост добычи жидкости и обводненности.

Современный период разработки, продолжающийся с 2002 г. до настоящего времени, отличается стабилизацией добычи нефти, при продолжении падения добычи жидкости и снижением обводненности.

Рост добычи нефти за последние 7 лет связан с увеличением действующего фонда добывающих скважин, но в большей степени за счет вывода добывающих скважин из неработающих категории. В 1999 г. в действующем добывающем фонде на ТТНК Николо-Березовской площади числилось 727 скважин, в 2009 г. - 921 скважина.

Максимальное значение среднегодового дебита нефти на площади получено на четвертый год разработки (1962 г.) и составило 33,3 т/сут. В последующие годы наблюдается монотонное снижение дебитов нефти скважин, но с исключениями.

На Николо-Березовской площади средние дебиты составили: в скважинах, оборудованных УЭЦН, - 93,6 т/сут; УШГН и УЭДН - 11,2 и 4,4 т/сут соответственно.

Фонд нагнетательных скважин с начала разработки по 1991 г. стабильно рос, достигнув своего максимального значения (221 скважина). После этого началось падение нагнетательного фонда до 1998 г. (120 скважин). Далее наблюдается увеличение фонда нагнетательных скважин до настоящего времени (179 скважин).

2. Условия образования отложений солей и способы их предотвращения

2.1 Состав и характер отложений

Значительным осложнением в процессе добычи нефти является образование отложений неорганических солей в призабойной зоне скважины, перфорационных каналах, эксплуатационной колонне, насосно-компрессорных трубах (НКТ), рабочих органах насосов, нефтесборных коллекторах, турбинных счетчиках замерных установок, в теплообменном оборудовании по подготовке нефти, водоводах системы поддержания пластового давления (ППД). Аккумуляция солевых осадков в скважинах и нефтесборных коммуникациях приводит к повышенному износу дорогостоящего оборудования, нарушает режим работы скважин, приводит к преждевременным текущим и капитальным ремонтам, а в итоге к значительному снижению эффективности добычи нефти.

По химическому составу отложения неорганических солей представлены карбонатными, сульфатными, хлоридными или сульфидными соединениями. В результате гидрохимических процессов молекулы солей могут включать в свой состав кристаллизационную воду с образованием кальцита, гипса, барита, целестина, галита, сильвенита и других минералов.

Классифицируются отложения солей по преимущественному содержанию (более 60%) одного из вышеуказанных минеральных веществ, при этом остальные соединения, находящиеся в меньших количествах, составляют примеси. В качестве примесей в отложениях неорганических солей могут также находиться песок, глинистые частицы, окислы железа, твердые углеводородные осадки и другие химические соединения. Свободный объем между кристаллами солей заполняется нефтью и гигроскопической влагой.

Образование отложений солей в скважинах происходит при любом способе их эксплуатации. Наибольшие осложнения из-за солевых осадков встречаются при эксплуатации скважин, оборудованных насосными установками. Изучение структуры отложений позволило выделить 4 характерных вида осадков:

1. Плотные микро- и мелкокристаллические осадки. В поперечном сечении таких осадков от светло- до темно-серого цвета не удается выделить отдельные слои, поскольку отложения представлены сравнительно однородными кристаллами длиной до 3 мм с равномерным включением твердых углеводородов. Иногда такие осадки имеют накипеобразный характер белого или серого цвета. Обычно этот вид осадков по составу представлен карбонатами кальция, магния, а в качестве примесей - микрокристаллы гипса, барита, целестина.

2. Плотные мелкокристаллические отложения. При поперечном срезе осадка из оборудования хорошо различим слой мелкозернистого осадка толщиной в 3-5 мм в пристенной части, затем прослеживается слой более крупных кристаллов призматического (кальцит, галит) или игольчатого строения (тепе). В этом слое преобладают кристаллы длиной 3-10 мм. Иногда встречаются крупные кристаллы гипса длиной до 15 мм. Пространство между кристаллами обычно заполнено углеводородными компонентами нефти, поэтому этот вид осадка имеет темно-серый, коричневый цвет, вплоть до черного.

3. Плотные крупнокристаллические осадки. Характерны для отложений гипса. Крупные игольчатые кристаллы гипса образуют каркас. Между крупными кристаллами гипса длиной 12-20 мм находятся более мелкие кристаллы солей и углеводородные соединения. В поперечном сечении этих отложений у стенки оборудования имеется слой более плотных мелкокристаллических осадков. По мере удаления от поверхности стенки доля крупных кристаллов значительно увеличивается. В некоторых случаях в НКТ нет сплошных отложений гипса, а осадок образуется в виде одиночных друз кристаллов гипса длиной 20-27 мм с включением у их основания мелких.

4. Комплексные отложения неорганических солей с сульфидом железа. Основой осадка является сульфид железа. По структуре, в начальный период формирования, осадки рыхлые. Постепенно в их составе накапливаются кристаллы солей, песка, глинистых частиц, твердых углеводородов и прочность осадка увеличивается. На высокотемпературных поверхностях оборудования происходит образование плотных отложений с высокоабразивными свойствами.

Отложения всех четырех видов образуются в НКТ, рабочих органах насосов, хвостовиках, устьевой арматуре, обсадной колонне. Толщина отложений зависит от интенсивности и времени осадконакопления.

2.2 Формирование состава попутно добываемых вод при разработке залежей

Весь стратиграфический разрез скважин представлен чередованием водоносных пластов и пропластков. Имеются водоносные пропластки и в мощных нефтенасьпценных комплексах. На месторождении выделяются законтурные области, насыщенные водой, имеются водоплавающие участки залежей с водонефтяным контактом (ВНК), даже в пределах внутреннего контура нефтеносности имеется остаточная (реликтовая) вода. Минерализация пластовых вод и их состав изменяются с глубиной и зональным распространением. За миллионы лет до разработки залежей водоносная система находилась в равновесии.

При разработке залежей нефти основным методом поддержания пластового давления (ППД) и эффективного вытеснения нефти является заводнение. В качестве рабочего агента для заводнения используются различные источники вод: пресные подрусловые воды рек и озер, промысловые сточные воды, сточные воды промышленных предприятий, морские воды и другие.

По мере техногенного воздействия закачки воды в естественной пластовой системе начинаются сложные геохимические процессы, приводящие к перенасыщению некоторыми солями попутно добываемых вод. В последние годы помимо геохимических, в пластах и скважинах, начали развиваться микробиологические процессы.

Рассмотрим формирование состава попутно добываемых вод с последующим образованием гипса. В этом случае можно выделить следующие последовательно протекающие процессы:

1) внутрипластовые геолого-физические изменения, приводящие к обогащению попутно добываемых вод сульфатными ионами;

2) смешение вод повышенной сульфатности в пласте и стволе скважины с пластовыми водами хлоркальциевого типа, приводящее к обогащению попутно добываемых вод сульфатом кальция;

3) нарушение сульфатного равновесия в попутно добываемой воде, приводящее к кристаллизации и образованию отложений гипса.

На внутрипластовые процессы увеличения концентрации сульфатных ионов SO42-влияют взаимодействие закачиваемых вод с вмещающими породами: выщелачивание сульфатных минералов, содержащихся в коллекторах, окисление некоторых породообразующих минералов и десорбция ионовSO42-с поверхности поровых каналов.

Процессы растворения (выщелачивания) сульфатсодержащих пород пласта происходят при воздействии пресной воды, а также водных растворов электролитов. В этом случае взаимодействие веществ идет очень медленно. Минеральные компоненты пласта химически взаимодействуют c водой, водными растворами (кислыми, нейтральными и щелочными). Наряду с растворением минералов и горных пород происходят обменные реакции между ними и солевыми растворами. Поверхность минеральных зерен в результате взаимодействия с растворами изменяет свой химический состав и физико-химические свойства, образуя новые химические соединения, переходящие в закачиваемую в пласт воду. При заводнении продуктивных пластов, длительность которого составляет 25-50 лет, указанные процессы протекают в динамических условиях фильтрации воды, что ведет к переходу в раствор значительной массы породы и увеличению содержания ионовSO42- в попутно добываемой воде.

Увеличение содержания ионов SO42-происходит и за счет окисления рассеянного во вмещающих породах пирита кислородом, растворенным в закачиваемых водах.

При фильтрации пресной воды происходит десорбция ионов солей с поверхности порового пространства породы. Анион SO42-имеет максимальную, по сравнению с остальными ионами, энергию связи. Его десорбция с поверхности пор происходит при значительном опреснении воды.

Также протекают одновременно два процесса: десорбция ионов солей с поверхности порового пространства и растворение сульфатсодержащих минералов.

Лабораторные исследования, проведенные с целью установления интенсивности процесса обогащения вод различной минерализации сульфатами, за счет окисления пирита и растворения ангидрита нефтесодержащих пород, показали значительное обогащение вод SO42-. И чем меньше минерализация исходной воды, тем интенсивнее протекает процесс обогащения вод сульфат-ионами.

Действие кислорода на пирит в присутствия воды приводит к образованию мелантерита (железный купорос) и свободной серной кислоты:

2FеS2 + 702 + 16Н20 = 2FеS04*7Н20 + 2Н2S04. (1.1)

Образующаяся при окислении пирита свободная серная кислота, будучи сильным реагентом, воздействует на присутствующие в цементной части песчаников и алевролитов карбонаты, способствуя образованию гипса.

СаСОз + Н2S04 + Н20 = СаS04*2Н20 + С02. (1.2)

После взаимодействия пресной воды с породой происходит незначительное увеличение бикарбонатов в растворе.

Большую роль на формирование химического состава нагнетаемых в пласт вод оказывают реликтовые (погребенные, остаточные) пластовые воды. Особенно важным в данном случае является принадлежность их к классификационным типам. Исследования показывают, что состав реликтовой воды может быть иной, чем пластовой, в том случае, если она не имеет непрерывной связи с краевой или подошвенной водой. Установлено, что при отмыве нефти, полученной в безводный период эксплуатации, большим объемом горячей дистиллированной воды из нефти выделяется значительное количество солей. Подтверждено, что в безводных нефтях всегда имеется незначительное количество минерализованной воды. Поэтому дополнительным источником увеличения сульфатности попутно добываемых вод являются реликтовые воды. Закачиваемая для ППД пресная вода, продвигаясь по коллектору, совместно с пластовой, контактирует с высокосульфатной реликтовой и за счет взаиморастворения и диффузионных процессов сама обогащается сульфатными ионами.

В результате контакта кислородсодержащей закачиваемой воды с пластовой происходит интенсивное окисление сероводорода и других соединений серы, растворенных в пластовой воде, до сульфатов. Окислительные процессы протекают и на контакте сероводородсодержащей нефти с кислородом, содержащимся в закачиваемой воде.

При взаимодействии закачиваемой воды с нефтью происходит десорбция сульфатов из нефти. Смолы нефти способны адсорбировать сульфаты на поверхности поровых каналов, и при вытеснении нефти водой происходит их десорбция.

Необходимыми условиями образования кристаллов гипса являются увеличение концентрации ионовSO42-и наличие пластовых вод хлоркальциевого типа. Достаточно смешения вод такого состава, как будут формироваться попутно добываемые воды, в разной степени обогащенные сульфатом кальция. Процесс смешения вод разного состава происходит в пласте, призабойной зоне и в скважине. Смешение вод в пласте возможно лишь в наиболее крупных его элементах - трещинах. В поровом коллекторе условий для активного перемешивания вод разного состава практически нет, поэтому в поровом пласте отложений солей, способных существенно повлиять на основные показатели разработки месторождений, по-видимому, не происходит. Такие условия создаются лишь в призабойной зоне пласта. При больших скоростях движения жидкости процессы смешения вод разного состава интенсифицируются, а в ПЗП формируются попутно добываемые воды, обогащенные сульфатом кальция. Процессы смешения вод продолжаются и в стволе скважины, когда воды разного состава поступают из различных пропластков продуктивного пласта или негерметичной эксплуатационной колонны.

На увеличение концентрации сульфата кальция значительное влияние оказывает состав закачиваемых пресных вод. Иногда для ППД используются пресные жесткие воды с повышенным начальным содержанием сульфатов. В результате смешения таких вод с пластовыми водами хлоркальциевого типа попутно добываемые воды на забое оказываются перенасыщенными гипсом. Установлено, что заводнение пресной водой, содержащей большое количество ионов SO42-ведет к увеличению его концентрации в попутно добываемой воде в три раза. Так, содержание сульфатов в подрусловой воде р. Белой в 5 раз больше, чем р.Камы. Этим объясняется более интенсивное отложение гипса в 1972-1985 гг. в скважинах Юсуповской и Ново-Хазинской площадей, где для заводнения используются воды р. Белой, по сравнению с другими площадями Арланского месторождения, где используются воды р.Камы. Кроме того, для закачки часто используются промысловые сточные воды с повышенным начальным содержанием сульфатных ионов за счет кислот, деэмульгаторов и других сульфатсодержащих реагентов, применяемых для добычи нефти и увеличения нефтеотдачи пластов.

Обогащение опресненных попутно добываемых вод сульфатом кальция происходит при негерметичной эксплуатационной колонне. Так, сульфатная вода пермских отложений с большой концентрацией ионов SO42- по порыву в верхней части обсадной колонны или по трещинам в цементном кольце попадает в скважину. При нарушении целостности обсадных труб и цементного кольца в нижней части эксплуатационной колонны в скважину поступают высокоминерализованные хлоркальциевые воды с высокой концентрацией иона Са2+. Увеличение концентрации иона кальция в попутно добываемой воде кратковременно также проявляется при глушении скважин жидкостями, содержащими хлорид кальция.

Обогащение попутно добываемых вод сульфатом кальция будет происходить до предельной насыщенности. Дополнительное увеличение ионов Са2+ или SO42-приведет к нарушению сульфатного равновесия и возникновению процесса кристаллизации гипса из пересыщенного раствора.

В промысловой практике может проявляться каждое из этих условий, а иногда они проявляются одновременно. При формировании попутно добываемых вод основным фактором увеличения концентрации сульфатов являются внутрипластовые процессы. При добыче попутно добываемых вод на равновесную концентрацию сульфата кальция влияют термодинамические условия в ПЗП и скважине. Установлено, что с увеличением температуры резко сокращается время начала выпадения гипса из раствора. В случае обедненного раствора с уменьшением температуры время начала выпадения гипса может увеличиться, т.е. при концентрации сульфат-ионов и ионов кальция, близкой к предельной, температура может являться главным фактором, определяющим выпадение гипса. Снижение температуры при разработке продуктивных пластов ухудшает условия выпадения гипса даже из насыщенного раствора. Это подтверждается промысловыми исследованиями. В зимнее время трубы наземных коммуникаций реже забиваются гипсом по сравнению с летним периодом.

Одной из основных причин кристаллизации гипса является резкое снижение давления в скважине, что приводит к выделению газа из нефти и воды, частичному испарению последней, увеличению концентрации сульфата кальция, и в итоге начинается его кристаллизация. Наиболее существенное снижение давления в скважине сказывается на карбонатное равновесие и кристаллизацию кальцита.

Из отложений солей и нефти выделены органические вещества однотипной природы. Эти органические соединения разделяются на активные (кислотные) и нейтральные компоненты. При дозировке активных кислотных соединений в пластовую воду они способствуют выпадению солей, поскольку снижают величину равновесной концентрации.

Для конкретных условий месторождений следует выявить реально действующие факторы, закономерности изменения концентрации основных ионов, влияющих на процесс обогащения попутно добываемых вод сульфатом кальция с последующей кристаллизацией гипса из раствора. При этом на увеличение сульфатности может одновременно влиять несколько факторов.

2.3 Прогнозирование выпадения гипса из попутно добываемых вод

Общепринятый метод установления наличия или отсутствия равновесия в системе "гипс - природные воды" исходит из сравнения произведения растворимости сульфата кальция (KCaSO4) cпроизведением активных концентраций ионов Са2+ и S042-(бCa2+ *бSO42-). Равенство имеет вид

KCaSO4 = бCa2+ * бSO42- . (2.3)

В общем виде активность связана с концентрацией ионов уравнением

б=f * C, (2.4)

где б - активность ионов;

С - молярная концентрация ионов;

F - коэффициент активности.

Коэффициент активности при постоянных температуре и давлении зависит от ионной силы раствора (µ), определяемой по формуле

, (2.5)

где с - концентрация иона;

Z - валентность иона.

При вычислении произведения активных концентраций солеобразующихионов (бCa2+*бSO42-) из-за сложности определения их коэффициентовактивностей fCa2+и fSO42- они заменяются средним коэффициентом активности сульфата кальция fCaSO4, который определяется экспериментальным путем (по растворимости гипса в водных растворах солей).

С учетом fCaSO4 уравнение произведения растворимости в молярном выражении концентраций принимает вид

. (2.6)

Произведение растворимости сульфата кальция определяется на основании экспериментальных данных о растворимости гипса в воде. Так как растворимость егосизменениемтемпературыпроисходитне по прямолинейной зависимости, то для определения KCaSO4=6,1*10-5.

Обобщив результаты своих экспериментов по растворимости сульфата кальция в природных водах с суммарной минерализацией более 600 мг-экв/100г, Н.Д. Шустеф и Б.В. Озолин сочли возможным принять средний коэффициент активности сульфата кальция равным 0,15. Тогда уравнение (2.6) примет вид

. (2.7)

Насыщенность природных вод сульфатом кальция оценивается по концентрации сульфат-иона, определяемого из уравнения (2.7):

, (2.8)

где CSO42-,CCa2+ - концентрация ионов, соответственно SO42- и Са2+, г/л.

Выражая концентрацию ионов SO42- и Са2+ в мг-экв/100 г раствора, а плотность раствора в г/см3, получим

. (2.9)

Последнее уравнение известно как формула Шустефа-Озолина для определения предельного содержания сульфат-ионов в растворе. Оценка склонности выпадения гипса из раствора заключается в сравнении предельной (равновесной) концентрации сульфат-ионов, полученной по уравнению (2.9) с фактической концентрацией сульфат-ионов в попутно добываемой воде. При этом если фактическая концентрация сульфат-ионов в попутно добываемой воде больше равновесной, то избыток насыщенности воды сульфатом кальция выпадает в виде гипса.

Метод количественного определения насыщенности природных вод гипсом с минерализацией до 300 г/л и температурой 0...40°С разработан В.П. Зверевым. Им выделены два варианта расчетов:

1) в случае близких значений концентраций (в миллиграмм -эквивалентной форме) кальция и сульфатов определяется с помощью номограмм;

2) в случае существенного различия концентраций в миллиграмм -эквивалентах кальция и сульфат-иона определение рекомендуется производить по следующей формуле:

, (2.10)

где XCaSO4 -- дефицит или избыток насыщения гипсом изучаемой воды, мг/л;

CCa2+, CSO42- - концентрация ионов Ca2+,S042- в изучаемом растворе, мг-экв/л;

произведение концентраций ионов кальция и сульфатов внасыщенном растворе, (мг-экв/л)2. Полученное положительное значение XCaSO4 указывает навеличину перенасыщенности воды гипсом, а отрицательное - на его дефицит.

Сотрудниками института ВНИИСПТнефтьпредложена методика оценки склонности пластовых вод к отложению гипса в наземном нефтепромысловом оборудовании. Если насыщенный сульфатом кальция раствор находится в равновесном состоянии, то справедливо равенство (2.6).Определение коэффициента активности сульфата кальция, входящего в это уравнение, предлагается определять по следующему уравнению:

, (2.11)

где fCaSO4 - коэффициент активности сульфата кальция;

J- ионная сила, г-ион/л;

CCL-,CNa+,CMg2+ - концентрации соответствующих ионов в пластовой воде, г-ион/л.

Ионная сила пластовой воды J рассчитывается с учетом концентрации соответствующих ионов:

. (2.12)

На основе экспериментальных данных по растворимости сульфата кальция в растворах хлористого натрия с различной ионной силой при 25°С было определено произведение растворимости сульфата кальция, которое составило 3,03*10-5.

Тогда равновесная концентрация сульфата кальция CpCaSO4 рассчитывается по одному из трех вариантов:

1. При избытке ионов Са2+ расчет CpCaSO4ведется по значению равновеснойконцентрации сульфат-иона (в миллиграмм -- эквивалентной форме):

. (2.13)

2. При избытке ионов S042- расчет CpCaSO4 ведется по значению равновесной концентрации иона кальция:

. (2.14)

3. При равенстве концентраций ионов Са2+ и S042- расчет CpCaSO4 ведется по значению равновесной концентрации одного из этих ионов:

, (2.15)

где в уравнениях (2.13) - (2.15) СCa2+, СSO42- - фактические концентрации ионов Са2+и SO42- в пластовой воде, мг-экв/л; CpSO42-, CpCa2+- равновесные концентрации ионов Са2+ и S042- в пластовой воде, мг-экв/л; 2000 -- коэффициент пересчета молярной и грамм-ионной концентраций вмиллиграмм-эквивалентную.

Склонность пластовой воды к отложению гипса оценивается покоэффициенту перенасыщения:

, (2.16)

где ССaSO4 -фактическая концентрация гипса в пластовой воде, определяемая по концентрации того иона Са2+ или S042-, который присутствует в меньшем количестве, мг-экв/л; CpCaSO4 - равновесная концентрация гипса в пластовой воде, рассчитанная по одному из трех вышеописанных вариантов.

При насыщенности пластовой воды гипсом (ф >1) он может выпадать как в объеме, так и на поверхности теплообмена. При недонасыщенности им пластовой воды (ф < 1) образование осадка в объеме невозможно.

Сотрудниками института БашНИПИнефть проводилось сравнение методик расчета склонности вод к отложению гипса при добыче нефти. Ими отмечено, что все вышеописанные методики являются приближенными, а наиболее приемлемой, удобной в практическом применении является методика Скилмена-Мак Дональда-Стиффа. В основе этого метода также лежат определение равновесной концентрации сульфата кальция CpCaSO4 и сравнение ее с фактической концентрацией сульфата кальция в пластовой или попутно добываемой воде. Равновесная концентрация определяется по уравнению

, (2.17)

где CpCaSO4 - равновесная концентрация сульфата кальция в воде, мг-экв/л; х -избыточная концентрация гипсообразующих ионов, мг/л; К - константа растворимости гипса.

Избыточная концентрация х определяется по формуле

, (2.18)

где CCa2+ и CSO42- - концентрация ионов Са2+ и S042- в пластовой воде по данным шестикомпонентного анализа, мг/л.

Ионная сила раствора J рассчитывается как сумма концентраций ионов с учетом соответствующих коэффициентов пропорциональности по уравнению

(2.19)

Зная ионную силу, по специальным таблицам определяют величину константы растворимости для растворов при различных температурах. Значения констант растворимости также могут быть записаны в виде уравнения регрессии:

. (2.20)

Количество фактически находящегося сульфата кальция в растворе CCaSO4 определяется по концентрации того иона (Са2+ или S042-), который находится в данной воде в меньшем количестве.

Если CCaSO4> CpCaSO4, то данная вода пересыщена сульфатом кальция и избыток его выпадает в осадок.

Эта методика широко применяется в расчетах, поэтому разработана программа расчета насыщенности попутно добываемых вод сульфатом кальция для ЭВМ.

Известные расчетные методики оценки насыщенности вод сульфатом кальция обычно занижают расчетную растворимость в пластовых и попутно-добываемых водах сульфата кальция. Это означает, что методики заведомо учитывают наиболее жесткие условия выпадения солей, которые в данное время фактически могут и не существовать. При прогнозах принимается, что выпадение осадков солей будет происходить всегда, когда произведение активных концентраций превысит произведение растворимости, т.е. учитывается возможность существования пересыщенных растворов. Однако эта возможность вполне реальна и доказана массовым промысловым материалом и специально поставленными опытами. Выпадение гипса из пересыщенных растворов происходит тем интенсивнее, чем больше центров кристаллизации в растворе. При добыче нефти центрами кристаллизации гипса могут быть механические частицы, выносимые из скважины потоком жидкости; пузырьки газа, выделяющиеся из нефти; шероховатые стенки труб и насосного оборудования.

Таким образом, существующие методы прогноза образования гипсовых отложений дают завышенный диапазон образования осадков, т.е. в некоторых случаях, когда по прогнозу их образование вероятно, фактически сульфаты выпадать не будут. Этим создается "запас прочности" расчетов. Напротив, отрицательный прогноз является достоверным. Эти особенности позволяют рекомендовать расчетные методы прогноза выпадения сульфатных осадков для широкого применения.

2.4 Примеры решения задач по прогнозированию гипсообразования при эксплуатации скважин

Приведем примеры расчета склонности вод, добываемых скважинами №1880, №1926 и №7128 Арланского месторождения, к отложению гипса по методу Скилмена-Мак Дональда-Стиффа, так как этот метод наиболее приемлем для геолого-промысловых условий нефтяных залежей северо-запада Башкортостана. Лабораториями ЦНИПР филиала "Башнефть-Янаул" был проведен химический анализ выносимой скважиной 1880 воды.

а) Результаты анализа приведены в таблице 2.1. Плотность попутно добываемой воды 1,163 г/см3.

Таблица 2.1 - Результаты анализа попутно добываемой воды из скв.1880

Наименование иона

Концентрация иона

мг-экв/100 г

мг/л

HCO3-

0,1

62,48

CL-

364,56

132375,518

SO42-

0,89

437,73

Ca2+

48,06

9862,373

Mg2+

29,22

3635,435

K++Na+

288,28

67895,713

Избыточную концентрацию определим по формуле (2.18):

мг/л.

Рассчитаем ионную силу раствора Jпо формуле (2.19):

.

Зная ионную силу, определим величину константы растворимости по формуле (2.20):

Равновесная концентрация определится по уравнению (2.17):

мг-экв/л.

Фактическая концентрация гипса в пластовой воде СCaSO4в этом случае будет равно 10,35 мг-экв/л.

Коэффициент пересыщения определим по формуле (2.17):

Так как ц> 1, то гипс может выпадать как в объеме, так и на поверхности теплообмена, поскольку исследуемая вода перенасыщена сульфатом кальция.

б) Результаты анализа попутно добываемой воды из скв.1926 приведены в таблице 2.2. Плотность попутно добываемой воды 1,041 г/см3.

Таблица 2.2 - Результаты анализа попутно добываемой воды из скв.1926

Наименование иона

Концентрация иона

мг-экв/100 г

мг/л

HCO3-

0,79

493,627

CL-

82,61

29996,548

SO42-

2,98

1465,645

Ca2+

19,17

3933,868

Mg2+

7,68

955,51

K++Na+

59,52

14018,152

Избыточную концентрацию определим по формуле (2.18):

мг/л.

Рассчитаем ионную силу раствора J по формуле (2.19):

.

Зная ионную силу, определим величину константы растворимости по формуле (2.20):

Равновесная концентрация определится по уравнению (2.17):

мг-экв/л.

Фактическая концентрация гипса в пластовой воде СCaSO4в этом случае будет равно 31,0218 мг-экв/л.

Коэффициент пересыщения определим по формуле (2.17):

Так как ц 1,товозникает риск выпадения гипса в объёме скважинной продукции, что может повлечь осложнения в работе скважины.

в) Результаты анализа попутно добываемой воды из скв.7128 приведены в таблице 2.3. Плотность попутно добываемой воды 1,05 г/см3.

Таблица 2.3 - Результаты анализа попутно добываемой воды из скв.7128

Наименование иона

Концентрация иона

мг-экв/100 г

мг/л

HCO3-

Страница:


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены