Шестикомпонентный анализ пластовой воды

Вода – важнейший продукт в жизни человека. При этом данный продукт рассматривается с разных точек зрения относительно его использования. В любом случае шестикомпонентный анализ воды востребован достаточно часто. Процедуру обычно проводят в лабораториях, но не исключено и простое «житейское» исследование.

Содержание

Что представляет собой шестикомпонентный анализ воды ↑

Это стандартная лабораторная процедура оценки химического состава воды. где обязательными для исследования являются шесть компонентов (3 – катионы, 3 – анионы). В группу катионов входят: кальций (Ca2+), магний (Mg2+), натрий (Na+). Группу анионов составляют: хлор (CL-), соли угольной кислоты (HCO3-), соли серной кислоты (SO42-). Дополнительно в рамках шестикомпонентного анализа воды определяют степень активности ионов водорода (pH) и плотность.

В некоторых случаях шестикомпонентный анализ пластовой воды дополняют исследования по определению ионов йода (I-), брома (Br-), аммония (NH4+), кобальта (CO32+), закиси железа (Fe2+), сероводорода (H2S). На основе проведенных исследований составляют протокол, где должны быть указаны:

• местонахождение источника проб;
• условия на месте отбора;
• дата и время забора проб;
• методика консервации (если применяется);
• органолептические показатели (цвет, запах, осадок, степень прозрачности);
• дата начала исследований;
• содержание катионов и анионов на 1 л жидкости.

Как правильно взять пробы воды для анализа ↑

Пробы для шестикомпонентного анализа воды можно отбирать в обычную посуду – стеклянную или пластиковую. Обычно используют стеклянные либо пластмассовые полулитровые бутыли. Прежде чем заполнить тару, ее нужно несколько раз (3-4 раза) промыть водой, отбираемой на анализ. После заполнения бутыль плотно закрывают крышкой. Если отбор проводят из трубопровода, необходимо предварительно слить часть жидкости из трубы. Перед отбором проб из скважины сливают не менее двух объёмов водяного столба сооружения.

Консервация проб воды ↑

Чтобы получить точный анализ, нужно придерживаться определенных правил. Свойства воды изменяются с течением времени, поэтому желательно в кратчайшие сроки доставить пробы в лабораторию. В крайнем случае можно законсервировать отобранную для анализа воду, тем самым сохранив состояние компонентов на момент отбора. Такой вариант допустим если нет возможности своевременно доставить воду на анализ. Для этого используют разные способы консервации в зависимости от определяемых компонентов, однако универсального консерванта не существует. Обычно применяют несколько веществ-консервантов для сохранения состояния разных компонентов.

Нормы времени для исследования ↑

С учётом степени изменяемости свойств воды и без учета консервации, шестикомпонентный анализ воды выполняется:

• непосредственно на точке отбора или в стенах лаборатории, расположенной рядом с местом взятия проб;
• не позднее 2-х часов после отбора проб;
• не позднее 12 часов с момента забора проб;
• спустя продолжительный период времени.

Определенные вещества, к примеру ионы водорода (pH) и некоторые газы, изменяют своё состояние очень быстро. Эти изменения, в свою очередь, влияют на другие компоненты. Желательно такие компоненты исследовать на месте забора проб и фиксировать их параметры.

Анализ воды в домашних условиях ↑

Лабораторные исследования, выполненные по всем правилам, – гарантия достоверных результатов. Между тем, на случай «невысоких» требований, шестикомпонентный анализ воды можно сделать своими силами, без специального оборудования. Самостоятельно определяют:

• степень прозрачности и наличие в воде ряда веществ;
• цветовые и вкусовые свойства;
• запах и уровень кислотности;
• степень жесткости и наличие взвешенных частиц.

Прозрачность определяют путем просмотра любого текста или картинки сквозь прозрачную тару с исследуемой водой. Если строки текста можно без проблем прочитать, а мелкие элементы картинки четко видны, это свидетельствует о нормальном содержании примесей, бактерий, микроорганизмов. Этим же способом определяют цветность воды, которая указывает на наличие органических веществ.
Вкусовые свойства и запахи становятся более выраженными при ступенчатом нагреве воды от 20 до 100 градусов с шагом 20 – 30 градусов. Так выявляют наличие сероводорода и продуктов распада микроорганизмов (гнилостный запах или вкус). Соленый вкус указывает на присутствие щелочей. Горький привкус говорит о присутствии солей магния.
Уровень кислотности воды определяют посредством специальной индикаторной бумаги, которая есть в продаже. Степень жесткости покажет обычное мыло (чем мягче вода, тем обильнее мыльная пена). Объёмное содержимое взвешенных частиц определяют по уровню осадка после продолжительного отстоя исследуемой жидкости.
В домашних условиях также можно использовать экспресс-тесты для анализа воды, однако полностью полагаться на их результаты нельзя. Качественное исследование с документальным заключением можно провести только в условиях профильной лаборатории.

aqua-guru.ru

В нормативной документации даны методы анализа природных вод и отложений солей, образующихся на нефтепромысловом оборудовании в процессе эксплуатации нефтяных месторождений. Параметры, определяемые при помощи данного оборудования — pH, Ca2+, HCO3, CO3, общая жесткость, общая щелочность.

E73-24791 КОМПЛЕКТ ОБОРУДОВАНИЯ ДЛЯ РД 39-23-1055-84

АВТОМАТИЧЕСКИЙ ТИТРАТОР METTLER TOLEDO T70 TERMINAL

ПОЛЬЗОВАТЕЛЬСКИЙ ИНТЕРФЕЙС СОСТОИТ ИЗ:

• Сенсорный цветной терминал (высокое разрешение, сенсорная технология TouchScreen, свободное размещение на столе благодаря соединению на гибком кабеле, изменяемый угол наклона — обеспечивается удобство и оператор не устает во время работы);
• Стандартный набор интерфейсов включает uSb, Ethernet, rS232 для совершенного обмена информацией;
• Технология One Click Titration™ (титрование одним нажатием клавиши), удобная база данных методов;
• Бюретки распознаются титратором автоматически благодаря встроенной метке.

Минимальный комплект заказа

• Стенд для титрования, включая стенд, верхнеприводную мешалку и сменные наконечники для мешалки
• Дозирующий модуль. В комплекте с кабелем CAN для подключения – 2 шт.
• Бюретка DV 1005
• Бюретка DV 1010 – 2 шт.
• Бюретка DV 1020
• DMi141-SC Комбинированный электрод для аргентометрических титрований
• DGi112-Pro Комбинированный рН-электрод для прямых измерений рН и кислотно-основных титрований сложных образцов.
• DP5 Фототрод. Датчик для титрования с переходом окраски и турбидиметрического титрования. 5 длин волн (ручное переключение): 520, 555, 590, 620 и 660 нм.
• Набор буферных растворов (4.01, 7.00, 9.21)
• Стакан для титрования, РР, 100 мл (120 шт.)
• Стакан для титрования, стеклянный, 80 мл (20 шт.)
• Колбы стеклянные, объем 250 мл (10 шт.)

 

Скачать в формате PDF

www.epac-service.ru

ХИМИЧЕСКИЕ НАУКИ

Е.А. Рождественский

мл. науч. сотр., ФГБУН «Институт химии нефти Сибирского отделения РАН»

В.А. Кувшинов

канд. хим. наук, вед. науч. сотр., ФГБУН «Институт химии нефти

Сибирского отделения РАН»

Д.А. Филатов

канд. биол. наук, науч. сотр., ФГБУН «Институт химии нефти

Сибирского отделения РАН»

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ИОННОГО СОСТАВА ПЛАСТОВЫХ ВОД МЕТОДОМ КАПИЛЛЯРНОГО ЭЛЕКТРОФОРЕЗА

Аннотация. Методом капиллярного электрофореза (КЭ) проводилось определение ионного состава пластовых вод нефтяных месторождений Западно — Крапивинского, Ландау и Эмлихайм. Показано, что КЭ применим для оценки ионного состава нефтяных пластовых вод, но необходимо оптимальное предварительное разведение.

Ключевые слова: капиллярный электрофорез, пластовая вода, катионы, анионы.

E.A. Rozhdestvenskiy, Institute of Petroleum Chemistry, SB RAS

V.A. Kuvshinov, Institute of Petroleum Chemistry, SB RAS

D.A. Filatov, Institute of Petroleum Chemistry, SB RAS

DETERMINATION OF OIL-FIELD WATERS IONIC COMPOSITION BY CAPILLARY

ELECTROPHORESIS TECHNIQUE

Abstract. Determination of ionic composition of Zapadno — Krapivinskoje, Landau and Emlicheim oil field waters was carried out by capillary electrophoresis (CE). It is shown that CE is applicable for estimation of ionic composition of oil — field water, but optimal pre-dilution is necessary.

Keywords: capillary electrophoresis, formation water, cations, anions.

Капиллярный электрофорез (КЭ) как метод исследования нашел широкое применение в определении как качественного, так и количественного составов различных объектов.
частую этот метод рассматривают как альтернативу высокоэффективной жидкостной хроматографии, поскольку он сочетает высокую эффективность, чувствительность, экспрессность анализа и обладает сравнительно небольшой стоимостью оборудования и материалов. Малые объемы проб (мкл), минимальный расход реагентов (мл), низкая себестоимость, возможность автоматизировать процесс — позволяют рассматривать КЭ как перспективный метод в применении к рутинным и скрининг анализам.

В основе метода лежат электрокинетические явления (электромиграция ионов, электроосмос), которые возникают в растворах при помещении их в электрическое поле. Такое поле, приложенное вдоль капилляра, вызывает в нем движение заряженных частиц и пассивный поток жидкости. В результате чего, проба разделяется на индиви-

дуальные компоненты, так как параметры электромиграции специфичны для каждого сорта заряженных частиц.

Метод КЭ и его модификации получили широкое распространение в анализе водных растворов. В литературе можно встретить методики определения анионного и катионного составов природных и питьевых вод, определение чистоты фармацевтических препаратов и объектов пищевой промышленности, анализ наркотических и взрывчатых веществ [1]. За редким исключением встречаются методики определения следовых количеств веществ в морских и сточных водах. В то время как исследованию состава пластовых вод нефтяных месторождений методом КЭ уделено мало внимания.

Состав пластовых вод, главным образом, определяется литологическим составом вмещающих пород, их обменной емкостью, условиями формирования и процессами диффузии, режимами заводнения и т. д. Основными компонентами природных вод являются ионы: хлорид, сульфат, аммоний, гидрокарбонат, натрий, кальций и магний, алюминий. Большое распространение имеют также карбонат-ион, калий, ионы железа, стронция, бария и брома. Остальные элементы встречаются в незначительных количествах и называются микрокомпонентами состава вод [2, 3].

Располагая информацией об ионном составе воды, возможно более эффективное предсказание внутрипластовой миграции флюидов, граничных процессов «вода -порода» и «вода — нефть», степени загрязненности поверхностных вод и территорий. Такая информация может быть также полезна для предотвращения нежелательных процессов как то: набухаемость глин, закупорка капилляров, коррозия трубопроводов, солеотложение [4]. Микроэлементный состав влияет на общую численность гетеротрофной пластовой микрофлоры, которая в процессе метаболизма может изменять реологические свойства нефти.

В настоящее время с нефтью извлекается более 120 млн тонн в год попутных пластовых вод, а запасы подземных вод терригенного девона практически неисчерпаемы. Благодаря этому имеется реальная возможность по созданию химических производств для получения дешевой пищевой поваренной соли, йода, брома, соляной кислоты, каустической соды и др. Часть этих продуктов может быть использована непосредственно при добыче нефти, что значительно снизит ее себестоимость. Таким образом, подземные воды по своему ионно-солевому составу, концентрации микроком-понетов имеют промышленное значение как гидроминеральное сырье для химической промышленности. Промысловые воды содержат от 70 до 300 кг/т солей металлов, которые могли бы стать долговременным источником сырья для химической промышленности [5].

В настоящей работе приведены результаты определения состава пластовых вод методом КЭ. Для анализа качественного и количественного состава пластовых вод использовалась система капиллярного электрофореза «КАПЕЛЬ 105» с программным обеспечением «Мультихром 1.52 у», полностью управляется от компьютера с помощью специализированного программного обеспечения, которое, кроме управления прибором, позволяет дополнительно собирать и обрабатывать электрофоретические данные. Смена проб и промывка капилляра автоматическая.

В состав прибора вошли капиллярная колонка (длина 60 см, внутренний диа-

метр 0.075 мм) и фотометрический детектор с диапазоном длин волн 190 + 380 нм. Измерения проводились при рабочих длинах волн 254 и 267 нм по стандартным методикам НПФ «Люмэкс». Эти методики были разработаны и рекомендованы для анализа ионного состава природных, питьевых и сточных вод. Градуировку прибора проводили методом внешнего стандарта с использованием государственных стандартных образцов ионов каждого из исследуемых компонентов. Среднеквадратичное отклонение градуировочных кривых во всем диапазоне концентраций не превышало 10 %. Типичные электрофореграммы катионов и анионов приведены на рисунках 1 и 2.

Рисунок 1 — Электрофореграмма градуировочного раствора катионов, и= 13 кВ, А = 267 нм

Смн4+=Ск+=Сма+=Сзг2+=Соа2+= 50 мг/дм3

СМд2+= 25 мг/дм3, Си+= 2 мг/дм3,

2+_

Рисунок 2 — Электрофореграмма градуировочного раствора анионов, и= — 17кВ, А = 254 нм

Са =С|ю2 =Сзо4 -Сися =Сро4 = 20 мг/дм СР-= 10 мг/дм3

Сва = 5 мг/дм3

Методики КЭ отрабатывались на пластовой воде Западно-Крапивинского месторождения. Отбор воды производился в пластиковую посуду без специальной про-боподготовки. Время идентификации одной пробы от 7 до 10 минут. Одноразовая загрузка до 9 образцов. Перед началом анализа воду фильтровали через целлюлозно-ацетатный фильтр (размер пор 0.2 мкм) после чего анализировали методом КЭ.

Из рисунков 3-6 видно, что неразбавленная пластовая вода не разделяется на индивидуальные компоненты в выбранных условиях капиллярного электрофореза. Только при разбавлении в 25 и более раз (дистиллированной водой) можно получить достоверные данные. Следует отметить, что с разбавлением исходных проб дистиллированной водой может теряться информация о наличии следовых количеств компонентов. Поэтому необходимо определить оптимальное разбавление.

Нами исследовался состав пластовых вод германских месторождений Ландау и Эмлиххайм (с минерализацией 75.8 и 100.5 г/дм3, соответственно), где также удалось подбором оптимального разбавления, в 50 и более раз, добиться полного разделения на ионы (рис. 7 и 8).

Нам представляется весьма эффективным применение этого метода в оценке концентраций бария и стронция, образующих наиболее трудно удаляемые отло-

жения солей.

Рисунок 3 — Электрофореграмма анионов пластовой воды Западно-Крапивинского месторождения, и= — 17кВ, Л = 254 нм

Рисунок 4 — Электрофореграмма анионов пластовой воды Западно-Крапивинского месторождения, разбавленной в 25 раз, и= — 17кВ, Л = 254 нм

Рисунок 5 — Электрофореграмма катионов пластовой воды Западно-Крапивинского месторождения, и= 13 кВ, Л = 267 нм

Рисунок 6 -Электрофореграмма катионов пластовой воды Западно-Крапивинского месторождения, разбавленной в 100 раз, и= 13 кВ, Л = 267 нм

Таким образом, полученные результаты показывают, что метод капиллярного электрофореза применим для оценки количественного и качественного состава высокоминерализованных пластовых вод с предварительным их оптимальным разбавлением дистиллированной водой. Такой подход обеспечивает высокую экспрессность и информативность единичного анализа.

Данные по микроэлементному составу пластовых рассолов и попутных вод нефтяных месторождений могут быть использованы при оценке качества и перспектив их промышленной утилизации в качестве ценного минерального сырья.

Рисунок 7 — Электрофореграмма катионов пластовой воды месторождения Ландау, разбавленной в 100 раз, U= 13 кВ, А = 267 нм

Рисунок 8 — Электрофореграмма катионов закачиваемой воды месторождения Эмлиххайм, разбавленной в 100 раз,

и= 13 кВ, Л = 267 нм

При эксплуатации месторождения точное знание химического состава пластовых вод месторождения весьма важно, оно позволяет правильно определить источники обводнения скважины, решить вопрос о применении воды того или иного состава при вторичных методах эксплуатации и контролировать процессы обводнения.

Список литературы:

1. Практическое руководство по использованию систем капиллярного электрофореза «КАПЕЛЬ» / Н.В. Комарова, Я.С. Каменцев. СПб.: ООО «Веда», 2006. — 212 с.

2. Воды нефтяных и газовых месторождений СССР / Под ред. Л.М. Зорькина. М.: Недра, 1989. — 382 с.

3. Справочник по геохимии / Г.В. Войткевич, А.В. Кокин, А.Е.Мирошников. М.: Недра, 1990. — 480 с.

4. Геология и полезные ископаемые России / под ред. А.Э. Конторовича, В.С. Суркова. С.-П.: ВСЕГЕИ, 2000. — Т.2. — С. 129-133.

5. Соколов Б.А. Новые идеи в геологии нефти и газа. Избр. тр. Изд-во МГУ, 2001. — 480 с.

List of references:

1. Practical guidance on the use of capillary electrophoresis systems «KAPEL» / N.V. Komarova, J.S. Kamentsev. St. Petersburg.: LTD «Veda», 2006. — 212 p.

2. Waters of oil and gas deposits of the USSR / Under red. L.M. Zorkina. Moscow: Nedra, 1989. —

382 p.

3. Handbook of geochemistry / G. V. Voitkevich, A.V. Kokin, A.E.Miroshnikov. Moscow: Nedra, 1990. — 480 p.

4. Geology and minerals of Russia / under red. A.E. Kontorovicha, V.S. Surkova. With.-I.: VSEGEI, 2000. — T.2. — P. 129-133.

5. Sokolov B.A. The New ideas in geology of oil and gas. Izbr. tr. Izd-vo of MGU, 2001. — 480 p.

cyberleninka.ru

Поддержание пластового давления (ППД) заводнением требует использования больших объемов качественной воды. Решение проблемы водоснабжения сводится к изысканию надежного и водообильного источника (с оценкой запасов и возможных расходов воды), обоснованию качества воды и разработке технологии ее подготовки. Расход закачиваемой воды определяется стадией разработки месторождения (рис. 14.2).

Рисунок 14.2 – Динамика относительного отбора жидкости, нагнетания воды, потребности в воде ▼ и нефтеотдачи η во времени (по М.Л. Сургучеву)

1, 1’ – соответственно добыча нефти и нефтеотдача при режиме растворенного газа; 2, 2’, 3 – соответственно добыча нефти, нефтеотдача и отбор жидкости при заводнении; 4 – потребность в воде при полном возврате сточных вод; 5 – расход нагнетания воды. Штриховка: вертикальная – эффект в добыче нефти от заводнения; косая – экономии (возврат) воды.

 

Источники закачиваемой воды могут быть разными. В настоящее время на различных промыслах используют воды: открытых водоемов (рек, озер, водохранилищ, морей); грунтовые (под русловые и артезианские); глубинные (нижних и верхних глубинных водоносных горизонтов); сточные.

Грунтовые воды характеризуются значительным многообразием химического состава (минерализация 100 – 200 мг/л), небольшим содержанием взвешенных частиц.

Воды открытых водоемов значительно уступают по качеству, содержат большое количество механических примесей (глины или песка), особенно в период ливней и паводков, снеготаяния, способны вызвать набухание глин.

Воды глубинных водоносных горизонтов в большей степени минерализованы и часто не требуют дополнительной подготовки.

Сточные воды состоят в основном из пластовых, добываемых вместе с нефтью, пресных, подаваемых в установки подготовки нефти и ливневых вод. Они минерализованы и обладают хорошими нефтевытесняющими свойствами. Но содержат большое количество эмульгированной нефти, механических примесей, а также диоксида углерода и сероводорода.

Источник воды выбирают на основе данных технико-экономического анализа с учетом технологии водоподготовки.

На месторождениях Татарии и Башкирии используют пресные поверхностные воды. В Азербайджане и на полуострове Мангышлак – каспийскую воду.

На юрских продуктивных объектах месторождений Западной Сибири в качестве рабочего агента в основном используют воду апт-альб-сеноманского горизонта. Воды апт-сеноманского комплекса имеют практически повсеместное распространение, хлоридно-натриевые, слабощелочные, соленые с минерализацией 10 г/л.

Воды стабильны к выпадению карбонатов кальция, возможным является выпадение гидроокиси железа. Состав вод устойчив во времени. При смешении с пластовой водой они практически не дают осадка.

Требования к воде нагнетаемой в пласт меняются в зависимости от:

1) свойств продуктивного горизонта (пласта);

2) от его строения и неоднородности;

3) от типа закачиваемой жидкости;

4) от характера решаемых промысловых задач.

Классические требования, предъявляемые к нагнетаемой в продуктивный пласт воде:

· невысокое содержание механических примесей;

· незначительное содержание эмульгированной нефти;

· коррозионная инертность по отношению к напорным и распределительным трубопроводам, насосам, скважинному оборудованию нагнетательных скважин;

· отсутствие в воде сероводорода, диоксида углерода, водорослей, микроорганизмов, инициирующих интенсивное развитие коррозии оборудования и существенное снижение приемистости нагнетательных скважин.

Растворенный в воде кислород вызывает интенсивную коррозию металла и способствует активному развитию в пласте аэробных бактерий. Диоксид углерода (СО₂) понижает рН воды и приводит к разрушению защитных окисных пленок на металле, а также к усилению коррозии оборудования. Сероводород образует, реагируя с железом, твердые уносимые потоком воды частицы сернистого железа, а при наличии кислорода – сернистую кислоту. Он может образовываться в результате восстановления содержащихся в воде сульфатов кальция углеводородами нефти с выделением диоксида углерода и в виде осадка карбоната кальция. Наличие его в продукции добывающих скважин приводит к усилению коррозии нефтедобывающего оборудования.

При контроле за составом закачиваемой сточной воды уделяют внимание также условиям возможного развития и размножения так называемых сульфатных бактерий. Сульфатопоглощающие и сульфатообразующие бактерии вызывают биокоррозию металлов. Они могут жить за счет расщепления органических и неорганических веществ и развиваться как при отсутствии свободного кислорода (анаэробные бактерии), так и при наличии растворенного в воде кислорода (аэробные бактерии). Сульфатвосстанавливающие бактерии способны полностью восстанавливать сульфаты, имеющиеся в закачиваемой воде и образовывать до 100 мг/л сероводорода. Ионы сульфатов (SO₄^2–) инициируют процесс, а жизнедеятельность получающейся при этом культуры бактерий способствует образованию сульфидов железа. Высокая плотность сульфида железа служит причиной его выпадения в пласте, особенно в призабойной зоне скважин. При выносе же на поверхность FeS вызывает образование трудно разрушимого промежуточного слоя в резервуарах системы подготовки и хранения промысловой продукции.

Из-за химической несовместимости закачиваемой и пластовой вод возможно снижение проницаемости пласта вследствие набухания глин пресных вод и выпадения различных осадков. Механические примеси, соединения железа (продукты коррозии и сернистое железо), водоросли и различные микроорганизмы заиливают (кольматируют) поверхность фильтрации, выключают мелкопористые слои из процесса вытеснения. Наиболее часто встречающиеся причины снижения проницаемости призабойной зоны пласта нагнетательных скважин на месторождениях Западной Сибири заключаются в следующем:

– частичная или полная кольматация порового пространства пласта твердой фазой глинистого раствора встречается в процессе вскрытия пласта бурением и перфорацией, а также твердой фазой промывочной жидкости при производстве в скважине ремонтных или других видов работ;

– кольматация ПЗП механическими примесями и продуктами коррозии, вносимыми в пласт нагнетаемой водой;

– повышенная остаточная нефтенасыщенность отдельных пропластков, примыкающих к призабойной зоне нагнетательных скважин, особенно тех, которые пробурены внутри контура нефтеносности и переведены под нагнетание воды, за счет снижения фазовой проницаемости по воде;

– кольматация призабойной зоны пласта окисленной нефтью при нагнетании в пласты подтоварных сточных вод;

– набухание глин породы-коллектора при взаимодействии с пресной водой и растворами некоторых химических реагентов (щелочей), приводящее к снижению абсолютной проницаемости пласта, особенно низкопроницаемых прослоев;

– снижение проницаемости породы-коллектора на 15 – 60 % может произойти при смене минерализованной сеноманской или подтоварной воды на пресную из-за усиления потенциала течения.

Устанавливать единые нормы по качеству воды для закачки в пласты нецелесообразно. Допустимое содержание механических примесей и эмульгированной нефти принимают с учетом проницаемости и трещиноватости пород до 5 – 50 мг/л, причем с увеличением трещиноватости повышается допустимое содержание. Диаметр фильтрационных каналов должен быть в 3 – 6 раз больше диаметра частиц. Пригодность воды оценивается в лаборатории (стандартный анализ состава и свойств, опыты по затуханию фильтрации через естественный керн) и пробной закачкой в пласт.

Особое внимание при закачке в пласт «первичной» или «повторной» воды уделяют составу солей и их содержанию. Химический состав сопоставляют с составом пластовой воды с целью выяснения степени совместимости этих жидкостей в пластовых условиях.

Состав и содержание минеральных солей в воде оценивается по методике шестикомпонентного анализа на положительные ионы кальция (Ca²⁺), магния (Mg²⁺) и натрия (Na⁺) и отрицательные ионы хлора (Cl ^–), сульфата (SO₄ ^2–) и группы HSO^3–. Помимо ионного анализа определяют плотность воды, рН и др. показатели. Допустимые значения перечисленных показателей обычно устанавливают индивидуально для каждого объекта разработки (месторождения, залежи). Индивидуального подхода требуют и отдельные составляющие объекта разработки

 

ЛЕКЦИЯ 15. ПРОЕКТИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Разработка нефтяных месторождений направляется и регулируется рядом проектных документов. В отечественной практике в настоящее время применяется принцип многостадийного проектирования: сначала проект пробной эксплуатации, затем технологическая схема, проект разработки и проект доразработки. В ходе эксплуатации залежи, в запроектированную систему разработки постоянно вносятся существенные изменения, обусловленные получением дополнительной промысловой информации, уточнением уровней добычи нефти и основных показателей разработки по мере детализации геологического строения эксплуатационного объекта.

В нефтяной промышленности России установлен единый порядок составления проектных документов по разработке нефтяных месторождений и единые требования к их основному содержанию. При этом принята следующая номенклатура проектных документов.

1. Принципиальная схема разработки. Ее составляют для месторождений, содержащих значительное количество объектов или самостоятельных площадей разработки (более 5 – 7 объектов или площадей разработки).

2. Технологическая схема разработки. Ее составляют для всех месторождений, вводимых в разработку.

3. Проект разработки. Его выполняют для всех месторождений, введенных в разработку.

4.Уточненный проект разработки. Его составляют для месторождений, представление о характеристиках которых изменились в процессе их разбуривания и начальной разработки или при необходимости резкого изменения уровней добычи углеводородов из месторождения.

5.Технологическая схема или проект опытно-промышленной разработки. Их составляют для испытания новой технологии извлечения углеводородов из месторождения.

При необходимости составляют проектные документы по пробной эксплуатации месторождений, устанавливают объекты и систему разработки месторождений, основные положения технологии разработки, определяют максимальный уровень добычи нефти и срок выхода на этот уровень.

В принципиальной и технологической схемах для вновь вводимых в разработку месторождений, устанавливают объекты и систему разработки месторождений, основные положения технологии разработки, определяют максимальный уровень добычи нефти и срок выхода на этот уровень. Определяется соответствующий набор технико-экономических и экономических показателей, оценивается текущая нефтеотдача и обводненность продукции, общие и капитальные удельные вложения, себестоимость, приведенные затраты. В принципиальной схеме отражают общую совокупность систем разработки отдельных крупных объектов разработки, оптимальное распределение капитальных вложений в эти объекты, последовательность их ввода в разработку, общий уровень добычи углеводородов из месторождения и срок выхода на этот уровень. В технологической схеме разработки обосновывается вид воздействия, система заводнения, схема размещения и плотность сетки скважин, оцениваются добывные возможности пластов (эксплуатационного объекта), решаются задачи, связанные с проектированием внешних коммуникаций, мощностей первичной обработки нефти, обустройства промыслов и т. д.

В проекте разработки сопоставляют проектные показатели разработки месторождения, полученные в результате выполнения принципиальной и технологической схем, с фактическими показателями разработки месторождения в начальной стадии; уточняют исходные данные для составления проекта; уточняют и согласовывают с планирующими органами уровень добычи углеводородов из месторождения; изменяют в случае целесообразности и возможности систему и технологию разработки месторождения. В проекте более основательно прорабатывают вопросы эксплуатации скважин, сбора, подготовки и транспорта нефти и газа, мероприятия по охране недр и окружающей среды.

Проект опытно-промышленных работ по испытанию нового метода извлечения нефти из недр содержат, помимо обычных расчетов и решений, касающихся выбора объектов разработки, схемы расположения скважин, технологии воздействия на пласт, также основные результаты исследований, посвященных осуществлению данного нового метода разработки в конкретных пластовых условиях месторождения, для которого составлен проектный документ. Особое внимание уделяется в нем точному определению технологических показателей, чтобы получить достоверные сведения об эффективности испытуемого метода извлечения из недр и сравнить его с традиционными методами разработки. Уточненный проект разработки по содержанию не отличается от обычного, кроме анализа причин несоответствия результатов прежнего проекта результатам фактической разработки, если такое несоответствие имело место.

Методической основой при составлении проектной документации по разработке новых месторождений и повышению эффективности длительно разрабатываемых объектов являются результаты современных теоретических исследований по фильтрации двух- и трехфазных систем в неоднородных пластах и материалы обобщения опыта разработки. Так при проектировании новых месторождений Западной Сибири широко использовался богатый опыт разработки объектов Урало-Поволжья.

Проектный документ на процесс разработки является некоторой моделью, приближенно отражающей действительные условия и процессы, происходящие в недрах. Поэтому фактические и проектные показатели разработки не всегда совпадают. Проектные и фактические показатели сравниваются между собой при анализе состояния разработки месторождений, в исследованиях по авторскому надзору за внедрением технологических схем и проектов разработки и в работах оперативного порядка.

Всего существует три основные группы причин, вызывающих расхождения проектных и фактических показателей.

1. Ошибки в исходных данных при проектировании, обусловленные ограниченным количеством фактического материала, невысокой достоверностью принятых значений параметров пластов, насыщающих их флюидов и т. д. Относительное влияние ошибок этого типа уменьшается по мере накопления дополнительной информации и учета изменения представлений о пласте (объекте разработки) в последующих проектных документах. Практически избежать этих ошибок нельзя. Их можно уменьшить путем совершенствования методов изучения пластов, увеличения количества и качества исходной геолого-промысловой информации.

2. Несовершенство применяемых моделей и расчетов. Избежать полностью этих ошибок даже теоретически нельзя. Никакая модель (математическая, физическая, геологическая, гидродинамическая) не может полностью отразить и учесть реальные природные условия подземного резервуара и сложные условия фильтрации жидкости в неоднородных средах. Точность моделей можно повысить путем:

– унификации существующих методов расчетов и выбора наиболее приемлемых из них для конкретных условий эксплуатационного объекта;

– развитием существующих и созданием новых расчетных методик и методов, наиболее полно учитывающих реальные особенности пласта и условия фильтрации в них жидкостей при различных системах воздействия;

– создания и внедрения более гибких систем разработки, обеспечивающих как возможность полного использования естественной энергии пластов, так и позволяющих без значительных затрат средств и времени осуществлять дополнительные мероприятия по совершенствованию разработки и увеличению коэффициентов извлечения нефти.

3. Организационно-технические причины.

4. Невыполнение или несвоевременное выполнение нефтедобывающими предприятиями рекомендаций проекта, запаздывание сроков (против проектных) разбуривания месторождения, ввода скважин в эксплуатацию, организации системы ППД, отставание с объемами закачки воды при заводнении и др. Эти недостатки объясняются отставанием в обустройстве промыслов, нехваткой буровых станков, отсутствием необходимых мощностей обессоливающих и деэмульсионных установок, некомплектностью насосного оборудования, трудностями транспорта нефти и т. д.

Перечисленные причины играют доминирующую роль на ранних стадиях разработки месторождений. Именно они вызывают существенные отклонения фактических показателей разработки от проектных.

Проектные решения по разработке каждого нефтяного месторождения готовят в нескольких вариантах. Из числа возможных наиболее эффективных выбирают три основных варианта, различающиеся уровнями добычи нефти, нефтеотдачей, материальными, денежными и трудовыми затратами. Указанные варианты могут отличаться системами и технологиями разработки месторождения. Наряду с предлагаемыми в проектном документе описывают также вариант разработки методом, которым разрабатывались ранее аналогичные месторождения. Такой вариант называется базовым. Его используют для сравнения эффективности разработки месторождения с предлагаемым и ранее применявшимся методом. Вариант, наиболее удовлетворяющий решению задачи перспективного развития нефтяной промышленности страны и имеющий лучшие технико-экономические и экономические показатели, принимают к реализации.

 

helpiks.org

 

Поддержание пластового давления (ППД) заводнением требует использования больших объемов качественной воды. Решение проблемы водоснабжения сводится к изысканию надежного и водообильного источника ( с оценкой запасов и возможных расходов воды), обоснованию качества воды и разработке технологии ее подготовки. Расход закачиваемой воды определяется стадией разработки месторождения ( рис. 10 ).

 

 

Рис. 10 Динамика относительного отбора жидкости, нагнетания воды,

потребности в воде ν и нефтеотдачи η во времени (по М.Л.Сургучеву)

 

1, 1^́́ — соответственно добыча нефти и нефтеотдача при режиме растворенного газа; 2,2́, 3 – соответственно добыча нефти, нефтеотдача и отбор жидкости при заводнении; 4 – потребность в воде при полном возврате сточных вод; 5 – расход нагнетания воды. Штриховка: вертикальная – эффект в добыче нефти от заводнения; косая экономии (возврат) воды

Источники закачиваемой воды могут быть разными. В настоящее время, на различных промыслах используют воды : открытых водоемов (рек, озер, водохранилищ, морей ); грунтовые ( подрусловые и артезианские ); глубинные ( нижних и верхних глубинных водоносных горизонтов); сточные.

Грунтовые воды характеризуются значительным многообразием химического состава (минерализация 100 – 200 мг / л) , небольшим содержанием взвешенных частиц.

Воды открытых водоемов значительно уступают по качеству, содержат большое количество механических примесей ( глины или песка ), особенно в период ливней и паводков, снеготаяния, способны вызвать набухание глин.

Воды глубинных водоносных горизонтов в большей степени минерализованы и часто не требуют дополнительной подготовки.

Сточные воды состоят в основном из пластовых, добываемых вместе с нефтью, пресных, подаваемых в установки подготовки нефти и ливневых вод. Они минерализованы ( 15 – 3000 г / л ) и обладают хорошими нефтевытесняющими свойствами. Но содержат большое количество эмульгированной нефти, механических примесей, а также диоксида углерода и сероводорода.

Источник воды выбирают на основе данных технико-экономического анализа с учетом технологии водоподготовки.

На месторождениях Татарии и Башкирии используют поверхностные пресные воды. В Азербайджане и на п-ове Мангышлак — каспийскую воду.

На юрских продуктивных объектах месторождений Западной Сибири в качестве рабочего агента в основном используют воду апт-альб-сеноманского горизонта. Воды апт-сеноманского комплекса имеют практически повсеместное распространение, хлоридно-натриевые, слабощелочные, соленые с минерализацией 10 г / л.

Воды стабильны к выпадению карбонатов кальция, возможным является выпадение гидроокиси железа. Состав вод устойчив во времени. При смешении с пластовой водой они практически не дают осадка.

Требования к воде нагнетаемой в пласт меняются в зависимости от :

1)свойств продуктивного горизонта (пласта);

2)от его строения и неоднородности ;

3)от типа закачиваемой жидкости;

4)от характера решаемых промысловых задач.

Классические требования, предъявляемые к нагнетаемой в продуктивный пласт воде представлены в фундаментальной Справочной книге для добычи нефти ( 1974 г.) и сформулированы следующим образом:

· невысокое содержание механических примесей;

· незначительное содержание эмульгированной нефти;

· коррозионная инертность по отношению к напорным и распределительным трубопроводам, насосам, скважинному оборудованию нагнетательных скважин;

· отсутствие в воде сероводорода, диоксида углерода, водорослей, микроорганизмов инициирующих интенсивное развитие коррозии оборудования и существенное снижение приемистости нагнетательных скважин.

Растворенный в воде кислород вызывает интенсивную коррозию металла и способствует активному развитию в пласте аэробных бактерий. Диоксид углерода ( СО₂ ) понижает рН воды и приводит к разрушению защитных окисных пленок на металле, а также к усилению коррозии оборудования. Сероводород образует, реагируя с железом, твердые уносимые потоком воды частицы сернистого железа, а при наличии кислорода – сернистую кислоту. Он может образовываться в результате восстановления содержащихся в воде сульфатов кальция углеводородами нефти с выделением диоксида углерода и в виде осадка карбоната кальция. Наличие его в продукции добывающих скважин приводит к усилению коррозии нефтедобывающего оборудования.

При контроле за составом закачиваемой сточной воды уделяют внимание также условиям возможного развития и размножения так называемых сульфатных бактерий. Сульфатопоглощающие и сульфатообразующие бактерии вызывают биокоррозию металлов. Они могут жить за счет расщепления органических и неорганических веществ и развиваться как при отсутствии свободного кислорода ( анаэробные бактерии ), так и при наличии растворенного в воде кислорода (аэробные бактерии). Сульфатовосстанавливающие бактерии способны полностью восстанавливать сульфаты, имеющиеся в закачиваемой воде и образовывать до 100 мг/ л сероводорода. Ионы сульфатов ( SO₄ ^2-) инициируют процесс, а жизнедеятельность получающейся при этом культуры бактерий способствует образованию сульфидов железа. Высокая плотность сульфида железа служит причиной его выпадения в пласте, особенно в призабойной зоне скважин. При выносе же на поверхность FeS вызывает образование трудно разрушимого промежуточного слоя в резервуарах системы подготовки и хранения промысловой продукции.

Из-за химической несовместимости закачиваемой и пластовой вод возможно снижение проницаемости пласта вследствие набухания глин пресных вод и выпадения различных осадков. Механические примеси, соединения железа (продукты коррозии и сернистое железо), водоросли и различные микроорганизмы заиливают ( кольматируют) поверхность фильтрации, выключают мелкопористые слои из процесса вытеснения. Наиболее часто встречающиеся причины снижения проницаемости призабойной зоны пласта нагнетательных скважин на месторождениях Западной Сибири заключаются в следующем :

— частичная или полная кольматация порового пространства пласта твердой фазой глинистого раствора встречается в процессе вскрытия пласта бурением и перфорацией, а также твердой фазой промывочной жидкости при производстве в скважине ремонтных или других видов работ;

— кольматация ПЗП механическими примесями и продуктами коррозии, вносимыми в пласт нагнетаемой водой;

— повышенная остаточная нефтенасыщенность отдельных пропластков, примыкающих к призабойной зоне нагнетательных скважин, особенно тех, которые пробурены внутри контура нефтеносности и переведены под нагнетание воды, за счет снижения фазовой проницаемости по воде;

— кольматация призабойной зоны пласта окисленной нефтью при нагнетании в пласты подтоварных сточных вод;

— набухание глин породы-коллектора при взаимодействии с пресной водой и растворами некоторых химических реагентов (щелочей), приводящее к снижению абсолютной проницаемости пласта, особенно низкопроницаемых прослоев;

— снижение проницаемости породы-коллектора на 15 – 60 % может произойти при смене минерализованной сеноманской или подтоварной воды на пресную из-за усиления потенциала течения.

Устанавливать единые нормы по качеству воды для закачки в пласты нецелесообразно. Допустимое содержание механических примесей и эмульгированной нефти принимают с учетом проницаемости и трещиноватости пород до 5 – 50 мг/ л , причем с увеличением трещиноватости повышается допустимое содержание. Диаметр фильтрационных каналов должен быть в 3 – 6 раз больше диаметра частиц. Пригодность воды оценивается в лаборатории

(стандартный анализ состава и свойств, опыты по затуханию фильтрации через естественный керн ) и пробной закачкой в пласт.

Особое внимание при закачке в пласт «первичной» или «повторной» воды уделяют составу солей и их содержанию. Химический состав сопоставляют с составом пластовой воды с целью выяснения степени совместимости этих жидкостей в пластовых условиях.

Состав и содержание минеральных солей в воде оценивается по методике

шестикомпонентного анализа на положительные ионы кальция (Ca ^{2 +} ), магния

(Mg ^{2 +}) и натрия ( Na ²⁺) и отрицательные ионы хлора (Cl ^— ), сульфата (SO₄ ^2-) и группы HSO₃ ^— . Помимо ионного анализа определяют плотность воды, рН и др. показатели. Допустимые значения перечисленных показателей обычно устанавливают индивидуально для каждого объекта разработки (месторождения, залежи). Индивидуального подхода требуют и отдельные составляющие объекта разработки.

 

megalektsii.ru

Поддержание пластового давления (ППД) заводнением требует использования больших объемов качественной воды. Решение проблемы водоснабжения сводится к изысканию надежного и водообильного источника ( с оценкой запасов и возможных расходов воды), обоснованию качества воды и разработке технологии ее подготовки. Расход закачиваемой воды определяется стадией разработки месторождения ( рис. 10 ).

Рис. 10 Динамика относительного отбора жидкости, нагнетания воды,

потребности в воде ν и нефтеотдачи η во времени (по М.Л.Сургучеву)

1, 1^́́ — соответственно добыча нефти и нефтеотдача при режиме растворенного газа; 2,2́, 3 – соответственно добыча нефти, нефтеотдача и отбор жидкости при заводнении; 4 – потребность в воде при полном возврате сточных вод; 5 – расход нагнетания воды. Штриховка: вертикальная – эффект в добыче нефти от заводнения; косая экономии (возврат) воды

Источники закачиваемой воды могут быть разными. В настоящее время, на различных промыслах используют воды : открытых водоемов (рек, озер, водохранилищ, морей ); грунтовые ( подрусловые и артезианские ); глубинные ( нижних и верхних глубинных водоносных горизонтов); сточные.

Грунтовые воды характеризуются значительным многообразием химического состава (минерализация 100 – 200 мг / л) , небольшим содержанием взвешенных частиц.

Воды открытых водоемов значительно уступают по качеству, содержат большое количество механических примесей ( глины или песка ), особенно в период ливней и паводков, снеготаяния, способны вызвать набухание глин.

Воды глубинных водоносных горизонтов в большей степени минерализованы и часто не требуют дополнительной подготовки.

Сточные воды состоят в основном из пластовых, добываемых вместе с нефтью, пресных, подаваемых в установки подготовки нефти и ливневых вод. Они минерализованы (15 – 3000 г / л ) и обладают хорошими нефтевытесняющими свойствами. Но содержат большое количество эмульгированной нефти, механических примесей, а также диоксида углерода и сероводорода.

Источник воды выбирают на основе данных технико-экономического анализа с учетом технологии водоподготовки.

На месторождениях Татарии и Башкирии используют поверхностные пресные воды. В Азербайджане и на п-ове Мангышлак — каспийскую воду.

На юрских продуктивных объектах месторождений Западной Сибири в качестве рабочего агента в основном используют воду апт-альб-сеноманского горизонта. Воды апт-сеноманского комплекса имеют практически повсеместное распространение, хлоридно-натриевые, слабощелочные, соленые с минерализацией 10 г / л.

Воды стабильны к выпадению карбонатов кальция, возможным является выпадение гидроокиси железа. Состав вод устойчив во времени. При смешении с пластовой водой они практически не дают осадка.

Требования к воде нагнетаемой в пласт меняются в зависимости от :

1. свойств продуктивного горизонта (пласта);

2. от его строения и неоднородности ;

3. от типа закачиваемой жидкости;

4. от характера решаемых промысловых задач.

Классические требования, предъявляемые к нагнетаемой в продуктивный пласт воде представлены в фундаментальной Справочной книге для добычи нефти ( 1974 г.) и сформулированы следующим образом:

• невысокое содержание механических примесей;

• незначительное содержание эмульгированной нефти;

• коррозионная инертность по отношению к напорным и распределительным трубопроводам, насосам, скважинному оборудованию нагнетательных скважин;

• отсутствие в воде сероводорода, диоксида углерода, водорослей, микроорганизмов инициирующих интенсивное развитие коррозии оборудования и существенное снижение приемистости нагнетательных скважин.

Растворенный в воде кислород вызывает интенсивную коррозию металла и способствует активному развитию в пласте аэробных бактерий. Диоксид углерода ( СО₂ ) понижает рН воды и приводит к разрушению защитных окисных пленок на металле, а также к усилению коррозии оборудования. Сероводород образует, реагируя с железом, твердые уносимые потоком воды частицы сернистого железа, а при наличии кислорода – сернистую кислоту. Он может образовываться в результате восстановления содержащихся в воде сульфатов кальция углеводородами нефти с выделением диоксида углерода и в виде осадка карбоната кальция. Наличие его в продукции добывающих скважин приводит к усилению коррозии нефтедобывающего оборудования.

При контроле за составом закачиваемой сточной воды уделяют внимание также условиям возможного развития и размножения так называемых сульфатных бактерий. Сульфатопоглощающие и сульфатообразующие бактерии вызывают биокоррозию металлов. Они могут жить за счет расщепления органических и неорганических веществ и развиваться как при отсутствии свободного кислорода ( анаэробные бактерии ), так и при наличии растворенного в воде кислорода (аэробные бактерии). Сульфатовосстанавливающие бактерии способны полностью восстанавливать сульфаты, имеющиеся в закачиваемой воде и образовывать до 100 мг/ л сероводорода. Ионы сульфатов ( SO₄ ^2-) инициируют процесс, а жизнедеятельность получающейся при этом культуры бактерий способствует образованию сульфидов железа. Высокая плотность сульфида железа служит причиной его выпадения в пласте, особенно в призабойной зоне скважин. При выносе же на поверхность FeS вызывает образование трудно разрушимого промежуточного слоя в резервуарах системы подготовки и хранения промысловой продукции.

Из-за химической несовместимости закачиваемой и пластовой вод возможно снижение проницаемости пласта вследствие набухания глин пресных вод и выпадения различных осадков. Механические примеси, соединения железа (продукты коррозии и сернистое железо), водоросли и различные микроорганизмы заиливают ( кольматируют) поверхность фильтрации, выключают мелкопористые слои из процесса вытеснения. Наиболее часто встречающиеся причины снижения проницаемости призабойной зоны пласта нагнетательных скважин на месторождениях Западной Сибири заключаются в следующем :

• частичная или полная кольматация порового пространства пласта твердой фазой глинистого раствора встречается в процессе вскрытия пласта бурением и перфорацией, а также твердой фазой промывочной жидкости при производстве в скважине ремонтных или других видов работ;

• кольматация ПЗП механическими примесями и продуктами коррозии, вносимыми в пласт нагнетаемой водой;

• повышенная остаточная нефтенасыщенность отдельных пропластков, примыкающих к призабойной зоне нагнетательных скважин, особенно тех, которые пробурены внутри контура нефтеносности и переведены под нагнетание воды, за счет снижения фазовой проницаемости по воде;

• кольматация призабойной зоны пласта окисленной нефтью при нагнетании в пласты подтоварных сточных вод;

• набухание глин породы-коллектора при взаимодействии с пресной водой и растворами некоторых химических реагентов (щелочей), приводящее к снижению абсолютной проницаемости пласта, особенно низкопроницаемых прослоев;

• снижение проницаемости породы-коллектора на 15 – 60 % может произойти при смене минерализованной сеноманской или подтоварной воды на пресную из-за усиления потенциала течения.

Устанавливать единые нормы по качеству воды для закачки в пласты нецелесообразно. Допустимое содержание механических примесей и эмульгированной нефти принимают с учетом проницаемости и трещиноватости пород до 5 – 50 мг/ л , причем с увеличением трещиноватости повышается допустимое содержание. Диаметр фильтрационных каналов должен быть в 3 – 6 раз больше диаметра частиц. Пригодность воды оценивается в лаборатории

(стандартный анализ состава и свойств, опыты по затуханию фильтрации через естественный керн ) и пробной закачкой в пласт.

Особое внимание при закачке в пласт «первичной» или «повторной» воды уделяют составу солей и их содержанию. Химический состав сопоставляют с составом пластовой воды с целью выяснения степени совместимости этих жидкостей в пластовых условиях.

Состав и содержание минеральных солей в воде оценивается по методике

шестикомпонентного анализа на положительные ионы кальция (Ca ^{2 +} ), магния

(Mg ^{2 +}) и натрия ( Na ²⁺) и отрицательные ионы хлора (Cl ^— ), сульфата (SO₄ ^2-) и группы HSO₃ ^— . Помимо ионного анализа определяют плотность воды, рН и др. показатели. Допустимые значения перечисленных показателей обычно устанавливают индивидуально для каждого объекта разработки (месторождения, залежи). Индивидуального подхода требуют и отдельные составляющие объекта разработки

Лекция 13

studfiles.net