Физико-химические свойства пластовых вод

СОСТАВ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПЛАСТОВОЙ ВОДЫ

По мере эксплуатации нефтяных месторождений скважины постепенно обводняются. Содержание пластовой воды в скважинной продукции растет и может достигать 95%. Поэтому важно знать, какое влияние оказывает пластовая вода на процесс добычи нефти и газа.

Состав пластовых вод разнообразен и зависит от природы эксплуатируемого нефтяного пласта, физико-химических свойств нефти и газа. В пластовых водах всегда растворено некоторое количество солей. Больше всего в воде содержится хлористых солей (до 80-90% от общего содержания солей).

Виды пластовых вод:

- подошвенные (вода, заполняющая поры коллектора под залежью);

- краевые (вода, заполняющая поры вокруг залежи);

- промежуточные (между пропластками);

- остаточные (оставшаяся со времен образования залежи вода).

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

Плотность пластовых вод сильно зависит от минерализации, т. е. содержания растворенных солей. В среднем плотность пластовой воды составляет 1010-1210 кг/м³.

Тепловое расширение воды характеризуется коэффициентом теплового расширения:

(3.29)

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

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

(3.30)

Коэффициент сжимаемости воды изменяется в пластовых условиях в пределах 3,7×10^-10 – 5,0×10^-10 Па^-1. При наличии растворенного газа он увеличивается, и приближенно может рассматриваться по формуле:

(3.31)

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

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

(3.32)

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

Вязкость воды в пластовых условиях зависит, в основном, от температуры и минер­ализации. От давления вязкость зависит слабо. Наибольшую вязкость имеют хлорокальцевые воды (в 1,5-2 раза больше чистой воды).

Минерализация воды – содержание растворённых солей в г/л. По степени минерализации пластовые воды делятся на четыре типа:

– ­­­рассолы (Q>50 г/л);

– солёные (10<Q<50 г/л);

– солоноватые (1<Q<10 г/л);

– пресные (Q1 г/л).

Минерализация пластовой воды растёт с глубиной залегания пластов.

По типу растворённых в воде солей различают хлоркальцевые (хлоркальцево-магниевые) и щелочные (гидрокарбонатные, гидрокарбонатно-натриевые) пластовые воды. Тип пластовой воды определяется соотношением ионов растворённых солей:

– анионов:

– катионов:

– ионов микроэлементов:

– коллоидных частиц:

– нафтеновых кислот и их солей.

Состав воды определяет её жесткость. Жёсткостью называется суммарное содержание растворённых солей кальция, магния, железа.

Жесткость подразделяется на временную (карбонатную) и постоянную (некарбонатную).

Временная жесткость или карбонатная (Ж_К) обусловлена содержанием в воде гидрокарбонатов двухвалентных металлов (кальция, магния, железа).

Общая жесткость воды определяется как сумма карбонатной и некарбонатной:

(3.33)

Жесткость воды оценивается содержанием в ней солей в миллиграмм-эквивалентах на литр :

(3.34)

где m_vi – концентрация i-го иона в воде (мг/л);

э_i – эквивалент i-го иона.

(3.35)

где M_i – молекулярная масса иона;

n – валентность иона.

(3.36)

Тип проточной воды характеризуется в зависимости от содержания двухвалентных катионов:

– очень мягкая вода – до 1,5 мг-экв./л;

– мягкая вода – 1,5-3,0 мг-экв./л;

– умеренно жесткая вода – 3,0-6,0 мг-экв./л;

– жёсткая вода – более 6 мг-экв./л;

Временную (карбонатную) жёсткость можно устранить термическим методом (длительным кипячением) или химическим методом – добавлением гидроксида кальция Ca(OH)₂.

В обоих случаях выпадает в осадок карбонат кальция CaCO₃.

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

Содержание водородных ионов в воде определяется параметром pH: где – концентрация ионов водорода. В зависимости от pH различают следующие типы воды:

– нейтральная (pH=7);

– щелочная (pH>7);

– кислая (pH<7).

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

За счет растворения воды в нефти происходят изменения в зоне водонефтяного контакта. Чёткой границы вода-нефть не существует. За счет растворения воды образуется т. н. “переходная зона”, величина которой зависит от полярности нефти.

Дата добавления: 2014-01-04