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 распредели-тельным 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 бакте-рии 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 бак-
терии 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.
Показатели «первичной» воды, нагнетаемой в продуктивные пласты Ромашкинского нефтяного месторождения приведены в таблице 1.1.
«Первичные» воды, используемые на этом месторождении для целей ППД , характеризуются как жесткие, так как суммарное содержание ионов кальция и магния составляет 102 -–213 мг / л. Они обладают определенной коррозионной активностью из-за наличия диоксида углерода и кислорода. Что подтверждается повышенным содержанием соединений железа на устье нагнетательных скважин по сравнению с их содержанием в воде, поступающей на кустовые насосные станции ( табл. 1.2.). Рост показателя кислотности свидетельствует о том, что по мере движения воды от источника к нагнетательным скважинам происходит ее защелачивание в результате взаимодействия растворенного кислорода с металлом труб.
Характеристика «первичной» воды, нагнетаемой в пласты
Ромашкинского месторождения
Табл. 1.1.
Показатели |
Источник «первичной» воды, номер источника |
|||
Карабашское водохранили-ще (№1) |
Река Зай
( № 2 ) |
Река Ик и ее подрусловые во-ды ( № 3 ) |
Река Степной Зай и река Кама ( № 4 ) |
|
Плотность при 200 С кг / м 3 ; Содержание железа мг / л : общего окисного закисного Содержание ионов, мг / л : Са 2+ Mg 2 + К + Na + Cl – SO4 2 – НСО3- СО3 2 - Суммарное содер- Жание ионов, мг /л Показатель рН |
1000 0, 32 0, 24 0, 08 80, 16 21, 88 171 175 172 221, 06 269, 4
909, 1 7 - 7,8 |
1000 0, 36 0, 28 0, 08 104, 2 37, 69 87, 8 159, 64 148, 9 317, 2 - 831, 03 7,2 – 7,6 |
1000 0, 24 0, 16 0, 08 168, 33 44, 99 135 244 283, 4 292, 9 - 1192, 92 6,4 – 7,4 |
1000 0, 32 - 0,32 120, 23 32, 8 143 271 139, 3 231 - 974, 73 7 – 7,6 |
Изменение показателей воды в процессе перемещения
от КНС к скважинам
Табл. 1.2.
Точка отбора пробы воды |
Источник Воды |
Показатель РН |
Содержание железа, мг / л |
||
Общего |
Окисного |
Закисного |
|||
КНС - 24 (опыт 1 ) Скв. 4118 Скв. 538 КНС - 24 (опыт 2 ) Скв. 4118 Скв. 538 КНС – 21 Скв. 3203 Скв. 3209 КНС – 10 Скв. 3081 Скв. 3079 |
№ 3 № 3 № 2 № 4 |
7 7,4 7,6 6,4 6,8 7,2 7,6 7,8 7,8 7,4 7,4 7,8 |
0,24 2,20 0,64 0,58 1,56 1,14 0,36 1,04 1,04 0,32 0,32 1,48 |
0,16 1,14 0,44 0,42 1,34 1 0,28 1,04 1,04 - - 1,22 |
0,08 1,06 0,20 0,16 0,22 0,14 0,08 - - 0,32 0,32 0,26 |
В таблице 1.3. приведен диапазон показателей воды, отделяемой от промысловой продукции при ее подготовке на объектах Ромашкинского месторождения по девонским и карбонатным пластам.
Характеристика «повторной» воды на Ромашкинском
месторождении
Табл. 1.3.
Показатель |
Источник «повторной» воды |
|
Девонский горизонт |
Отложения карбона |
|
Тип воды Плотность, кг / м 3 Показатель рН Минерализация, г / л Содержание ионов, г / л : Ca2+ Mg2+ K+ + Na+ SO4 2+ HCO3- Cl- Содержание нефтепродуктов, г / л Содержание механических Примесей, г / л Содержание железа, мг / л: Окисного Закисного Содержание кислых компонен-тов, мг / л :
Сероводорода Диоксида углерода |
Хлоркальциевая 1040 – 1190 5, 5 – 5, 8 59, 89 – 248, 97
4, 6 – 23, 08 0, 97 – 4, 32 16, 96 – 74, 28 0, 048 – 0, 011 0,146 – 0 31, 1 - 168
0, 12 – 0, 76
0,15 – 0, 29
0, 5 – 1 18 – 255 2,2- 0 80 – 432 |
Сульфатно- натриевая 1080 – 1180 5, 2 – 6, 3 112, 02 – 239, 40 8, 41 – 10, 12 1, 79 - 3, 22 32, 11 – 78, 12 0, 087 – 0, 70 0, 061 – 0, 134 69, 5 - 147 0, 02 – 0, 15 0, 015 – 0, 10
не обнаружено - 80 – 260 95 - 422
|
Как видно из таблицы 1.3., диапазон изменения всех основных показателей сточной воды даже в пределах одного источника весьма высок.
Характерной особенностью «повторных» ТЖ , используемых для целей ППД является изменение их свойств и состава во времени. Эти изменения обусловлены способностью воды менять свои свойства и состав в результате смешения природной пластовой воды и закачиваемой. Динамика зависит от степени возврата попутно добытой воды в продуктивный горизонт, от характера ее распределения по объекту разработки, от динамики обводненности добываемой продукции и от темпа вытеснения нефти из пласта. Поэтому в общем случае прогнозирование динамики показателей как добываемой, так и закачиваемой обратно в продуктивный горизонт воды представляется очень сложным.
Поможем написать любую работу на аналогичную тему