в нефтяной практике классификация пластовых вод по сулину используется как поисковый признак

Классификация вод, по Сулину

Различают ионную и эквивал штную форму для выражения содержания отдельных ионов в воде. Первая выражается в грам­мах на литр воды. Так как ионы реагируют между собой не в рав­ных количествах массы, а в соотношениях, зависящих от экви­валентных масс, применяется эквивалентная форма. Содержание иона в эквивалентной форме выражается символом этого иона с добавлением индексов (rNa + ; rCl

). Для сравнения анализов вод разной минерализации миллиграмм-эквиваленты пересчиты­ваются в проценты.

Для систематизации многообразных по химическому составу вод применяются различные классификации, среди которых в нефтяной практике наиболее применима классификация Сулина (табл. 4). Типы вод этой классификации используются как пои­сковый признак.

При незначительном отклонении от граничных значений воды относят к переходным типам. Если воды лишены натрия и хлора, их относят к неопределенному типу.

Кроме типов вод выделяют группы и подгруппы. Группа воды определяется по преобладающему аниону, а подгруппа — по преобладающему катиону.

Физические свойства пластовых вод

Плотность воды зависит от минерализации: чем выше минера­лизация воды, тем больше ее плотность.

Объемный коэффициент воды зависит от давления, темпера­туры, степени минерализации воды и количества растворенного в ней газа. 100

Коэффициент сжимаемости для воды колеблется от 0,004 до 0,005 %.

Вязкость воды в пластовых условиях изменяется от 0,03 до 0,18 Па’С. С повышением температуры она уменьшается. Изме­нения давления и степени минерализации почти не оказывают влияния на вязкость.

При разработке нефтяных месторождений необходимо знать величину отношения вязкости нефти к вязкости воды. Чем мень­ше это отношение, тем легче осуществляется вытеснение нефти водой и достигается больший процент извлечения нефти.

Поверхностное натяжение пластовой минерализованной воды на границе с воздухом равно 0,07—0,08 Н/м. Величина поверхно­стного натяжения влияет на вымывающие способности воды: при меньшем поверхностном натяжении вода полнее вытесняет нефть из пласта.

Промысловая классификация подземных вод

В промысловой практике пластовой водой принято называть только ту воду, которая залегает в одном и том же пласте с нефтью или газом. Воды, принадлежащие водоносным пластам, не содер­жащим нефть, или другим нефтегазоносным пластам, называют чуждыми, или посторонними, по отношению к данному нефтя­ному или газовому пласту (табл. 5).

Связанная вода содержится в нефтяной или газовой части всякого пласта. Она является водой неподвижной и представлена монослоем прочносвязанной и полислоями рыхлосвязанной воды, адсорбированной на поверхности частиц породы.

Подвижная вода — это вода в углах пор, вода капиллярно-удержанная и капельная. Содержание в породе связанной воды характеризуется коэффициентом К_В. _св, равным отношению объема пор, занятых связанной водой, ко всему объему пор, а содержание подвижной воды — коэффициентом /С_в. _подв. В сумме они состав­ляют коэффициент остаточной водонасыщенности /С_в. ₀. В зоне предельного нефтегазонасыщения /С_в. ₀ = К_В. _св; наличие под-

вижнои воды наряду со связанной характерно для переходных зон с неполным нефтегазоиасыщением. Сказанное выше относится к наиболее распространенному гидрофильному коллектору, по­верхность которого покрыта пленкой связанной воды. В полностью гидрофобном коллекторе связанная вода отсутствует.

Законтурная (краевая) вода подпирает пластовые нефтяную или газовую залежь. Подошвенная вода подпирает массивные нефтяную или газовую залежь. Она может быть и в пластовых залежах при заполнении нефтяного пласта не на всю мощ­ность.

Конденсационная вода образуется за счет конденсации водных паров.

Верхняя вода залегаете пластах, расположенных выше данного продуктивного пласта. При проникновении в продуктивный пласт она будет для него верхней посторонней водой. Нижняя вода за­легает в пластах, расположенных ниже данного продуктивного пласта. При проникновении в продуктивный пласт она будет нижней посторонней водой.

Тектоническая вода проникает в нефтяной пласт по тектони­ческим трещинам.

Технологическая вода закачивается в пласт при искусственном заводнении, согласно технологическому процессу разработки залежей.

Техническая вода — фильтрат промывочной жидкости, проник­шей в пласт в процессе вскрытия его добывающими или разведоч­ными скважинами. Появление в пласте технической воды весьма нежелательно, так как в результате этого значительно снижается продуктивность скважин, особенно газовых.

Источник

Классификация природных вод В.А. Сулина [1] по типам

Тип воды	Соотношение ионов*
Сульфатно-натриевый	> 1	1	> 1	0	> 1

*Знак «r» перед ионом означает, что содержание иона выражено в эквивалентной форме.

В свою очередь, каждый тип делится по преобладанию аниона на три группы вод: гидрокарбонатные, сульфатные и хлоридные, а каждая группа включает три подгруппы по преобладанию катиона: натриевые, магниевые и кальциевые.

Наиболее распространенными среди вод нефтяных месторождений являются гидрокарбонатно-натриевые и, особенно, хлоридно-кальциевые воды. Состав пластовых вод некоторых нефтяных месторождений нашей страны представлен в табл. 3.

Низкое содержание сульфат-иона или полное отсутствие его в водах нефтяных месторождений объясняется тем, что присутствие органического углерода создает восстановительные условия в пласте. В результате этого сульфаты восстанавливаются по уравнению

Из приведенной реакции следует, что органическое вещество окисляется и превращается в СО₂, а сульфаты исчезают из вод, превращаясь в сероводород. Процессу восстановления сульфатов (десульфатации) способствуют бактерии-десульфатизаторы, живущие в нефти. Эти бактерии используют кислород сульфатов для дыхания, а углеводороды служат им источником питания.

Таблица 3

Химический состав и тип пластовых вод некоторых нефтяных месторождений [1]

СТОЧНЫЕ ВОДЫ

Сточной водой называется использованная на производственные или бытовые нужды вода, получившая загрязнения, которые изменили её состав и свойства. К сточным относят также воды, образующиеся в результате выпадения атмосферных осадков в пределах населенных пунктов и промышленных предприятий.

Составы сточных вод отличаются большим разнообразием и зависят от происхождения. Наибольшее количество примесей имеют воды химической, целлюлозно-бумажной, горно-металлургической, нефте- и углеперерабатывающей промышленности.

Производственные сточные воды загрязнены главным образом отходами производства. Это могут быть кислоты, щелочи, соли, нефтепродукты, различные органические соединения, в том числе ядовитые (токсичные), опасные для живой природы. В зависимости от значения рН сточные воды имеют щелочной, кислый или нейтральный характер среды. Примеси могут находиться в грубодисперсном, коллоидном и истинно-растворенном состоянии.

Сточной водой на нефтяном месторождении является смесь пластовой воды с пресной водой, добавляемой в нефть в процессе её обессоливания и обезвоживания, и ливневыми водами. Содержание пластовых вод в нефтепромысловых сточных водах составляет 80-85%. Сточные воды нефтяных месторождений характеризуются высоким содержанием механических примесей (до 3000 мг/л и нефти (до 5000 мг/л). Нефть в этих водах находится преимущественно в эмульгированном состоянии.

По всем месторождениям нашей страны объём нефтепромысловых сточных вод превышает 750 млн м 3 в год.

Источник

Воды нефтяных и газовых месторождений

Для систематизации многообразных по химическому составу вод применяются разные классификации, среди которых в нефтяной практике наиболее применима классификация В.А. Сулина. Типы вод этой классификации используются как поисковый признак (табл.4).

Таблица 4. Классификация вод по В.А. Сулину [47].

При незначительном отклонении от граничных значений воды относят переходным типам. Если воды лишены натрия и хлора, их относят к неопределенному типу. Кроме типов вод выделяют группы и подгруппы. Группа воды определяется по преобладающему аниону, а подгруппа – по преобладающему катиону [47, 53].

При разработке нефтяных месторождений необходимо знать величину отношения вязкости нефти к вязкости воды. Чем меньше это отношение, тем легче осуществляется вытеснение нефти водой и достигается больший процент извлечения нефти.

Поверхностное натяжение пластовой минерализованной воды на границе с воздухом равно 0,07 – 0,08 Н/м. Величина поверхностного натяжения влияет на вымывающие способности воды: при меньшем поверхностном натяжении вода полнее вытесняет нефть из пласта.

Дата добавления: 2016-01-09 ; просмотров: 705 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ

Источник

Классификация подземных вод по ВА. Сулину

Минерализация и химический состав вод определяют их физические свойства (плотность, вязкость, поверхностное натяжение, электропроводность и др.).

Для нефтегазопромысловой геологии существенно то, что минерализованные воды имеют повышенную отмывающую способность нефтяных пластов-коллекторов. Их использова­ние при заводнении залежей способствует повышению коэф­фициента вытеснения нефти, а следовательно, и конечного коэффициента извлечения нефти (см. главу VIII). В то же вре­мя высокая минерализация пластовых вод в определенных ус­ловиях может приводить к выпадению солей на забое добы­вающих скважин и в прискважинной зоне пласта, что ухуд­шает условия эксплуатации пласта в районе таких скважин.

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

Объемный коэффициентпластовой воды нефтяных и га­зовых месторождений В_в зависит от минерализации, химиче­ского состава, газосодержания, пластовых давления и темпе­ратуры и колеблется от 0,8 до 1,2. Наиболее влияют на его величину пластовая температура и минерализация.

Плотность пластовой воды зависит главным образом от ее минерализации, пластовых давления и температуры. В боль­шинстве случаев она меньше плотности в поверхностных условиях (не более чем на 20 %), поскольку пластовая темпе­ратура выше стандартной. Однако в условиях пониженных пластовых температур, например, в зоне развития многолетнемерзлых пород, плотность воды может быть равной плот­ности воды в поверхностных условиях или даже больше ее.

Вязкость пластовой водызависит в первую очередь, от температуры, а также от минерализации и химического со­става. Газосодержание и давление оказывают меньшее влия­ние. В большинстве случаев вязкость пластовых вод нефтя­ных и газовых месторождений составляет 0,2- 1,5 мПа·с.

Электропроводность водызависит от ее минерализации. Пресные воды плохо проводят или почти не проводят элект­рический ток. Минерализованные воды относятся к хорошим проводникам. Мерой электропроводности служит удельное электрическое сопротивление, за единицу измере­ния которого принят 1 Ом·м. Знание удельного сопротивле­ния подземных вод необходимо для интерпретации материа­лов электрометрии скважин.

Все рассмотренные физические свойства подземных вод наиболее надежно определяются по глубинным пробам, от­бор которых осуществляется специальными глубинными герметичными пробоотборниками. При отсутствии таких определений эти свойства могут быть с меньшей точностью установлены по специальным графикам, приведенным в мо­нографиях по физике пласта или в справочниках.

Техногенные воды по своим свойствам обычно отличают­ся по минерализации от пластовых. Они менее минерализо­ваны. Исходя из экологических соображений, там, где это возможно, для нагнетания в пласт используют воду, попутно добываемую вместе с нефтью, в полном ее виде или в смеси с поверхностной водой. В результате в состав попутной воды могут входить пластовая и ранее закачанная вода.

Глава VIIЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА

Все залежи углеводородов обладают большим или меньшим запасом различных видов энергии для переме­щения нефти и газа к забоям скважин. Потенциальные воз­можности залежей в этом плане зависят от разновидностей природных режимов залежей. В проявлении режимов боль­шое место занимают значение начального пластового давле­ния и поведение давления в процессе разработки.

Источник

В нефтяной практике классификация пластовых вод по сулину используется как поисковый признак

Наиболее широкое распространение для различия вод по химическому составу получила классификация О.А. Алекина, по которой воды подразделяются, в зависимости от преобладающих анионов на три класса:

· гидрокарбонатные (преобладают анионы НСО₃ˉ+ СО₃ 2 ˉ)

· сульфатные (преобладают анионы SО₄ 2 ˉ)

· хлоридные (преобладают анионы Сlˉ)

в каждом из которых по преобладающему катиону выделяют по три группы:

Кроме указанных характеристик пластовых вод важными показателями являются также степень минерализации и содержание растворенных газов.
Под минерализацией пластовых вод понимается суммарное содержание в воде растворенных неорганических солей.

Согласно акад. В.И. Вернадскому, все пластовые воды (и поверхностные в том числе) по величине минерализации разделяются на четыре класса:

· пресные с минерализацией до 1 г/л (или 1000 мг/л)

· рассолы, минерализация которых выше 50 г/л (50000 мг/л).

Для различных месторождений минерализация пластовых вод изменяется в пределах от 15 до 3000 г/л (15000-300000 мг/л). Минерализация пластовых вод, как правило, растет с глубиной залегания продуктивных горизонтов, из которых извлекается нефть.

Плотность пластовой (минерализованной) воды в зависимости от солесодержания может быть рассчитана по формуле

(1.1.8)

где — плотность дистиллированной воды при 20 ° С (998,3 кг/м 3 ); S – концентрация соли в воде.

В диапазоне температур от 0 до 45 ° С плотность водных растворов солей нефтяных месторождений изменяется незначительно, поэтому влияние температуры может быть учтено следующим образом:

(1.1.9)

Перекачка высокоминерализованной пластовой воды насосами требует повышенного расхода мощности двигателей, однако, вместе с этим у высокоминерализованных вод улучшаются процессы отстаивания нефти от воды, уменьшается набухание глинистых частиц продуктивного пласта и понижается температура замерзания этой воды.

Вязкость пластовой воды зависит в основном от температуры и может изменяться в пределах 0,2-2 мПа∙с.

Вязкость минерализованной воды может быть рассчитана следующим образом:

при

(1.1.10)

где — вязкость пластовой воды при температуре t, мПа·с;

— вязкость дистиллированной воды при температуре t, мПа·с.

(1.1.11)

где — разность между плотностью минерализованной и дистиллированной вод при 20 ° С, кг/м 3

(1.1.12)

— разность между плотностью минерализованной и дистиллированной вод при 20 ° С, кг/м 3 ; — параметр определяемый по формуле

(1.1.13)

при

(1.1.14)

где А(ρ) – функция, значения которой зависят от температуры и плотности

при

(1.1.15)

при

(1.1.16)

при

(1.1.17)

Задача 1.3. Температура попутной воды в технологическом процессе последовательно принимает значения 0, 15, 25, 33 и 45 ° С, а солесодержание её равно 200 г/л. Определить изменение плотности и вязкости минерализованной воды в технологическом процессе.

Источник