ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 29.11.2023
Просмотров: 102
Скачиваний: 2
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Пластовые воды относят к сложным псевдостабильным системам, равновесное состояние которых нарушается с изменением пластовых условий. Состав пластовых вод, извлекаемых вместе с нефтью, зависит от геологического возраста, химического состава эксплуатируемого коллектора, физико-химических свойств нефтей и газов, пластовой температуры и давления.
Основные характеристики пластовых вод, учитываемые в технологических процессах, – это плотность, общая минерализация и жесткость (склонность к солеотложению).
Общая минерализация пластовых вод – это количество солей, растворенных в 1 л воды. В зависимости от общего содержания солей и плотности условно выделяют три группы пластовых вод (табл.1.2).
Таблица 1.2
Классификация пластовых вод
| Группа | Общее содержание соли, г/л | Плотность, кг/м3 |
| Солоноватые | 1-6 | До 1005 |
| Соленые | 6-150 | 1005-1170 |
| Рассольные (высокоминерализованные) | Более 150 | Более 1170 |
В промысловой практике обычно определяют не плотность воды, а степень минерализации, выраженную соленостью. Соленость воды измеряется ариометрами (солемерами), у которых деления выражены в градусах Боме (Be).
Плотность воды определяется по эмпирической формуле
е = 14,43/144,3 – Ве.
Объем воды при снижении давления увеличивается, а при снижении температуры – уменьшается. Это изменение учитывается объемным коэффициентом bв, который характеризует отношение удельного объема воды в пластовых условиях Vпл к удельному объему ее в стандартных условиях Vст:
bв = Vпл/Vст = пл/ст.
Относительно нефтегазоносных горизонтов пластовые воды подразделяются на следующие виды:
контурные (краевые) – воды в пониженных участках нефтяных пластов, поддерживающие нефтяную залежь со стороны контура нефтеносности;
верхние контурные (верхние краевые) – нефтеносная часть пласта имеет выход на поверхность и заполнена поверхностными водами;
подошвенные – воды в нижней части приконтурной зоны пласта;
промежуточные – воды, залегающие в пропластках нефтяных или газовых пластов;
верхние – воды, залегающие выше данного нефтяного пласта.
К особым видам относят тектонические и технические воды. Тектонические воды могут поступать по тектоническим трещинам из пластов с более высоким напором. Технологическая вода поступает в залежь при бурении скважин, их ремонте и эксплуатации.
Сточные воды относятся к категории отходов производства на нефтепромыслах и преимущественно состоят из пластовых вод, отделяемых от нефти. К характеристикам сточных вод относят присутствие в них бактерий и органических веществ, которые при определенных условиях могут менять физические и химические свойства воды. Утилизация сточных вод связана с необходимостью достижения определенной степени очистки и подготовки их перед нагнетанием в пласт.
Нефтяные эмульсии – это соединения, состоящие из нефти, воды и газа. При подъеме нефти и понижении давления нефтяной газ выделяется с энергией, которой достаточно для диспергирования капель пластовой воды. Одной из причин эмульгирования газированных обводненных нефтей является энергия турбулентного потока.
В соответствии с принятой классификацией гетерогенных дисперсных систем, нефтяные эмульсии подразделяются на три основные группы (типа):
| I Обратные | II Прямые | III Множественные |
| Вода в нефти (В/Н) | Нефть в воде Н/В | В/Н и Н/В |
Эмульсии III типа имеют повышенное содержание различных механических примесей, плохо разрушаются и составляют основу ловушечных (амбарных) нефтей.
Образование эмульсий обусловлено наличием в естественных молекулах поверхностно-активных веществ полярных или неполярных групп. Полярная группа взаимодействует с водой, а неполярная – с нефтью. Если в дифильных молекулах содержится больше полярной группы, то образуются эмульсии прямого типа (см. рисунок, а), если больше неполярной группы – образуются эмульсии обратного типа (рисунок, б).
Специфические особенности водонефтяных эмульсий, свойства которых непрерывно изменяются при сборе скважинной продукции, составляют одну из проблем при подготовке товарной нефти.
Горно-геологические параметры
Залежь – это естественное, локальное скопление углеводородов в горных породах с одним или несколькими сообщающимися между собой пластами-коллекторами.
Тип залежи, который характеризует скопление углеводородов, зависит от фазового состояния и
количественного соотношения находящихся в ней нефти, газа и конденсата, а также от пластового давления и температуры (табл.1.3). В процессе разработки компонентный состав и давление в залежи меняются, что может приводить к перераспределению фаз и даже к изменению типа залежи.
Таблица 1.3
Классификация залежей углеводородов
| Тип залежей и их обозначение | Основные характеристики |
| Газовые (Г) | Состоят в основном из метана. Содержание фракций С5+ не более 0,2 % объема залежи |
| Газоконденсатные (ГК): | Состоят из метана. Подразделяются в зависимости от содержания фракций С5+ и содержания конденсата Ск: |
| низкоконденсатные | С5+ = 0,2-0,6 %, Ск 25 г/м3 |
| среднеконденсатные | С5+ = 0,4-1,9 %, Ск = 20-100 г/м3 |
| высококонденсатные | С5 1,6 %, Ск 100 г/м3 |
| с содержанием конденсата более 200 г/м3 | С5 6 % |
| Нефтяные (Н) | Нефть с различным содержанием растворенного газа (обычно менее 200 м3/м3) |
| Нефтегазовые (НГ) | Газовые залежи с нефтяной оторочкой, запасы свободного газа превышают запасы нефти |
| Газонефтяные (ГН) | Нефтяные залежи с газовой шапкой. Запасы нефти превышают запасы свободного газа в газовой шапке |
| Нефтегазоконденсатные (НГК) | Газоконденсатные или конденсатные залежи с нефтяной оторочкой. Запасы свободного газа и конденсата превышают запасы нефти |
| Газоконденсатонефтяные (ГКН) | Нефтяные залежи с газоконденсатной шапкой. Запасы нефти превышают запасы газа и конденсата |
Месторождение включает совокупность расположенных на локальной площади единичных залежей, приуроченных к одной или нескольким естественным ловушкам.
Толщина пласта бывает эффективной и общей. Эффективная толщина пласта включает сумму пористых, проницаемых и насыщенных флюидами участков, по которым происходит движение флюидов. Эффективная толщина пласта является одним из важнейших параметров при подсчете запасов углеводородов и разработке проекта эксплуатации месторождения.