УДК 622.276.72 © Коллектив авторов, 2008
Исследование совместимости пластовой воды Иреляхского газонефтяного месторождения с агентами поддержания пла сто во го дав ле ния
В России при проведении мероприятий по поддержанию пластового давления (ППД) и вытеснению нефти в основном используют воду. Однако часто такая технология разработки приводит к быстрому росту обводненности залежи нефти, а обводненность добываемого флюида достигает 95-98 %. Снижается экономическая эффективность разработки, значительная часть теоретически извлекаемой нефти остается в недрах.
Кроме того, всеми исследователями и практиками признается существование проблемы совместимости пластовых и закачиваемых вод, так как в процессе их смешения могут происходить кристаллизация и образование малорастворимых солей различного состава в поровом пространстве пород-коллекторов, что значительно снижает и фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) последних.
В настоящее время на газонефтяных месторождениях юго-западной части Республики Саха (Якутия), в том числе Иреляхском, в проектах разработки предлагается в качестве агента ППД применять высокоминерализованные растворы. Отличительной особенностью этих месторождений являются специфические термобарические параметры: аномально низкие пластовые температуры и давления. Так, пластовые температуры на глубине 1100 - 2000 м составляют 12-16 °С, что на 40-50 °С ниже среднемировых (при геотермическом градиенте 3 °С/100 м). Такие пластовые температуры существенно повышают вязкость нефти, что, безусловно, необходимо учитывать при выборе агента ППД.
Целью работы являлось изучение совместимости пластовой воды Иреляхского газонефтяного месторождения и высокоминерализованного раствора, применяемого для ППД, а также возможности использования водных растворов ПАА и КМЦ в качестве агентов ППД.
Объекты и методы исследований
Объектами исследований являлись: 1) пластовая вода улахан-ского продуктивного горизонта из скв. 155-019; 2) минерализованная вода (раствор для ППД), получаемая в процессе выщелачивания из каменных солей чарской свиты (скв. 1РЭ) и используемая в качестве агента ППД; 3) растворы ПАА и КМЦ с концентрацией 0,5; 1; 2; 3; 4 и 5 г/л.
Для исследования совместимости пластовых вод с используемым раствором ППД был определен их индивидуальный химический состав. Количественное содержание солей определяли тит ри мет ри че ски ми и гра ви мет ри че ским (содержание сульфат-ионов) методами анализа, нефтевытесняющую способность растворов на основе ПАА и КМЦ, а также высокоми-
А.Ф. Федорова, А.Ф. Сафронов, Е.Ю. Шиц, А.С. Портнягин (Институт проблем нефти и газа СО РАН)
Research of compatibility of Irelyakhskoye field formation water with repressuring agents
A.F. Fedorova, A.F. Safronov, E.Yu. Shitz, A.S. Portnyagin (Institute of Oil and Gas Problems of Siberian Department of RAS)
Irelyakhskoye oil-gas field formation water compatibility with repres-suring agents is investigated. It is shown, that at application of salt highly mineralized displacement solutions because of sulphatization and calcinations of the reservoir pore space its filtration-capacitive properties will decrease. Rheological characteristics of polyacrylamide, carboxymethyl-cellulose solutions in a range of the temperatures corresponding to layer ones are investigated. The replaceability of highly mineralized solutions with more effective displacement compositions is shown.
нерализованного раствора ППД - на модифицированной установке УИПК-02М [1 - 3].
Результаты исследований
Качественный анализ проб пластовой и минерализованной воды показал, что в их составе содержатся катионы кальция, магния, натрия, калия, гидрокарбонат, сульфат, хлорид-анионы. Как видно из табл. 1, пластовую воду можно отнести к хлоридно-кальциевому, а жидкость для ППД - к хлоридно-натриевому типу
Для наиболее точной оценки возможности выпадения осадка сульфата кальция при смешении пластовой воды и раствора для ППД необходимо учитывать факторы, влияющие на его растворимость, т.е. солевой эффект и возможность протекания побочных реакций. Поскольку в пластовой воде содержатся ионы кальция и магния, возможно протекание гидролиза. Кроме того, ионы осадка могут вступать в реакции с компонентами раствора: гидроксид-анионами, катионами водорода, собственными ионами, посторонними веществами. Протекание этих реакций зави-
Таблица 1
Ионы Содержание ионов, моль/л (г/л), в
пластовой воде растворе для ППД
Ca2+ 4,99 (100,16) 0,100 (2,00)
Mg2+ 0,932 (22,66) 0,005 (0,12)
Na++K+ 0,993 (24,82) 4,57 (114,3)
HCO3- 0,00732 (0,45) 0,00136 (0,083)
HSO4- 0,0163 (1,56) 0,0402 (3,87)
Cl- 6,89 (244,91) 4,64 (164,54)
Сумма ионов (394,54) (284,92)
Примечание. Общая жесткость пластовой воды равна 5,93 моль/л (122,82 г/л), раствора для ППД - 0,105 моль/л (2,13 г/л).
сит от водородного показателя среды рН, который определялся иономером «Экотест-200». Для пластовой воды рН=5; для раствора ППД рН=7,21.
Как видно из табл. 1, среда пластовой воды слабокислая, следовательно, в растворе Са804 наряду с реакцией
Са804^Са2++8042"
могут протекать побочные реакции [4]:
8042-+Н+= Ш04-,
Н804-+Н+=Н2804.
Для данных, приведенных в табл. 1, коэффициент побочной реакции равен 0,9999. Таким образом, в рассматриваемом случае влиянием побочных реакций можно пренебречь.
Одним из факторов, влияющих на осадкообразование, является солевой эффект. Так как в пластовой воде и растворе для ППД, кроме ионов кальция и сульфат-ионов, содержатся катионы магния, натрия, калия, гидрокарбонат, хлорид-анионы, коэффициенты активности осадкообразующих ионов не равны единице. Поэтому произведение растворимости выражаем через активность ионов
К5-а(Са2+) а(8042-)=/(Са2+)[Са2+]/(8042-)[804
(1)
где а - эмпирическая постоянная, определяемая по справочным данным [3];/- коэффициент активности ионов, рассчитываемый по третьему приближению уравнения Дебая - Хюккеля [5]. Для произвольного электролита А2хХ2А оно имеет вид
Ш±)* =
+Ь-1,
(2)
8,0 Е-0,5
6,0 Е-0,5
^ 4,0 Е-0,5
2,0 Е-0,5
0,0 Е-0,5
0:10 1:9 2:8 3:7 4:6 5:5 6:4 7:3 8:2 9:1 10:0 Соотношение содержания пластовая вода: раствор для ППД
I П 1 Яг I
Рис. 1. Зависимость произведения растворимости сульфата кальция К$ от соотношения содержания пластовая вода Иреляхского месторождения : солевой раствор ППД при температуре 10 '£:
1, 2 - соответственно табличное Кв° и рассчитанное Кв значение
снижающие ФЕС коллектора, выпадать не будут, так как произведение их активностей меньше табличных значений К®.
Другой не менее важной проблемой совместимости пластовой воды и жидкости для ППД является возможность кристаллизации хлорида натрия, так называемая галитизация промыслового коллектора. Из табл. 2 видно, что концентрация хлорида натрия не превышает его предельную концентрацию в воде, т.е. при смешении пластовой и минерализованной вод в свободном объеме кристаллизация галита происходить не будет.
Таблица 2
Соотношение содержания пластовая вода : раствор Растворимость хлорида натрия в воде при температуре 10 °С, г/100 г растворителя
0:10 6,62
1 : 9 6,63
2:8 6,53
3:7 6,31
4:6 5,98
5:5 5,57
6:4 5,06
7:3 4,49
8:2 3,84
9:1 3,13
10:0 2,14
1 + В-а-*Л
где А, В - постоянные коэффициенты, которые зависят от характеристик растворителя и его температуры; гА, гХ - заряд соответственно катиона и аниона для данного электролита; а, Ь -эмпирические константы, определяемые по справочным данным работы [5]; I - ионная сила раствора электролита.
Результаты расчета произведения растворимости сульфата кальция при смешении пластовой воды и раствора ППД представлены на рис.1. Из него видно, что при температуре 10 °С процесс осадкообразования сульфата кальция происходит при смешении пластовой воды и раствора для ППД в диапазоне соотношений 2:8 - 7:3, поскольку произведения растворимостей больше предельных значений [6]. Установлено, что осадки других малорастворимых соединений (гидроксиды кальция и магния),
Таким образом, при смешении высокоминерализованной воды, используемой в качестве агента ППД, с пластовой водой Иреляхского газонефтяного месторождения в существующих термобарических условиях твердый осадок будет выпадать только в виде сульфата кальция, что ухудшит фильтрационные свойства коллектора. Поэтому для исключения процессов кристаллообразования и снижения фазовой проницаемости для нефти, а также для повышения эффективности ее вытеснения необходимы более эффективные агенты ППД.
Для совершенствования гидродинамического воздействия на продуктивный пласт практически все самые передовые нефтевы-тесняющие технологии разрабатываются на основе растворов ПАА и КМЦ. В мировой практике водорастворимые полимеры для ППД и повышения коэффициента извлечения нефти (КИН) используются очень широко, однако в условиях низких пластовых температур высоковязкие полимерные составы не использовались и особенности их поведения не изучались.
Широкое применение полимеров для повышения эффективности заводнения основано на способности их водных растворов даже при низкой концентрации полимера значительно снижать соотношение вязкостей нефти и воды, анизотропию пласта, изменять реологические свойства и структуру фильтрационных потоков пластовых флюидов [7]. Для точности прогнозирования использования любого метода увеличения КИН необходимо тщательно изучить выбранный способ вытеснения в лабораторных условиях. Так как на практике обычно применяются растворы полимеров концентрацией от 0,4 до 10 г/л, для исследования реологических свойств в различных условиях использовались растворы ПАА и КМЦ с концентрациями 0,5; 1; 2; 3; 4 и 5 г/л.
Одним из важных параметров гидродинамического воздействия является соотношение вязкостей нефти и агента ППД. Чем оно меньше, тем эффективнее процесс перемещения нефти в пласте. В табл. 3 приведены соотношения вязкостей нефти Ире-
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО 01'2008 83
ляхского месторождения, исследуемых растворов полимеров и применяемого в настоящее время в системе разработки высокоминерализованного раствора. Из табл. 3 видно, что наиболее эффективными для использования в качестве а
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.