Физико-химические свойства пластовой воды

Глава 14. Физико-химические свойства пластовой воды 14.1. Пластовая вода в горных породах [c.312]

ХИМИЧЕСКИЙ СОСТАВ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НЕФТИ, ГАЗА И ПЛАСТОВЫХ ВОД [c.7]

Пластовые воды нефтяных месторождений представляют собой концентрированные растворы солей и, как правило, обладают нейтральным pH. Но если в воде присутствует сероводород, диоксид углерода или кислород из различных источников, то коррозионная активность резко возрастает. Нефтепромысловые сточные воды формируются из следующих составляющих пластовой воды, поступающей вместе с нефтью пресной воды, используемой в процессе обессо-ливания нефти стоков от всевозможных агрегатов и насосов и непредвиденных утечек воды на установках атмосферных осадков, собираемых на пунктах сбора и площадях технологических установок по подготовке нефти и воды. Подготовка нефти, очистка и утилизация сточных вод и другие технологические операции сопровождаются изменением физико-химических свойств сточных вод и, как следствие, изменением их коррозионной активности. [c.30]

ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ свойств ПЛАСТОВОЙ и ПРОМЫСЛОВОЙ НЕФТИ и воды [c.1]

РАСЧЕТЫ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ПЛАСТОВОЙ И ПРОМЫСЛОВОЙ НЕФТИ И ВОДЫ [c.447]

По своим физико-химическим свойствам сточные воды не одинаковы (табл. 77) (рис. 60). Их минерализация определяется в основном пластовыми водами, которые в различных по возрасту отложениях, слагающих нефте- или газоносные горизонты, могут относиться к четырем основным типам сульфатно-натриевым, гидрокарбонатно-натриевым, хлоркальциевым и хлормагниевым, а нх минерализация из.меняется в пределах от 15 до 250 кг м [c.149]

Влияние реагентов оценивается в результате сопоставления физико-химических свойств пластовой продукции до начала закачки химических реагентов, в процессе (и после) закачки. Значения показателей пластовой продукции, замеренные до закачки химреагентов, принимают за базовые. Кроме того исследуются физико-химические характеристики нефти, газа и воды в смеси с химреагентами при различных гидродинамических и термодинамических условиях, максимально приближенных к условиям продуктивного пласта. Также характеристики пластовых флюидов принимают за эталонные. Сравнение базовых (исходных) и эталонных значений с рабочими в процессе внедрения метода ПНО позволяет получить дополнительную информацию о зоне влияния метода и, следовательно, об эффективности. [c.89]

При обводнении скважинной продукции в начале разработки водная фаза представляет собой дисперсную фазу в нефти. С ростом обводненности добываемой продукции в рельефных трубопроводах системы сбора образуются водяные пробки. При небольших дебитах добывающих скважин вода скапливается в нижней части эксплуатационной колонны, формируя дисперсионную среду, в которой всплывает дисперсная фаза нефть и пузырьки газа. Дисперсный состав этой смеси существенно зависит от дебита скважины и физико-химических свойств пластовой нефти и попутно добываемой воды. [c.93]

Из уравнений (1.126) и (1.127) следует, что при постоянстве физико-химических свойств пластовой нефти и пластовой воды, неизменности пластовой температуры функциональная связь [c.169]

Водонефтяной контакт в пласте представляет собой зону различной толщины, переходную от воды к нефти. Строение этой зоны и распределение в ней воды и нефти определяются в основном гравитационными и капиллярными силами. Последние находятся в сложной зависимости от свойств и состава пород и физико-химических свойств пластовых жидкостей. Многообразие свойств пород обусловливает значительные изменения толщины переходной зоны даже в одной залежи. В песчаниках высокой проницаемости, отличающихся отсортированностью зерен, толщина переходной зоны не превышает нескольких десятков сантиметров. В мелкозернистых песчаниках с плохо отсортированными зернами она достигает 6-8 м. [c.151]

Однако следует учитывать, что упомянутый вывод получен в условиях залежей с относительно однородным строением пород при значительной их проницаемости (0,5-1 мкм ). На практике часто встречаются залежи нефти, чрезвычайно разнообразные по степени неоднородности пород и строению пластов. В этом случае на зависимость нефтеотдачи от перепада давлений (от скорости вытеснения) оказывают влияние, кроме физико-химических свойств пластовой системы, многие другие факторы. Например, в ряде случаев известны факты включения в работу с увеличением депрессии дополнительных пропластков, которые раньше (при меньших перепадах давлений) не участвовали в притоке нефти. С возрастанием депрессии перераспределяются давления в пласте при соответствующих изменениях геометрии потока, охватывающего дополнительные участки пласта, ранее мало отдававшие нефть. Существуют и другие факторы, влияющие на результаты вытеснения нефти водой из естественных пластов и на зависимость нефтеотдачи от величины депрессии. Поэтому в реальных условиях возможны различные коэффициенты нефтеотдачи независимо от физико-химических свойств пласта. [c.194]

Например, при существенном влиянии на процесс фильтрации прорыва вод по системам трещин коллектора высокое значение поверхностного натяжения раствора щелочи на границе с нефтью (при хороших их смачивающих свойствах) должно способствовать увеличению нефтеотдачи. Следовательно, целесообразность применения щелочных вод для заводнения определяется не только физико-химическими свойствами пластовых систем, но и их строением и механизмом планируемого метода увеличения нефтеотдачи. [c.212]

Очевидно, что для определения содержания погребенной воды в керне при проведении эксперимента необходимо создать давление вытеснения, равное пластовому давлению вытеснения пласта. Естественно, что при использовании керна данного месторождения, глубинной пробы нефти и воды, используемой при заводнении (или пластовой) будут соблюдены условия, соответствующие пластовым. При использовании непластовых жидкостей следует предположить, что главные радиусы кривизны г и Гч зависят только от степени насыщенности породы, а не от физико-химических свойств вытесняемой и вытесняющей жидкостей, что, безусловно, не отвечает действительности. [c.168]

Прн отсутствии естественных экранов (однородные но свойствам пласты) в водоплавающих, залежах за основную причину обводненности скважины обычно принимают образования конуса обводненности подошвенной водой. При этом в расчеты не входят показатели изменения физико-химических свойств глинистых корок под действием электролитов пластовых вод. [c.236]

Обезвоживание и обессоливание нефтей Арланского месторождения имело ряд специфических особенностей, связанных с физико-химическими свойствами нефтей и пластовых вод. Нефти этого месторождения относились к группе тяжелых смолистых с высоким содержанием серы. В результате проведенных продолжительных испытаний была показана возможность применения реагента АНП-2 для обезвоживания и обессоливания тяжелых высокосернистых нефтей. [c.79]

Разрушение внутренней поверхности обсадных колонн в нефтяных скважинах при добыче слабоагрессивной продукции незначительно. Оно возрастает при эксплуатации залежей, в продукции которых содержится Нз8 и СО3. Большие разрушения наблюдаются в скважинах с высокими газовыми факторами и пластовым давлением, в продукции которых содержится значительное количество агрессивных компонентов. Отмечается, что при закачке сточных вод по колонне скорость коррозии зависит от физико-химических свойств воды и несколько меньше скорости коррозии наружной поверхности колонны. [c.374]

Вместе с тем известно, что интенсивность и направление действия капиллярных сил зависят так или иначе от всего многообразия свойств пластовых систем и гидродинамических условий вытеснения. Знак и величина капиллярных сил представляют собой как бы суммарный результат физических свойств и физико-химических характеристик пласта, горных пород и пластовых жидкостей. Это позволяет наметить качественную связь между большинством параметров пластовых систем, условиями вытеснения и нефтеотдачей пласта, так как характер влияния большинства этих параметров на интенсивность и направление действия капиллярных процессов известен (или может быть установлен из большого экспериментального материала, накопившегося в области физики и физико-химии вытеснения нефти из пористых сред). Для этого необходимо прежде всего установить, как анализируемое свойство пласта, жидкостей или всей системы влияет на интенсивность и направление действия капиллярных сил. Если, например, процессы капиллярного пропитывания и перераспределения жидкостей на водонефтяном контакте отрицательно влияют на нефтеотдачу пластов, то лучший результат можно получить при вытеснении нефти водами, развивающими на контакте с нефтью низкое капиллярное давление, т.е. водами, обладающими значением асо50 (натяжение смачивания), приближающимся к нулю. Следовательно, если это предположение справедливо, то лучшая нефтеотдача может быть достигнута при вытеснении нефти из гидрофильных пород водами с низкими значениями поверхностного натяжения. Поэтому изучение процессов вытеснения нефти водой совместно с капиллярными процессами и капиллярными характеристиками пластовой системы - один из путей, позволяющий увязать и одновременно учесть влияние на нефтеотдачу как условий вытеснения, так и большей части физических и физико-химических свойств пластовых жидкостей и пород. [c.193]

Осложнение условий разработки месторождений углеводородов и сокращение объемов экспериментального исследования пластовых нефтей в значительной степени обострили проблемы расчета свойств нефти и воды. В учебном пособии содержатся теоретическое рассмотА рение и практические рекомендации по расчету физико-химических свойств нефти и воды. Авторами рассмотрены вопросы теоретического моделирования состава пластовой нефти некоторые варианты методик расчета базовых соотношений, а также даны рекомендации по использованию корреляционных зависимостей для расчета основных параметров промысловой нефти, нефтяного газа и нефтепромысловых вод. [c.2]

В результате проведенной работы показано, что сверху вниз по разрезу месторождения (от 1-го до 2-го песчаного горизонта) наблюдается облегчение (уменьшение плотности) нафталанской нефти, выраженное соответствующим изменением физико-химических свойств и компонентного состава. Одновременно с уменьшением плотности нефти (от 0,9360-0,9609 до 0,9176 ,9397 г/см ) происходит снижение температуры начала перегонки (с 212-258 до 180-205°С), застывания (с -20-ь25 до -30 0°С), вспышки (со 100-126 до 70-90°С), а также уменьшение величин вязкости (с 7,323-19,09 до 5,090-7,963 мм /с) и кислотного числа (с 1,52-3,75 до 0,60-1,93 мг КОН/г). Нефть, залегающая на большой глубине, не образует с сопутствующей пластовой водой высокодисперсной эмульсии. Массовая доля эмульсионной воды (по минимальным значениям) в составе [c.61]

Пластовые воды не только изменяют физико-химические свойства нефтей, но и влияют на концентрацию микроэлементов в нефтях и осадочных породах. [c.267]

К недостаткам при использовании нефти в качестве дисперсионной среды следует отнести нестандартность ее физико-химических свойств. При этом она может содержать значительное количество водной фазы в виде пластовой воды или атмосферных осадков (нефть, не прошедшая промысловой подготовки), а также содержать в своем составе деэмульгаторы и другие химреагенты (после промысловой подготовки). Поэтому в каждом конкретном случае необходимо проведение комплекса лабораторных работ по уточнению рецептур ГЭР. [c.178]

Важной характеристикой пластовой нефти является компонентный состав, позволяющий производить оценку физико-химических свойств как Самой нефти, так и выделяющегося из нее нефтяного газа. Компонентный состав пластовой нефти различен для разных месторождений и площадей. Более того, он изменяется в пределах одной и той же залежи. Подобное явление объясняется условия- ми формирования залежи, неоднородностью литологического состава пород, наличием приконтурных вод, газовых шапок и т. д. Поэтому при решении конкретных вопросов разработки и обустройства нефтяных месторождений используют усредненные по залежи значения физико-химических характеристик пластовой нефти. В табл. 1 приведен усредненный компонентный состав нефти отдельных продуктивных пластов некоторых месторождений Западной Сибири [48]. Из таблицы видно, что содержание головных (СН4—С5Н12) парафиновых углеводо родов в нефтях различных [c.5]

Применяемые ПАВ должны обладать высокой пенообразующей способностью, хорошо растворяться в пластовой воде, снижать поверхностное натяжение на границе раздела газ — жидкость , сохранять физико-химические свойства в пластовых условиях. [c.562]

Горная порода состоит из компонентов и фаз различного физико-химического состава и агрегатного состояния. Такая неоднородная система в физической химии называется гетероген-но№ Твердую фазу породы слагают минеральные частицы скелета и цемента, жидкую — пластовые воды той или иной минерализации и жидкие углеводороды (нефть, сжиженные газы), газообразную — углеводородные и другие газы. Между отдельными фазами системы протекают разнообразные химические реакции, процессы растворения и кристаллизации. На поверхностях раздела объемных фаз могут возникать промежуточные фазы или поверхностные слои, которые характеризуются аномальными физико-химическими свойствами. Эти слои образуются в результате взаимодействия отдельных компонентов горной породы. [c.7]

Подавляющее большинство способов разработки нефтяных месторождений связано с уменьшением в процессе разработки первоначальных пластовых условий - давления и температуры, что приводит к изменению физико-химических свойств пластовых нефтей. Закачка холодной воды в нефтесодержащие пласты для поддержания пластового давления ведет к быстрому остыванию призабойной зоны нагнетательных скважин, и через непродолжительное время температура призабойной зоны становится близка температуре закачиваемой воды. Так, для Узеньскиго месторождения нарушение геотермического фона зафиксировано во многих скважинах уже после 2—25-кратной промывки. При 4-8-кратной промыв ке температура пласта снижается на 3-4 °С, а охлаждение до 30 °С происходит при более чем 12-кратной промывке [48]. Особенно подвержены изменениям температуры ПЗП нагнетательных скважин. Согласно исследованиям температурного режима горизонта Д-1 Ромашкинского [c.105]

Для определенности продолжим пользоваться в оценочных расчетах физико-химическими свойствами пластовой нефти Дмитриевского месторождения угленосной свиты плотность пластовой нефти 745,5 кг/м динамическая вязкость пластовой нефти 1,25 мПа с пластовая температура 52 °С. Плотность пластовой воды при стандар ых условиях примем, в первом приближении, равной 1180 кг/м1 [c.122]

Физико-химические свойства пластовых, попутно добываемых и закачиваемых вод (по данным КазНИПИпефть) [c.156]

Химические структуры асфальтенов чрезвычайно разнообразны от соединений с преобладанием алифатических элементов в молекулах до высококонденсированных ароматических систем - и от чистых углеводородов до гетероциклических соединений с различными полярными группами. Поэтому асфальтены рассматривают как класс веществ, объединенных не по химической природе, а по растворимости. Учитывая, что свойства нефтевмещающих пород и компонентный состав нефти изменяются и в пределах одной залежи, а также принимая во внимание физикохимическое воздействие пластовых вод, контактирующих с нефтью, и биохимические процессы, можно предполагать, что и физико-химические свойства асфальтенов различны. [c.9]

Исходя из изложенного, путь моделирования, проводимый в отрыве от физико-химических свойств реальных пластовых жидкостей, не может быть приемлем. Следовательно, задача приближенного моделирования и заключается в выявлении наиболее медленных стадий, контролирующих процесс последующим моделированием их в эксперименте согласно теории подобия. Такими процессами являются физико-химические, сопровождающие фильтрацию нефти в породе и ее вытеснение водой. Это адсорбционные и десорбционные процессы активных компонентов нефти на границе с твердой и водной фазами, следствием которых является гидрофобизация или гидрофилизация породы и. изменение свойств граничных слоев, что существенно повлияет на весь процесс вы-песнения. [c.177]

Влияние физико-химических свойств воды. Высокая минерализация является существенным свойством сточных вод нефтепромыслов. Для изучения влияния минерализации воды на процесс дегазации готовилась модель пластовой сер1о-водородной воды с различным количеством хлористого натрия (до 250 г/л). [c.102]

Результаты экспериментальных исследований на модельных образцах глинизированных пород показали, что наблюдается изменение коллекторских свойств пористой среды, связанное с физико-химическим взаимодействием закачиваемой воды с глинистой составляющей образцов. Часть воды поглощается глинистыми частицами, что приводит к изменению пористости и проницаемости породы-коллектора. Характер этого микропроцесса относится к категории сорбционных (хемосорбции) и в сильной степени зависит от минерализации воды, рабочего агента воздействия, и, конечно, связан со свойствами минералов, составляющих глинистую часть коллектора. Снижение коллекторских свойств в области фильтрации воды с минерализацией, отличной от пластовой, тем больше, чем меньше соленость воды. Естественно, что неодинаковое изменение пористости и проницаемости в разных зонах пласта и в пропластках должно приводить к перераспределению микропотоков, [c.169]

Таким образом, переток пластовых вод наиболее вероятен в третьем случае [37]. Особенность обводнения скважин вследствие изменения физико-химических свойств корок под действием минерализованных пластовых вод заключается в том, что прорыв вод в скважину происходит не сразу после ввода в эксплуатацию, как в случае некачественного цементирования, а через некоторое время. Величина безводного периода эксплуатации зависит от кинетики физико-химического взаимодействия минерализованной среды с сольватными оболочками частиц, от возмон ных изменепий толщины последних и других факторов (температуры, давления, перепада давлений и т. д.). Наличие каверн в естественных экранах будет способствовать ускорению и увеличению обводнсноюсти вслед( твие более легкого образования каналов в языках глини- [c.235]

Недостаточная изученность процессов взаимодействия углеводородов нефти с различными химреагентами, а также отсутствие методов установления закономерностей взаимодействия компонентов пластовой среды в зависимости от состава, свойств к условий применения химреагентов затрудняют решение задачи по определению перспективности химических веществ для нефтедобычи.-Изыскание и выбор химреагентов осуществляются в основном опытным путем. Более целесообразным является комплексный подход [2], основанный на физико-химических исследованиях характеристик основных свойств химреагентов и изменений их под действием геологических и технологических факторов пластовой среды с помощью различных современных инструментальР1ых методов, лабораторных и промысловых исследований. В условиях конкретных нефтяных месторождений необходимо, чтобы подобранные опытным путем химические вещества и их композиции обладали следующим комплексом физико-химических свойств. Они должны растворяться в воде и органических соединениях понижать поверхностное натяжение на границе раздела фаз и улучшать смачиваемость породы водой обладать высокими нефтеотмывающими и вытесняющими свойствами улучшать реологические свойства нефти предотвращать или не вызывать отложение асфальто-смолистых и парафиновых веществ в пористой среде и скважине не способствовать при взаимодействии с глиной ее набуханию не стимулировать образование водонефтяных эмульсий б [c.6]

Контроль за физико-химической характеристикой воды обеспечивает получение информации как о строении пласта, геолого-физической характеристике, так и о характеристике нефти. Наиболее простой и легкоопределяемый параметр— общая плотность воды, которая характеризует концентрацию определяющих солей в воде. По химическому составу пластовые воды могут быть представлены от хлоркальциевых высококонцентрированных до слабоконцентрированных гидрокарбонатнонатриевых растворов. Как и при контроле за свойствами нефти определяются базовая, эталонная и рабочие характеристики воды. При этом на содержание ионов исследуются пластовая, пресная и попутная вода на дату предполагаемого начала внедрения технологии ПНО. Определение иона хлора (С1 ) осуществляется методом его осаждения под воздействием азотнокислой ртути [c.91]

Ранее показано, что стабильность — важнейший показатель, характеризующий способность неионогенных ПАВ (НПАВ) сохранять химический состав, структуру и физико-химические свойства при воздействии пластовой воды и нефтеносной породы и термобарических условий пласта. При разработке эффективных нефтевытесняющих композиций для увеличения нефтеотдачи пластов определение химической стабильности различных НПАВ (например, АФэ-12, АФд-6 и др.) в условиях, близких к пластовым, оценка количества оставшегося НПАВ и химического состава продуктов разложения являются важными и актуальными. В связи с этим в НПО Союзнефтеотдача были выполнены систематические научные исследования с участием автора. Исследованы причины химической нестабильности НПАВ и предложены методы оценки степени стабильности ПАВ. [c.111]

Фактически все виды нефтей и пластовых минерализованных вод содержат вещества, обладающие эмульгирующими свойствами, которые могут значительно отличаться друг от друга как по физико-химическим свойствам, так и по своей активности. [c.43]

НЫХ условиях на достаточно малых образцах пласта, когда справедливо равенство Г1выт = т]. Величина Т1выт зависит от физико-химических свойств горной породы, насыщающих его флюидов (нефть, нефтяной газ и пластовая вода) и вытесняющей среды. [c.74]

Потенциальная опасность ПАВ для геологической среды обусловлена их особыми физико-химическими свойствами (хорошая растворимость в воде, капиллярная активность, пенообразующая, диспергирующая и другие способности). ПАВ, поступая с рассолами на поверхность, обладают высокой способностью мигрировать через почвогрунты. Отдельные ПАВ обнаруживаются на глубине до 30 м на расстоянии до 3 км от источника загрязнения по потоку подземных вод. Кроме того, ПАВ способствуют более широкому распространению в геологической среде других химических соединений. Они оказывают влияние на адсорбцию и десорбцию, переводят в растворенное состояние нефть и нефтепродукты [Мурзакаев, Максимов, 1989]. Закачиваемые в скважины ПАВ интенсивно сорбируются горными породами в нефтеносных пластах, а в дальнейшем десорбируются нефтью и переходят в пластовые рассолы. Концентрация ПАВ в пластовых водах контролируется процессами сорбции и биохимической деструкции [Тютюнова, 1987]. Активность этих процессов в значительной степени зависит от термобарических и гидрогеохимических условий. [c.227]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология