Шестикомпонентный анализ пластовой воды методика

Вода – важнейший продукт в жизни человека. При этом данный продукт рассматривается с разных точек зрения относительно его использования. В любом случае шестикомпонентный анализ воды востребован достаточно часто. Процедуру обычно проводят в лабораториях, но не исключено и простое «житейское» исследование.

Это стандартная лабораторная процедура оценки химического состава воды. где обязательными для исследования являются шесть компонентов (3 – катионы, 3 – анионы). В группу катионов входят: кальций (Ca2+), магний (Mg2+), натрий (Na+). Группу анионов составляют: хлор (CL-), соли угольной кислоты (HCO3-), соли серной кислоты (SO42-). Дополнительно в рамках шестикомпонентного анализа воды определяют степень активности ионов водорода (pH) и плотность.

В некоторых случаях шестикомпонентный анализ пластовой воды дополняют исследования по определению ионов йода (I-), брома (Br-), аммония (NH4+), кобальта (CO32+), закиси железа (Fe2+), сероводорода (H2S). На основе проведенных исследований составляют протокол, где должны быть указаны:

местонахождение источника проб;
условия на месте отбора;
дата и время забора проб;
методика консервации (если применяется);
органолептические показатели (цвет, запах, осадок, степень прозрачности);
дата начала исследований;
содержание катионов и анионов на 1 л жидкости.

Пробы для шестикомпонентного анализа воды можно отбирать в обычную посуду – стеклянную или пластиковую. Обычно используют стеклянные либо пластмассовые полулитровые бутыли. Прежде чем заполнить тару, ее нужно несколько раз (3-4 раза) промыть водой, отбираемой на анализ. После заполнения бутыль плотно закрывают крышкой. Если отбор проводят из трубопровода, необходимо предварительно слить часть жидкости из трубы. Перед отбором проб из скважины сливают не менее двух объёмов водяного столба сооружения.

Чтобы получить точный анализ, нужно придерживаться определенных правил. Свойства воды изменяются с течением времени, поэтому желательно в кратчайшие сроки доставить пробы в лабораторию. В крайнем случае можно законсервировать отобранную для анализа воду, тем самым сохранив состояние компонентов на момент отбора. Такой вариант допустим если нет возможности своевременно доставить воду на анализ. Для этого используют разные способы консервации в зависимости от определяемых компонентов, однако универсального консерванта не существует. Обычно применяют несколько веществ-консервантов для сохранения состояния разных компонентов.

С учётом степени изменяемости свойств воды и без учета консервации, шестикомпонентный анализ воды выполняется:

непосредственно на точке отбора или в стенах лаборатории, расположенной рядом с местом взятия проб;
не позднее 2-х часов после отбора проб;
не позднее 12 часов с момента забора проб;
спустя продолжительный период времени.

Определенные вещества, к примеру ионы водорода (pH) и некоторые газы, изменяют своё состояние очень быстро. Эти изменения, в свою очередь, влияют на другие компоненты. Желательно такие компоненты исследовать на месте забора проб и фиксировать их параметры.

Лабораторные исследования, выполненные по всем правилам, – гарантия достоверных результатов. Между тем, на случай «невысоких» требований, шестикомпонентный анализ воды можно сделать своими силами, без специального оборудования. Самостоятельно определяют:

степень прозрачности и наличие в воде ряда веществ;
цветовые и вкусовые свойства;
запах и уровень кислотности;
степень жесткости и наличие взвешенных частиц.

Прозрачность определяют путем просмотра любого текста или картинки сквозь прозрачную тару с исследуемой водой. Если строки текста можно без проблем прочитать, а мелкие элементы картинки четко видны, это свидетельствует о нормальном содержании примесей, бактерий, микроорганизмов. Этим же способом определяют цветность воды, которая указывает на наличие органических веществ.
Вкусовые свойства и запахи становятся более выраженными при ступенчатом нагреве воды от 20 до 100 градусов с шагом 20 – 30 градусов. Так выявляют наличие сероводорода и продуктов распада микроорганизмов (гнилостный запах или вкус). Соленый вкус указывает на присутствие щелочей. Горький привкус говорит о присутствии солей магния.
Уровень кислотности воды определяют посредством специальной индикаторной бумаги, которая есть в продаже. Степень жесткости покажет обычное мыло (чем мягче вода, тем обильнее мыльная пена). Объёмное содержимое взвешенных частиц определяют по уровню осадка после продолжительного отстоя исследуемой жидкости.
В домашних условиях также можно использовать экспресс-тесты для анализа воды, однако полностью полагаться на их результаты нельзя. Качественное исследование с документальным заключением можно провести только в условиях профильной лаборатории.

источник

В нормативной документации даны методы анализа природных вод и отложений солей, образующихся на нефтепромысловом оборудовании в процессе эксплуатации нефтяных месторождений. Параметры, определяемые при помощи данного оборудования — pH, Ca₂+, HCO₃, CO₃, общая жесткость, общая щелочность.

E73-24791 КОМПЛЕКТ ОБОРУДОВАНИЯ ДЛЯ РД 39-23-1055-84

АВТОМАТИЧЕСКИЙ ТИТРАТОР METTLER TOLEDO T70 TERMINAL

ПОЛЬЗОВАТЕЛЬСКИЙ ИНТЕРФЕЙС СОСТОИТ ИЗ:

Сенсорный цветной терминал (высокое разрешение, сенсорная технология TouchScreen, свободное размещение на столе благодаря соединению на гибком кабеле, изменяемый угол наклона — обеспечивается удобство и оператор не устает во время работы);
Стандартный набор интерфейсов включает uSb, Ethernet, rS232 для совершенного обмена информацией;
Технология One Click Titration™ (титрование одним нажатием клавиши), удобная база данных методов;
Бюретки распознаются титратором автоматически благодаря встроенной метке.

Минимальный комплект заказа

Стенд для титрования, включая стенд, верхнеприводную мешалку и сменные наконечники для мешалки
Дозирующий модуль. В комплекте с кабелем CAN для подключения – 2 шт.
Бюретка DV 1005
Бюретка DV 1010 – 2 шт.
Бюретка DV 1020
DMi141-SC Комбинированный электрод для аргентометрических титрований
DGi112-Pro Комбинированный рН-электрод для прямых измерений рН и кислотно-основных титрований сложных образцов.
DP5 Фототрод. Датчик для титрования с переходом окраски и турбидиметрического титрования. 5 длин волн (ручное переключение): 520, 555, 590, 620 и 660 нм.
Набор буферных растворов (4.01, 7.00, 9.21)
Стакан для титрования, РР, 100 мл (120 шт.)
Стакан для титрования, стеклянный, 80 мл (20 шт.)
Колбы стеклянные, объем 250 мл (10 шт.)

«ЭПАК-Сервис»является одним из лидеров по продажам автоматических анализаторов кинематической вязкости серии U-Visc в мире.

PETRODIST 300 CC-HT — автоматический аппарат для проведения атмосферной и вакуумной дистилляции высоковязких и высококипящих жидкостей.

источник

Купить РД 39-23-1055-84 — бумажный документ с голограммой и синими печатями. подробнее

Распространяем нормативную документацию с 1999 года. Пробиваем чеки, платим налоги, принимаем к оплате все законные формы платежей без дополнительных процентов. Наши клиенты защищены Законом. ООО «ЦНТИ Нормоконтроль»

Наши цены ниже, чем в других местах, потому что мы работаем напрямую с поставщиками документов.

Срочная курьерская доставка (1-3 дня)
Курьерская доставка (7 дней)
Самовывоз из московского офиса
Почта РФ

Инструкция распространяется на месторождения Западной Сибири, где пластовые воды содержат повышенное количество стронция и бария, что делает невозможным использование уже известных методик, и где отложение солей в нефтепромысловом оборудовании представлено преимущественно карбонатами.

Вводится взамен «Инструкции по методам анализа минерального состава пластовых вод Западной Сибири», 1974

1 Отбор проб воды на химический анализ

3 Вычисление общего содержания ионов

4 Вычисление содержания ионов щелочных металлов

5 Контроль результатов химических анализов воды

6 Ионы водорода и гидроксильные ионы

7 Гидрокарбонат и карбонат — ионы

8 Определение сероводорода

9 Раздельное определение сульфидов, сульфитов, и тиосульфатов

14 Определение сульфатов (весовой метод)

17 Определение брома и йода (гипохлоритный метод)

18 Определение бора в пластовых водах с н — резорцином

19 Определение роданид — иона

20 Анализ отложения солей

Дата введения	15.05.1984
Добавлен в базу	01.09.2013
Завершение срока действия	15.05.1989
Актуализация	01.01.2019

Чтобы бесплатно скачать этот документ в формате PDF, поддержите наш сайт и нажмите кнопку:

Министерство нефтяной промышленности

ИНСТРУКЦИЯ ПО МЕТОДАМ АНАЛИЗА МИНЕРАЛЬНОГО СОСТАВА ПЛАСТОВЫХ ВОД И ОТЛОЖЕНИЯ СОЛЕЙ

Министерство нефтяной промышленности

, УТВЕРЖДАЮ ^а^йгмк Технического

ЬН.Байдиков УЛС лМА/1Л£& 6 * сопоставлять с карбонатной жесткостью. Устранимая жесткость должна быть всегда меньше карбонатной.

Следует сопоставлять цветность воды с величиной окислиемо-сти. Обладающие заметной на глаз окраской безжелезистые веды в подавляющем большинстве случаев имеют окисляемость не ниже 7-8 мг/л Og.

Допустимые расхождения между повторными определениями при производстве химических анализов воды (.да методов, приведенных в данной инструкции)

0,2 мг-экв/л, если содержание не превышает 70 мг/л, при более высоких концентрациях — ь%

3 мг/л, если содержание не превышает 100 мг-л, при более высоких концентрациях — 3%

Концентрация водородных ионов pH

1,5 мг/л, если содержание не превышает 50 мг/л, под более высоких концентрациях — 3%

3 мг/л, если содержание не превышает 50 мг/л, при .белее высоких концентрациях — 6%

0,1 ыг/л, если содержание ив превышает I мг/л, при более высоких концентрациях — ь%

3-5’мг/л, если содержание не превышает 25 мг/л; 5-10 мг/л, если его содержание от.25 до 300 мг/л: при более высоких концентрациях

10 мг/л, если сухой остаток не превышает 500 мг/л, при более высокой минерализации — 2%

Углекислота свободная С0₂

, 3-мг/л, если содержание не превышает S3 мг/л; ,5 мг/л, если содержание 50-100 мг/л под более высоких концентрациях — 5%

Углекислота агрессивная (акспериментальная) С0₂

4 мг/л,если содержание не превышает 200 ыг/л

Для микрокомпонентов, определение которых производится коло» рвметрическими методами (бор, йод, марганец, медь» молибден, мышьяк, свинец, фтор, цинк, а такие ней NH£ , Л/О^ ), при их значитежных содержаниях, расхождения между повторными определениями допускается от 15 до 25?. При больших содержаниях бора и брода, когда дня их определения пользуется Объемными методами, допустимые расхождения составляют 4-5?. Дан полевых анализов рекомендуется следующее:

а) поскольку методы и аппаратура всех колориметрических оо* ределений малых содержаний сульфат-иона как в полевых, так я в стационарных лабораториях используются одни и те же, то и допустимые погрешности при‘полевых анализах не должны иметь резкого отличия’;

б) для объемных одре делений (НСО” , жесткости, Са 2+ , ,

Оо|“ , Sol», Cl, 2 своб.) допустимая погрешность полевод анализа может быть примерно вдвое большей, чем для полного.

6. ИОНЫ ВОДОРОДА. И ШРОКСЩЫШЕ ИОШ (pH)

6.1. Небольшая часть молекул воды диссоциирована на водородные и гидроксильные доны. В химически чистой вода малярные концентрации этих ионов равны в составляют при, 25°С НГ 7 мол/л. Таким обравом, величина произведения обеих концентраций равнв Ю»^. Это прбигведение сохраняет постоянную величин^ я в присутствия вещеете, при диссоциации которых образуются водородные и хИДро-

ксильные ионы. Поэтому достатсяно определить яощеатрецяю ода’Т 0 ИЗ них. Практически определяют концентрацию вОДородШХ ионов. ,

6.2. Поскольку концентрация водородных ионов может иметь самую различную величину и различаться на несколько порядков, при-ШИто выражать • -> »еличино8 pH, предо ювлящей робой десятичный

логарифм концентрации ионов водорода, вэяюй с обратным знаком:

Определение концентрации водородных ионов осуществляется в интервале от X до 10″^ мг-экв/л, что соответствует величине pH от 0 до 14. Величина pH = 7 отвечает нейтральному состоянию раствора, меньшие ее значения — кислотному, а более высокие — щелочному. Величина pH является важным показателем кислотности или щелочности воды и служит такие вспомогательной величиной в различных аналитических расчетах.

6.3. В большинстве природных вод концентрация водородных йодов обусловлена лишь отношением концентрации свободной двуокиси углерода и бикарбонат-ионов. В этих случаях pH колеблется от 4,5 до 8,3. На величину pH .может оказать влияние повышенное содержание гуминовнх веществ, основных карбонатов н гидроокисей, возникающих вследствие поглощения COg в процессе фотосинтеза, в в отдельных случаях — также и повышенное содержание солей, подверженных гидролизу. В стачных и загрязненных поверхностных водах, кроме того, MoityT содержаться и сильные кислоты, и основания. Величину pH определяют колориметрическим или электрометрическим методами.

6.4. Ориентировочные определения отличаются быстротой, но не дают точных результатов и используются для предварительной оценки. Метод определения с компаратором предназначен для быстрого, упрощенного определения (в частности, в нолевых условиях) величины pH в широких пределах. Интервал определения колеблется от 1,2 до 11,8. Для определенна с помощью буферных растворив не нужно особой аппаратуры, но оно отличается большой трудоемкостью И требует затраты значительного времени. Метод применяется в ка-

честве резервного, прежде всего, для лабораторных определена*, в пределах обычно встречающихся величин pH. Интервал определения колеблется от 5,3 до 8,0. Электрометрический метод предназначен душ наиболее точного определения pH,, а также для тех случаев, когда колориметрический’ метод не может быть применен вследствие мешающих влияний.

6.5. В результате происходящих в воде ре-хций pH может часто изменяться, поэтому рекомендуется проводить определение немедленно после отбора пробы. Вели это не выполнимо, следует доставлять пробу к месту анализа в особой бутылке,-снабжённой специальной наоадкой. Насадка представляет собой резиновую пробку, в которую вставлены две стеклянные трубки: одна из них оканчивается у дна бутылки, другая у пробки. Обработку необходимо проводить в кратчайший срок» Результаты определения выражаются в pH и лишь в исключительных случаях в мг-акв-водородных или гидроксильных Ионов в I л.

Электр.с метрическое определение pH

6.6 Электрометрическое определение pH со стеклянным ?лек-тродоу основано на том, что изменение значения pH на единицу в определенной области pH вызывает изменение Потенциала электрода на 58,1 г.В при 20°С. Пределы линейной зависимости потенциала электрода От pH обусловлены свойствами стеклянного электрода.

6.7. Результат определения зависит от температуры пробы, влияние теглературы котлексяруется специальным устройством, в:, оптировании;. в прибор. Бели такой прибор отсутствует, то пробу иохпо. нагреть .или охладить до требуемой температуры (20°С;.

£с,п: температура пробы незначительно отличается от 20°С и не

приведена к 20°С, ее нужно указать spa запаси результатов определения.

Электрометрическому измерению не мешает окраска, мутность* взвесь, свободный хлор, присутствие окисляющихся щи восставав-ЛЙЬпющихся веществ или повышенное содержание солей в пробе.

6.8. Некоторые помехи возникают при повышенном содержавид солей натрия я цри pH = 10. В таких случаях необходимо пользоваться специальными электродами или же вводить поправки, указанные в инструкция, приложенной к электроду.

Точность электрометрического определения снижается при пойь-*№«3 загрязненными электродами. Для исследования сильно загрязненных проб следует иметь отдельный электрод, применяемый только для згой цели. Бели возникает необходимости обезжирить электрод, пользуются куоком тонкой материи, смоченной эфиром или раствором синтетического мощего вещества. Затем несколько раз промывают электрод дистиллированной водой и вытирают его каждый раз для удзлещя обёзжиривапцегб вещества. При необходимости электрод регенерируют, погружая его на 2 часа в 2% раствор соляной кислоты, и тщательно промывают дистиллированной ведой. В нерабочее время электрод следует хранить в дистиллированной веде. Буферные смеси готовят из фикеан&лов или соответствующих раотво-ров.

6.9. Гастворы для получения буферных смесей:

а) буферный раствор, pH — 1,68 (20°С);

Растворяют 12,710 г бноксадата калия КН₃ • 20 в свеже-

прокнпячешЛ.н охлажденной воде и доводят при 20°С объем до Г л.

б) буферный раствор pH -4.0 (20°С); растворяют 10,211 Г Высушенного при 1Ю°С бяфталата калия KOOC-CgHg-COOH в свеже-прокапячяшсА и охлзждннной дистиллированной воде и доводат объем до I л при 20°С.

в) буферный раствор, pH 6,98 (20°С); растворяют 1,361 г KHgPO^ и 1,420 г A/agHFC^, высушенных при температуре (10° -130°С (обе соли одновременно); в свежепрокипячений к охлажденной дистиллированной воде и доводят объем до I л при 20°С.

г) буферный раствор, pH 9,22 (20°С); растворяют 3,814 г Ма₂В₄₇ . ЮН₂0 , выдержанного продолжительное время в эксикаторе над бромидом натрия, в свежепрокшячедгй к охлажденной дистиллированной воде и доводят объем до I д при 20°С.

7. ВДРОКАРБОНАТ (ЕСОдГ И КАРБОНАТ (С0₃) 2 » ИОНЦ.

7.1. Обдан щелочность природных вод . обусловливается анионама слабых кислот; НСО 2 ‘, СО 2 ‘ , Hg S±0| , HgBOg и другикв анионами, гидролизуодимнис образованием йеной ОНГ £*1,23 • В сероводородных водах эаметное значение в щелочности вода приобретает гидро-сулнрвдннй ибн (Н S’), а в нефтяных водах — ноны органических кислот.

Общая щелочность воды выражается в миллиграмм-эквивалентах киолоты, необходимой для ее вейтрзлиздада до значения pH = 4,0 что достигается титрованием с индикатором метиловым оранжевым.

В HQRHt о&ИЯого состава щелочность образована в основном анионе» угодой кислоты (ШОд .СО 2 ) Я величина ф ограничивается буферной системой COg —*■ НС0

Фаадедедов ойредаяенда ионов НС0

а СО 2 ‘ Яйгко достигается титрованием кислотой с индикаторами: фенолфталеином при опреде-лоаш СО —» НС0_В (Точка эквивалентности при pH = 8,3 —

8,4). и метановым оранжевым При определенны НСО» (flCO* + Н + -*. Н2О + fco₂) точка вквивалентности при pH * 4).

при их совместном присутствии в случае msjшх содержаний С0д

определяются титрованием исследуемой води 0,05 — 0,1 И раствором соленой кислотн, вначале в присутствии фенолфталеина, затем с метиловых оранжевых.

Определение общей щелочности проводится сдедуидим образом.

В коническую колбу емкостью 280 мл ощеривают пипеткой 50-100 ми ксоледуемай воды, прибавляют 2-4 каши 0,1%-ного раствора метилового орйяиевого и при постоянном Помешивании титруют 0,05-0,1 # раствором соляной кислотн до перехода желтой окраски раствора й слзбо-розовую. Для того, чтобы лучше отличать изменение окраски, рядом ставят колбу, в которую нвлито столько же исследуемой води ж прибавлено 2-4 капли 0,1%-ного растворе метилового ораниевого. Общую щелочность ( и мг-вкв) рассчитывают по формуле; .

.где ej — объем раствора соляной кислот, израсходованной на титрование, мл ;

N — нормальность раствора соляной кислот;

объем исследуемой веды, мл.

Определение гндрокарбонат-иона при отсутствии карбоеат-иода доводят ток: исследуемую воду титруют 0,05 — 0,1 К раствором домной кислоты, так же как И при определении общей щелочности. Свержение гидрскарбонат-иона (в мг/л) рассчитывают по формуле;

где 4С — объем раствора соляной кислоты, израсходованной на определение, мд;

I — нормальность раствора соляной кислот;

61 — эквивалента** пмея гидрокарбонат-кона;

* — объем исследуемой воды, мд.

Определение карбонат- и гидрокарбонат-ионов при кх совместном присутствии проводят следующим образом.

В коническую колбу помещают отмеренный объем исследуемой воды (50-100 мд), прибавляют пять капель I^-ного раствора фен л-фталеина, осторожно по каплям титруют 0,05-0,1 N раствором соляной кислоты до обесцвечивания раствора. Отмечают объем израсходованной кислоты. Далее к тому же раствору прибавляют три капли раствора метилового оранжевого и титруют тем же раствором соляной кислоты до перехода желтой окраски жидкости в слабо-розовую.

(xj) и ЫС0“ (х₂) рассчитывают (в мг/л) по формулам;

объем раствора ослиной кислота, израсходованного* на титрование ‘**’ мл воды с фенолфталеином, ма, объем раствора соляной кислоты, израсходованного» на титрование V т воды с метиловым ораыжевымде^ нормальность раотрорв соляной кислоты; эквивалентная масса НС0“ ;

эквивалентная масса СО» \ объем исследуемой воды, мл.

8. ШРВДЕ1ШШ5 СЕРОШДЖЩЙ Ш₂ S )

8.1, Присутствие сероводорода устанавливав» по смофствейме^ му этому тезу ввваху «ли с поцавДО реактивной бумажки , пропитанной насыщенным растйорбм уксуснокислого евивдд*

В инструкции даны методы анализа цриродних вод н отложений .:с эй, образующихся на нефтепромысловом оборудовании в процессе зксплуатации нефтяных месторождений.

Пластовые воды Западной Сибири содержат поазыщенные количества стронции и барии, что делает невозможным использовать уже известные метода определения фтора, кремния, бора, фосфатов. В связи с этим в инструкцию наряду с известными методиками определения • кальция, .магния вклшены методики, разработанные с учетом особенностей вод Западной Сибири, а также методики определения бора, фтора, кремния, фоофатов разработанные в Сибниинп, в отделе исследований физико-химических свойств нефти, гага и вода М.Ю.Туровой, Л.С.Новиковой, О.В.Китаевой, Е.В.Моисеевой,

Инструкция предназначена для химических лабораторий ШШРов и ЦНИЙов нефтедобывающих предприятий.

Сябиракжй нчучио-иоодадсбатвльскнй институт нефтяной нроынюлен юоти (Сибннийп), 1984

дарнащей сероводород, чернеет вследствие образованная сульфида сеянца.

Шесте со свободным сероводородом в сероводородных ведах обычно содержится гвдросульфид-ион HS ** и сульфат-исе Sof’ Так как сорозодород и гвдросульфвд-йон легко окисляются, то дан количественного определения необходимо брать специальную рробу.

Сероводород ( я такяе сульфид и гидросульфвд-ионн) связывается в сульфид кадмия: Cd (CHgCOO>^ + HgS = i CdS + 2CHgC00H, еульфг.т-ион ара этом остается в растворе. Содержание суммы HgS в Bi * определяется в лаборатории разложением CdS ,

Уксус.чокяслый кадмий приготавливают следующим образом. Растворяют 35 г безводного CoUCHgCOOg в небольшом количестве веди, прибавляю? 40 мл ледяной уксусной кислоты и доводят дистиллированной водой объем раствора до I л. Для отбора пробы взвеши-лают пустые склянки емкостью 500-800 мд, наливают в каждую по 100 мя раствора уксуснокислого кадмия и снова взвешивают. Затем склянки запрнвзют резиновыми пробками и отправляют на место взятия пробы.

8. С. В каждую склянку с ацетатом кадмия сифоном набирают по i50-500 ил исследуемой веды. Специально взятая но месте, проба заключает вою имеющуюся в веде сульфидную серу в виде осадка сульфида кадмия. Сероводород, выделяющийся при разложении сульфида кадмия кислотой, определяют йодо-метрическим методом.

8.3. Для проведения анализа требуются: кислота соляная (1:1) и натрий тиосульфат О, ОРЯ. Чтобы прите?овить 1‘, С5 If раствор тиосульфата нзтрак надо 12,5 г • 5Е.0 растворить в дп

стилл врезанной свежелрокипяченной и охлажденной воде и в мерной колбе довести объем до I д. Получают примерно 0,05 N раствор.

Для предохранения от разложения к раствору прибавляют I мл хлороформе. Через день устанавливают титр раствора по 0,01 II раство-

ИНСТРУКЦИЯ ПО МЕТОДАМ АНАЛИЗА МИНЕРАЛЬНОГО СОСТАВА «ЧАСТОШ1 ВОД И ОТЛОЖЕНИЙ СОЛЕЙ

Вводится взамен «Инструкция по методам аналмэг минерального со* отава пластовых вод Западной Сибири» 1974

Приказом Главтюменнефтегаза от 7,06.84 ri А 380 1964 г.

Сг°к введения установлен о Срок действия до 15.05,89 г.

Настоящая инструкция распространяется на месторождения Западной Сибири, где пластовые воды содержат повышенное кол. тот-во стронция я бария, что делает невозможным использование ■ уже известных методик, и где отложение солей в нефтепромысловом оборудовании представлено преимущественно карбонатами.

Инструкция не распространяется на месторождения других нефтедобывающих регионов, .алеющих другой состав пластовых вед и.с другим составом отложений.

I. ОТБОР ПРОБ БОДЫ НА ХШИЧВСКИЙ АНАЛИЗ

1.1. Пробы воды на общий анализ можно Отбирать в полиэтиленовую или стеклянную посуду. Одним из основных условий при взятии пробы является чибтота бутылк» и пробки. Бутылки перед заполнением и пробки перед закупоркой ополаскивают с бираемо*. водой не менее трех раз. Бутылки должны быть герметическг закрыты. При отборе.проб на самоизлнвамщихся скважин, оборудованных трубопроводом с краном, необходимо спустить воду, кгдодя-цуюся в трубопроводе. Перед взятием проб из иесамоязливакщкхся

я неэксплуатируемых скважин откачивается веща примерно в количестве двух объемов водяного столба скважины. Для отбора проб из глубинных скважин существует несколько видов пробоотборников.

1.2. При отборе пробыводы, добываемой с нефтью, необходимо их разделение. Отделить воду .от нефти можно через фильтр и вату. Бели нефти и вода образуют стойкую эмульсию, то необходимо тер-мостатирование на водяной бане. Анализ проводить в тот же день.

2.1. Консерваций проб воды преследует цель сохранения компонентов, определяемых в веде ее свойств в том состоянии, в котором они находились в момент взятия пробы. Консервация необходима особенно в тех случаях, когда определяемый компонент подвергается изменениям я определение нельзя вести сразу на месте отбора пробы или в тот же день в лаборатории. В зависимости от степени изменяемости воды (если проба не была консервирована) определение проводится:

а) сразу, т.е. на месте отбора пробы или в лаборатории, если она находится вблизи места отбора пробы;

б) как можно раньше, т.е. не позже чем через два часа после взятия пробы;

в) в тот же день; приступаю к анализу в день отбора пробы не позже чем через 12 часов после отбора;

г) через более продолжительное время, чем было указано в пп. а — б .

2.2. В период времени между отбором пробы и ее анализом исследуемые вещества могут изменяться в различной степени. Очень быстро изменяется температура воды и pH. Газы, содержащиеся в воде, например кислород, двуокись углерода, сероводород или хлор

могут улетучиваться из пробы или появиться в ней (кислород, двуокись углерода). Эти и подобные им вещества надо-определять на месте отбора проб или их фиксировать. Изменение величины pH, содержание карбонатов, свободной двуокиси углерода и т.п. может вызвать изменение свойств других компонентов, содержащихся в пробе. Некоторые из них мохут выделиться в виде осадка или, наоборот, из нерастворимой формы перейти в раствор. Это относится к солям железа, марганца, кальция.

2.3. В неконсервированной пробе обычно протекают различные биохимические процессы, вызванные деятельностью микроорганизмов или планктона. Эти процессы протекают в отобранной пробе иначе, чем в первоначальной среде, и ведут к окислению или восстановлению некоторых компонентов пробы: нитраты восстанавливаются до нитритов или до аммония, сульфаты до сульфидов, расходуется кислород или , наоборот, происходит окисление сульфидов, сульфитов, железа (II), цианидов и т.д. Влияние различных факторов на изменение компонентов, содержащихся в воде, может быть непосредственным или косвенным. Некоторые компоненты (железо, медь,кадмий, алюминий, марганец, хром, цинк, фосфаты и т.п.) могут адсорбироваться на стенках бутыли или выщелачиваться из стекла или пластмассы бутыли (бор, кремний, натрий, калий, различные ионы, адсорбированные полиэтиленом ори предшествующем использовании бутыли fl J .

2.4. Дата отбора пробы и дата начала анализа должны быть указаны в протоколе анализа, особенно если анализ имеет важное значение, следует указать и способ консервации. При вычислении концентрации определяемого компонента следует учитывать возможное изменение объема пробы, вызванное прибавлением консервирующего вещества.

2.5. Универсального консервирующего вещества не существует. Для полного анализа воды требуется отобрать пробу в несколько бутылей, в которых ее консервируют добавленной различных веществ. Для определения некоторых Компонентов, например, сульфидов,сульфитов, агрессивной двуокиси углерода следует брать пробы в отдельные бутыли для каждого из этих определений.

В некоторых случаях консервированную пробу следует перед анализом нейтрализовать.

D .табл. £ указаны возможности консервации, способы отбора проб и допустимые интервалы времени между отбором пробы и нача-. лом анализа.

При соблюдении этих условий можно рассчитывать, что содержание определяемого компонента не изменится в течение указанного интервала времени.

Способы консервации проб воды для определения различных компоненте»

Проба с мрамором, отбор пробы в бутыль, содержащую СаСОд

Пробу не консервируют, но отбирают в полиэтиленовую посуда

Агрессивная двуокись углерода СО_у

Общее, еодепканне железа: прибавляют .25 клИм’_ч на I л пробы

Компонент или свойство,jСпособ консервации

500 мд (НоО) на 1 л пробы, При взятии пробы следует избегать соприкосновения воды с воздухом.

Внимание! Возможна адсорбция железа стейками сосуда*

Прибавляют 5 мл концентрированной НЙО., на I л пр9бы

Может произойти осаждение гидроокиси марганца, ее последующее окисление и адсорбция стенками сосуда

Пробы собирают ь полиэтиленовые сосуды или бутили из стекла, из которых калий не выщелачивается*

Пробы обычно не консервируют

Кислотность, карбонаты, двуокись углерода

Пробы нельзя консервировать

Прибавляют 5 мл концентрированной на I л пробы:

а) определение проводят не позже чем через два часа после отбора пробы

б) биологические процессы прекращают добавлением 2 мл СПС на 1 л пробы

а) определение проводят в тот же д^нь или сохраняют пробу в темном месте и проводят определение не позже,чем через сутки

б) прибавляют 2*4 мл (хлолороформа) СНС1 на I л пробы (перед началом пробу надо, взболтать)

Пробы надо отбирать в полиэтиленовые бутыли или в бутыли из стекла, из. которых натрий не выщелачиваются*

а) определение проводят в день взятия пробы

б) прибавляют I ш кошдантрированной

pH, плотность, прозрачность, растворенные вещества

г) прибавляют 2-4 мл CHCJL на I л пробы

Пробы нельзя консервировать

Пробы обычно не консервируют а; пробу хранят при 3-44 б) прибавляют 2-4 мл СН_ЯСЕ- на I л пробы

Пробы надо собирать в отдельные бутыли, лучше с насадкой (для определения кислорода) а) прибавляют 10 мл 10% раствора ацетата кадмия или цинка на I л пробы

Пробы отбирают в полиэтиленовые бутыли, которые перед этим не были использованы для хранения в них проб с высоким содержание фторидов

Пробы обычно не консервируют, в исключительных случаях прибавляют 2-4 мл СНС&з на I л пробы

Прибавляют 5 мл концентрированной HNO_g на I л пробы

■3. ВЫЧИСЛИЛ® ОБЩЕГО СОДКРЖАНШ ИОНОВ ( Z и. )

Общее содержание ионов вычисляется суммированием величин, установленных путей определения содержания ионов. Сумма ионов определяется суммой следующих главнейших ионов, выраженных в мг/л или г/кг (при Ти. > I г/л»)

Ги= Са +2 ^ М_в +2 +Л/а + + К* + НС0

Если содержание ионов ( и др.) превышает

0,1 мг/л, то они также суммируются. Содержание Sk. и Si , формы,содержания которых в воде неясны, при подсчете £ и. не учитываются.

4. вычисление содаряАНия ионов ЩЕЛОЧНЫХ МЕТАЛЛОВ ( м/+ К* )

4.1. Общее содержание ионов щелочных металлов, если оно не определяется непосредственно,аналитически вычисляется по разности между суммой мг-экв анионов и суммой мг-экв катионов. Это определение является наименее точным по сравнению с Прочими определениями, входящими в анализ воды, *ак кед на него падают все погрешности отдельных определений. Для пересчета вычисленного содержания румш ионов щелочных металлов в мг-вкв в мг/л надо полученную величину умножить на эмпирический коэффициент, равный 25.

4.2. Для вед Западной Сибири л которых содержание калия незначительно, условно считают подученную разность эквивалентов соответствующей натрию. Для вычисления содержания, натрия в мг/л умножают полученное количество мг-экв на эквивалентную маооу натрия, равную 23. Анализ воды дал следующие результаты.

источник

ФОРМЫ ИЗОБРАЖЕНИЯ ХИМИЧЕСКОГО СОСТАВА

ПЛАСТОВЫХ ВОД

Химический анализ природных вод заключается в определении наличия и количества растворенных в ней веществ. По результатам химического анализа оценивают пригодность воды для тех или иных целей. Анализы осуществляют как в стационарных, так и полевых лабораториях с применением различных методик. Различают общий и специальный виды анализов.

Общий анализ – это определение наличия и количества шести главных ионов: Cl — , SO₄ 2- , HCO₃ — , Ca 2+ , Mg 2+ , Na + . Общий анализ, в котором указывается значение плотности и рН воды, называют стандартным.

Специальные анализы более обширны и включают дополнительные исследования, например, для нефтегазопоисковых целей также определяют наличие специфических видов бактерий.

При санитарном анализе определяют отсутствие вредных бактерий, устанавливают значение солености, жесткости, окисляемости и содержание ионов NH₄ + , NO₂ — , NO₃ — . Данный анализ проводят для оценки питьевых свойств воды.

При бальнеологическом анализе дополнительно определяют наличие в воде различных компонентов, характеризующих ее лечебные свойства.

Технический анализ проводят для оценки пригодности воды для ее использования в парокотельных установках, при закачке в нефтяные пласты.

Результаты общего анализа природных и пластовых вод могут быть представлены в разных формах. Различают ионную, эквивалентную и процент-эквивалентную формы.

Ионная форма (С). Принимают, что растворенные в воде соли полностью диссоциируют на ионы. В результате находят количество (массу) каждого из ионов выражают в миллиграммах в одном литре, килограмме или 100 г воды.

Для пресных вод отнесение содержания ионов к единицам массы или объема не имеет значения, для рассолов эти отношения существенно расходятся. При переходе от состава воды, отнесенного к единице объема, к составу, отнесенному к единице массы, содержание отдельных ионов необходимо разделить, а в обратном случае – умножить на ее плотность.

Ионная форма приводится обязательно при всех гидрохимических исследованиях.

Ионная форма не охватывает растворенные газы и некоторые вещества, содержащиеся в виде коллоидных частиц.

Результаты определения солевого состава воды пересчитывают в эквивалентную форму.

Чтобы выразить эквивалентное содержание иона в водном растворе (пластовой воде), необходимо массовую концентрацию (ионная форма) разделить на его эквивалент:

где r (ион) – эквивалентная концентрация иона, г-экв/м 3 , мг-экв/л;

С(ион) – концентрация иона в пластовой воде, г/м 3 , мг/л;

Эквивалентом иона называется эквивалентное (равное по заряду) количество молей тех же ионов, но таких, как если бы каждый из них имел единичный заряд, то есть суммарный заряд эквивалентного количества ионов равен фактическому заряду этих ионов, содержащихся в воде:

где М_и(ион) – относительная молекулярная масса иона;

е – количество зарядов иона.

Значения эквивалентов ионов представлены в таблице 2.

Таблица 2 – Эквиваленты ионов пластовых вод нефтяных месторождений

Эквиваленты катионов
Na +	K +	Mg 2+	Ca 2+	NH₄ +	H +	Fe 2+	Fe 3+
18,6
Эквиваленты анионов
Cl —	SO₄ 2-	HCO₃ —	Br —	I —	HS —	CO₂ 2-	Нафтен-ионы
35,5	150–200

По принципу электронейтральности растворов сумма катионов, выраженная в эквивалентной форме, равна сумме анионов, выраженной в эквивалентной форме. Используя это равенство, определяют содержание ионов Na + :

r(Na + ) = (r(Cl — ) + r(HCO₃ — ) + r(SO₄ 2- )) – (r(Ca 2+ ) + r(Mg 2+ )

Для определения содержания иона Na + и K + в ионной форме полученную величину умножают на эмпирический коэффициент: 25 – для пресных вод, 24 – для минерализованных.

Процент–эквивалентная форма может быть получена из эквивалентной формы, которая показывает относительную долю, занимаемую разными ионами во всей массе, содержащейся в воде.

Сумму всех ионов, взятых в эквивалентной форме, принимают за 100 %:

Σ r(анионы) + Σ r(катионы) = 100 %-эвк.

Затем вычисляют процент содержания каждого иона – содержание иона в процент-эквивалентной форме.

Пример изображения результатов химического анализа воды представлен в таблице 1.

Таблица 1 – Солевой состав пластовой воды

Содержание ионов в 1 л воды	Формы изображения солевого состава (концентрация ионов)
мг	мг-экв	%-экв
Cl — SO₄ 2- HCO₃ — Ca 2+ Mg 2+ Na +	38065,8 83,9 482,0 1667,7 249,7 —	1073,48 1,74 7,90 82,23 20,53 979,36	49,56 0,08 0,36 3,83 0,95 45,22

К числу форм наглядного изображения состава вод принадлежит формула Курлова – псевдодробь, в числителе указывают содержание главных анионов в процент-эквивалентной форме, в знаменателе – содержание катионов, величины записывают в виде индексов. Содержание ионов располагают в порядке убывания значения процент-эквивалентов. Те ионы, содержание которых менее 1 %-экв не указывают. Перед дробью указывают важнейшие газообразные компоненты и величину общей минерализации воды (г/л), после дроби – температуру воды.

Формула Курлова для солевого состава воды, приведенного в таблице 3 (данные по газам и температуре добавлены):

Дата добавления: 2016-11-20 ; просмотров: 1711 | Нарушение авторских прав

источник

местонахождение источника проб;
условия на месте отбора;
дата и время забора проб;
методика консервации (если применяется);
органолептические показатели (цвет, запах, осадок, степень прозрачности);
дата начала исследований;
содержание катионов и анионов на 1 л жидкости.

непосредственно на точке отбора или в стенах лаборатории, расположенной рядом с местом взятия проб;
не позднее 2-х часов после отбора проб;
не позднее 12 часов с момента забора проб;
спустя продолжительный период времени.

степень прозрачности и наличие в воде ряда веществ;
цветовые и вкусовые свойства;
запах и уровень кислотности;
степень жесткости и наличие взвешенных частиц.

E73-24791 КОМПЛЕКТ ОБОРУДОВАНИЯ ДЛЯ РД 39-23-1055-84

АВТОМАТИЧЕСКИЙ ТИТРАТОР METTLER TOLEDO T70 TERMINAL

ПОЛЬЗОВАТЕЛЬСКИЙ ИНТЕРФЕЙС СОСТОИТ ИЗ:

Сенсорный цветной терминал (высокое разрешение, сенсорная технология TouchScreen, свободное размещение на столе благодаря соединению на гибком кабеле, изменяемый угол наклона — обеспечивается удобство и оператор не устает во время работы);
Стандартный набор интерфейсов включает uSb, Ethernet, rS232 для совершенного обмена информацией;
Технология One Click Titration™ (титрование одним нажатием клавиши), удобная база данных методов;
Бюретки распознаются титратором автоматически благодаря встроенной метке.

Читайте также: Анализ на родон в воде

Минимальный комплект заказа

Стенд для титрования, включая стенд, верхнеприводную мешалку и сменные наконечники для мешалки
Дозирующий модуль. В комплекте с кабелем CAN для подключения – 2 шт.
Бюретка DV 1005
Бюретка DV 1010 – 2 шт.
Бюретка DV 1020
DMi141-SC Комбинированный электрод для аргентометрических титрований
DGi112-Pro Комбинированный рН-электрод для прямых измерений рН и кислотно-основных титрований сложных образцов.
DP5 Фототрод. Датчик для титрования с переходом окраски и турбидиметрического титрования. 5 длин волн (ручное переключение): 520, 555, 590, 620 и 660 нм.
Набор буферных растворов (4.01, 7.00, 9.21)
Стакан для титрования, РР, 100 мл (120 шт.)
Стакан для титрования, стеклянный, 80 мл (20 шт.)
Колбы стеклянные, объем 250 мл (10 шт.)

мл. науч. сотр., ФГБУН «Институт химии нефти Сибирского отделения РАН»

канд. хим. наук, вед. науч. сотр., ФГБУН «Институт химии нефти

канд. биол. наук, науч. сотр., ФГБУН «Институт химии нефти

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ИОННОГО СОСТАВА ПЛАСТОВЫХ ВОД МЕТОДОМ КАПИЛЛЯРНОГО ЭЛЕКТРОФОРЕЗА

Аннотация. Методом капиллярного электрофореза (КЭ) проводилось определение ионного состава пластовых вод нефтяных месторождений Западно — Крапивинского, Ландау и Эмлихайм. Показано, что КЭ применим для оценки ионного состава нефтяных пластовых вод, но необходимо оптимальное предварительное разведение.

Ключевые слова: капиллярный электрофорез, пластовая вода, катионы, анионы.

E.A. Rozhdestvenskiy, Institute of Petroleum Chemistry, SB RAS

V.A. Kuvshinov, Institute of Petroleum Chemistry, SB RAS

D.A. Filatov, Institute of Petroleum Chemistry, SB RAS

DETERMINATION OF OIL-FIELD WATERS IONIC COMPOSITION BY CAPILLARY

Abstract. Determination of ionic composition of Zapadno — Krapivinskoje, Landau and Emlicheim oil field waters was carried out by capillary electrophoresis (CE). It is shown that CE is applicable for estimation of ionic composition of oil — field water, but optimal pre-dilution is necessary.

Keywords: capillary electrophoresis, formation water, cations, anions.

Капиллярный электрофорез (КЭ) как метод исследования нашел широкое применение в определении как качественного, так и количественного составов различных объектов.
частую этот метод рассматривают как альтернативу высокоэффективной жидкостной хроматографии, поскольку он сочетает высокую эффективность, чувствительность, экспрессность анализа и обладает сравнительно небольшой стоимостью оборудования и материалов. Малые объемы проб (мкл), минимальный расход реагентов (мл), низкая себестоимость, возможность автоматизировать процесс — позволяют рассматривать КЭ как перспективный метод в применении к рутинным и скрининг анализам.

В основе метода лежат электрокинетические явления (электромиграция ионов, электроосмос), которые возникают в растворах при помещении их в электрическое поле. Такое поле, приложенное вдоль капилляра, вызывает в нем движение заряженных частиц и пассивный поток жидкости. В результате чего, проба разделяется на индиви-

дуальные компоненты, так как параметры электромиграции специфичны для каждого сорта заряженных частиц.

Метод КЭ и его модификации получили широкое распространение в анализе водных растворов. В литературе можно встретить методики определения анионного и катионного составов природных и питьевых вод, определение чистоты фармацевтических препаратов и объектов пищевой промышленности, анализ наркотических и взрывчатых веществ [1]. За редким исключением встречаются методики определения следовых количеств веществ в морских и сточных водах. В то время как исследованию состава пластовых вод нефтяных месторождений методом КЭ уделено мало внимания.

Состав пластовых вод, главным образом, определяется литологическим составом вмещающих пород, их обменной емкостью, условиями формирования и процессами диффузии, режимами заводнения и т.
Основными компонентами природных вод являются ионы: хлорид, сульфат, аммоний, гидрокарбонат, натрий, кальций и магний, алюминий. Большое распространение имеют также карбонат-ион, калий, ионы железа, стронция, бария и брома. Остальные элементы встречаются в незначительных количествах и называются микрокомпонентами состава вод [2, 3].

Располагая информацией об ионном составе воды, возможно более эффективное предсказание внутрипластовой миграции флюидов, граничных процессов «вода -порода» и «вода — нефть», степени загрязненности поверхностных вод и территорий. Такая информация может быть также полезна для предотвращения нежелательных процессов как то: набухаемость глин, закупорка капилляров, коррозия трубопроводов, солеотложение [4]. Микроэлементный состав влияет на общую численность гетеротрофной пластовой микрофлоры, которая в процессе метаболизма может изменять реологические свойства нефти.

В настоящее время с нефтью извлекается более 120 млн тонн в год попутных пластовых вод, а запасы подземных вод терригенного девона практически неисчерпаемы. Благодаря этому имеется реальная возможность по созданию химических производств для получения дешевой пищевой поваренной соли, йода, брома, соляной кислоты, каустической соды и др. Часть этих продуктов может быть использована непосредственно при добыче нефти, что значительно снизит ее себестоимость. Таким образом, подземные воды по своему ионно-солевому составу, концентрации микроком-понетов имеют промышленное значение как гидроминеральное сырье для химической промышленности. Промысловые воды содержат от 70 до 300 кг/т солей металлов, которые могли бы стать долговременным источником сырья для химической промышленности [5].

В настоящей работе приведены результаты определения состава пластовых вод методом КЭ. Для анализа качественного и количественного состава пластовых вод использовалась система капиллярного электрофореза «КАПЕЛЬ 105» с программным обеспечением «Мультихром 1.52 у», полностью управляется от компьютера с помощью специализированного программного обеспечения, которое, кроме управления прибором, позволяет дополнительно собирать и обрабатывать электрофоретические данные. Смена проб и промывка капилляра автоматическая.

В состав прибора вошли капиллярная колонка (длина 60 см, внутренний диа-

метр 0.075 мм) и фотометрический детектор с диапазоном длин волн 190 + 380 нм. Измерения проводились при рабочих длинах волн 254 и 267 нм по стандартным методикам НПФ «Люмэкс». Эти методики были разработаны и рекомендованы для анализа ионного состава природных, питьевых и сточных вод. Градуировку прибора проводили методом внешнего стандарта с использованием государственных стандартных образцов ионов каждого из исследуемых компонентов. Среднеквадратичное отклонение градуировочных кривых во всем диапазоне концентраций не превышало 10 %. Типичные электрофореграммы катионов и анионов приведены на рисунках 1 и 2.

Рисунок 1 — Электрофореграмма градуировочного раствора катионов, и= 13 кВ, А = 267 нм

Смн4+=Ск+=Сма+=Сзг2+=Соа2+= 50 мг/дм3

Рисунок 2 — Электрофореграмма градуировочного раствора анионов, и= — 17кВ, А = 254 нм

Са =С|ю2 =Сзо4 -Сися =Сро4 = 20 мг/дм СР-= 10 мг/дм3

Методики КЭ отрабатывались на пластовой воде Западно-Крапивинского месторождения. Отбор воды производился в пластиковую посуду без специальной про-боподготовки. Время идентификации одной пробы от 7 до 10 минут. Одноразовая загрузка до 9 образцов. Перед началом анализа воду фильтровали через целлюлозно-ацетатный фильтр (размер пор 0.2 мкм) после чего анализировали методом КЭ.

Из рисунков 3-6 видно, что неразбавленная пластовая вода не разделяется на индивидуальные компоненты в выбранных условиях капиллярного электрофореза. Только при разбавлении в 25 и более раз (дистиллированной водой) можно получить достоверные данные. Следует отметить, что с разбавлением исходных проб дистиллированной водой может теряться информация о наличии следовых количеств компонентов. Поэтому необходимо определить оптимальное разбавление.

Нами исследовался состав пластовых вод германских месторождений Ландау и Эмлиххайм (с минерализацией 75.8 и 100.5 г/дм3, соответственно), где также удалось подбором оптимального разбавления, в 50 и более раз, добиться полного разделения на ионы (рис. 7 и 8).

Нам представляется весьма эффективным применение этого метода в оценке концентраций бария и стронция, образующих наиболее трудно удаляемые отло-

Рисунок 3 — Электрофореграмма анионов пластовой воды Западно-Крапивинского месторождения, и= — 17кВ, Л = 254 нм

Рисунок 4 — Электрофореграмма анионов пластовой воды Западно-Крапивинского месторождения, разбавленной в 25 раз, и= — 17кВ, Л = 254 нм

Рисунок 5 — Электрофореграмма катионов пластовой воды Западно-Крапивинского месторождения, и= 13 кВ, Л = 267 нм

Рисунок 6 -Электрофореграмма катионов пластовой воды Западно-Крапивинского месторождения, разбавленной в 100 раз, и= 13 кВ, Л = 267 нм

Таким образом, полученные результаты показывают, что метод капиллярного электрофореза применим для оценки количественного и качественного состава высокоминерализованных пластовых вод с предварительным их оптимальным разбавлением дистиллированной водой. Такой подход обеспечивает высокую экспрессность и информативность единичного анализа.

Данные по микроэлементному составу пластовых рассолов и попутных вод нефтяных месторождений могут быть использованы при оценке качества и перспектив их промышленной утилизации в качестве ценного минерального сырья.

Рисунок 7 — Электрофореграмма катионов пластовой воды месторождения Ландау, разбавленной в 100 раз, U= 13 кВ, А = 267 нм

Рисунок 8 — Электрофореграмма катионов закачиваемой воды месторождения Эмлиххайм, разбавленной в 100 раз,

При эксплуатации месторождения точное знание химического состава пластовых вод месторождения весьма важно, оно позволяет правильно определить источники обводнения скважины, решить вопрос о применении воды того или иного состава при вторичных методах эксплуатации и контролировать процессы обводнения.

1. Практическое руководство по использованию систем капиллярного электрофореза «КАПЕЛЬ» / Н.В. Комарова, Я.С. Каменцев. СПб.: ООО «Веда», 2006. — 212 с.

2. Воды нефтяных и газовых месторождений СССР / Под ред. Л.М. Зорькина. М.: Недра, 1989. — 382 с.

3. Справочник по геохимии / Г.В. Войткевич, А.В. Кокин, А.Е.Мирошников. М.: Недра, 1990. — 480 с.

4. Геология и полезные ископаемые России / под ред. А.Э. Конторовича, В.С. Суркова. С.-П.: ВСЕГЕИ, 2000. — Т.2. — С. 129-133.

5. Соколов Б.А. Новые идеи в геологии нефти и газа. Избр. тр. Изд-во МГУ, 2001. — 480 с.

1. Practical guidance on the use of capillary electrophoresis systems «KAPEL» / N.V. Komarova, J.S. Kamentsev. St. Petersburg.: LTD «Veda», 2006. — 212 p.

2. Waters of oil and gas deposits of the USSR / Under red. L.M. Zorkina. Moscow: Nedra, 1989. —

3. Handbook of geochemistry / G. V. Voitkevich, A.V. Kokin, A.E.Miroshnikov. Moscow: Nedra, 1990. — 480 p.

4. Geology and minerals of Russia / under red. A.E. Kontorovicha, V.S. Surkova. With.-I.: VSEGEI, 2000. — T.2. — P. 129-133.

5. Sokolov B.A. The New ideas in geology of oil and gas. Izbr. tr. Izd-vo of MGU, 2001. — 480 p.

Поддержание пластового давления (ППД) заводнением требует использования больших объемов качественной воды. Решение проблемы водоснабжения сводится к изысканию надежного и водообильного источника (с оценкой запасов и возможных расходов воды), обоснованию качества воды и разработке технологии ее подготовки. Расход закачиваемой воды определяется стадией разработки месторождения (рис. 14.2).

Рисунок 14.2 – Динамика относительного отбора жидкости, нагнетания воды, потребности в воде ▼ и нефтеотдачи η во времени (по М.Л. Сургучеву)

1, 1’ – соответственно добыча нефти и нефтеотдача при режиме растворенного газа; 2, 2’, 3 – соответственно добыча нефти, нефтеотдача и отбор жидкости при заводнении; 4 – потребность в воде при полном возврате сточных вод; 5 – расход нагнетания воды. Штриховка: вертикальная – эффект в добыче нефти от заводнения; косая – экономии (возврат) воды.

Источники закачиваемой воды могут быть разными. В настоящее время на различных промыслах используют воды: открытых водоемов (рек, озер, водохранилищ, морей); грунтовые (под русловые и артезианские); глубинные (нижних и верхних глубинных водоносных горизонтов); сточные.

Грунтовые воды характеризуются значительным многообразием химического состава (минерализация 100 – 200 мг/л), небольшим содержанием взвешенных частиц.

Воды открытых водоемов значительно уступают по качеству, содержат большое количество механических примесей (глины или песка), особенно в период ливней и паводков, снеготаяния, способны вызвать набухание глин.

Воды глубинных водоносных горизонтов в большей степени минерализованы и часто не требуют дополнительной подготовки.

Сточные воды состоят в основном из пластовых, добываемых вместе с нефтью, пресных, подаваемых в установки подготовки нефти и ливневых вод. Они минерализованы и обладают хорошими нефтевытесняющими свойствами. Но содержат большое количество эмульгированной нефти, механических примесей, а также диоксида углерода и сероводорода.

Источник воды выбирают на основе данных технико-экономического анализа с учетом технологии водоподготовки.

На месторождениях Татарии и Башкирии используют пресные поверхностные воды. В Азербайджане и на полуострове Мангышлак – каспийскую воду.

На юрских продуктивных объектах месторождений Западной Сибири в качестве рабочего агента в основном используют воду апт-альб-сеноманского горизонта. Воды апт-сеноманского комплекса имеют практически повсеместное распространение, хлоридно-натриевые, слабощелочные, соленые с минерализацией 10 г/л.

Воды стабильны к выпадению карбонатов кальция, возможным является выпадение гидроокиси железа. Состав вод устойчив во времени. При смешении с пластовой водой они практически не дают осадка.

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:

· невысокое содержание механических примесей;

· незначительное содержание эмульгированной нефти;

· коррозионная инертность по отношению к напорным и распределительным 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 бактерии 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). Сульфатвосстанавливающие бактерии 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 + ) и отрицательные ионы хлора (Cl – ), сульфата (SO₄ 2– ) и группы HSO 3– . 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

ЛЕКЦИЯ 15. ПРОЕКТИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Разработка нефтяных месторождений направляется и регулируется рядом проектных документов. В отечественной практике в настоящее время применяется принцип многостадийного проектирования: сначала проект пробной эксплуатации, затем технологическая схема, проект разработки и проект доразработки. В ходе эксплуатации залежи, в запроектированную систему разработки постоянно вносятся существенные изменения, обусловленные получением дополнительной промысловой информации, уточнением уровней добычи нефти и основных показателей разработки по мере детализации геологического строения эксплуатационного объекта.

В нефтяной промышленности России установлен единый порядок составления проектных документов по разработке нефтяных месторождений и единые требования к их основному содержанию. При этом принята следующая номенклатура проектных документов.

1. Принципиальная схема разработки. Ее составляют для месторождений, содержащих значительное количество объектов или самостоятельных площадей разработки (более 5 – 7 объектов или площадей разработки).

2. Технологическая схема разработки. Ее составляют для всех месторождений, вводимых в разработку.

3. Проект разработки. Его выполняют для всех месторождений, введенных в разработку.

4.Уточненный проект разработки. Его составляют для месторождений, представление о характеристиках которых изменились в процессе их разбуривания и начальной разработки или при необходимости резкого изменения уровней добычи углеводородов из месторождения.

5.Технологическая схема или проект опытно-промышленной разработки. Их составляют для испытания новой технологии извлечения углеводородов из месторождения.

При необходимости составляют проектные документы по пробной эксплуатации месторождений, устанавливают объекты и систему разработки месторождений, основные положения технологии разработки, определяют максимальный уровень добычи нефти и срок выхода на этот уровень.

В принципиальной и технологической схемах для вновь вводимых в разработку месторождений, устанавливают объекты и систему разработки месторождений, основные положения технологии разработки, определяют максимальный уровень добычи нефти и срок выхода на этот уровень. Определяется соответствующий набор технико-экономических и экономических показателей, оценивается текущая нефтеотдача и обводненность продукции, общие и капитальные удельные вложения, себестоимость, приведенные затраты. В принципиальной схеме отражают общую совокупность систем разработки отдельных крупных объектов разработки, оптимальное распределение капитальных вложений в эти объекты, последовательность их ввода в разработку, общий уровень добычи углеводородов из месторождения и срок выхода на этот уровень. В технологической схеме разработки обосновывается вид воздействия, система заводнения, схема размещения и плотность сетки скважин, оцениваются добывные возможности пластов (эксплуатационного объекта), решаются задачи, связанные с проектированием внешних коммуникаций, мощностей первичной обработки нефти, обустройства промыслов и т. д.

В проекте разработки сопоставляют проектные показатели разработки месторождения, полученные в результате выполнения принципиальной и технологической схем, с фактическими показателями разработки месторождения в начальной стадии; уточняют исходные данные для составления проекта; уточняют и согласовывают с планирующими органами уровень добычи углеводородов из месторождения; изменяют в случае целесообразности и возможности систему и технологию разработки месторождения. В проекте более основательно прорабатывают вопросы эксплуатации скважин, сбора, подготовки и транспорта нефти и газа, мероприятия по охране недр и окружающей среды.

Проект опытно-промышленных работ по испытанию нового метода извлечения нефти из недр содержат, помимо обычных расчетов и решений, касающихся выбора объектов разработки, схемы расположения скважин, технологии воздействия на пласт, также основные результаты исследований, посвященных осуществлению данного нового метода разработки в конкретных пластовых условиях месторождения, для которого составлен проектный документ. Особое внимание уделяется в нем точному определению технологических показателей, чтобы получить достоверные сведения об эффективности испытуемого метода извлечения из недр и сравнить его с традиционными методами разработки. Уточненный проект разработки по содержанию не отличается от обычного, кроме анализа причин несоответствия результатов прежнего проекта результатам фактической разработки, если такое несоответствие имело место.

Методической основой при составлении проектной документации по разработке новых месторождений и повышению эффективности длительно разрабатываемых объектов являются результаты современных теоретических исследований по фильтрации двух- и трехфазных систем в неоднородных пластах и материалы обобщения опыта разработки. Так при проектировании новых месторождений Западной Сибири широко использовался богатый опыт разработки объектов Урало-Поволжья.

Проектный документ на процесс разработки является некоторой моделью, приближенно отражающей действительные условия и процессы, происходящие в недрах. Поэтому фактические и проектные показатели разработки не всегда совпадают. Проектные и фактические показатели сравниваются между собой при анализе состояния разработки месторождений, в исследованиях по авторскому надзору за внедрением технологических схем и проектов разработки и в работах оперативного порядка.

Всего существует три основные группы причин, вызывающих расхождения проектных и фактических показателей.

1. Ошибки в исходных данных при проектировании, обусловленные ограниченным количеством фактического материала, невысокой достоверностью принятых значений параметров пластов, насыщающих их флюидов и т. д. Относительное влияние ошибок этого типа уменьшается по мере накопления дополнительной информации и учета изменения представлений о пласте (объекте разработки) в последующих проектных документах. Практически избежать этих ошибок нельзя. Их можно уменьшить путем совершенствования методов изучения пластов, увеличения количества и качества исходной геолого-промысловой информации.

2. Несовершенство применяемых моделей и расчетов. Избежать полностью этих ошибок даже теоретически нельзя. Никакая модель (математическая, физическая, геологическая, гидродинамическая) не может полностью отразить и учесть реальные природные условия подземного резервуара и сложные условия фильтрации жидкости в неоднородных средах. Точность моделей можно повысить путем:

– унификации существующих методов расчетов и выбора наиболее приемлемых из них для конкретных условий эксплуатационного объекта;

– развитием существующих и созданием новых расчетных методик и методов, наиболее полно учитывающих реальные особенности пласта и условия фильтрации в них жидкостей при различных системах воздействия;

– создания и внедрения более гибких систем разработки, обеспечивающих как возможность полного использования естественной энергии пластов, так и позволяющих без значительных затрат средств и времени осуществлять дополнительные мероприятия по совершенствованию разработки и увеличению коэффициентов извлечения нефти.

3. Организационно-технические причины.

4. Невыполнение или несвоевременное выполнение нефтедобывающими предприятиями рекомендаций проекта, запаздывание сроков (против проектных) разбуривания месторождения, ввода скважин в эксплуатацию, организации системы ППД, отставание с объемами закачки воды при заводнении и др. Эти недостатки объясняются отставанием в обустройстве промыслов, нехваткой буровых станков, отсутствием необходимых мощностей обессоливающих и деэмульсионных установок, некомплектностью насосного оборудования, трудностями транспорта нефти и т. д.

Перечисленные причины играют доминирующую роль на ранних стадиях разработки месторождений. Именно они вызывают существенные отклонения фактических показателей разработки от проектных.

Проектные решения по разработке каждого нефтяного месторождения готовят в нескольких вариантах. Из числа возможных наиболее эффективных выбирают три основных варианта, различающиеся уровнями добычи нефти, нефтеотдачей, материальными, денежными и трудовыми затратами. Указанные варианты могут отличаться системами и технологиями разработки месторождения. Наряду с предлагаемыми в проектном документе описывают также вариант разработки методом, которым разрабатывались ранее аналогичные месторождения. Такой вариант называется базовым. Его используют для сравнения эффективности разработки месторождения с предлагаемым и ранее применявшимся методом. Вариант, наиболее удовлетворяющий решению задачи перспективного развития нефтяной промышленности страны и имеющий лучшие технико-экономические и экономические показатели, принимают к реализации.

Поддержание пластового давления (ППД) заводнением требует использования больших объемов качественной воды. Решение проблемы водоснабжения сводится к изысканию надежного и водообильного источника ( с оценкой запасов и возможных расходов воды), обоснованию качества воды и разработке технологии ее подготовки. Расход закачиваемой воды определяется стадией разработки месторождения ( рис. 10 ).

Рис. 10 Динамика относительного отбора жидкости, нагнетания воды,

потребности в воде ν и нефтеотдачи η во времени (по М.Л.Сургучеву)

1, 1 ́ ́ — соответственно добыча нефти и нефтеотдача при режиме растворенного газа; 2,2́, 3 – соответственно добыча нефти, нефтеотдача и отбор жидкости при заводнении; 4 – потребность в воде при полном возврате сточных вод; 5 – расход нагнетания воды. Штриховка: вертикальная – эффект в добыче нефти от заводнения; косая экономии (возврат) воды

Источники закачиваемой воды могут быть разными. В настоящее время, на различных промыслах используют воды : открытых водоемов (рек, озер, водохранилищ, морей ); грунтовые ( подрусловые и артезианские ); глубинные ( нижних и верхних глубинных водоносных горизонтов); сточные.

Грунтовые воды характеризуются значительным многообразием химического состава (минерализация 100 – 200 мг / л) , небольшим содержанием взвешенных частиц.

Воды открытых водоемов значительно уступают по качеству, содержат большое количество механических примесей ( глины или песка ), особенно в период ливней и паводков, снеготаяния, способны вызвать набухание глин.

Сточные воды состоят в основном из пластовых, добываемых вместе с нефтью, пресных, подаваемых в установки подготовки нефти и ливневых вод. Они минерализованы ( 15 – 3000 г / л ) и обладают хорошими нефтевытесняющими свойствами. Но содержат большое количество эмульгированной нефти, механических примесей, а также диоксида углерода и сероводорода.

Источник воды выбирают на основе данных технико-экономического анализа с учетом технологии водоподготовки.

На месторождениях Татарии и Башкирии используют поверхностные пресные воды. В Азербайджане и на п-ове Мангышлак — каспийскую воду.

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;

· 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 бактерии 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 бактерии 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.

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.

Поддержание пластового давления (ППД) заводнением требует использования больших объемов качественной воды. Решение проблемы водоснабжения сводится к изысканию надежного и водообильного источника ( с оценкой запасов и возможных расходов воды), обоснованию качества воды и разработке технологии ее подготовки. Расход закачиваемой воды определяется стадией разработки месторождения ( рис. 10 ).

Рис. 10 Динамика относительного отбора жидкости, нагнетания воды,

потребности в воде ν и нефтеотдачи η во времени (по М.Л.Сургучеву)

Грунтовые воды характеризуются значительным многообразием химического состава (минерализация 100 – 200 мг / л) , небольшим содержанием взвешенных частиц.

Воды открытых водоемов значительно уступают по качеству, содержат большое количество механических примесей ( глины или песка ), особенно в период ливней и паводков, снеготаяния, способны вызвать набухание глин.

Сточные воды состоят в основном из пластовых, добываемых вместе с нефтью, пресных, подаваемых в установки подготовки нефти и ливневых вод. Они минерализованы (15 – 3000 г / л ) и обладают хорошими нефтевытесняющими свойствами. Но содержат большое количество эмульгированной нефти, механических примесей, а также диоксида углерода и сероводорода.

Источник воды выбирают на основе данных технико-экономического анализа с учетом технологии водоподготовки.

Требования к воде нагнетаемой в пласт меняются в зависимости от :

свойств продуктивного горизонта (пласта);

от его строения и неоднородности ;

от типа закачиваемой жидкости;

от характера решаемых промысловых задач.

невысокое содержание механических примесей;

незначительное содержание эмульгированной нефти;

коррозионная инертность по отношению к напорным и распределительным 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 бактерии 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 бактерии 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

Состав и содержание минеральных солей в воде оценивается по методике

шестикомпонентного анализа на положительные ионы кальция (Ca 2 + ), магния

источник