Прогноз отложения сульфатных солей (с учетом содержания стронция) при эксплуатации нефтяных месторождений

УДК 622.276

1 1 3

Т.А. Киреева1, Р.И. Миникаева2, Л.А. Анисимов3

ПРОГНОЗ ОТЛОЖЕНИЯ СУЛЬФАТНЫХ СОЛЕЙ

ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

На основе опыта разработки нефтяного месторождения, находящегося на шельфе Каспийского моря, эксплуатация которого на начальном этапе велась с закачкой в нефтеносные пласты морской воды для поддержания пластового давления (ППД), проведен прогноз отложения сульфатных солей в пластовых условиях. Прогноз сульфатного отложения осуществлен двумя способами: аналитическими расчетами по методу Дж.Е. Оддо и М.Б. Томсона и компьютерным моделированием. Также при прогнозе учитывалось содержание стронция в пластовых водах месторождения, что обычно игнорируется в нефтепромысловой практике. Установлено, что компьютерное моделирование дает более точный прогноз, в частности, значительно расширяет температурные границы выпадения ангидрита. Определение количества потенциально возможных к выпадению сульфатных солей, что возможно при компьютерном моделировании, показало, что масса отлагающихся сульфатов кальция и стронция достаточно велика, что может существенно сократить проницаемость коллектора.

Ключевые слова: разработка нефтяных месторождений, солеотложение, отложение сульфатных солей, компьютерное моделирование химических процессов.

Based on the experience of developing an oil fieled on the Caspian Sea shelf, which was initially operated with injection of seawater into oil-bearing seams to maintain reservoir pressure, a forecast was made for the deposition of sulfate salts in reservoir conditions. The forecast of sulphate deposition is carried out in two ways: analytical calculations by the method of J.E. Oddo and M.B. Thomson and computer modeling. The prognosis took into account the strontium content in the reservoir waters of the deposit, which is usually ignored in oilfield practice. It has been established that computer modeling gives a more accurate prediction, in particular, considerably expands the temperature limits of anhydrite precipitation. The determination of the amount of potentially sulphate salts potentially found in computer simulations has shown that the mass of deposited calcium and strontium sulfates is large enough that it can significantly reduce the permeability of the reservoir.

Key words: development of oil fields, scaling, deposition of sulfate salts, computer modeling of chemical processes.

Введение. Добыча нефти приводит к сильному оборудовании и наземных коммуникациях систе-изменению гидрогеологической среды, являющей- мы сбора и подготовки нефти, т.е. в различных ся вместилищем месторождений нефти. Это связа- видах нефтепромыслового оборудования, а также в но с тем, что для эффективной разработки залежей породах коллектора. Накопление солей осложняет используют различные системы поддержания пла- добычу нефти, приводит к порче дорогостоящего стового давления (ППД), в основном закачку «до- оборудования, трудоемким ремонтным работам, бавочных» вод в пластовую систему, что нарушает а в итоге к значительному недобору и потерям сложившееся гидрохимическое равновесие, потому нефти, поэтому солеотложение является одним из что закачиваемые и пластовые воды существенно наиболее тяжелых последствий заводнения. Прак-отличаются по химическому составу. В результа- тически везде, где добывают нефть, фиксируются те можно вызвать целый комплекс техногенных реальные факты солеотложения либо существует процессов: коррозию подземного оборудования, угроза его проявления. Поэтому прогноз, конт-растворение минералов коллектора, образование роль и предупреждение солеотложения являются различных газов, чаще всего сероводорода и угле- важнейшими задачами нефтегазопромысловой кислого газа, а также солеотложение. гидрохимии.

Солеотложение — отложение твердых осадков В составе неорганических солей, как на неф-

неорганических веществ, накапливающихся на тяных, так и на газовых промыслах, преобладают стенках скважин и подъемных труб, в насосном сульфаты кальция (в основном гипс СаSO4 2Н20

1 Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова, геологический факультет, кафедра гидрогеологии, доцент, канд. геол.-минерал. н.; e-mail: ta_kireeva@mail.ru

2 ГУП МО «Экосистема», вед. гидрогеолог; e-mail: mainna26@mail.ru

3 Филиал «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ВолгоградНИПИморнефть», гл. науч. с., докт. геол.-минерал. н.; e-mail: l_anisimov@ yahoo.com

и ангидрит Са804), карбонат кальция (кальцит СаС03) и хлорид натрия (галит №С1). Помимо названных минералов, в некоторых нефтегазоносных регионах выпадают сульфат бария (барит Ва804), сульфат стронция (целестин 8гё04) и карбонат магния (магнезит МgС03). Осадки редко представлены чистыми минералами, чаще их смесью. Кроме того, наряду с основными компонентами практически всегда присутствуют продукты коррозии (оксиды, гидроксиды, сульфиды и карбонаты железа), кремнезем, а также органические вещества (асфальтены, парафины и смолы) [Кащавцев, Мищенко, 2004]. В нефтепромысловой практике чаще всего приходится иметь дело с осадками труднорастворимых сульфатов и карбонатов двухвалентных металлов, причем если отложения карбонатных солей достаточно легко удаляются солянокислой обработкой, то удаление сульфатных солей весьма затруднительно. Отложения же таких солей, как барит и целестин, являются практически неуда-ляемыми (не растворяются даже в разбавленных кислотах), и их образование в значительных количествах может привести к потере скважины. Из этого следует важность прогноза возможного отложения именно этих минералов.

Главный источник выделения солей — попутная вода, т.е. вода, добываемая совместно с нефтью, которая представляет собой смесь пластовой и закачиваемой воды с примесью техногенных жидкостей. Ее химический состав постоянно меняется по мере выработки запасов нефти, что обусловливает многообразие и изменчивость состава солевых отложений во времени.

Для предупреждения образования отложений неорганических солей в скважинах применяются различные химические методы ингибиторной защиты поверхности нефтепромыслового оборудования. Однако применение ингибиторов, во-первых, достаточно затратно, а во-вторых, не всегда помогает полностью предотвратить со-леотложение. Поэтому первостепенная задача нефтеразработки — прогноз возможных видов отложения неорганических твердых осадков в условиях применяемого вида ППД.

Таким образом, эффективность мер борьбы с солеотложением при добыче нефти зависит от эффективности прогноза возможного отложения солей, а для этого необходимо понимание физико-химических процессов и причин, вызывающих образование и отложение солей в различных условиях залегания нефти и разработки нефтеносных пластов. Решение этой задачи в свою очередь невозможно без установления точного химического состава смешивающихся вод, химического состава вмещающих пород и термобарических пластовых условий. Все эти данные используются для прогноза возможного солеотложения различными расчетными методами, позволяющими оценить стабильность растворов в пластовых условиях.

Причины образования минеральных осадков.

Образование различных твердых минеральных соединений в промысловой практике обусловлено разными причинами, к основным из них относятся: 1) формирование перенасыщенных растворов в смеси пластовой и закачиваемой воды (смешение несовместимых вод); 2) изменение термобарических условий (снижение температуры и давления при подъеме и транспортировке продукции).

В первом случае в фильтрационных каналах продуктивных пластов выпадают сульфаты кальция, стронция и бария, реже — карбонаты кальция и магния. Во втором случае обычно выпадают карбонаты кальция и магния, что связано со снижением парциального давления углекислого газа, необходимого для поддержания карбонатного равновесия. Из концентрированных хлоридных рассолов возможно выпадение галита при снижении температуры растворов при подъеме жидкости к поверхности.

Образование же сульфатных солей незначительно зависит от изменения Р- Т условий. Так, в диапазоне температуры 0—80 °С растворимость сульфата кальция изменяется в пределах 1,7— 2,15 г/л, с максимумом при температуре 40 °С. И только при повышении температуры выше 100 °С его растворимость заметно снижается. Следует отметить, что при температуре <50 °C сульфат кальция откладывается в виде гипса, а при более высокой температуре — в виде ангидрита. Также невелика зависимость растворимости сульфатов кальция от давления. При давлении <50 МПа его увеличение на 10 МПа приводит к увеличению растворимости всего на 7%, и только при увеличении давления до >50 МПа растворимость сульфатов кальция резко возрастает.

Тем не менее резкое падение давления, а также повышение температуры выше 80 °С или снижение ниже 30 °С могут вызвать перенасыщение растворов. В процессе разработки нефтяных месторождений с закачкой поверхностной воды температура залежей уменьшается. Если начальная пластовая температура залежей составляет <40 °С, то охлаждение от закачиваемой воды может вызвать отложение гипса. Повышение температуры выше 50 °С способствует отложению ангидрита, что происходит в призабойной зоне добывающих скважин вследствие проявления дроссельного эффекта, особенно от нагрева погружных двигателей и кабелей.

И тем ни менее образование сульфатов кальция, стронции и бария связано прежде всего с пересыщением раствора солеобразующими ионами, что происходит при смешении «несовместимых» вод. Такими «несовместимыми» водами являются поверхностные (речные, озерные, морские) воды и пластовые рассолы. В последних, в силу особенностей формирования, мало сульфатов (и-10—и-100 мг/л), в океанической же воде содер-

жание 804-2 составляет 2500 мг/л, а в речных и озерных водах — «-100 мг/л. При этом в подземных рассолах с ростом минерализации происходит прогрессивное накопление Са+2, доходящее до 10 000—15 000 мг/л в рассолах с минерализацией 200—250 г/л. Внесение «лишнего» сульфат-иона в рассолы, содержащие много иона Са+2, приводит к осаждению гипса по реакции:

№2804+ СаС12 + 2Н2О = Са804 2Н2О+ 2№С1.

4

Ч

4

В пластовых условиях при температуре >50 °С по аналогичной реакции происходит отложение ангидрита.

Также в пластовых рассолах происходит накопление хлоридов бария и стронция, так как барий и стронций являются геохимическими аналогами кальция, поэтому по аналогичным реакциям возможно образование малорастворимого целестина и практически нерастворимого барита. Растворимость барита и целестина настолько мала (2,3-10-5 и 1,4-10-3 г/л соответственно), что наличие в попутных и пластовых водах даже очень малого количества ионов Ва2+ и 8г2+ указывает на явную возможность выпадения сульфатов этих металлов при увеличении в водах содержания 8042-.

Вместе с тем в настоящее время разрабатывающие организации содержание этих элементов практически никогда не определяеют при химических анализах воды и никак не учитывают при прогнозах. Однако известно, что при содержании стронция в океанической воде в количестве -5,5 мг/л, а в пресных водах в количестве «-0,1—«-10 мг/л его содержание прогрессивно увеличивается с увеличением минерализации, доходя до «-100 мг/л в рассолах (табл. 1). Это связано с тем, что, являясь геохимическим аналогом кальция, стронций также накапливается в глубинных хлоридно-кальциевых (ХК) рассолах (по В.А. Сулину) с ростом их минерализации. Это хорошо видно из табл. 1, в которой показано, что в пластовых водах различных нефтяных месторождений, представленных ХК рассолами с минерализацией от 76,7 до 248, 8 г/л и содержащих от 2,3 до 10,3 г/л Са2+, присутствует также 8г2+ в количестве 126—480 мг/л.

Отсутствие устойчивой связи между содержанием 8г2+ от Са2+ (на что указывает разброс значений отношения Са:8г) не позволяет на данном

этапе внести «поправочный коэффициент» на содержание стронция от содержания кальция и таким образом учитывать его в методах прогноза. Безусловно, это отношение должно быть связано с литологией коллектора, т.е. оно будет различным для карбонатных и терригенных пород и требует отдельного исследования. Однако из данных табл. 1 видно, что при увеличении минерализации растворов отношение Са:8г уменьшается, т.е. относительное содержание стронция возрастает.

Наша же задача заключалась в том, чтобы указать на значимую роль отложения стронция при использовании сульфатных вод (особенно морских) для ППД, так как возможность отложения сульфатов стронция и бария не учитывается в «стандартных» прогнозах солеотложения, в которых используются данные о содержании только макрокомпонентов (Са2+ и Mg2+).

Постановка задачи. Исследование влияние сульфатного солеотложения было проведено для пластовых вод нефтяного месторождения им. Ю. Корчагина, расположенного на шельфе северной части Каспийского моря, в 180 км от Астрахани и в 240 км от Махачкалы. Месторождение им. Ю. Корчагина было открыто в 2000 г. и введено в эксплуатацию в 2010 г. В 2000—2003 гг. на месторождении пробурены скважины Широтная-1, -2 и -3 с забоями 2500, 2020 и 2000 м соответственно. Скважина Широтная-1 вскрыла терригенные отложения триаса, скважины Широтная-2 и 3 — терригенные отложения средней юры.

Всего на месторождении выявлено 6 залежей: газовая — в палеогеновых отложениях, газокон-денсатные — в альбском, аптском, келловейском ярусах; нефтегазоконденсатные — в неокомском надъярусе и волжском ярусе.

В районе месторождения им. Ю. Корчагина на дислоцированных триасовых терригенных образованиях залегают карбонатно-терригенные отложения платформенного чехла общей толщиной свыше 2400 м [Вопросы геологии..., 2007]. Платформенный чехол включает в себя отложения юрской, меловой, палеогеновой, неогеновой и четвертичной систем. Месторождение в тектоническом плане расположено на южном склоне морского продолжения кряжа Карпинского, в пределах Карпинско-Мангышлакской системы

Таблица 1

Содержание стронция в природных водах

Объект Глубина, м М, г/л Са2+, мг/л 8г2+, мг/л Са:8г

Океанская вода 35 400 5,5 72,8

Площадь Заманкул (Дагестан) 2510-2515 80,5 2300 130 17,7

Площадь Широтная, скважина 2 (Прикаспий) 1588-1610 76,7 4308 126 34,2

Площадь Памятная (Прикаспий) 2604-2708 241,1 19700 480 41,0

Арланское месторождение 1402-1513 248,8 10293 255,6 40,3

поднятий и входит в Ракушечно-Широтную зону поднятий.

Мы изучили возможность сульфатного со-леотложения при эксплуатации нефтегазокон-денсатной пластовой сводовой залежи в неоком-ских отложениях, приуроченной к ловушке структурно-тектонического типа. Размеры залежи 20,25x4,50 км, этаж нефтеносности 19,9 м, этаж газоносности 101,7 м. Вмещающие породы представлены песчаниками и алевролитами полимик-тового состава. Покрышкой залежи в неокомских отложениях служит толща аптских глин. В скважине Широтная-2 толщина покрышки над залежью неокома составляет 61,8 м.

Водоносный нижнемеловой комплекс представлен терригенными отложениями мощностью 300—350 м, содержит залежи углеводородов (УВ). Из пластов, имеющих проницаемость 0,2635 и 1,084 мкм2, получены притоки воды с дебитом 30,7 и 183,4 м3/сут. соответственно. Вода имеет плотность 1,06 г/см3 и минерализацию 75,2 г/л.

Водоносный комплекс повсеместно развит на площади района. В нем выделяют водоносные горизонты: нижнеаптский, готеривский, баррем-ский. Отложения альба и апта на месторождении им. Ю. Корчагина не испытывались, по геофизическим данным они характеризуются как газоносные. В скважине Широтная-2 опробованы отложения газоносной, нефтеносной и водоносной частей пласта

Водоносная зона испытана в интервале 1588— 1610 м (неокомский резервуар, К^г^). Получен фонтанный приток воды (ХК типа). По величине минерализации, значению рН, соотношению основных компонентов солевого состава и содержанию йода и брома проанализированные пробы воды соответствуют пластовым водам из опробованных отложений и имеют следующую формулу химического состава:

С1988042

(Na+K)79Ca16Mg5

В начале эксплуатации для ППД использовалась воды Каспия, затем при существенном обводнении скважин появилась возможность использовать попутные воды

Учитывая, что на рассматриваемом месторождении пластовые воды представлены рассолами, содержащими ионы Са2+, Mg2+ и, вероятно, 8г2+ и Ва2+, а содержание сульфатов составляет около 1000 мг/л (в то время как морские воды, используемые для ППД, содержат почти в 3 раза больше сульфатов, табл. 2), отложение сульфатных солей было весьма вероятно.

В дополнение к макрокомпонентному составу пластовых вод месторождения (и пластовых вод пл. Памятная) на кафедре геохимии геологического факультета МГУ имени М.В. Ломоносова было проведено определение содержания микрокомпонентов Ва2+ и 8г2+. Определение микрокомпонентного состава выполнено методом 1СР-М8 на масс-спектрометре «ELEMENT2» высокого разрешения с ионизацией в индуктивно-связанной плазме. Пределы обнаружения элементов при использовании метода составляют 0,01 мкг/л. В результате было установлено, что барий в водах отсутствует, а содержание 8г2+ достаточно велико (табл. 1).

Прогноз сульфатного солеотложения аналитическим методом. Одним из наиболее распространенных методов решения проблемы прогнозирования отложений сульфатных солей, как показывает промысловая практика, является метод Дж.Е. Оддо и М.Б. Томсона [Гидрохимические методы анализа..., 2007]. Согласно этому методу оценку возможного выпадения сульфатных солей в нефтяных и газовых скважинах предлагается осуществлять по

Таблица 2

Химический состав и термодинамические параметры пластовых и закачиваемых поверхностных вод

Содержание компонента (мг/л), термодинамические и химические параметры растворов Пластовая вода нижнемелового водоносного горизонта (скважина Широтная-2) Вода Каспийского моря

С1- 46088,9 5246,6

8042- 1202,4 2906,5

НС03- 183,05 213,6

СО32- - -

Са2+ 4368,7 320,6

Mg2+ 753,5 778,2

№+ + К+ 24 094,5 3051,0

8г2+ 126,0 2,1

М, г/дм3 76,8 12,5

Т, °С 78,8 20

Р, бар 16,86 1

Формула ионного состава С197 8042,5НС03 0,5 №83 Са15 Mg2 С170 80429 НС03 1 №62 Mg30 Са8

индексу насыщения, определяемому по следующей формуле:

где Б1 — индекс насыщения (выпадение солей предполагается при £Т>0); [К?+\[Лп2~\ — произведение молярных концентраций в растворе со-леобразующих катиона и аниона соответственно; К — константа произведения растворимости при равновесном состоянии, при вычислении которой учитываются температура, давление, ионная сила раствора и эмпирические коэффициенты, взятые из справочных данных [Кащавцев, Мищенко, 2001].

По этому методу можно рассчитать стабильность растворов при различных значениях температуры, пластового давления, ионной силы раствора и содержания солеобразующих ионов. Основной недостаток метода — он не учитывает влияние вмещающей породы, которая сама может быть поставщиком солеобразующих катионов (Са2+, Mg2+, 8г2+, Ва2+) и анионов (С032-, 8042-), а также содержание элементов в виде комплексных соединений. Кроме того, он дает лишь качественную, а не количественную оценку прогноза сульфатного солеотложения.

Для прогноза сульфатного солеотложения на нефтегазовом месторождении им. Ю. Корчагина был рассчитан индекс насыщения воды неоком-ского надъяруса ангидритом, целестином и гипсом при выбранном варианте заводнения, т.е. закачке морской воды. Расчеты сделаны для пропорций смесей, применяемых обычно в производственной практике, т.е. с шагом 10%. Химические составы

растворов, используемых в расчетах, приведены в табл. 2.

Исходя из того что морская и пластовая воды имеют существенно разную температуру (20 и 78,8 °С соответственно) были рассчитаны значения температуры для каждой пропорции смешения (табл. 3). Величину температуры необходимо было учитывать при прогнозе отложения сульфатов кальция, так как при температуре ниже 50 °С он откладывается в виде гипса, а при более высокой температуре — в виде ангидрита. Для отложения целестина величина температуры в данных интервалах значений несущественна. При расчете индекса насыщения смешивающихся вод ангидритом, целестином и гипсом по формуле Дж.Е. Оддо и М.Б. Томсона учитывалось изменение содержания компонентов, общей минерализации и температуры раствора от пропорций смешения. Значения ионной силы в зависимости от пропорций смешения приведены в табл. 4. Давление принималось равным пластовому. Результаты расчетов представлены в табл. 5, 6 и 7.

Анализируя данные табл. 5, можно прийти к выводу, что ни при каких пропорциях смешения гипс не выпадает, так как везде Б1 < 0.

Из данных табл. 6 можно сделать вывод, что при 80 °С возможно выпадение ангидрита при всех пропорциях смешения, а максимальное значение Б1 имеет при соотношении 30:70 пластовой и закачиваемой воды соответственно. Вероятно, этому соответствует и максимальное солеобра-зование. Также выпадение ангидрита возможно при аналогичной пропорции смеси при 70 °С. С возрастанием температуры выпадение ангидрита увеличивается, что соответствует гидрохимическим

Таблица 3

Значения температуры (С) для каждой пропорции смешения

Пластовая вода Морская вода Пропорции смешения*

90/10 80/20 70/30 60/40 50/50 40/60 30/70 20/80 10/90

78,8 20 73,1 67,2 61,3 55,4 49,5 43,6 37,7 31,8 25,9

* В пропорции смешения первая цифра соответствует содержанию пластовой воды.

Таблица 4

Значения ионной силы раствора для каждой пропорции смешения

Компонент, мг-экв/л Пластовая вода 100% Морская вода 100% Пропорции смешения*

90/10 80/20 70/30 60/40 50/50 40/60 30/70 20/80 10/90

С1- 1300 148 1184,8 1069,6 954,4 839,2 724 608,8 493,6 378,4 263,2

№++К- 1048,05 132,65 956,51 864,97 773,43 681,89 590,35 498,81 407,27 315,73 224,19

8042- 28,05 60,55 31,3 34,55 37,8 41,05 44,3 47,55 50,8 54,05 57,3

Са2+ 218 16 197,8 177,6 157,4 137,2 117 96,8 76,6 56,4 36,2

Mg2+ 62 64 62,2 62,4 62,6 62,8 63 63,2 63,4 63,6 63,8

НС03- 3 3,5 3,05 3,1 3,15 3,2 3,25 3,3 3,35 3,4 3,45

1,36 1,24 1,12 1,00 0,88 0,76 0,64 0,52 0,40 1,36 1,24

* См. примечание к табл. 3.

Таблица 5

Значения величины индекса стабильности (57) от параметров смешения растворов при прогнозе выпадения гипса

Температура смеси, °С Пропорции смешения*

90/10 80/20 70/30 60/40 50/50 40/60 30/70 20/80 10/90

20 -0,34 -0,32 -0,29 -0,28 -0,28 -0,27 -0,25 -0,29 -0,42

30 -0,36 -0,34 -0,31 -0,30 -0,29 -0,28 -0,26 -0,29 -0,42

40 -0,38 -0,35 -0,32 -0,31 -0,30 -0,28 -0,27 -0,29 -0,42

См. примечание к табл. 3.

Таблица 6

Значения величины индекса стабильности (57) от параметров смешения растворов при прогнозе выпадения ангидрита

Температура, °С Пропорции смешения*

90/10 80/20 70/30 60/40 50/50 40/60 30/70 20/80 10/90

50 -0,26 -0,25 -0,24 -0,24 -0,25 -0,25 -0,24 -0,27 -0,38

60 -0,16 -0,15 -0,13 -0,13 -0,13 -0,13 -0,11 -0,14 -0,25

70оС -0,06 -0,04 -0,02 -0,02 -0,02 -0,01 0,01 -0,01 -0,12

80оС 0,05 0,06 0,09 0,09 0,10 0,11 0,13 0,12 0,02

* См. примечание к табл. 3.

Таблица 7

Значения величины индекса стабильности (5/) от параметров смешения растворов при прогнозе выпадения целестина

Температура смеси, °С Пропорции смешения*

10/90 20/80 30/70 40/60 50/50 60/40 70/30 80/20 90/10

20 -0,02 0,06 0,14 0,22 0,28 0,37 0,47 0,58 0,69

30 0,00 0,08 0,16 0,24 0,30 0,39 0,50 0,61 0,73

40 0,02 0,10 0,18 0,27 0,33 0,43 0,53 0,64 0,77

50 0,05 0,13 0,21 0,30 0,36 0,46 0,57 0,68 0,81

60 0,08 0,16 0,24 0,33 0,40 0,50 0,61 0,73 0,86

70 0,11 0,19 0,28 0,37 0,44 0,54 0,65 0,78 0,91

80 0,15 0,23 0,32 0,41 0,48 0,59 0,70 0,83 0,96

* См. примечание к табл. 3.

особенностям этого соединения — уменьшению растворимости при возрастании температуры.

Из данных табл. 7 можно заключить, что целестин, образование которого не учитывается в стандартном прогнозе сульфатного солеотложе-ния, выпадает в данном случае из раствора при всех пропорциях смешения. Это согласуется с его меньшей растворимостью по сравнению с гипсом и ангидритом.

Как уже указывалось, этот метод прогноза, широко используемый в нефтепромысловой практике, имеет достаточно существенный недостаток — он не позволяет учесть влияние породы, т.е. ее возможное растворение с переходом в раствор солеобразующих ионов. Кроме того, он дает только качественную оценку события, т.е. возможность (или невозможность) выпадения соли, никак не оценивая ее количество.

Прогноз сульфатного солеотложения по результатам компьютерного моделирования. Дополнить аналитические расчеты позволяют методы термодинамического моделирования геохимических процессов [Борисов, Шваров, 1992]. В нашей

работе для прогноза сульфатного солеотложе-ния использован один из наиболее современных методов компьютерного термодинамического моделирования с использованием программного комплекса НСИ, разработанного Ю.В. Шваровым (кафедра геохимии МГУ имени М.В. Ломоносова). НСИ представляет собой модель, объединяющую динамику массопереноса и имитацию кинетики химических реакций через последовательность равновесных состояний систем (так называемый равновесно-динамический подход) [Шваров, 1999]. Программа позволяет рассчитать состав смешивающихся вод и возможное образование твердых осадков в широком диапазоне Р— Т условий и при учете взаимодействия с породой.

При моделировании осаждения ангидрита и целестина в модели задавалось 9 элементов: С, Са, С1, Н, М§, О, 8г и 8. В водном растворе задавалось 40 соединений: Н2О, Н+, ОН-, СО32-, НСО3, О2, Н2, 82-, 82О32-, 8О2, 8О3, ШО3, 8О42-, ШО4", С1-, №+, №ОН, №СО3", №С1, №НСО3, Ш8О42-, Mg2+, MgCO32-, MgHCO3-, MgOH+, MgSO42-, Mga+, Mga2, MgOHa, Са2+, СаОН+,

CaCO3, CaHCO+, CaSO, CaCl+, CaCl

J3

4'

a2'

0,02-1

0

и а U

1 I

0,015-

0,01-

0,005 "

0

-0,005 -

1,85Е-02

Sr2+, SrCO3, SrHCO3, SrCl+. В модели задавались две твердые фазы — ангидрит (CaSO4) и целестин (SrSO4).

Расчеты можно проводить по схеме статического и динамического смешения («проточного реактора») [Гричук, 2000]. При использовании схемы статического смешения с каждым шагом меняются лишь пропорции смесей, причем результат не зависит от предыдущих расчетов. Суть схемы «проточного реактора» заключается в том, что в каждый следующий «реактор» поступает раствор из предыдущего, к которому добавляется определенное количество нового раствора. Таким образом, мы получаем модель, более точно описывающую химические процессы, происходящие в природе при смешении различных вод в пласте. При смешении задавался шаг 5%, т.е. к пластовой воде добавлялось по 5% закачиваемой воды.

Результатом решения задачи смешения стали графики изменения состава системы при динамическом смешении (рис. 1 и 2). Р— Т условия принимались пластовыми.

На рис. 1 первая точка отвечает 100%-ной закачиваемой поверхностной воде Каспия. При добавлении 5% пластовой воды в растворе наблюдается пересыщение по ангидриту. Дальнейшее добавление пластовой воды также дает пересыщение раствора. Максимальное значение выпадения ангидрита наблюдается в 17-м реакторе (что соответствует содержанию 80% пластовой воды в смеси) и составляет 0,0185 моль/л (2,5 г/л). Дальнейшие добавки также дают пересыщение раствора, однако величина эффекта постепенно убывает.

На рис. 2 первая точка отвечает 100%-ной закачиваемой поверхностной воде Каспия. При добавлении 5% пластовой воды, в растворе наблюдается пересыщение по целестину. Дальнейшее добавление пластовой воды также дает пересыщение раствора. Максимальное значение выпадения целестина наблюдается в 3-м реакторе и

8 9

—I—I—I—I—I—I—I—I—I—I—I—I—

10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21

Номер реактора

Рис. 1. Результаты расчета выпадения ангидрита при динамическом смешении

составляет 1,56-10-3 моль/л (0,29 г/л). Дальнейшие добавки также дают пересыщение раствора до 10-го реактора (что соответствует 55% закачиваемой воды в смеси), затем отложение целестина прекращается.

Результаты термодинамического моделирования не только подтвердили возможное выпадение ангидрита и целестина из раствора при смешении закачиваемых морских вод Каспия и пластовых рассолов, но также позволили оценить количество выпадающих солей. В сумме из 1 л смеси максимально может выпасть 2,79 г солей, что кажется незначительной величиной, однако, если учесть объем закачиваемых вод, то суммарный эффект может быть весьма существенным.

Расчет количества солей, которое может отложиться в пласте, по результатам компьютерного моделирования. Обычно при площадном заводнении требуется 10—15 м3 воды на 1 т добытой нефти (иногда до 25—30 м3). При законтурном и внутри-контурном заводнении расход воды значительно меньше и составляет в среднем от 1,5 до 2 м3 на

1 т нефти. Тем не менее объем закачки при рентабельной добыче не может быть менее 60 т/сут.

Таким образом, возможное отложение, например, ангидрита в пласте может составлять (при его максимальном выпадении): 2,5 г/л • 60 000 л/сут=

= 150 000 г/сут, т.е. 150 кг/сут.

Рис. 2. Результаты расчета выпадения целестина при динамическом смешении

О

ся

1,56Е-03

4 ♦ ♦ Ф Ф

9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 Номер реактора

Целестина при максимальном выпадении образуется: 0,29 г/л • 60 000 л/сут =17 400 г/сут, т.е. 17 кг/сут. Эта масса, хотя почти в 10 раз меньше количества выпадающего ангидрита, но достаточно велика. Напомним, что расчет приведен для рассолов невысокой минерализации (около 80 г/л). С увеличением минерализации и содержания кальция аналогично будет возрастать и содержание стронция. Такое количество выпадающих сульфатных солей может существенно сократить поровое пространство коллектора.

Снижение проницаемости коллектора из-за сульфатного солеотложения. Приведем расчет изменения коэффициента проницаемости терриген-ного коллектора на примере выпадения ангидрита и целестина.

Проницаемость пористой среды определяется радиусом поровых каналов (средний размер радиуса пор коллектора 2 мкм), а связь между ними выражается формулой (преобразованная формула Козени—Кармана):

г02 = 8к/т,

где г — радиус поровых каналов, к — коэффициент проницаемости; т — пористость породы, отсюда

к = Лт/8.

Выпадение солей по результатам проведенного моделирования доходит до 2,5 г/л ангидрита и 0,29 г/л целестина, что составляет 0,84 см3 сульфата кальция и 0,07 см3 сульфата стронция на 1 дм3 породы при плотности ангидрита 2,96 г/см3 и целестина 3,96 г/см3, в сумме 0,91 см3. Средняя пористость песчаников неокомского коллектора 22%, значит, объем пор в 1 дм3 породы — 0,22 дм3. При выпадении из раствора 0,91 см3 ангидрита и целестина можно считать, что объем порового пространства условно уменьшится на эту величину и будет равен 0,219 дм3, что составляет 1% от первоначального значения.

Если считать, что объем порового канала выражается как объем цилиндра, радиус которого — средний радиус пор (г), а высота (И) — длина блока породы — 1 дм (1-107 мкм), то

¥п = лт^И = 1,2-108 мкм3.

Допустим, что объем пор уменьшится на 1%, как и весь объем порового пространства, следовательно, он станет равным приблизительно 1,18-108 мкм3, откуда радиус поровых каналов станет равным 1,94 мкм.

Итак, коэффициент проницаемости до выпадения ангидрита и целестина приближенно можно рассчитать по формуле

к = 24,22/8 = 0,11 мкм2, а после выпадения солей

к = 1,944,219/8 = 0,1 мкм2.

Значит, коэффициент проницаемости снизился приблизительно на 0,01 мкм2, что на 9,1% меньше начального.

Выводы. 1. Сравнение результатов прогноза выпадения ангидрита в пластовых условиях двумя методами — аналитическим расчетам по Дж.Е. Оддо и М.Б. Томсону и компьютерным моделированием по программе НСИ — показало сходимость результатов, т.е. при пластовой температуре (-80 °С) ангидрит выпадает при всех пропорциях смешения.

2. Результаты прогноза отложения целестина аналитическим методом и методом термодинамического компьютерного моделирования различались. Так, аналитический расчет показал вероятность выпадения целестина в пластовых условиях при всех пропорциях смешения, а компьютерное моделирование показало возможность его выпадения до содержания в смеси 55% пластовой воды. При дальнейшем увеличении содержания пластовой воды в смеси отложение целестина прекращается.

3. Компьютерное моделирование позволило рассчитать количество сульфатных солей, которые могут выпадать из 1 л раствора: максимально 2,5 и 0,29 г для ангидрита и целестина соответственно.

4. С учетом минимального объема закачиваемой воды (60 т/сут), который необходим для рентабельной добычи, масса образующихся в пласте солей может составлять 150 кг/сут для ангидрита и 17 кг/сут для целестина.

5. Расчет снижения проницаемости коллектора, проведенный с использованием преобразованной формулы Козени—Кармана, показал, что отложение ангидрита и целестина может снизить проницаемость на 9,1%.

6. Определение содержание стронция в пластовых водах месторождения показало, что его содержание существенно (126 мг/л) даже при невысокой минерализации (76,8 г/л) пластовых вод и вносит определенный вклад в сульфатное солеотложение.

7. Рекомендуется определять содержание со-леобразующих микрокомпонентов 8г и Ва в пластовых водах нефтяных месторождений, если они представлены хлор-калиевыми рассолами высокой минерализации.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Борисов М.В., Шваров Ю.В. Термодинамика геохимических процессов. М.: Изд-во Моск. ун-та, 1992. 256 с.

Вопросы геологии и перспективы нефтегазонос-ности Нижнего Поволжья и Каспийского моря / Под ред. А.М. Репей. Волгоград, 2007. 44 с.

Гидрохимические методы анализа и контроля разработки нефтяных и газовых месторождений. М.: ГЕОС, 2007. 244 с.

Гричук Д.В. Термодинамические модели субма-ринных гидротермальных систем. М.: Научный мир, 2000. 301 с.

Кащавцев В.Е., Мищенко И.Т. Солеобразование при добыче нефти. М.: Орбита, 2004. 426 с.

Кащавцев В.Е., Мищенко И.Т. Прогнозирование и контроль солеотложений при добыче нефти: Учебное пособие. М.: Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2001. 134 с.

Шваров Ю.В. Алгоритмизация численного равновесного моделирования динамических геохимических процессов // Геохимия. 1999. № 6. С. 646—652.

Поступила в редакцию 16.11.2016