Способ определения возможности образования солей в попутнодобываемых водах нефтяных скважин
Патент 1164411
Авторы
Классы МПК
Способ определения возможности образования солей в попутнодобываемых водах нефтяных скважин
Иллюстрации
Реферат
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ВОЗМОЖНОСТИ ОБРАЗОВАНИЯ СОЛЕЙ В ПОПУТНОДОБЫВАЕШХ ВОДАХ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН, включающий отбор пробы водонефтяной эмульсии, отделение водной фа.зы и определение рН, отличающийся тем, что,с целью повышения достоверности определения образования солей, перед отделением водной фазы пробу герметизируют и перемешивают до установления фазового равновесия при заданных температуре и давлении, а затем определяют показатель стабильности по следукяцей формуле ,-ПрН-рН„др, где рН. насыщения; йрН - поправка, рассчитываемая по формуле - ipH-e : I -) Г-8 7 +ПГ-Н где n,n,n,,--. , ,n - количество молей газа, нефти и воды в КО системе в условиях измерений и условиях исследуемой точки г-в г-н г-в г-нскважины; К ,К ,К ,К - константы распреде . ления углекислоты в системах газ-вода и 2 газ-нефть в условиях измерений и условиях исследуемой точки.
СОЮЗ СОВЕТСКИХ
СОЦИАЛИСТИЧЕСНИХ
РЕСПУБЛИК
„„SU „„116441 1
4(51) Е 21 В 49 00
ЗГ
13,," аФ%,.
ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ
IIC=pH „b pH p H „ о
r-b н
К +n
apH=Е г г-в г-и о о о где п1 г q< e -
n,n,n количество молей газа, нефти и воды в системе в условиях измерений и условиях исследуемой точки скважины; константы распределения углекислоты в системах ras-вода и гas-нефть в условиях измерений и условиях исследуемой точки, О О гв г< в гн
ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НОМИТЕТ СССР
ПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТНРЫТИЙ (21) 3484974/22-03 (22) 10.08.82 (46) 30.06.85. Бюл. 11 24 (72) Т.M.Ñëåòà, Л.К.Рожкова и С.А.Михайлов (71) Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промьппленности (53) 622,241(088.8) (56) 1. Гаттенбергер 10.П. и Дьяконов В.П. Гидрогеологичес кие методы исследований при pasведке и разработке нефтяных месторождений. М., "Недра", 1979, с. 207.
2. Там же, с. 130-132 (прототип), (54)(57) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ВОЗМОЖНОСТИ ОБРАЗОВАНИЯ СОЛЕЙ В ПОПУТНОДОБЫВАЕММХ ВОДАХ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН, включающий отбор пробы водонефтяной эмульсии, отделение водной фа.— зы и определение рН, о т л и ч аю шийся тем, что,с целью повышения достоверности определения образования солей, перед отделением водной фазы пробу герметизируют и перемешивают до установления фазбвого равновесия при заданных температуре и давлении, а затем определяют показатель стабильности по следующей формуле где рНнп — рН. насыщения; йрН вЂ” поправка, рассчитываемая по формуле
1164411
Изобретение относится к области добычи нефти и может быгь использовано для оценки зоэможности образования отложений карбоната кальция в нефтяных скважинах и пластах. 5
Известен способ определения образования отложений карбоната кальция, включающий отбор на устье скважины проб попутнодобываемой воды, количественный анализ содержащихся 1О в ней ионов и последующее использование полученных данных и сведений о содержанки углекислоты в пластовой нефти для расчета содержания углекислоты в плястовой воде, ее смесях с эакачиваемой водой и теоретичес— кой растворимости карбоната кальция 1).
Недостаток способа — низкая надежность определения образования солей, Наиболее близким к изобретению по технической сущности и достиг-. нутому результату является способ определения образования солей в попутнодобываемых водах нефтяных залежей, включающий отбор пробы водонефтяной эмульсии, отделение водной фазы и определение концентрации ионов водорода рН (21.
ЗО
Реализация известного способа основана ня определении индекса насыщения воды (SI) . Индексом насыщения называется разница между действительным рН воды и рН, при котором вода будет насьпцена карбона- З5 том кальция. Положительное значение индекса насыщения свидетельствует о нестабильности воды, из такой воды может выделяться карбонат кальция.
Стабильная вода характеризуется отрицательным значением SI и может растворить дополнительное количество кярбонята кальция (СяСОя).
Полученные данные используются 45 для расчета индекса насьпцения
SI=рН-рн .
Величина рН насьпцения (рНб) рассчитываетт ся по ур авнению рН =K+pCa+pHCO, 6 где Š— постоянная, величина которой зависит от температуры и минерализации; 55 рСя — отрицательный десятичный логарифм концентрации ионов кальция; рНСΠ— отрицательный десятичный логарифм концентрации гидрокарбонат-ионов.
Недостатком этого метода является отсутствие реальной возможности определения рН воды в пласте и по стволу скважины, поэтому на практике для оценки стабильности попутнодобыва— емых вод в этих точках пользуются значениями рН устьевых проб воды, которые значительно отличаются от истинных значений рН воды, что делает оценку стабильности воды в пласте и скважине весьма приближенной.
Цель изобретения — повьппение достоверности определения образования солей.
Поставленная цель достигается тем, что согласно способу определения образования солей в попутнодобываемых водах нефтяных скважин, включяющему отбор пробы водонефтяной эмульсии, отделение водной фазы и определение рН, перед отделением водной фазы пробу герметизируют и перемешивают до установленного фазового равновесия при заданных температуре и давлении, а затем определяют показатель стабильности по формуле
ПС=рН -ьрН-рН где pH — рН насьпцения (pH<); нас прН вЂ” поправка, рассчитываемая по формуле г rя н
0 д О k О
r-s
П
kr- в арН= Гф
Д К +n,ФО где n,n,n, — количество молей гая ф системе в условиях измерений и в усло» виях исследуемой точки скважины; г-и г-п r-s
К,К,К,К вЂ” константы распределения углекислоты в системах гаэ-вода и гаэ-нефть в условиях измерений и в условиях исследуемой точки.
Поправка h pH представляет собой разность измеренной на поверхности в определенных условиях величины рН (рН ) и величины рН воды в той или иной точке скважины или пласта
О
g рН=рН -pH
11644! 1 1 да дали значения bpH, совпадающие с расчетными.
Способ реализуют следующим образом.
Водонефтяная эмульсия отбирается на устье скважины в герметичный пробоотборник (контейнер), после чего давление в нем с помощью сосуда, работающего по принципу газо1О вой бюретки, приводится к атмосферному (или любому другому, большему
1 атм). После 30 мин перемешивания, необходимого для охлаждения смеси и установления равновесия в системе нефть-гаэ-вода при данной температуре, и 3-5 мин отстаивания водная фаза переводится в герметичную измерительную ячейку, снабженную стеклянным электродом и электродом сравнения. В трубку для перевода жидкости из пробоотборника в ячейку для измерений вмонтирован фильтр, представляющий собой стеклянную трубку с помещенной внутри решеткой; трубка предварительно заполняется ватой или другим материалом, который может отделить воду от нефти. После промывания ячейки двумя— тремя объемами воды производится . измерение рН (рН„ „). По одному из графиков зависимости h pH от обводненности, соответствующему условиям измерения и условиям исследуемой точки, находится величина ДрН .
Значение ДрН в условиях исследу35 емои точки (пласта или скважины) рассчитывается как разность рн=рК,+рт -ра„ „, (2) где рш 0,ра,„ — отрицательные десяС02 тичные логарифмы содержания в воде углекислоты и активности гидрокарбонатиона; рК! — отрицательный десятичный логарифм первой константы дис- социации угольной кислоты, в формулу (1) получаем "=1" -PH =PK Pmâ,-Pgн.п - !,-(3)
Рп сО, Р НсО,.
Поскольку величины рК и коэффициенты активности для интервала температур 15-75 С и давлений 19
200 атм отличаются несущественно, ВОР уравнение 3) упрощается ь pH=pm
I -1 | 0z
Ь m0, pmО = - в. ° ч
Величина m О выражается из уравсо, нения материального баланса для усо ловий измерения (т ) и условий со, в исследуемой точки cKBGKHHbl (m ) со, в "сои
П со г-в 55,56 (5)
„r гь н к в
+ н
K где и — число молей углекислоты со 2 в системе; н B п,,n,р — количество молей газа, нефти и воды; г-g
К,К вЂ” константы распределения углекислоты в системах газвода и -гаэ-нефть.
Уравнение (4 ) после подставки
{5)и простых преобразований приводится к виду г-8 о о ОК о
„ „гв „н <<в .- apH= gg
,Кг я пг к 1 ", пв
Вг-"
С помощью этого выражения была рассчитана зависимость величин АрН от обводненности нефти для различных температур и давлений. Условия измерения для всех случаев принимались одинаковыми, равными г — 1 атм иТ вЂ” 25 С.
Экспериментальные измерения величины рН водной фазы при ступенчатом раэгазировании смесей неразгазированная нефть - пластовая во3
Подстановкой выражения. (2) рН=рН вЂ” BpH вам
Часть водной фазы, отбираемой из пробоотборника, используется для определения концентраций различных ионов, содержащихся в воде, причем содержание ионов Са2 и НСО жела3
15 тельно определять сразу же после отбора пробы воды.
Оценка стабильности воды производится, как и в известном методе, по величине показателя стабильности
50 (индекса насьпцения) ПС=РН РНвас ипи IIC=pH -dpH-pH ивм нас
Величина рН насыщения (рН„или нас
55 рНэ) рассчитывается также в соот-. ветствии с известным методом.
Пример. Величина рНд при давлении 1 атм и температуре 25ОС
1164411
Со =тавитель В. Стрельченко
Техред М. Гергель
Редактор М.Келемеш
Корректор E ..Сирохман
Заказ 4167/31
Тираж 540 Подписное
ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий
113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д. 4/5
Филиал ППП "Патент", r. Ужгород, ул . Проектная, 4 составляет 7,50. Определяем величину рН воды в пластовых условиях (Р-200 атм Т вЂ” 75 С), условиях забоя (P - 100 атм, Т вЂ” 70 С), устья (P - 10 атм, Т - 38 С), если обводненность нефти составляет 857.
По величинам рН 0,88, 0,90, 0,70 находим: рН пластовое 7,50-0,88 6,6.".; рН на забое 7,50-0,90 6,60; рН устьевое 7,50-0,70 6,80.
Использование изобретения позволяет своевременно обнаруживать сква. жины, где возможно образование карбоната кальция, и путем применения ингибиторов солеотложения ликвидировать потери в добыче нефти.