Способ определения возможности образования солей в попутнодобываемых водах нефтяных скважин Советский патент 1985 года по МПК E21B49/00 

1 Изобретение относится к области добычи нефти и может быть использов ко для оценки возможности образования отложений карбоната кальция в нефтяных скважинах и пластах. Известен способ определения образования отложений карбоната кальция, включающийотбор на устье сква жины проб попутнодобываемой воды, количественный анализ содержащихся в ней ионов и последующее использов ние полученных данных и сведений о содержании углекислоты в пластовой нефти для расчета содержания углекислоты в пластовой воде 5 ее смесях с закачиваемой водой и теоретической растворимости карбоната кальция pic Недостаток способа - низкая надежность определения образования со лей. Наиболее близким к изобретению по технической сущности и достиг-, нутому результату является способ определ-шния образования солей в пощгтнодобываемых водах нефтяных зале жей, включающий отбор пробы водонеф тяной эмульсии, отделение водной фазы и определение концентрации ионов водорода рН 2j , Реализация известного способа основана на определении индекса на Спщения воды (Sl). Индексом насыщения назьшается разница между 1,ействктельньм рН воды и рН, при котором вода будет насьщена карбон том кальция, Поло5кительное значени индекса насьщения свидетельствует о нестабильности воды, из такой вод мелеет выделяться карбонат кальция. Стабильная вода характеризуется от рицагельньа-s значением SI и может р створить дополнительное количество карбоната кальция (СаСО). Полученные данные используются для расчета индекса насыщения SI pH-pH. Величина. рН насыщения (рН) рассчитьшается по уравнению рНд К4-рСа+рНСО, где К - постоянная,величина которой зависит от температуры н ми нерализации ; рСа - отрицательный десятичный л гарифм концентрации ионов кальция; pHCOj - отрицательный десятичный логарифм концентрации гидрокарбонат-ионов . Недостатком зтого метода является отсутствие реальной возможности определения рН воды в пласте и по стволу скважины, позтому на практике для оценки стабильности попутнрдобываемых 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,включающему 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 ,-№Н-рН,, где рН (.-рН насыщения (рН) ; арН - поправка, рассчитьшаемая по формуле n. П К-%П г «° В- к где п ,п,п , - количество молей гап ,п ,0® за, нефти и воды в системе в условиях измерений и в усло:г ВИЯХ исследуемой -о о . ,, точки скважины; V I/- / ТлГ-Н К jK ,К ,К - константы распределения углекислоты в системах газ-вода и газ-нефть в условиях измерений и в условиях исследуемой точки. Поправка ЛрН представляет собой разность измеренной на поверхности в определенных условиях величины рН (рН) и величины рН воды в той или иной точке скважины или пласта (рн дрН рН°-рн

Подстановкой выражения (2)

,+pm -pa

(2)

исо.

где pm отрицательные деся тичные логарифмы содержания в воде углекислоты и активности гидрокарбонатиона;

pKj - отрицательный десятичный логарифм первой константы диссоциации угольной кислоты,

в формулу (1) получаем

l.H pH-pH pt(,,.-(3)

,Поскольку величины pKj и коэффициенты активности для интервала температур 15-75 С и давлений 1200 атм отличаются несущественно,, уравнение (З) упрощается лpH pmguв Шгс . lg ГГ- .

.в

га

Величина m

выражается из уравCOz

нения материального баланса для. условий измерения ( ) и условий исследуемой точки скважины (т )

со.

со.

55.56 (5)

пг.,г-в,ил:1.

где п - число молей углекислоты

в системе; г н в П ,п,п - количество молей гаэа,/неГ-в г-н ™ К ,К - константы распределения

углекислоты в системах гавода и-газ-нефть. Уравнение (4) после подставки (5)и простых преобразований приводится к виду г-в°

+ n

kr-H

.

г-8

г г-в и ft rf-k + h -- n цг-нС помощью этого выражения была рассчитана зависимость величин А.рН от обводненности нефти для различных температур и давлений. Условия измерения для всех случаев принимались одинаковыми, равными - 1 ат и Т - 25°С.

Экспериментальные измерения величины рН водной фазы при ступенчатом разгазировании смесей неразгазированная нефть - пластовая во44114

да дали значения ЛрН, совпадающие с расчетными.

Способ реализуют следующим образом.

5 Водонефтяная эмульсия отбирается на устье скважины в герметичный пробоотборник (контейнер), после чего давление в нем с помощью сосуда, работающего по принципу газовой бюретки, приводится к атмосферному (или любому другому, большему 1 атм). После 30 мин перемешивания, необходимого для охлаждения смеси и установления равновесия в системе нефть-газ-вода при данной температуре, и 3-5 мин отстаивания водная фаза переводится в герметичную измерительную ячейку, снабженную стеклянным электродом и электродом

20 сравненияi В трубку для перевода жидкости из пробоотборника в ячейку для измерений вмонтирован фильтр, представляющий собой стеклянную трубку с помещенной внутри рещет25 кой; трубка предварительно заполняется ватой или другим материалом, который может отделить воду от нефти. После промывания ячейки двумя тремя объемами воды производится измерение рН (pHj,,) . По одному из графиков зависимости ДрН от обводненности , соответствующему условиям измерения и условиям исследуемой точки, находится величина ЛрН.

Значение & рН в условиях исследуемой точки (пласта или скважины) рассчитывается как разность

,

Часть водной фазы, отбираемой из пробоотборника, используется для определения концентраций различных ионов, содержащихся в воде, причем содержание ионов Са и НСО желательно определять сразу же после отбора пробы воды.

Оценка стабильности воды производится, как и в известном методе, по величине показателя стабильности 50 (индекса насыщения)

ПС рН-рН

нас ,-ЛрН-рН„.

или

Величина рН насьпцения ( рНд) рассчитывается также в соответствии с известным методом.

Пример. Величина давлении 1 атм и температуре 25 С 511644 составляет 7,50. Определяем величину рН воды в пластовых условиях (Р-200 атм, Т - ), условиях забоя (Р - 100 атм, Т - 70°С), устья (Р - 10 атм, Т - 38°С), если обвод-5 ненность нефти составляет 85%. По велиШ1нам рН 0,88, 0,90, 0,70 находим: 16 рН пластовое ,50-0,,62 рН на забое -7,50-0,,60; рН устьевое 7,50-0,,80. Использование изобретения позволяет своевременно обнаруживать скважины, где возможно образование карбоната кальция, ипутем применения ингибиторов солеотложения Ликвидировать потери в добыче нефти.

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 га- за, нефти и воды в КО системе в условиях измерений и условиях исследуемой точки г-в г-н г-в г-н- скважины; К ,К ,К ,К - константы распреде. ления углекислоты в системах газ-вода и 2 газ-нефть в условиях измерений и условиях исследуемой точки.