Прогноз солеотложения при разработке нефтегазового месторождения им. Ю. Корчагина.


The Presentation inside:

Slide 0

Прогноз солеотложения при разработке нефтегазового месторождения им. Ю. Корчагина. Кафедра Гидрогеологии Студентка 3 курса Лямина Лариса Андреевна Научный руководитель: Киреева Татьяна Алексеевна


Slide 1

Целью данной работы было прогнозирование солеотложения неорганических солей, а именно сульфатов и карбонатов (CaSO4- ангидрит, SrSO4- целестин, BaSO4- барит, CaCO3-кальцит) при разработке месторождения им. Ю. Корчагина. Цель работы


Slide 2

1.Дать стратиграфическое и тектоническое описание месторождения им. Ю. Корчагина. 2. Привести основные причины изменения гидрохимической среды при разработке нефтегазовых месторождений. 3.Разобрать условия выпадения твердых солевых осадков. 4.Произвести анализ химического состава проб воды с месторождения им. Ю. Корчагина и использовать его в расчетах 5. Выполнить прогноз выпадения сульфатных солей по методу Дж.Е. Оддо и М.Б. Томсона. Основные задачи


Slide 3

Расположение месторождения им. Ю. Корчагина на шельфе Каспийского моря (www.lukoil.ru) Месторождение им. Ю. Корчагина


Slide 4

Литолого-стратиграфический разрез


Slide 5

Схема тектонического строения Среднего и Северного Каспия. ( www.lukoil.ru)


Slide 6

Причины изменения гидрохимической среды при разработке нефтегазовых месторождений 1.Смешение вод. Формула А.Р. Ахундова и Ш.Ф. Мехтиева основанная на линейной зависимости содержания компонентов от пропорций смешивающихся вод. Х1 = 100 (С1+2 –С2)/(С1- С2), где (4.1) Х1 – объемная доля 1-ой воды в составе смеси, в %; С1 – содержание какого-либо компонента в составе 1-ой воды, С2 – содержание этого же компонента в составе 2-ой воды; С1+2 – содержание этого компонента в составе смеси вод. 2 Взаимодействие вод с вмещающими породами: растворение, выщелачивание, сорбция, ионный обмен 3 Взаимодействие вод с углеводородами (УВ). SO42- + CnH2n+2 = CO2 + H2O + H2S 4 Взаимодействие вод с нефтепромысловым оборудованием. 2Fe+O2+2H2O=2Fe(OH)2 Fe+2H2S=Fe(HS)2+H2


Slide 7

Способы предотвращения солеотложения: 1. Физические: а) дегазация закачиваемой воды; б) отстаивание и фильтрация; в) добавление формалина. 2. Химические: а) прогнозирование солеотложения; б) ингибирование.


Slide 8

Условия выпадения твердых солевых осадков Основные причины отложения солей: 1) смешение несовместимых вод, 2) растворение горных пород и газов, 3)изменение термобарических условий.


Slide 9

Примеры солеотложения на стенках скважины


Slide 10

Причины отложения сульфатов и карбонатов 1 Причины отложения сульфатов Na2SO4+ CaCl2 = CaSO4+ NaCl Отложение сульфатов обычно происходит при смешении несовместимых вод, чаще всего при закачке поверхностных (речных, морских) вод в пластовые рассолы. 2 Причины отложения карбонатных солей Отложение карбоната кальция (CaCO3)возможно в двух случаях: Снижение пластового давления и переход СО2 из растворенного состояния в свободное. Са(HCO3)2= CaCO3+CO2+H2O 2. При смешении вод HCO3-Na состава (инверсионных) с Cl-Ca пластовыми растворами: 2NaHCO3+CaCl2=CaCO3+2NaCl+H2O+CO2


Slide 11

Химический состав исследованных вод.


Slide 12

Химический состав растворов, используемый в расчетах.


Slide 13

Прогноз отложения сульфатов. Оценку возможного выпадения сульфатных солей в нефтяных и газовых скважинах предлагается осуществлять по индексу насыщения (метод Дж. Е. Оддо и М.Б. Томсона, 1998 г.), определяемого по следующей формуле: , где Sl -индекс насыщения; [Kt2+]*[An2-]- молярных концентраций в растворе солеобразующего катиона и аниона соответственно. K- константа произведения растворимости при равновесном состоянии, которую в зависимости от термобарических условий и ионной силы раствора (µ) предлагается определять по соотношению: -lg(K)= a+bT+cT2+dP+eµ0.5+fµ+gµ1.5+hTµ0.5, где T- температура в градусах Фаренгейта, P-давление в psi, a, b, c, d, e, f, g, h-эмпирические коэффициенты. Расчетные параметры к прогнозированию отложения ангидрита по уравнению следующие: a=2.884; b=9.327e-3; с=0.188e-6; d=-3.400e-5; e=-1.994; f=1.267; g=-0.190; h=-3.195e-3. Расчетные параметры к прогнозированию отложения целестина по уравнению следующие: a=6.090; b=2.237e-3; c=5.739e-6; d=-4.197e-5; e=-2.082; f=0.944; g=-8.650e-2; h=-1.873e-3.


Slide 14

При всех возможных соотношениях пластовой и каспийской воды индекс насыщения Sl >0, следовательно во всех случаях возможно выпадение ангидрита (CaSO4). Расчет индекса насыщения пластовой воды пл. Широтной по ангидриту при закачивании каспийской воды.


Slide 15

Проведя расчеты индекса насыщения для смеси бурового раствора, используемого на месторождении им. Ю. Корчагина и пластовой воды при всех возможных соотношениях получились следующие результаты: При всех возможных соотношениях пластовой воды и бурового рассола индекс насыщения Sl >0, следовательно во всех случаях возможно выпадение ангидрита (CaSO4). Расчет индекса насыщения пластовой воды пл. Широтной по ангидриту при закачивании бурового рассола.


Slide 16

Положительное значение индекса насыщения (Sl>0) во всех пропорциях смешения свидетельствует, что фактическое насыщение раствора целестином больше равновесного состояния и возможно выпадения осадка. Расчет индекса насыщения пластовой воды пл. Памятной по целестину при закачивании каспийской воды.


Slide 17

Выводы. 1.Данная работа показывает актуальность проблемы солеотложения при добыче нефти и газа. 2.Анализ химического состава пластовых вод месторождения им. Ю. Корчагина, каспийской воды и фильтрата бурового раствора, проведенные расчеты на их химическую совместимость показали возможность выпадения сульфатов кальция и стронция при всех пропорциях смешения. 3. Расчеты, применяемые при прогнозе солеотложения, являются весьма приближенными. 4. Применяемый метод дает только качественные, а не количественные характеристики протекающих процессов.


Slide 18

Спасибо за внимание!


×

HTML:





Ссылка: