Метод Дебая-Гюккеля

4.1.1 Метод Дебая-Гюккеля

В данном отчете были использованы методики Дебая-Гюккеля, а также проведено термодинамическое моделирование физико-химических процессов в смешиваемых водах в рамках положения ГОСТ-39-229-89 «Вода для заводнения нефтяных пластов. Определение совместимости закачиваемых и пластовых вод по кальциту и гипсу расчетным методом».

Термодинамические расчеты насыщенности пластовых вод относительно карбоната кальция проведены с введением поправок на повышенную температуру вод по методике Дебая-Гюккеля.

Количественная оценка степени насыщенности вод карбонатом кальция проводилась путем вычисления индекса неравновесности с СаСО₃ по реакции:

Са СО_{3 тв} + СО₂ + Н₂О ↔ Са²⁺ +2НСО₃

Индекс неравновесности ( i ) рассчитывается по формуле:

где: К – термодинамическая константа реакции; Q – квонтант реакции.

Термодинамическая константа равновесия, рассчитывается на основании закона действующих масс и определяется по формуле:

где: а _прод и а_исх – активность продуктов реакции исходных веществ.

Для определения активных концентраций компонентов в растворе использованы коэффициенты активности, вычисленные по видоизмененной формуле Дебая-Гюккеля, для растворов с ионной силой I≤ 1:

где: j – коэффициент активности;

А – константа растворителя при данной температуре.

Ионная сила раствора рассчитывается на основании данных химического анализа воды и учитывает удельное электростатическое взаимодействие ионов, и определяется по формуле:

,

где: m – моляльность иона, моль/дм³; z - заряд иона.

Моляльность компонентов выражается числом молей растворенного вещества в 1000 г воды и рассчитывается по зависимости:

где: m - моляльность компонента, моль/л;

Р_к – вес растворенного компонента в воде, г/л;

Р_мк – молекулярный вес компонента; ρ – вес воды, г/л;

Р_м – минерализация, г/л.

По мере насыщения воды относительно кальцита индекс неравновесности уменьшается, стремясь к нулю, а при пресыщении вод его значения становятся отрицательными, нулевое же значение характеризует равновесное состояние.

В результате проведенных расчетов было установлено, что пластовые воды продуктивных пластов перенасыщены относительно карбоната кальция (индексы неравновесности имеют отрицательные значения) и изменяются от -1,534 до -1,553 (см.табл.4.1).

Закачиваемые воды ААС ВК также перенасыщены относительно карбоната кальция индекс неравновесности (имеет отрицательное значение) и составляет -0,757 (см.табл.4.2).

4.1.2 Метод Стиффа-Дэвиса

Растворимость карбоната кальция в значительной степени зависит от содержания в воде двуокиси углерода, которая при динамическом равновесии находится в определенных количественных соотношениях с бикарбонатом (HOC₃^-) и карбонатными (CO₃^2-) ионами. Определить содержание двуокиси углерода в высокоминерализованных водах трудно. Однако количественное соотношение между CO_2, HOC₃^- и CO₃^2- могут определятся концентрацией ионов водорода (величина pH), которая характеризует условия равновесия между жидкой фазой, с одной стороны и твердой и газообразной – с другой.

Относительная плотность воды при температуре 25°С, p⁴₂₅ = 1,106_.

pH = 7,57

Определение ионной силы воды: M = (11347 0,028 + 2 0,042 + 293 0.016 + 500 0.1+ 123 0.17 + 6664.71 0.043) = (317.716 + 0.084 + 4.688 + 50 + 20.91 + 286.58) = 679.98 = 3.399

Константу K определяем по номограмме, построенной по экспериментальным данным для широкого интервала температур и ионной силы растворов

t = 25°С и M = 3.399 находим K = 2,86

В подземных водах слабые кислоты обычно представлены бикарбонатным ионом, поэтому в большинстве случаев pЩ=pHCO₃

Ca => 500 = 452,1; pCa = 1,98

HCO₃ => 293 = 264.93

pЩ = 2.4

Индекс насыщения. При его положительных значениях, когда фактическая величина pH больше расчетной pH_s, вода обладает тенденцией отлагать осадок карбоната кальция. Если же индекс насыщения карбоната отрицательный, то данная вода способна растворять карбонат кальция.

JS= pH-pHs= 7.57- (pCa = pЩ + K) = 7.57 – (1.98 + 2.4 + 2.86) = 7.57 – 7.24 = 0.33

Т.к. 0.33 > 0 значит, что вода обладает тенденцией отлагать осадок карбоната кальция.

Индекс стабильности дает возможность качественно оценить солеотложения и способность воды отлагать или растворять карбонат кальция.

JSt = 2 pHs – pH = 2 (1.98 + 2.4 + 2.86) – 7.57 = 6.91 => 8.7 >JSt> 6.91 – значит вода среднеагрессивная, осадка нет

Методику Стиффа-Дэвиса использовали при оценке стабильности вод из скважин нефтяного месторождения, эксплуатирующихся в условиях отложения карбоната кальция, она показала лишь приближенные результаты. Из более 50 опробованных добывающих скважин в 40% результаты расчета не согласовались с промысловыми данными. Следует отметить, что при использовании методики Стиффа-Дэвиса замеры pH по пробам воды в поверхностных условиях, по истечению длительного времени после их отбора, существенно искажают фактическую картину.

Заключение

Подземные воды апт-альб-сеноманского водоносного комплекса на территории Самотлорского месторождения нефти являются основным источником водоснабжения системы ППД, который в пределах месторождения и района работ развит повсеместно и характеризуется хорошими фильтрационными свойствами, водообильностью, обладает значительными упругими запасами.

Проведенный комплекс обработки буровых и геофизических материалов, проведения опытно-фильтрационных работ на соседних месторождениях позволил обосновать граничные условия в плане и разрезе, сделать подсчет запасов гидродинамическим методом. Запасы подземных вод оценены применительно к схеме изолированного напорного безграничного пласта.

Заявленная потребность на расчетный срок в количестве 4000 м³/сутки на Самотлорском месторождении нефти будет обеспечена пятью проектными водозаборными скважинами, дополнительно необходимо наличие резервных наблюдательных скважин (по одной на каждом водозаборном кусте, т.е. четыре скважины).

Качество подземных вод исследуемого комплекса высокое.

При эксплуатации водозабора необходимо учесть все рекомендации, изложенные в отчете. Выполнение всего комплекса указанных рекомендаций позволит на качественном уровне осуществлять контроль за наиболее рациональным использованием подземных вод, охраной от загрязнения и истощения.

Список литературы

1. Биндеман Н.Н., Язвин Л.С. Оценка эксплуатационных запасов. М.: Недра, 1970. – 216 с.

2. Бочевер Ф.М. Теория и практические методы расчета эксплуатационных запасов подземных вод. М.: Недра, 1968. – 328с.

3. Гаррелс Р.М., Крайст И.Л. Растворы, минералы, равновесия. 1968 г.

4. Гидрогеология СССР. Т. XVI. Западно-Сибирская равнина. М.: Недра, 1970.

5. Матусевич В.М. Гидрогеологические бассейны Западно-Сибирской равнины. МГК, 27 сессия, тезисы, т.IX, часть 2, с. 373-374. Печатная 1984г.

6. Матусевич В.М., Ушатинский И.Н. Особенности состава и формирования геофлюидальных систем Западно-Сибирского нефтегазоносного мегабассейна. «Известия вузов. Нефть и газ». №4, с. 28-35. Печатная 1998г.

7. Матусевич В.М. Краткая история изучения глубоких подземных вод Западно-Сибирского нефтегазоносного мегабассейна и эволюция научных представлений. «Известия вузов. Нефть и газ». №2, с. 24-31. Печатная 1999г.

8. Мироненко В.А. Динамика подземных вод. М.: Изд-во МГГУ, 1996. – 519 с.

Похожие работы

Газлифтный способ добычи нефти

Скачать

35306

0

1

... месторождениях в Западной Сибири. Это дало возможность снизить необходимые трудовые ресурсы региона и создать необходимые инфраструктуры (жилье и т.д.) для рационального их использования. 1. Газлифтный способ добычи нефти При газлифтном способе эксплуатации недостающая энергия подается с поверхности в виде энергии сжатого газа по специальному каналу. Газлифт подразделяется на два типа: ...