Физико-химические свойства пластовых вод

Минерализация воды характеризует содержание в ней растворённых солей в г/л. В пластовых водах всегда растворено некоторое количество солей. По степени минерализации пластовые воды делятся на четыре типа:

- - рассолы (Q>50 г/л);

- - солёные (10<Q<50 г/л);

- - солоноватые (1<Q<10 г/л);

- - пресные (Q£1 г/л).

Минерализация пластовой воды растёт с глубиной залегания пластов.

В пластовой воде содержатся ионы растворённых солей:

- - анионы: OH^–; Cl^–; SO₄^2–; CO₃^2–; HCO₃^­–;

- - катионы: H⁺; K⁺; Na⁺; NH₄⁺; Mg²⁺; Ca²⁺; Fe³⁺;

- - ионы микроэлементов: I^–; Br^–;

- - коллоидные частицы SiO₂; Fe₂O₃; Al₂O₃;

- - нафтеновые кислоты и их соли.

Больше всего в воде содержится хлористых солей, до 80-90% от общего содержания солей. В количественном отношении катионы солей пластовых вод располагаются в следующий ряд: Na⁺; Ca²⁺; Mg²⁺; K⁺; Fe³⁺.

Большое значение на растворимость солей и увеличение их концентрации в пластовых водах оказывает температура и парциальное давление СО₂. Максимальная растворимость СаСО₃ в воде наблюдается при 0^оС, с возрастанием температуры она падает. Максимальная растворимость гипса (СаSО₄·2Н₂О) в воде наблюдается при 40^оС. С дальнейшим возрастанием температуры она уменьшается. С увеличением парциальное давление СО₂ растворимость СаСО₃ возрастает. Уменьшение пластового давления усиливает процесс выпадения солей СаСО₃ и др. Изменение термобарической обстановки в пласте даже при небольшой минерализации пластовых вод влияет на растворимость солей и выпадение их.

По типу растворённых в воде солей различают хлоркальциевые (хлоркальциево-магниевые) и гидрокарбонатные (гидрокарбонатно-натриевые, щелочные) пластовые воды. Тип пластовой воды определяется анионом. Гидрокарбонатный тип воды определяется солями угольной кислоты, необходимо наличие карбонат - CO₃^2–, или бикарбонат - HCO₃^­–аниона. Соли всех остальных кислот относятся к хлоркальциевому типу. В основном, это соли соляной кислоты – хлориды (Cl^–).

Соли пластовых вод влияют и определяет её жёсткость. Жёсткостью называется суммарное содержание растворённых солей двухвалентных катионов: кальция, магния и железа.

Жёсткость различают временную (карбонатную) и постоянную (некарбонатную). Временная жёсткость или карбонатная (Ж_к) обусловлена содержанием в воде карбонатов или гидрокарбонатов двухвалентных металлов: кальция, магния, железа.

Постоянная жёсткость или некарбонатная (Ж_нк) обусловлена наличием в воде сульфатов или хлоридов (или соли других кислот) двухвалентных металлов: кальция, магния, железа.

Общая жёсткость воды определяется как сумма карбонатной и некарбонатной:

 

Ж_о = Ж_к + Ж_нк (2.39)

 

Жёсткость воды оценивается содержанием в ней солей в миллиграмм эквивалентах на литр .

Ж_к, Ж_нк оценивают как сумму жесткостей всех i-ых ионов (∑g_i):

 

Ж_­о = Sg_i (2.40)

Жесткость иона оценивается отношением массы иона к его эквиваленту:

, (2.41)

 

где m_vi – концентрация i-го иона в воде (мг/л);

э_i – эквивалент i-го иона.

Эквивалент иона оценивается отношением молекулярной массы иона (М_I) к его валентности (n):

, (2.42)

 

где М_i – молекулярная масса иона;

n – валентность иона.

Природные воды в зависимости от содержания в них двухвалентных катионов кальция, магния, железа подразделяются на следующие типы:

- - очень мягкая вода – до 1,5 мг-экв./л;

- - мягкая вода – 1,5-3,0 мг-экв./л;

- - умеренно жёсткая вода – 3,0-6,0 мг-экв./л;

- - жёсткая вода – более 6 мг-экв./л.

Жесткость пластовой воды и ее тип по жесткости определяется экспериментально-расчетным путем (см. разд. "Практикум для самостоятельной работы").

Временную (карбонатную) жёсткость можно устранить термическим методом, длительным кипячением или химическим методом – добавлением гидроксида кальция Са(ОН)₂. В обоих случаях выпадает в осадок карбонат кальция СаСО₃.

Постоянную жёсткость устраняют химическим способом с помощью добавления соды или щёлочи.

Содержание водородных ионов в воде определяется показателем концентрации водородных ионов (рН), который равен отрицательному логарифму концентрации ионов водорода:

, (2.43)

 

где С_н+ – концентрация ионов водорода.

Показатель рН характеризует активную часть ионов водорода, которая образовалась в результате диссоциации молекул воды.

В зависимости от рН воды подразделяются на:

- - нейтральные (рН=7);

- - щелочные (pH>7);

- - кислые (p<7).

Поскольку константа диссоциации воды зависит от температуры и давления, то эти параметры влияют на величину рН (см. раздел "Практикум для самостоятельной работы"). С возрастанием температуры рН уменьшается и это обстоятельство необходимо учитывать при закачке воды в пласт.

Плотность пластовых вод сильно зависит от минерализации, т.е. содержания растворённых солей. В среднем плотность пластовой воды изменяется в диапазоне: 1010-1210 кг/м³, однако встречается и исключение - 1450 кг/м³. Пластовые воды месторождений нефтей и газоконденсатов Томской области имеют небольшую плотность: для мезозойских месторождений → 1007 – 1014 кг/м³; для палеозойских → 1040 – 1048 кг/м³; сеноманские воды → 1010 – 1012 кг/м³;

Вязкость воды в пластовых условиях зависит, в основном, от температуры и минерализации. С возрастанием минерализации вязкость возрастает. Наибольшую вязкость имеют хлоркальциевые воды по сравнению с гидрокарбонатными и они приблизительно в 1,5-2 раза больше вязкости чистой воды. С возрастанием температуры вязкость уменьшается. От давления вязкость зависит двояко: в области низких температур (0-40^оС) с возрастанием давления вязкость уменьшается, а в области высоких температур (выше 40^оС) возрастает.

Тепловое расширение воды характеризуется коэффициентом теплового расширения:

. (2.44)

 

Из формулы следует, что коэффициент теплового расширения воды (Е) характеризует изменение единицы объёма воды при изменении её температуры на 1°С. По экспериментальным данным в пластовых условиях он колеблется в пределах (18-90)×10^-5 1/°С. С увеличением температуры коэффициент теплового расширения возрастает, с ростом пластового давления – уменьшается.

Коэффициент сжимаемости воды характеризует изменение единицы объёма воды при изменении давления на единицу:

. (2.45)

 

Коэффициент сжимаемости воды изменяется для пластовых условий от 3,7×10^-10 до 5,0×10^-10 Па^-1. При наличии растворённого газа он увеличивается, и приближённо может оцениваться по формуле:

 

b_вг = b_в (1+0,05×S), (2.46)

 

где S – количество газа, растворённого в воде, м³/м³.

Объёмный коэффициент пластовой воды характеризует отношение удельного объёма воды в пластовых условиях к удельному объёму воды в стандартных условиях:

. (2.47)

 

Увеличение пластового давления способствует уменьшению объёмного коэффициента, а рост температуры – увеличению. Объёмный коэффициент изменяется в пределах 0,99-1,06.

Соли пластовых вод – электролиты. Электролитом называются химические соединения, которые при взаимодействии с растворителем полностью или частично диссоциируют на ионы. Электрические свойства имеют ионную природу, и пластовая вода проявляет электрические свойства. Электропроводность пластовых вод имеет широкое применение.

Удельная электропроводность (χ) характеризует количество электричества, которое протекает в 1 секунду через 1 см² поперечного сечения раствора электролита (S) при градиенте электрического поля в 1 в (R) на 1 см длины (L). Удельная электропроводность обратно пропорционально связана с удельным сопротивлением раствора ρ:

 

χ = L / (RS), χ =1/ρ. (2.48)

 

 

Удельная электропроводность имеет размерность в системе СИ [ом· м]^-1, в системе СГС [ом·см]^-1. С увеличением минерализации и полярности удельная электропроводность растет. Удельная электропроводность изменяется в диапазонах: у речной воды = 10^-1 – 10^-2; пластовой воды = 10^-1 – 1; морской воды = 3 – 4; воды с 5% содержанием NaCl = 6,6; воды с 20% содержанием NaCl = 20; нефтей = 0,5 · 10^-7 – 0,5 · 10^-6; газоконденсатов = 10^-10 – 10^-16 [ом· м]^-1 .

Вода, находясь в контакте с нефтью, частично в ней растворяется. Коэффициент растворимости нефти в воде зависит от наличия в воде полярных составляющих. Чем легче нефть, тем меньше в ней растворено воды. Нефти парафинового основания содержат мало воды. С ростом в нефти содержания ароматических углеводородов и гетероатомных соединений, растворимость воды в нефти растёт.

За счёт растворения воды в нефти происходят изменения в зоне водонефтяного контакта. Чёткой границы вода-нефть не существует ("зеркало" не образуется). За счёт растворения воды в нефти и диспергирования их друг в друга образуется так называемая "переходная зона", высота которой зависит от величины полярности нефти.