Содержание к диссертации
Введение
1 Анализ успешности технологий глушения скважин при вторичном вскрытии нефтяных пластов и перед ремонтами
1.1 Классификация жидкостей глушения скважин 8
1.2 Описание основных технологий глушения скважин и области применения различных жидкостей глушения скважин 18
1.3 Методика оценки влияния технологий глушения на показатели работы скважины 32
1.4 Анализ уровня влияния состава жидкости глушения скважин на проницаемость пород призабойной зоны нефтяных пластов 36
1.5 Выводы 42
2 Исследования особенностей взаимодействия жидкостей глушения скважин с твердой поверхностью каналов фильтрации в статических условиях
2.1 Методика проведения эксперимента 43
2.2 Результаты обработки данных по применению минерализованных вод в качестве жидкостей глушения скважин 48
2.3 Эксперименты по выбору составов жидкостей глушения скважин 56
2.4 Расчет капиллярного давления и выбор состава жидкости глушения скважин с учетом природы смачиваемости поверхности пород и физико-химических свойств насыщающих флюидов 68
2.5 Выводы 73
3 Механизм фильтрации жидкостей глушения скважин в различных по составу и строению нефтяных пластах 74
3.1 Определение интенсивности взаимодействия различных жидкостей глушения скважин с естественными горными породами 74
3.2 Исследование совместимости жидкостей глушения скважин с пластовыми водами при различных термодинамических условиях 82
3.3 Разработка метода оценки нефтенасыщенности пород призабойной зоны пласта в условиях контакта с фильтратом жидкости глушения скважин 87
3.4 Выводы 102
4 Разработка стандарта предприятия по определению продолжительности операций глушения скважин перед подземными ремонтами 103
4.1 Исследования особенностей проведения операций глушения скважин с применением водных растворов 103
4.2 Стандарт предприятия по определению продолжительности операций глушения скважин перед подземными ремонтами 112
4.3 Выводы 118
Основные выводы 119
- Описание основных технологий глушения скважин и области применения различных жидкостей глушения скважин
- Результаты обработки данных по применению минерализованных вод в качестве жидкостей глушения скважин
- Определение интенсивности взаимодействия различных жидкостей глушения скважин с естественными горными породами
- Исследования особенностей проведения операций глушения скважин с применением водных растворов
Введение к работе
Перспективы нефтяной промышленности во многом определяются состоянием и возможностью развития сырьевой базы страны. За последние годы запасы нефти в пластах со степенью выработки более 50% возросли в 1,55 раза, а более 80% - в 4 раза. Сохраняется тенденция опережающей выработки активных запасов нефти месторождений, находящихся на последних стадиях разработки. Большая часть крупных месторождений Западной Сибири и Урало-Поволжья вступила в третью и четвертую стадии разработки. Обводненность добываемой продукции составляет более 82%. Интенсивное нарастание водонасыщенности, снижение нефтенасыщенности пород этих месторождений связано с их длительной эксплуатацией. Кроме изменения нефтенасыщенности, в процессе разработки пластов на ухудшение их фильтрационно-емкостных характеристик (ФЕХ) оказывает влияние изменения условий эксплуатации. В процессе эксплуатации продуктивных пластов высокие депрессии существенно снижают пластовое давления часто на величину ниже давления насыщения нефти газом. Вследствие этого происходит резкое разгазирование пластовой жидкости с соответствующим аномальным ростом сжимаемости пор, и при практически не меняющемся горном давлении значительно возрастает эффективное давление, приводящее к необратимым деформациям пород. В результате процессов дегазации происходят загустевание жидких углеводородов, их окисление, образование твердых битумов, чему способствует наличие водной среды. В данных условиях резко изменяются фильтрационные свойства для жидкостей: снижается водонасыщенность для точки пересечения относительной фазовой проницаемости и резко уменьшается проницаемость для нефти и воды [54].
Прирост запасов за счет разведки в последние годы значительно снизился. При этом уменьшение прироста запасов происходит не только из-за сокращения объемов геолого-разведочных работ, а также за счет ухудшения качества вновь открываемых запасов нефти. Так, доля за последние годы доля остаточных извлекаемых запасов высоковязких нефтей в подгазовых зонах и низкопроницаемых коллекторах (НПК) увеличилась от 0,17 до 0,52. Средний проектный коэффициент извлечения нефти (КИН) на месторождениях Урало-Поволжья составляет: в подгазовых зонах - 0,25, в НПК - 0,28, в карбонатных коллекторах - 0,29 [31]. Традиционный ввод месторождений с запасами, содержащимися в низкопроницаемых и неоднородных пластах в разработку при их разбуривании вертикальными скважинами может быть экономически не целесообразен, а иногда невозможен. В результате чего значительный объем запасов окажется не вовлеченным в промышленную разработку. Поэтому данные месторождения разрабатываются с применением горизонтальных и разветвленно-горизонтальных скважин, а они имеют сложный геометрический профиль.
Высокая обводненность продукции месторождений, вступивших в последние стадии разработки, и увеличение доли запасов нефти в НПК обуславливают необходимость поиска новых технических и технологических решений управления процессами разработки. Одним из таких направлений является решение задач по сохранению коллекторских свойств пород призабойной зоны пласта (ПЗП) при вскрытии продуктивных пластов и глушении скважин перед ремонтами. Оптимизация состава, объема и плотности жидкости глушения скважин (ЖГС) в используемых технологиях глушения скважин позволит уменьшить объемы поступления в ПЗП, повысить показатели работы скважин и сократить потери в добыче нефти. Для решения данных задач был проведен анализ влияния существующих составов ЖГС и технологий их применения на коллекторские свойства пород ПЗП при глушении скважин перед вторичным вскрытием нефтяных пластов и перед ремонтами скважин. Изучена интенсивность процессов капиллярной пропитки нефтенасыщенных моделей пласта фильтратами различных ЖГС. Проведены исследования динамики замещения нефти ЖГС в одиночных каналах фильтрации с различной фильностью. Изучены закономерности изменения коэффициентов проницаемости терригенных и карбонатных горных пород по нефти и воде в условиях их многократных контактов с фильтратами ЖГС. Изучены особенности гравитационного замещения в стволе скважин несмешивающихся жидкостей различной плотности при проведении операций глушения.
В результате проведенных исследований разработана классификация ЖГС и уточнены области их применения. Уточнены закономерности изменения коэффициентов относительных проницаемостей терригенных и карбонатных пород по нефти и воде после проникновения в пласт ЖГС. Разработана методика оценки текущей нефтенасыщенности пород ПЗП и выбора ЖГС с учетом природы смачиваемости поверхности горных пород и физико-химических свойств нефти.
Результаты исследований используются в учебном процессе кафедрой разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений Уфимского государственного нефтяного технического университета при подготовке инженеров по специальности 0906 - «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений». Разработан и внедрен в ОАО АНК «Башнефть» стандарт предприятия (СТП 03-158-2002) «Определение продолжительности операций глушения скважин перед подземными ремонтами», который используется для технологических расчетов при планировании операций глушения скважин.
Описание основных технологий глушения скважин и области применения различных жидкостей глушения скважин
При глушении пластов с аномально-низким пластовым давлением (АНПД) часто используют двух- и трехфазные пены. В состав первых, как правило, входят вода, ПАВ и стабилизатор из группы водорастворимых полимеров, включающий дополнительно высокодисперсную твердую фазу. Состав таких жидкостей был исследован в институте «ВолгоУралНИПИгаз». В состав пенных систем входят водная суспензия бентонита с добавкой ПАВ (ОП-10, ДС-РАС, ПО-1Д, КЧНР, Сульфанол) и стабилизирующей добавкой (КМЦ). Пенные системы, как правило, используют при глушении скважин на газовых и газоконденсатных месторождениях. При этом необходимо учитывать, что метанол, закачиваемый в скважину в целях предупреждения гидратообразования, а также электролиты значительно снижают устойчивость пен, поэтому их следует предварительно удалять с забоя скважин. Область применения таких ЖГС - терригенные коллектора с карбонатностью не более 15% и проницаемостью не выше 2 мкм .
При низких пластовых температурах рекомендуется применять аэрированные ЖГС [93], которые позволяют создать оптимальные условия проведения прострелочных работ на забое скважины. Они очищают ПЗП от различных загрязнений и облегчают вызов притока жидкости при последующем освоении скважины.
Для глушения скважин, построенных в условиях многолетней мерзлоты, разработана ЖГС, содержащая воду, хлористый кальций, бентонитовую глину, газовый конденсат и сульфанол. Данная система представляет собой прямую эмульсию, дисперсный характер которой препятствует ее проникновению в пласт и обеспечивает быстрое освоение скважин [71].
Существующее разнообразие составов ЖГС на водной основе плотностью до 2300 кг/м , как содержащих твердую фазу, так и без нее, позволяет в каждом конкретном случае глушения скважины подобрать экономически выгодную, взрыво- и пожаробезопасную ЖГС, позволяющую прекратить приток жидкости из пласта и провести ремонт в скважине. Но сохранить ФЕХ пласта на уровне, предшествующем ремонту, удается не всегда. Для сохранения коллекторских свойств продуктивных пластов в процессе проведения ремонтных работ в скважинах в качестве ЖГС рекомендуется использовать растворы на углеводородной основе.
Из многочисленных ЖГС, являющихся эмульсиями, наиболее распространены гидрофобно-эмульсионные растворы (ГЭР) [46,66]. Эти системы не оказывают вредного блокирующего влияния на продуктивный пласт, позволяют исключить работы по освоению и улучшить режим скважин в послеремонтныи период, и, следовательно, позволяют повысить темпы добычи нефти. ГЭР являются обратными эмульсиями (ОЭ). Широкомасштабные промышленные эксперименты по применению ГЭР в качестве ЖГС имели место в Татарстане и Западной Сибири. При необходимости увеличения плотности эмульсионного раствора в него добавляют утяжелитель. Плотность ГЭР может быть изменена от плотности углеводородной жидкости до 2000 кг/м . Твердый компонент ГЭР находится во взвешенном состоянии и не выпадает из раствора, поэтому облегчаются условия работы глубинных насосов [26].
Применение ОЭ позволяет: сохранить на уровне, достаточно близком к первоначальному, характеристики пород ПЗП; исключить повторное глушение; сократить недоборы нефти после освоения скважин; не допустить выхода из строя погружного двигателя установки электроцентробежного насоса и т.д. Однако необходимо отметить, что свойства любых эмульсий зависят от размеров частиц дисперсной фазы. При длительном перемешивании насосами имеет место образование высоковязких устойчивых ОЭ, извлечение которых из ПЗП при освоении скважин проходит с большим трудом и не полностью. В условиях НПК этот фактор может существенно повлиять на состояние ПЗП и показатели работы скважин [20].
К ЖГС на углеводородной основе относятся также обратные мицеллярные растворы, способствующие самопроизвольному вовлечению в них значительных объемов воды при неограниченном смешивании с углеводородами. Обратные мицеллярные растворы плотностью от 1160 до 1170 кг/м , приготовленные на основе нейтрализованного черного контакта (НЧК) и пластовой воды, были использованы при перфорации и глушении скважин Ивановского месторождения [45]. Данный раствор наряду с высокой межфазной активностью и моющей способностью устойчив при температуре 80С. Таким образом, ЖГС на углеводородной основе представлены ОЭ с широким диапазоном технологических свойств. Однако плотность таких систем не превышает 1160 кг/м3.
Под руководством М.Ш. Кендиса на базе научно-исследовательской лаборатории интенсификации добычи нефти при отделении нефтехимии института физико-органическиой химии и углехимии АН УССР был разработан способ получения нового эффективного комплексного эмульгатора-стабилизатора (реагент ЭС-2). Плотность ОЭ может достигать до 2000 кг/м3, увеличение осуществляется дозированием мелкодисперсного барита (плотностью 4500 кг/м ). Высокую эффективность применения разработанных составов ОЭ на основе реагента ЭС-2 в качестве жидкостей глушения показали результаты промысловых испытаний, проведенных сотрудниками института «ТатНИПИнефть» и объединения «Татнефть». Рост коэффициентов продуктивности, дебита скважин по нефти после их глушения ОЭ объясняется положительным воздействием на ПЗП фильтрата эмульсий, представляющего собой нефтяной раствор ПАВ - эмульгаторов, входящих в состав реагента ЭС-2 [67].
Результаты обработки данных по применению минерализованных вод в качестве жидкостей глушения скважин
Как уже отмечалось ранее, после вторичного вскрытия скважины длительное время простаивают в ожидании освоения, а при ремонтных работах ПЗП также большую часть времени находится в состоянии покоя. За это время в ПЗП происходят различные процессы, результатом которых является ухудшение технологических параметров работы скважин [38].
Проведем краткий анализ динамики замещения нефти различными минерализованными растворами. В опытах с водным раствором каустической соды произошло полное замещение нефти на обоих типах моделях пористой среды за 3-15 минут. Это объясняется тем, что поверхностное натяжение на границе раздела «нефть-раствор каустической соды» составило - 23...43 мН/м, и водородный показатель (рН) раствора - 12,6.
В приложениях 1...10 представлена динамика замещения нефти минерализованными водами в обоих типах моделей пористой среды. Рассмотрим результаты экспериментов на гидрофобной модели пористой среды. На «гидрофобных» моделях пористой среды с а = 15...75 при контакте нефти с водными растворами КС1 и NaCl в 90% случаев произошло замещение нефти. Интенсивность замещения нефти водным раствором КС1 в 1,3 раза выше, чем раствором NaCl. В опытах с водным раствором СаС12 замещение нефти происходило только в 70% случаев. Самая низкая полнота замещения нефти на ЖГС (8,4%) имела место в моделях с а = 7,5 и 15 . Наибольшая же интенсивность замещения нефти водными растворами NaCl, СаС12 и КС1 наблюдалась в моделях с а = 15...75, кроме угла са = 52,5 . В них замещение нефти произошло в 50... 100% случаев. Полное замещение нефти вязкостью 1,2... 1,8 мПа-с произошло растворами КО и NaCl только в модели пористой среды с а = 30.
В гидрофильных моделях пористой среды интенсивность замещения нефти растворами ЖГС по сравнению с гидрофобными моделями значительно слабее. В большинстве моделях пористой среды происходило частичное замещение нефти раствором ЖГС. Полнота замещения нефти в моделях изменялась от 17 до 75%. Диапазон углов раскрытия конуса каналов фильтрации, в которых произошло изменение насыщенности, более узкий. Так, вытеснение нефти вязкостью 1,2 мПа-с (а = 22,5; 30 и 67,5) составило 8...33%. Для нефти вязкостью 1,8 мПа-с вытеснение растворами NaCl, СаС12 и КС1 происходило более ярко в модели, где а = 22,5 и 30. Полнота замещения нефти растворами ЖГС составила соответственно 17...25% и 17...75%. Для нефти вязкостью 6,0 мПа-с (а = 37,5; 52,5 и 75 ), нефти вязкостью 9,4 мПа-с (а = 45) и нефти вязкостью 17,5 мПа-с (а = 22,5; 37,5 и 75) изменение насыщенности составило соответственно 8...33%; 8...25% и 8... 42%.
Углы каналов фильтрации, в которых произошло наибольшее изменение насыщенности моделей пористой среды представленные в таблице 9. Время интенсивного поступления в нефтенасыщенные каналы растворов ЖГС на гидрофобных моделях пористой среды меньше, чем на гидрофильных моделях. Для гидрофобных моделей пористой среды первые изменения насыщенности каналов фильтрации происходят в течение 1...2 суток контактирования, а более значительное перераспределение фаз наблюдается в промежутке времени от 72 до 144 часов. При этом процесс вытеснения нефти ЖГС продолжается и далее. Для гидрофильных моделей пористой среды основные изменения насыщенности протекают в течение 48 -168 ч, что хорошо видно на примере замещения нефти водными растворами минеральных солей на гидрофобных и гидрофильных моделях пористой среды с а = 37,5 в состоянии покоя (рисунок 5). Подобные результаты были получены и другими исследователями [39]. Из всех исследуемых водных растворов минеральных солей наибольшее воздействие на изменение насыщенности каналов нефтью оказывали растворы (в порядке возрастания): СаС12, NaCl и КС1. То есть, со снижением минерализации ЖГС интенсивность замещения нефти водными растворами увеличивается, что подтверждает отрицательное влияние слабоминерализованных и пресных вод на условия движения нефти и фильтратов ЖГС в продуктивных нефтенасыщенных породах. Результатом такого явления может явиться частичная потеря проницаемости каналов, отключение ряда каналов и уменьшение коэффициентов продуктивности скважин по жидкости. Анализ промысловых данных показателей работы скважины показывает, что, главным образом, применяемые ЖГС вызывают изменение коэффициента продуктивности. В свою очередь, изменение коэффициента продуктивности обусловлено динамикой таких параметров, как абсолютные и фазовые проницаемости, насыщенность пород ПЗП жидкостями, а также проявлением капиллярных и других сил. В поровом пространстве вода и нефть образуют сложные смеси, движение которых по порам происходит с преодолением капиллярных сил. При определенных условиях действие капиллярных сил становится настолько большим, что действующие перепады давления не обеспечивают их преодоления, и происходит затухание фильтрации вплоть до полного отключения канала [39]. Большое значение при этом имеют размер порового канала и его геометрия (рисунок 6).
Определение интенсивности взаимодействия различных жидкостей глушения скважин с естественными горными породами
Все нефте- и газосодержащие пласты сложены осадочными породами, которые по своему литологическому характеру подразделяются на три основные группы: тонкозернистые, глинистые породы и сланцы; пески песчаники и конгломераты; известняки и доломиты. В нефтяных и газовых месторождениях глина и глинистые сланцы играют роль естественных перекрытий продуктивных коллекторов нефти и газа. Наибольший интерес в качестве коллекторов нефти представляют терригенные (пески и песчаники) и карбонатные (известняки и доломиты) горные породы. Терригенные породы отличаются от карбонатных петрофизическими, литологическими характеристиками, условиями образования залежи и условиями залегания нефти в них, а также особенностями их разработки [6].
Распространенные типы коллекторов - это поровый (кавернозный), смешанный (трещиновато-поровый) и трещинный. Пористая среда представляет собой совокупность отдельных зерен или одну массу, слагающую скелет породы и пронизанную мельчайшими каналами в форме сообщающихся друг с другом пор, либо сетью трещин. Отличительными особенностями фильтрации жидкости в поровом пространстве являются: ничтожно малые поперечные размеры отдельных пор (трещин); огромные поверхности соприкосновения движущейся жидкости с пористой средой; резкое изменение сечения поровых каналов, оси которых расположены хаотически и т.д. [88].
Проницаемость трещин и каверн при их относительно малом объеме может быть на 2-3 порядка выше, чем у матриц, которые являются основным резервуаром для углеводородов. Фильтрация в карбонатных коллекторах происходит, в основном, по трещинам, что приводит к их более интенсивному обводнению по сравнению с терригенными. Поэтому коэффициенты продуктивности карбонатных коллекторов на поздней стадии разработки значительно меньше, чем терригенных. На контакте нефтяных залежей вторичное изменение коллектора приводит к частичной или даже полной изолированности нефтяных залежей от водоносной области и образованию обширных зон с ухудшенными свойствами. Все эти особенности карбонатных коллекторов служат причиной более низкой эффективности их разработки при прочих одинаковых условиях по сравнению с терригенными коллекторами [86].
Коэффициент продуктивности терригенных коллекторов снижается вследствие загрязнения ПЗП. Загрязнение ПЗП может происходить за счет выноса песка, блокирующего действие столба воды, находящегося на забое скважины, и снижения фазовой проницаемости ПЗП по нефти по мере обводнения скважин и проведения операций капитального ремонта скважин. Работы по капитальному ремонту скважин включают в себя проведение операций глушения скважин, которые, как правило, приводят к резкому увеличению насыщенности ПЗП водой, снижению фазовых проницаемостей для нефти и, наоборот, росту фазовых проницаемостей для воды. При вскрытии пласта-коллектора под влиянием перепада давления из скважины в пласт начинает проникать раствор или его фильтрат. Характер проникновения зависит от технических условий, особенностей строения пластов, их коллекторских и физических свойств и характера насыщения. Экспериментальное изучение процессов, происходящих в порах естественной пористой среды при проникновении фильтратов ЖГС, а именно определение радиуса зоны проникновения и изучения свойств пород в ней не являлось целью моей работы. Радиус зоны проникновения - это сложная функция от коллекторских, поверхностно-молекулярных и гидродинамических свойств прискважинной зоны пласта. В работе [75] предлагается определять максимально возможный радиус зоны проникновения фильтрата по формуле С момента внедрения фильтрата в пласт возникают процессы, направленные на расформирование зоны проникновения. В них участвуют капиллярные, гидростатические силы и диффузия. Капиллярные силы обуславливают перераспределение флюидов в зоне проникновения. В коллекторах не все пустоты одинаково сообщаются между собой. Внедрение в них фильтрата раствора происходит по отдельным участкам, а в слабо проницаемых участках остается много невытесненной пластовой жидкости. По этой причине сопротивление породы в зоне проникновения будет изменяться по-разному. Влияние капиллярного перераспределения на электрическую характеристику породы экспериментально изучалось в лабораторных условиях С.Г. Комаровым, Л.И. Орловым, А.В. Ручкиным и Н.М. Свихнушиным на образцах различных пород-коллекторов При фильтрации солевых растворов общим для коллекторов любого типа является уменьшение сопротивления в начале фильтрации за счет вытеснения нефти фильтратом раствора. По мере увеличения глубины зоны проникновения сопротивление в ней возрастает, а максимальное его значение определяется величиной остаточной нефти, количеством и минерализацией раствора. Скорость перераспределения зависит от количества прошедшего фильтрата раствора и соотношения вяз костей жидкостей. С повышением значения относительной вязкости (и,0=цн/д.в) происходит уменьшение водонасыщенности в прискважинной области, и увеличивается радиус зоны проникновения фильтрата ЖГС в пласт, что приводит к изменению свойств пород в ПЗП [61].
Исследования особенностей проведения операций глушения скважин с применением водных растворов
Из других физико-химических свойств воды на растворимость карбоната кальция значительное влияние оказывает реакция рН среды. В кислой среде растворимость кальцита значительно больше, чем в щелочной. По мере увеличения рН и повышения щелочности воды вероятность выпадения карбонатных осадков растет. С ростом же температуры растворимость кальцита существенно снижается. При температуре выше 82 С карбонат магния разлагается с образованием гидроокиси магния по уравнению
Следует также отметить, что условия и причины отложения карбонатных солей, конечно же, многообразнее и зависят от гораздо большего числа разнонаправленных факторов.
Полученные в последние годы материалы гидродинамических исследований скважин, изучение керна горных пород в специально пробуренных скважинах, анализ динамики обводнения продукции некоторых месторождений, а также теоретические и экспериментальные изыскания указывают, что процессы отложения солей идут в пористой среде нефтяных пластов. В результате отмечено ухудшение проницаемости пород ПЗП, характеризуемое снижением коэффициентов продуктивности и обводненности продукции, уменьшением гидропроводности пласта, увеличением времени восстановления пластового давления и другими изменениями гидродинамических показателей [51].
Глушение скважин без предварительного подбора состава закачиваемой ЖГС с учетом состава пластовой воды может привести к выпадению осадка в пористой среде ПЗП. Вероятность осаждения солей достаточно велика, так как обычно в ПЗП создаются условия для нарушения химического равновесия вследствие изменения термодинамических условий течения жидкостей и смешивания несовместимых вод. Прогнозирование и контроль за солеотложением при проведении операций глушения скважин имеет большое практическое значение. Специфика и конкретные приемы прогнозирования зависят от типа солеотложения, места образования солей, технологического режима разработки залежей и многих других факторов.
В работе был проведен расчет прогнозирования выпадение твердых осадков. Для прогнозирования выпадения сульфатных солей, карбоната кальция при использовании в качестве ЖГС минерализованных растворов (NaCl, СаС12 и КС1) и их смешении с пластовыми водами мы применяли расчетную методику, позволяющую непосредственно по данным шестикомпонентного химического анализа воды количественно определять степень насыщенности природных вод сульфатом и карбонатом кальция. Основными принципами расчетных методик по прогнозированию солеотложения является сравнение фактического произведения активных концентраций (ПР) ионов с произведением растворимости (L) данной соли.
В насыщенном растворе ПР = L, в недонасыщенном растворе ПР L, в перенасыщенном ПР L. Последнее неравенство определяет состояние перенасыщенных растворов и является основным условием выпадения в осадок растворенных веществ [49]. Данные химических составов подземных вод месторождений Волго-Уральского и Западно-Сибирского мегабассейнов легли в основу расчетов. По степени минерализации они представляют различные классы. В качестве наиболее типичных подземных вод Волго-Уральского мегабассейна были взяты химические составы вод Арланского и Ромашкинского месторождений, приуроченные к нижнекаменноугольной терригенной толще соответственно: пласты С-П, C-IV бобриковского горизонта и пласты Д-IV, Д-Ш и Д-И в живетском ярусе терригенного девона. По степени минерализации воды данных месторождений относятся к рассолам, по классификации В.А. Сулина [24] - к хлоридно-кальцевому типу. Воды Западно-Сибирского мегабассейна рассматривались на примере химического состава подземных вод Правдинского (пласт БСб), Усть-Балыкского (пласты БС9, БС5 и АС7), Западно-Сургутского месторождений (пласт БС8) и Верхнесалымской площади (пласт АС і). Воды данных месторождений относятся к соленым гидрокарбонатно-натриевым бессульфатным. Расчеты возможности выпадения в осадок солей при закачке минерализованных растворов NaCl, СаСЬ и КС1 в пласты данных мегабассейнов дали следующие результаты: 1 Использование раствора СаС12 в качестве ЖГС на месторождениях Волго-Уральского мегабассейна приводит к выпадению как карбонатных (СаСОз), так и сульфатных (гипс) солей. 2 На месторождениях Западно-Сибирского мегабассейна закачка раствора СаСЬ может осложняться выпадением соли карбоната кальция.
