Эковатт: Извлечение промышленных компонентов из попутных нефтяных вод. Попутная вода с нефтью


Попутная вода - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Попутная вода

Cтраница 1

Попутной водой называют воду любого происхождения, добываемую скважиной из продуктивного пласта с нефтью или газом.  [2]

Добыча попутной воды определяется при этом грубо ориентировочно, исходя из предполагаемого процента обводнения эксплуатационных скважин в различных рядах к моменту их выключения, или на основании эмпирических кривых обводнения сходных и уже значительно обводнившихся залежей. Понятно, что таким путем нельзя учесть нефтеотдачу и добычу попутной воды при разных схемах - размещения нефтяных скважин, различных расстояниях между ними и в зависимости от других особенностей возможных систем разработки, рассматриваемых при проектировании. Между тем различие в этих показателях может быть существенным, а порой и решающим в вопросе выбора схемы и варианта разработки, расстояний между эксплуатационными скважинами, порядка и режимов их ра боты.  [3]

В попутной воде, отделяемой от нефти Ватьеганского и Южно-Ягунского месторождений, обнаруживается от 0 1 до 0 5 мг / л сероводорода, что не должно значительно увеличивать ее коррозионную активность. В последние годы в сточной воде системы ППД обоих месторождений отмечается присутствие до 14 мг / л сульфат-ионов, что, в частности, можно связать с интенсификацией процесса сульфатредукции в заводняемых пластах.  [4]

Нефть и попутная вода добываются более чем с 50 горизонтов от кембрийского до пермского. Большинство продуктивных горизонтов представлено песчаниками, хотя продуктивны и некоторые известняки. Песчаники большей частью неоднородны и разрывны, только песчаники Биг Инджун и Береа простираются на больших площадях. Из штатов, входящих в Аппалачский район, в которых ведется добыча нефти, имеются данные анализов по Кентукки, Огайо, Пенсильвании и Западной Вирджинии. Общая концентрация растворенных солей в водах, добытых вместе с нефтью, изменяется в пределах от нескольких сотен до 300 000 мг / л и более.  [5]

Если из попутных вод выпадают и сульфатны, к-яп соли, то обычно наблюдается четкая локализация осадков: в НКТ.  [6]

Регулирование добычи попутной воды и интенсификация добычи нефти после повышения обводненности продукции скважин выше 80 - 90 % являются важнейшими задачами повышения технико-экономической эффективности разработки месторождения.  [7]

Значительного поступления попутной воды в скважины обычно не происходит. Однако иногда, несмотря на неподвижность ГВК, в часть скважин поступает некоторое количество воды, что может быть связано с перемещением ее из водоносной части пласта по трещинам или по тонким высокопроницаемым прослоям, из водосодержащих линз, прослоев или каверн, имеющихся в объеме самой залежи, и с другими причинами. Выявление источника и путей поступления воды в скважины в таких случаях требует проведения специальных геолого-промысловых исследований. Газовый режим характерен для многих крупных газовых месторождений нашей страны.  [8]

Стабильность состава попутных вод характерна для большинства нефтяных залежей платформенных нефтегазоносных провинций.  [9]

Увеличение минерализации попутных вод весьма характерно также для газовых и особенно газоконденсатных залежей.  [11]

Ограничение отборов попутной воды осуществлено остановкой 3780 нерентабельных высокообводненных скважин, отключением из разработки обводненных пластов, на которых размещены 3560 скважин, интенсификацией отбора нефти по безводным или малообводненным участкам, вытеснением нефти из частично промытых пластов или из водонефтяных в нефтяные зоны, особым режимом работы обводненных скважин на заводненных участках путем длительной остановки на 2 - 3 месяца и последующим пуском обводненного фонда. В результате этого отбор попутной воды сокращен на 180 млн. т в год.  [12]

Ограничение отборов попутной воды осуществляется на месторождениях Татарстана остановкой нерентабельных высокообводненных скважин, отключением из разработки обводненных пластов, интенсификацией отбора нефти по безводным или малообводненным участкам, вытеснением нефти из частично промытых пластов или ВНЗ ( водонефтяных зон) в нефтяные зоны, особым режимом работы обводненных скважин на заводненных участках.  [13]

Определение типа попутных вод значительно облегчается, когда имеются гидрохимические графики. На рис. 54 приведены несколько видоизмененные и более универсальные графики, упрощающие выявление различных жидкостей в составе попутных вод. На них по ряду гидрохимических показателей выделяются поля распространения вод различного генезиса и их смесей.  [14]

Предварительная оценка попутных вод НПУ Первомайнефть с целью выяснения технологичности их для организации промышленного производства брома, Отч.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Попутная вода - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Попутная вода

Cтраница 2

Эквиваленты компонентов попутных вод нефтяных месторождений приведены ниже.  [16]

Рьксс 1шгишпора попутной водой начинается сразу же после пуска скважины в эксплуатацию. Гервоначалшо из пор вьсгесняется ингибитор, не адсорбировавшийся на повфхности породы и находящийся в свободном объеме пор. Затем идет процесс постшенной десорбции макал ингибитора с поверхности породы Показателем эахректавности адсорбшюнно - де-сорбшювной способности может был, количество попутной воды затраченной на десорбцию одного процента десорбпровавшегося ингибитора. Зго объясняется лучшим удерживанием молекул ifflnroinopa соле-отложеши в составе геля, чем при обычной физической адсорбции MOJKKWI ингибитора непосредственно на поверхности породы при вымывании ингибитора гпвстовой водой.  [17]

Разумеется, если попутная вода минерализована, происходит совместная добыча газа и воды. Однако эта вода несет в себе долю тех 5 6 л на 1000 им3 водяных паров, что поступают из газовой фазы. Если добываемый газ учитывается по объему дегидрации, следует увеличить объем газа на газовый эквивалент его водонасы-щенности при начальных пластовом давлении и температуре, не учитывая последующие этапы падения пластового давления, а добыча воды должна быть уменьшена на водонасыщенность газа. Это дает в конечном итоге около 0 5 % повышения добываемого объема газа.  [18]

Понятно, что попутная вода не является промышленным продуктом. Большой отбор попутной воды, измеренный по весу в долях отбора нефти, не является замечательным достижением, но бывает вынужденным необходимым достижением. Это такая же реальность, как реальностью является высокая неоднородность нефтяных пластов. Конечно, желательно уменьшать отбор воды, но не во вред отбору нефти.  [19]

Динамика в содержании попутной воды в продукции скважин и в подъеме ГВК свидетельствует о проявлении водонапорного режима.  [20]

С уменьшением минерализации попутных вод содержание ионов Оа2 Mg2, КТ №, СГ уменьшается подобная качественная особенность характерна и для других скважин.  [21]

С возрастанием количества попутной воды, извлекаемой совместно с нефтью из тонких промежуточных пластов, начинается следующий этап разработки. На этом этапе требуется производить глубокое, обезвоживание продукции скважин отдельно из пластов с НПМК.  [22]

Анализ динамики отбора попутной воды в добывающих скважинах на начальных стадиях разработки Ново-Елховской площади - в период увеличения объема закачки - показал, что интенсивность обводнения скважин закачиваемой водой, определяемая как отношение разности объемов извлекаемой воды в начале и в конце рассматриваемого периода, значительно выше, чем интенсивность обводнения пластовой водой, причем рост этого показателя связан с увеличением не числа обводненных скважин, а с содержанием вод в них. Для поздних стадий характерно обводнение скважин закачиваемыми водами, т.е. при сохранении тех же режимов заводнения следует ожидать резкого увеличения отбора попутно извлекаемой воды.  [23]

Для сокращения отбора попутной воды необходимо стремиться к тому, чтобы на завершающей стадии разработки компенсация отбора жидкости закачкой воды не превышала 100 %, а средневзвешенное пластовое давление уменьшилось бы до начального. Для этого необходимо, например для эксплуатационных объектов Туймазинского и Шкаповского месторождений, в первую очередь, сократить или прекратить нагнетание воды в законтурную часть. На залежах, разрабатываемых при естественном водонапорном режиме, например в случае с пластом Д-IV Серафимовского месторождения, сокращение ВНФ рекомендуется осуществлять путем регулирования отбора жидкости.  [24]

Динамика в содержании попутной воды в продукции скважин и в подъеме ГВК свидетельствует о проявлении водонапорного режима.  [25]

Наиболее просто добыча попутной воды определяется в случае, когда заданы во времени дебиты жидкости, добываемой из каждого ряда нефтедобывающих скважин. В этом случае сначала по (XI.7) определяют значения Q; ( /) для каждого ряда и нескольких моментов времени. В заключение строится итоговый график изменения добычи нефти и попутной воды во времени.  [26]

Изучение возможности привлечения попутных вод НПУ Первомайнефть Куйбышевской области с целью организации производства брома, Отч.  [27]

Очень часто добычу попутной воды иа газовых скважин не регистрируют, особенно, если дебит воды мал. Если же отбор попутной воды значителен, то его оценивают часто по периодическим испытаниям скважин.  [28]

Это приводит к увеличению попутной воды и потере нефтеотдачи. Особенно усложняется процесс выработки эксплуатационных объектов, имеющих в разрезе базисные пласты.  [29]

В скважинах с добычей попутной воды коэффициент продуктивности, базирующийся на отборе из пласта безводной нефти, по мере повышения процента загрязнения продукции водой будет снижаться вследствие уменьшения нефтепроницаемости продуктивной формации даже в том случае, когда пластовое давление не падает.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Попутные нефтяные воды.

Извлечение промышленных компонентов из попутных нефтяных вод.

Вместе с нефтью на нефтяных промыслах извлекается огромное количество подземной воды. Чем дольше длится эксплуатация месторождения, тем большее количество воды поднимается на поверхность. В некоторых случаях количество извлекаемой воды достигает 90%. Наивысшее количество воды фиксируется при полном обводнении скважин. Так как извлекаемые компоненты используются, главным образом, в промышленности, они получили не совсем удачное название «промышленные».

 

Поскольку эти воды извлекаются с большой глубины, они обладают значительной минерализацией и высоким содержанием ряда ценных компонентов, в большинстве своем относящихся к разряду микрокомпонентов.

Конечно, интересы нефтяников и гидрогеологов – промысловиков прямо противоположны. Однако, они легко могут быть объединены, если учесть цена получаемого гидроминерального сырья, цена которого в оптимальных случаях может достигать или даже превышать цена нефтяных углеводородов.

Вопрос извлечения микроэлементов из попутных нефтяных вод необходимо рассматривать с экономической точки зрения. Для организации производства по извлечению промышленно ценных компонентов из попутных нефтяных вод нужно учитывать следующие моменты:

1.   Значения концентраций потенциально извлекаемых компонентов в водах.

2.   Общий расход (объем) попутных вод поступающий с площади месторождения за единицу времени.

3.   Эффективность технологии извлечения компонентов.

4.   Спрос и цены на мировых и внутренних рынках на перспективное сырье.

Наибольшие концентрации в нефтяных водах наблюдаются для брома. Количество брома в рассолах достигает 6-7 г/л. При содержании брома более 250 мг/л добыча брома становится рентабельной. В зоне распространения хлор – кальциевых вод отмечается рост содержания брома с увеличением минерализации и метаморфизации вод. Бром отличается высокой растворимостью в воде. Соли брома (бромиды) способны на 95% растворяться в воде. Основное количество брома накапливается в морских и океанических водах (содержание брома в морской воде составляет порядка 65 г/л). В процессе галогенеза бром постепенно накапливается в рассолах по мере увеличения минерализации. Бром поступает в подземные воды за счет растворения галогенных пород.

Бромные воды и рассолы имеют широкое распространение в нефтегазоносных бассейнах. Они развиты на большей части Восточно-Европейской и Сибирской платформ. В Северо-Двинском бассейне в отложениях палеозоя бромные рассолы с минерализацией до 190 г/л содержат 375-900 мг/л брома. На юге Тиммана, в Печорском бассейне в отложениях кембрия – палеогена скважинами вскрыты рассолы с минерализацией от 50 до 235 г/л и содержанием брома до 800 мг/л (Нижняя Омра, Северная Сылва).

В Припятском прогибе в ультракрепких рассолах содержание брома достигает 3,6 г/л.

В Поволжье бромные воды и рассолы распространены почти повсеместно. В Пермской области вплоть до восточной границы Предуральского прогиба ультракрепкие бромные рассолы распространены ниже ангидритовых пермских отложений и содержат до 1,8 г/л брома (Краснокамск).

В пределах Сибирской платформы  в глубоких горизонтах Конского, Среднеангарского, Ленско-Вилюйского бассейнов на глубине 2-3 км развиты ультракрепкие рассолы с содержанием брома до 7 г/л. В Иркутском бассейне в рассолах карбоновых отложений мотской свиты, на месторождениях Братское, Среднеботубинское в водах с минерализацией 290-450 г/л содержание брома составляет 5-6 г/л.

Не исключено, что новые месторождения, обнаруженные в акваториальной части древних платформ, также будут содержать кондиционные концентрации брома.

В Рф около 70% брома добывают из подземных вод. Остальные 30% получают из рапы озер и морских заливов и отходов калийного производства. Добывают бром из рассолов Краснокамского в Пермской области. Используются воды хлоридного – кальциевого –  натриевого состава.

По добыче брома Россия находится на 4 месте уступая USA, Англии, Германии и Израилю. Мировое производство брома оценивается порядка 550 тыс. тонн в г., цена на бром составляет около 1 тыс. долл. за тонну. Россия импортирует бром из USA и Израиля в объема 20-25 тыс. тонн в г..

Другим распространенным галогеном, получаемым из подземных вод, является йод. Йод не концентрируется в горных породах, сырьем для его получения служит гидросфера и водная растительность. Йод содержится в водах с невысокой минерализацией. Накопление йода в воде ассоциируется с повышенным содержанием органических веществ. Главные концентраторы йода – морские растения и организмы. В составе растений преобладают минеральные формы йода – йодиты. Так как водорослевый материал отлагается на участках опресненной морской воды, то йод, прежде всего, связан с седиментационными водами пониженной минерализации. Для вод  нефтяных месторождений характерны высокие концентрации йода. Взаимодействие пород с подземными водами происходит с участием органического вещества, которое регулирует концентрацию и форму миграции йода в подземных водах. В минерализованных водах переходу йода из пород способствует щелочная среда, восстановительная обстановка и температура.

По составу йодные воды являются хлоридно-гидрокарбонатными или гидрокарбонатно-хлоридными натриевыми.

В распространении и содержании йода в подземных водах проявляется определенная зависимость от возраста водовмещающих пород. Так, в бассейнах областей мезозой- кайнозойской складчатости среднее содержание йода в подземных водах составляет 36,3 мг/л, а водах палеозойской складчатости 12,5 мг/л.

В неокомском комплексе центральной зоны Западно-Сибирского мегабассейна воды имеют минерализацию 11 – 27 г/л, а содержание йода составляет 18-34 мг/л.

На первом месте по производству йода в мире находится Япония, Россия находится на 3 месте. Цена за тонну йода составляет около 33 тыс. долларов.

Стронций традиционно извлекается из обогащенных стронцием минералов. Однако, 24% мировых запасов стронция находится в подземных водах. В настоящее время имеются технологии извлечения стронция из подземных вод.

В юрских отложениях Западно-Сибирского мегабассейна на месторождениях  Ямало –Ненецкого автономного округа – Фестивальном и Харампурском воды хлоридно-кальциевые и имеют минерализацию 18,5-19 г/л, содержание стронция составляет 79-163 мг/л (0,6%), что ниже установленных в нашей стране кондиций (300 мг/л). Цена стронция на мировом рынке составляет 1200 – 1500 долл. за тонну. Поэтому, даже большие запасы вод нефтяных месторождений северной части Западной Сибири не оправдают затрат на его производство. Однако, потребности в стронции в нашей стране удовлетворяются, в основном, за счет импорта, а также переработки апатитового концентрата, где карбонат стронция составляет 2,4%.

До 63% мировых запасов лития содержится в подземных водах. Около 30% производится из подземных и поверхностных вод. Наиболее передовые технологии извлечения лития развиты в USA. В штатах Мичиган и Оклахома нефтяные воды содержат до 3 г/л лития.

В Рф принята кондиция для лития в 10 мг/л. По состоянию на начало 2008 г., цена за тонну лития составила 6,3 тыс. долларов. Таким образом, извлечение лития из нефтяных вод месторождений Ямало-Ненецкого округа при использовании современных технологий может оказаться рентабельным, учитывая большие запасы вод.

Интересно рассмотреть возможность извлечения некоторых редких элементов из нефтяных вод Ямало – Ненецкого автономного округа. Вопрос извлечения скандия, цезия и германия носит сложный характер.

Содержание скандия в нефтяных водах составляет до 0,012 мг/л. Кондиционное содержание для скандия не установлено, но известно что скандий добывается из попутных бокситовых и урановых руд с содержанием от 0,00001% до 0,002%. Содержание скандия в морской воде составляет 4х10-5 мг/л. Цена на скандий доходит до 206 тыс. долл. за килограмм.

 

А.Н. Воронов, А.В. Тудвачев

Геологический факультет СПбГУ

ИЗВЛЕЧЕНИЕ ПРОМЫШЛЕННЫХ КОМПОНЕНТОВ ИЗ ПОПУТНЫХ НЕ,попутные нефтяные воды, технологии очистки воды

 

xn--80adxqwa5e.xn--p1ai

ИЗВЛЕЧЕНИЕ ПРОМЫШЛЕННЫХ КОМПОНЕНТОВ ИЗ ПОПУТНЫХ НЕФТЯНЫХ ВОД.

Originally published at Профессионально об энергетике. Please leave any comments there.

А.Н. Воронов, А.В. Тудвачев

Геологический факультет СПбГУ

199034, г. Санкт-Петербург, Университетская наб. д.7/9, [email protected][email protected]

Вместе с нефтью на нефтяных промыслах извлекается огромное количество подземной воды. Чем дольше длится эксплуатация месторождения, тем большее количество воды поднимается на поверхность. В некоторых случаях количество извлекаемой воды достигает 90%. Наивысшее количество воды фиксируется при полном обводнении скважин. Так как извлекаемые компоненты используются, главным образом, в промышленности, они получили не совсем удачное название «промышленные».

Поскольку эти воды извлекаются с большой глубины, они обладают значительной минерализацией и высоким содержанием ряда ценных компонентов, в большинстве своем относящихся к разряду микрокомпонентов.

Конечно, интересы нефтяников и гидрогеологов – промысловиков прямо противоположны. Однако, они легко могут быть объединены, если учесть цена получаемого гидроминерального сырья, цена которого в оптимальных случаях может достигать или даже превышать цена нефтяных углеводородов.

Вопрос извлечения микроэлементов из попутных нефтяных вод необходимо рассматривать с экономической точки зрения. Для организации производства по извлечению промышленно ценных компонентов из попутных нефтяных вод нужно учитывать следующие моменты:

1.   Значения концентраций потенциально извлекаемых компонентов в водах.

2.   Общий расход (объем) попутных вод поступающий с площади месторождения за единицу времени.

3.   Эффективность технологии извлечения компонентов.

4.   Спрос и цены на мировых и внутренних рынках на перспективное сырье.

Наибольшие концентрации в нефтяных водах наблюдаются для брома. Количество брома в рассолах достигает 6-7 г/л. При содержании брома более 250 мг/л добыча брома становится рентабельной. В зоне распространения хлор – кальциевых вод отмечается рост содержания брома с увеличением минерализации и метаморфизации вод. Бром отличается высокой растворимостью в воде. Соли брома (бромиды) способны на 95% растворяться в воде. Основное количество брома накапливается в морских и океанических водах (содержание брома в морской воде составляет порядка 65 г/л). В процессе галогенеза бром постепенно накапливается в рассолах по мере увеличения минерализации. Бром поступает в подземные воды за счет растворения галогенных пород.

Бромные воды и рассолы имеют широкое распространение в нефтегазоносных бассейнах. Они развиты на большей части Восточно-Европейской и Сибирской платформ. В Северо-Двинском бассейне в отложениях палеозоя бромные рассолы с минерализацией до 190 г/л содержат 375-900 мг/л брома. На юге Тиммана, в Печорском бассейне в отложениях кембрия – палеогена скважинами вскрыты рассолы с минерализацией от 50 до 235 г/л и содержанием брома до 800 мг/л (Нижняя Омра, Северная Сылва).

В Припятском прогибе в ультракрепких рассолах содержание брома достигает 3,6 г/л.

В Поволжье бромные воды и рассолы распространены почти повсеместно. В Пермской области вплоть до восточной границы Предуральского прогиба ультракрепкие бромные рассолы распространены ниже ангидритовых пермских отложений и содержат до 1,8 г/л брома (Краснокамск).

В пределах Сибирской платформы  в глубоких горизонтах Конского, Среднеангарского, Ленско-Вилюйского бассейнов на глубине 2-3 км развиты ультракрепкие рассолы с содержанием брома до 7 г/л. В Иркутском бассейне в рассолах карбоновых отложений мотской свиты, на месторождениях Братское, Среднеботубинское в водах с минерализацией 290-450 г/л содержание брома составляет 5-6 г/л.

Не исключено, что новые месторождения, обнаруженные в акваториальной части древних платформ, также будут содержать кондиционные концентрации брома.

В Рф около 70% брома добывают из подземных вод. Остальные 30% получают из рапы озер и морских заливов и отходов калийного производства. Добывают бром из рассолов Краснокамского в Пермской области. Используются воды хлоридного – кальциевого –  натриевого состава.

По добыче брома Россия находится на 4 месте уступая USA, Англии, Германии и Израилю. Мировое производство брома оценивается порядка 550 тыс. тонн в г., цена на бром составляет около 1 тыс. долл. за тонну. Россия импортирует бром из USA и Израиля в объема 20-25 тыс. тонн в г..

Другим распространенным галогеном, получаемым из подземных вод, является йод. Йод не концентрируется в горных породах, сырьем для его получения служит гидросфера и водная растительность. Йод содержится в водах с невысокой минерализацией. Накопление йода в воде ассоциируется с повышенным содержанием органических веществ. Главные концентраторы йода – морские растения и организмы. В составе растений преобладают минеральные формы йода – йодиты. Так как водорослевый материал отлагается на участках опресненной морской воды, то йод, прежде всего, связан с седиментационными водами пониженной минерализации. Для вод  нефтяных месторождений характерны высокие концентрации йода. Взаимодействие пород с подземными водами происходит с участием органического вещества, которое регулирует концентрацию и форму миграции йода в подземных водах. В минерализованных водах переходу йода из пород способствует щелочная среда, восстановительная обстановка и температура.

По составу йодные воды являются хлоридно-гидрокарбонатными или гидрокарбонатно-хлоридными натриевыми.

В распространении и содержании йода в подземных водах проявляется определенная зависимость от возраста водовмещающих пород. Так, в бассейнах областей мезозой- кайнозойской складчатости среднее содержание йода в подземных водах составляет 36,3 мг/л, а водах палеозойской складчатости 12,5 мг/л.

В неокомском комплексе центральной зоны Западно-Сибирского мегабассейна воды имеют минерализацию 11 – 27 г/л, а содержание йода составляет 18-34 мг/л.

На первом месте по производству йода в мире находится Япония, Россия находится на 3 месте. Цена за тонну йода составляет около 33 тыс. долларов.

Стронций традиционно извлекается из обогащенных стронцием минералов. Однако, 24% мировых запасов стронция находится в подземных водах. В настоящее время имеются технологии извлечения стронция из подземных вод.

В юрских отложениях Западно-Сибирского мегабассейна на месторождениях  Ямало –Ненецкого автономного округа – Фестивальном и Харампурском воды хлоридно-кальциевые и имеют минерализацию 18,5-19 г/л, содержание стронция составляет 79-163 мг/л (0,6%), что ниже установленных в нашей стране кондиций (300 мг/л). Цена стронция на мировом рынке составляет 1200 – 1500 долл. за тонну. Поэтому, даже большие запасы вод нефтяных месторождений северной части Западной Сибири не оправдают затрат на его производство. Однако, потребности в стронции в нашей стране удовлетворяются, в основном, за счет импорта, а также переработки апатитового концентрата, где карбонат стронция составляет 2,4%.

До 63% мировых запасов лития содержится в подземных водах. Около 30% производится из подземных и поверхностных вод. Наиболее передовые технологии извлечения лития развиты в USA. В штатах Мичиган и Оклахома нефтяные воды содержат до 3 г/л лития.

В Рф принята кондиция для лития в 10 мг/л. По состоянию на начало 2008 г., цена за тонну лития составила 6,3 тыс. долларов. Таким образом, извлечение лития из нефтяных вод месторождений Ямало-Ненецкого округа при использовании современных технологий может оказаться рентабельным, учитывая большие запасы вод.

Интересно рассмотреть возможность извлечения некоторых редких элементов из нефтяных вод Ямало – Ненецкого автономного округа. Вопрос извлечения скандия, цезия и германия носит сложный характер.

Содержание скандия в нефтяных водах составляет до 0,012 мг/л. Кондиционное содержание для скандия не установлено, но известно что скандий добывается из попутных бокситовых и урановых руд с содержанием от 0,00001% до 0,002%. Содержание скандия в морской воде составляет 4х10-5 мг/л. Цена на скандий доходит до 206 тыс. долл. за килограмм.

Цезий содержится в нефтяных водах в количестве 0,036 мг/л.   Цезий входит в группу химических элементов с ограниченными запасами. Общие выявленные мировые ресурсы руд составляют около 180 тыс. тонн (в пересчёте на окись цезия), но они крайне распылены. Минералы цезия – поллуцит и редкий авогадрит. Цезий присутствует в виде примеси в богатых калием алюмосиликатах: лепидолите, флогопите, также в карналлите. Мировое производство цезия оценивается порядка 9 тонн в г., а фиксированная цена не установлена, можно предположить, что она будет очень высокой. Добыча цезия из минералов имеет недостатки, которые обусловлена его неполным извлечением из руд, и в процессе эксплуатации материала он рассеивается и потому безвозвратно теряется. Запасы руд цезия очень ограничены и не могут обеспечить постоянно растущий спрос, который оценивается около 85 тонн. в г.. Поэтому, добыча цезия, при наличии технологии, из нефтяных вод месторождений Ямало-Ненецкого округа может быть рентабельна.

Содержание германия, как и скандия, доходит до 0,012 мг/л. Кондиционное содержание германия в подземных водах – 0,05 мг/л. Минералов, содержащих германий, пока известно пять, и все редкие, не имеющие промышленного значения. Это аргиродит (в котором и был открыт германий), канфильдит, германит, реньерит и штоттит. Содержание германия в морской воде составляет 7 х 10-5 г/л. Цена германия составляет порядка 850000 долл. за тонну. Поэтому получение германия может тоже представлять интерес.

Чтобы не зависеть от импорта, необходимо налаживать получение брома и йода из нефтяных вод. Вопрос извлечения редких микроэлементов, таких как скандий, цезий, германий и др., требует дополнительных исследований попутных нефтяных вод не только в Западной Сибири, но и по все стране. Так же необходима работа над  новыми технологиями по максимальному комплексному извлечению микроэлементов из подземных вод, и экономическому обоснованию.Литература

  1. Коган Б.И., Названова В. А., Солодов Н.А., Рубидий и цезий, М.: 1971
  2. Плющев В. Е., Степин Б. Д., Химия и технология соединений лития, рубидия и цезия, М.: 1970;
  3. Седенко С.М. Химия и Жизнь №3, 1982 г., с. 56-62

4. Справочник «Воды нефтяных и газовых месторождений СССР» под ред. Л.М. Зорькина М.:1989

poisk.livejournal.com

Установка отделения и очистки попутно добываемой с нефтью воды (варианты)

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к установкам предварительного сброса воды, и может использоваться на нефтепромыслах. Установка включает скважины с трубопроводом, отстойник, разделенный глухой перегородкой на секцию отделения воды от нефти, сообщенную с трубопроводом, и секцию отстаивания воды, сообщенную с системой ППД. Нефтесборный коллектор сообщен с обеими секциями, секция отделения воды от нефти и секция отстаивания воды сообщены трубопроводом загрязненной воды через регулирующий клапан и коалесцирующий фильтр. Контрольный датчик выполнен в виде межфазного уровнемера, расположенного в секции отделения воды от нефти. На трубопроводе может быть установлено устройство для предварительного отбора попутного нефтяного газа, оснащенное газосборным коллектором, который соединен с нефтесборным коллектором. Технический результат состоит в повышении эффективности разделения водонефтяной эмульсии на нефть и воду. 2 н. и 10 з.п. ф-лы, 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности, к установкам предварительного сброса воды, и может использоваться на нефтепромыслах.

Известна установка для предварительного сброса воды (см. патент RU 2230594, В01В 17/00, опубл. Бюл. №17 от 20.06.2004 г.), включающая аппарат предварительного разделения продукции скважин на фазы с линиями отвода их в нефтяной и водяной сепараторы, буферные емкости для нефти и воды с насосами и подогреватель.

Недостатками известной схемы являются, во-первых, громоздкость установки, в частности, большое количество отстойного и емкостного оборудования, во-вторых, высокие капитальные и эксплуатационные затраты, в-третьих, нечеткое разделение жидкости в технологическом оборудовании на нефть и воду вследствие отсутствия подачи деэмульгатора в продукцию скважин (особенно для высоковязких нефтей).

Ближайшим техническим решением является установка для добычи, предварительного обезвоживания нефти и утилизации воды (авт. св. №1604393, B01D 17/00, опубл. БИ №41 от 07.11.1990 г.), включающая скважины, сепаратор, отстойник с нефтяным отсеком, нефтесборный коллектор, систему поддержания пластового давления и газосборный коллектор.

Недостатками данной установки для добычи, предварительного обезвоживания нефти и утилизации воды являются, во-первых, нечеткое разделение жидкости в сепараторе на нефть и воду вследствие наличия барботажа газа (особенно для нефтей с высоким газовым фактором) и отсутствия подачи деэмульгатора в продукцию скважин (особенно для высоковязких нефтей), во-вторых, сложность осуществления флотационной очистки воды в отстойнике вследствие необходимости получения пузырьков газа определенного размера, в-третьих, отсутствие автоматического контроля качества очищаемой воды.

Техническими задачами предлагаемого изобретения являются: достижение эффективного разделения водонефтяной эмульсии на нефть и воду, достижение эффективной очистки воды до необходимого качества, обеспечение автоматического контроля и регулирования качества очищаемой воды.

Технические задачи решаются установкой отделения и очистки попутно добываемой с нефтью воды, включающей скважины с трубопроводом, отстойник, разделенный перегородкой, сообщенный с системой поддержания пластового давления (ППД) через трубопровод очищенной воды и насос откачки воды, нефтесборный коллектор, контрольный датчик, соединенный функционально с регулирующим клапаном.

Новым является то, что перегородка в отстойнике выполнена «глухой», разделяющей его на секцию отделения воды от нефти, сообщенной с трубопроводом, и секцию отстаивания воды, сообщенной с системой ППД, при этом нефтесборный коллектор сообщен с обеими секциями с возможностью отбора нефти из их верхних точек, секция отделения воды от нефти и секция отстаивания воды сообщены трубопроводом загрязненной воды через регулирующий клапан и коалесцирующий фильтр для укрупнения капель нефти, а контрольный датчик выполнен в виде межфазного уровнемера, расположенного в секции отделения воды от нефти.

Технические задачи также решаются установкой отделения и очистки попутно добываемой с нефтью воды, включающей скважины с трубопроводом, отстойник, разделенный перегородкой, сообщенный с системой ППД через трубопровод очищенной воды, и насос откачки воды, нефтесборный и газосборный коллекторы, контрольный датчик, соединенный функционально с регулирующим клапаном.

Новым в ней является то, что перегородка в отстойнике выполнена «глухой», разделяющей его на секцию отделения воды от нефти, сообщенной с трубопроводом, и секцию отстаивания воды, сообщенной с системой ППД, при этом нефтесборный коллектор сообщен с обеими секциями с возможностью отбора нефти из их верхних точек, секция отделения воды от нефти и секция отстаивания воды сообщены трубопроводом загрязненной воды через регулирующий клапан и коалесцирующий фильтр для укрупнения капель нефти, а контрольный датчик выполнен в виде межфазного уровнемера, расположенного в секции отделения воды от нефти, при этом на трубопроводе установлено устройство для предварительного отбора попутного нефтяного газа, оснащенного газосборным коллектором, который соединен с нефтесборным коллектором.

Новым также является то, что перед отстойником на трубопроводе установлен коалесцер для разрушения эмульсии.

Новым также является то, что скважины оборудованы блоками подачи реагентов.

Новым также является то, что перед отстойником на трубопроводе очищенной воды установлен прибор автоматического контроля качества воды.

Новым также является то, что регулирующий клапан функционально связан с прибором автоматического контроля качества воды.

Новым также является то, что насос откачки оборудован частотным регулятором электродвигателя, функционально связанным с прибором автоматического контроля качества воды.

На чертеже представлена схема установки отделения и очистки попутно добываемой с нефтью воды.

Установка отделения и очистки попутно добываемой с нефтью воды включает скважины 1 с трубопроводом 2, отстойник 3, разделенный на две секции «глухой» перегородкой 4 (например, эллиптической): секцию 5 для отделения воды от нефти и секцию 6 для отстаивания воды, контрольный датчик 7, коалесцирующий фильтр 8 для очистки воды, нефтесборный коллектор 9, регулирующий клапан 10 на трубопроводе 11 загрязненной воды, насос 12 откачки воды. Скважины 1 могут быть оборудованы блоками 13 подачи реагента, после отстойника 3 на трубопроводе очищенной воды 14 может быть установлен прибор 15 автоматического контроля качества воды. Кроме этого, насос 12 откачки воды может быть оборудован частотным регулятором 16 электродвигателя 17. Перед отстойником 3 на трубопроводе 2 могут быть также установлены устройство 18 для предварительного отбора попутного нефтяного газа через газосборный коллектор 19 и/или коалесцер 20 для разрушения эмульсии.

Установка отделения и очистки попутно добываемой с нефтью воды работает следующим образом.

Продукция I скважин 1 поступает в секцию 5 для отделения воды от нефти отстойника 3. На скважинах 1 при необходимости (например, в случае поступления со скважин 1 устойчивой водонефтяной эмульсии) возможна установка блоков 13 подачи реагента для обработки продукции I скважин 1 реагентом II (например, деэмульгатор, ингибитор коррозии, ингибитор парафиноотложений и т.д.). Перед отстойником 3 при необходимости (например, в случае поступления нефти с высоким газовым фактором) возможна установка на трубопроводе 2 устройства 18 для предварительного отбора попутного нефтяного газа III, который по газосборному коллектору 19 направляется в нефтесборный коллектор 9. Перед отстойником 3 при необходимости (например, в случае поступления со скважин 1 устойчивой водонефтяной эмульсии) возможна также установка на трубопроводе 2 коалесцера 20 для разрушения эмульсии за счет укрупнения капель воды. В секции 5 отстойника 3 происходит разделение водонефтяной эмульсии на нефть и воду, при этом капли воды под действием гравитационной силы оседают вниз, а капли нефти поднимаются вверх. Отделившаяся нефть и попутный нефтяной газ общим потоком IV из секции 5 отстойника 3 направляются в нефтесборный коллектор 9. Межфазный уровень «вода - нефть» в секции 5 отстойника 3 регулируется с помощью регулирующего клапана 10, установленного на трубопроводе 11 загрязненной воды, сбрасываемой из секции 5. Сигнал на регулирующий клапан 10 подается с контрольного датчика 7, выполненного в виде межфазного уровнемера, расположенного в секции 5 отделения воды от нефти. Из секции 5 отстойника 3 отделившаяся загрязненная вода V поступает в коалесцирующий фильтр 8, установленный на трубопроводе 11 загрязненной воды. В коалесцирующем фильтре 8 происходит укрупнение оставшихся в воде мелких капель нефти за счет прохождения воды через специальный коалесцирующий материал. После этого вода направляется в секцию 6 отстойника 3 для отстаивания воды, где происходит окончательная доочистка воды от нефти. Уловленная в секции 6 отстойника 3 нефть VI периодически сбрасывается в нефтесборный коллектор 9. Очищенная вода VII из секции 6 отстойника 3 насосом 12 откачки воды направляется в систему ППД. При выходе очищенной воды VII по трубопроводу 14 очищенной воды из отстойника 3 при необходимости (например, в случае необходимости автоматического контроля качества воды) возможна установка на трубопроводе 14 очищенной воды прибора 15 автоматического контроля качества воды (например, прибор «СТОК»). При этом регулирование качества воды может осуществляться по показаниям прибора 15 автоматического контроля качества воды посредством изменения межфазного уровня «нефть - вода» в секции 5 отстойника 3 в ручном или автоматическом режимах через изменение степени открытия/закрытия регулирующего клапана 10. Насос 12 откачки воды при необходимости (например, в случае необходимости регулирования расхода откачиваемой очищенной воды VII) может быть оборудован частотным регулятором 16 электродвигателя 17. При этом регулирование качества воды может осуществляться по показаниям прибора 15 автоматического контроля качества воды посредством изменения межфазного уровня «нефть - вода» в секции 5 отстойника 3 через изменение расхода откачиваемой очищенной воды VII с помощью частотного регулятора 16 электродвигателя 17 насоса 12 откачки воды.

Предлагаемая установка отделения и очистки попутно добываемой с нефтью воды имеет следующие преимущества: достигается эффективное разделение водонефтяной эмульсии на нефть и воду за счет оборудования скважин блоками подачи реагентов, использования устройства для предварительного отбора попутного нефтяного газа и коалесцера для разрушения эмульсии; достигается эффективная очистка воды до необходимого качества за счет использования коалесцирующего фильтра для укрупнения капель нефти, обеспечивается автоматический контроль качества очищаемой воды, что позволяет более оперативно регулировать качество воды, направляемой в систему ППД.

1. Установка отделения и очистки попутно добываемой с нефтью воды, включающая скважины с трубопроводом, отстойник, разделенный перегородкой, сообщенный с системой поддержания пластового давления (ППД) через трубопровод очищенной воды, и насос откачки воды, нефтесборный коллектор, контрольный датчик, соединенный функционально с регулирующим клапаном, отличающаяся тем, что перегородка в отстойнике выполнена «глухой», разделяющей его на секцию отделения воды от нефти, сообщенную с трубопроводом, и секцию отстаивания воды, сообщенную с системой ППД, при этом нефтесборный коллектор сообщен с обеими секциями с возможностью отбора нефти из их верхних точек, секция отделения воды от нефти и секция отстаивания воды сообщены трубопроводом загрязненной воды через регулирующий клапан и коалесцирующий фильтр для укрупнения капель нефти, а контрольный датчик выполнен в виде межфазного уровнемера, расположенного в секции отделения воды от нефти.

2. Установка по п.1, отличающаяся тем, что перед отстойником на трубопроводе установлен коалесцер для разрушения эмульсии.

3. Установка по п.1 или 2, отличающаяся тем, что скважины оборудованы блоками подачи реагентов.

4. Установка по п.1, отличающаяся тем, что после отстойника на трубопроводе очищенной воды установлен прибор автоматического контроля качества воды.

5. Установка по п.4, отличающаяся тем, что регулирующий клапан функционально связан с прибором автоматического контроля качества воды.

6. Установка по п.4, отличающаяся тем, что насос откачки оборудован частотным регулятором электродвигателя, функционально связанным с прибором автоматического контроля качества воды.

7. Установка отделения и очистки попутно добываемой с нефтью воды, включающая скважины с трубопроводом, отстойник, разделенный перегородкой, сообщенный с системой ППД через трубопровод очищенной воды и насос откачки воды, нефтесборный и газосборный коллекторы, контрольный датчик, соединенный функционально с регулирующим клапаном, отличающаяся тем, что перегородка в отстойнике выполнена «глухой», разделяющей его на секцию отделения воды от нефти, сообщенную с трубопроводом, и секцию отстаивания воды, сообщенную с системой ППД, при этом нефтесборный коллектор сообщен с обеими секциями с возможностью отбора нефти из их верхних точек, секция отделения воды от нефти и секция отстаивания воды сообщены трубопроводом загрязненной воды через регулирующий клапан и коалесцирующий фильтр для укрупнения капель нефти, а контрольный датчик выполнен в виде межфазного уровнемера, расположенного в секции отделения воды от нефти, при этом на трубопроводе установлено устройство для предварительного отбора попутного нефтяного газа, оснащенное газосборным коллектором, который соединен с нефтесборным коллектором.

8. Установка по п.7, отличающаяся тем, что перед отстойником на трубопроводе установлен коалесцер для разрушения эмульсии.

9. Установка по п.7 или 8, отличающаяся тем, что скважины оборудованы блоками подачи реагентов.

10. Установка по п.7, отличающаяся тем, что после отстойника на трубопроводе очищенной воды установлен прибор автоматического контроля качества воды.

11. Установка по п.10, отличающаяся тем, что регулирующий клапан функционально связан с прибором автоматического контроля качества воды.

12. Установка по п.10, отличающаяся тем, что насос откачки оборудован частотным регулятором электродвигателя, функционально связанным с прибором автоматического контроля качества воды.

www.findpatent.ru

Гидрохимические методы контроля за разработкой подсолевых и межсолевых нефтяных залежей (на примере месторождений Беларуси)

Часть I. Определение природы попутно добываемых вод
В.Д. Порошин, В.П. Хайнак, А.Г. Морозов
(БелНИПИнефть)

Существенное сокращение объемов геологоразведочных работ практически во всех нефтегазодобывающих регионах бывшего СССР, в т.ч. и в Беларуси, а также отсутствие новых более или менее крупных открытий привели к тому, что основная добыча нефти здесь осуществляется в “старых” районах (характеризующихся высокой степенью освоенности начальных суммарных ресурсов углеводородов), наиболее крупные залежи нефти которых находятся на поздних стадиях разработки и отличаются высокой степенью обводненности добываемой продукции. Поэтому в последние годы в таких регионах все более и более пристальное внимание уделяется контролю за разработкой нефтяных месторождений и эксплуатацией добывающих скважин.

К сожалению, приходится констатировать, что традиционные промыслово-геофизические и гидродинамические методы по различным причинам не позволяют вести этот контроль на должном уровне. В целях расширения возможностей и повышения эффективности использования названных методов на нефтяных месторождениях Беларуси (как и в других нефтегазодобывающих регионах) затрачиваются весьма большие средства на закупку дорогостоящего (преимущественно импортного) оборудования, техники, компьютерных программ и т.д., однако, существенного качественного сдвига в вопросе повышения эффективности использования традиционных методов контроля за разработкой нефтяных месторождений не отмечается. Учитывая это, несколько лет назад в институте БелНИПИнефть сформировалось и начало активно развиваться новое для Беларуси направление исследований, связанное с оценкой возможности использования в нефтепромысловом деле гидрохимических данных.

Следует отметить, что вопросам контроля за разработкой нефтяных залежей и эксплуатацией добывающих скважин с помощью сведений о химическом составе попутно добываемых с нефтью вод посвящены многие публикации, в том числе несколько обстоятельных монографий [1-4]. Однако, отраженные в этих публикациях результаты исследований основаны преимущественно на материалах по разработке нефтяных залежей в регионах, характеризующихся отсутствием в геологическом разрезе мощных соленосных толщ и относительно небольшой минерализацией пластовых вод — до 300 г/л. Подсолевые и межсолевые залежи нефти целого ряда регионов (Иркутский амфитеатр, Тунгусский бассейн, Триасовая провинция в Алжире, осадочные бассейны штата Мичиган в США), в том числе и Припятского прогиба отличаются весьма высокой минерализацией приконтурных рассолов (330-450 г/л и более), нередко предельным содержанием в них многих легко- и труднорастворимых солей, способных при изменении термобарических условий и при смешении с другими водами переходить из жидкой фазы в твердую и обратно, а также наличием в продуктивных породах катагенетических галитовых, сульфатных и карбонатных выполнений трещин, пор и каверн [5-9]. Все это создало предпосылки для протекания в разрабатываемых белорусских залежах нефти широкомасштабных процессов растворения вторичных выполнений, а также выпадения минеральных новообразований, что, в конечном итоге, приводит к существенному изменению состава попутных вод и фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пород [10]. В связи с этим предложенные ранее гидрохимические методы контроля за разработкой нефтяных месторождений оказались совершенно неприемлемыми или малоприемлемыми к условиям белорусских нефтяных месторождений. Последнее свидетельствовало о необходимости разработки новых и усовершенствования существующих методов обработки и интерпретации гидрохимических данных применительно к условиям нефтяных месторождений Беларуси с целью более широкого и эффективного их использования в нефтепромысловом деле. Решению этих вопросов и посвящена публикуемая в журнале серия статей.

В основу исследований положен фактический материал по химическому составу пластовых (3 805 результатов химических анализов), закачиваемых (617) и попутно добываемых с нефтью (2470) вод, сведения о плотностях нефтепромысловых вод ( 388 923 данных), плотностях нефтей ( 223 541) и содержанию в них хлоридных солей ( 220 703 определений).

Подчеркнем, что практически все вышеприведенные аналитические исследования ранее выполнялись в соответствии с существующими регламентирующими документами и в своей основе не были предназначены для контроля за разработкой нефтяных залежей. Поэтому данные материалы для рассматриваемой цели практически не использовались, и только в конце 90х годов нефтепромысловые гидрохимические исследования в Беларуси находят все более и более широкое применение на практике.

Методологические основы исследований заключались прежде всего в сборе и разбраковке всего фактического материала, создании соответствующих банков данных и пакета прикладных программ по их обработке, выборе теоретической концепции и попытке ее адаптации применительно к белорусским нефтяным месторождениям, наработке новых теоретических положений, позволяющих разрабатывать оригинальные и наиболее эффективные методы обработки гидрохимической информации и интерпретации полученных результатов применительно к контролю за разработкой залежей нефти.

Для решения поставленных задач применялись как известные, ранее разработанные преимущественно в бывшем СССР, так и предложенные авторами методы, которые уже хорошо зарекомендовали себя на практике.

С помощью этих методов можно решать не только оперативные, но и ретроспективные нефтепромысловые задачи, что позволяет выяснять как положительный, так и отрицательный опыт разработки белорусских нефтяных месторождений и, соответственно, использовать этот опыт на практике.

Результаты обработки массовых гидрохимических данных, полученные в последнее время, указывают не только на целесообразность, но и высокую эффективность использования предложенных методов при решении целого ряда весьма непростых, но очень важных нефтепромысловых задач:

- определение природы попутно добываемых с нефтью вод;

- контроль за изменением сети фильтрационных каналов;

- оценка доли закачиваемых вод в попутно добываемых и объемов пластовых вод, внедрившихся в залежь;

- балансовые расчеты объемных изменений в залежи за счет происходивших литогидрохимических процессов и электрострикции;

- выделение наиболее промытых участков залежей;

-         изучение направлений и скоростей передвижения закачиваемых вод в пределах залежи;

-         прогнозирование солеотложений и выработка методов борьбы с этим явлением;

-         оценка качества проведенных геолого-технических мероприятий и определение сроков выхода скважин на нормальный режим работы;

-         прогноз времени обводнения продукции добывающих скважин.

Рассмотрим суть каждого из гидрохимических методов контроля за разработкой нефтяных месторождений и продемонстрируем возможности их использования на конкретных примерах.

1.      Определение природы попутно добываемых вод

Вопросы о природе попутно добываемых вод (техногенные, закачиваемые, пластовые), как правило, появляются уже при первых случаях получения из скважины обводненной продукции. Потом они периодически возникают в процессе эксплуатации обводнившихся скважин, особенно после резкого роста обводненности добываемой продукции и проведения различного рода геолого-технических мероприятий. Это и понятно, т.к. зная происхождение добываемой воды, проще принимать наиболее оптимальные решения по вопросам режима эксплуатации нагнетательных и добывающих скважин, а также по вопросам рациональной разработки залежей нефти в целом.

Происхождение же попутных вод можно установить в том случае, когда нам известен химический состав и физические свойства (плотность) пластовых, закачиваемых и самих, добываемых с нефтью вод. Поэтому в начале этого раздела мы приведем краткую характеристику всех названных типов вод, а лишь потом остановимся на подходах и конкретных примерах решения стоящей задачи.

Итак, в подсолевых отложениях Припятского прогиба широкое распространение получили крепкие и весьма крепкие хлоркальциевые рассолы с минерализацией до 447 г/л. Западные и восточные окраинные участки прогиба, расположенные в непосредственной близости от зон выклинивания соленосных толщ, отличаются более низкой минерализацией вод (до 300-320 г/л) и хлоридно-натриевым составом.

Содержание сульфат-ионов в подсолевых подземных водах внутренних частей прогиба редко превышает 500 мг/л, а брома обычно составляет 2-4 г/л. В окраинных частях бассейна отмечается несколько повышенное содержание сульфатов (до 2 г/л) и весьма низкое содержание брома (0,1-0,5 г/л). Суммарное содержание сульфат- и гидрокарбонат-ионов даже в пределах этих территорий обычно не превышает 1-2 процент-эквивалентов.

Пластовые воды подсолевого терригенного комплекса отличаются от вышезалегающих горизонтов несколько повышенными минерализацией, концентрацией щелочноземельных металлов и брома, а также пониженным содержанием йода и аммония.

В межсолевом нефтегазоносном комплексе рассматриваемого региона наибольшее распространение получили крепкие хлоркальциевые рассолы с минерализацией до 395 г/л, отличающиеся от подсолевых несколько пониженными концентрациями кальция и магния, а также брома и повышенными содержаниями сульфат-ионов, йода и аммония. В окраинных частях (прежде всего западных и восточных) прогиба, где этот комплекс залегает на небольших глубинах и перекрыт маломощными соленосными пластами, встречены в основном воды пониженной минерализации, преимущественно хлоридно-натриевого состава. За пределами распространения соленосных толщ их состав мало чем отличается от надсолевых рассолов.

Пластовые воды соленосных отложений имеют спорадическое распространение в Припятском прогибе и приурочены к галитовой подтолще верхней соленосной толщи. По ионно-солевому составу их также следует отнести к рассолам хлоркальциевого типа. Однако состав этих вод менее постоянен, чем рассолов нижележащих горизонтов и, тем не менее, они в значительной мере схожи с рассолами нижележащих комплексов.

В надсолевых отложениях прогиба выделяются два гидрогеологических комплекса: нижний надсолевой, связанный с палеозойскими породами, и верхний — мезо-кайнозойский. Верхний гидрогеологический комплекс содержит пресные и маломинерализованные воды, связанные с зоной интенсивного водообмена. Подземные воды надсолевых девонских и каменноугольных отложений являются преимущественно хлоридно-натриевыми, минерализация которых колеблется от 30 до 300 г/л.

Для специалистов, работающих в области нефтепромысловой геологии и разработки нефтяных месторождений, особый интерес представляет химический состав пластовых вод конкретных, разрабатываемых в настоящее время, нефтяных месторождений. Эти данные необходимы для решения многих нефтепромысловых задач: выяснения природы попутных вод, выявления заколонных перетоков, оценки доли пластовых вод в попутно добываемых рассолах и объемов пластовых вод, внедрившихся в залежь и т.д.

В связи с этим, используя только представительные данные, полученные после разбраковки гидрогеохимических материалов по разработанной нами методике [11], была составлена таблица осредненного и сбалансированного состава пластовых вод разрабатываемых нефтяных месторождений Беларуси (табл. 1). Приводимые в данной таблице сведения необходимы для составления различного рода проектных документов, а также для изучения ряда весьма важных оперативных и ретроспективных задач, примеры решения которых приведены в настоящей работе.

Как известно, разработка подавляющего большинства нефтяных месторождений Беларуси ведется с применением искусственного заводнения. Для закачки в пласт используются воды различного химического состава (от пресных до высокоминерализованных). Эти воды, смешиваясь в пластовых условиях с крепкими хлоркальциевыми рассолами, существенно изменяют начальную гидрохимическую обстановку в пластах, формируют минерализацию и химический состав добываемых совместно с нефтью попутных вод.

В связи с тем, что химический состав пластовых вод нефтяных залежей Беларуси различается не очень существенно (см. табл. 1), состав попутных вод в значительной степени зависит от состава закачиваемых для ППД вод.

В начальный период освоения первых нефтяных месторождений в разрабатываемые залежи закачивались пресные воды из рек, водоемов, из скважин, пробуренных на верхние водоносные горизонты, а также различного рода сточные воды. В настоящее время в пласты закачиваются пять различных типов вод (табл. 2). Так, в Березинское, Полесское и Мармовичское месторождения закачиваются пресные воды, представляющие собой отходы завода искусственного волокна (ЗИВ, г. Светлогорск). На ряде новых мелких месторождений, отдаленных от основных коммуникаций (Левашовское, Судовицкое, С-Домановичское и др.) используются воды невысокой минерализации из пермо-триасовых отложений. В остальные месторождения нагнетаются хлоркальциевые рассолы, представляющие собой смеси пресной и попутной вод в различных пропорциях. Целая группа месторождений 2го и 3го нефтепромыслов (Дубровское, Золотухинское, Сосновское, Ю-Сосновское, Давыдовское) заводняется практически только попутно добываемыми рассолами плотностью 1,13 – 1,18 г/см3 с небольшой добавкой пресных сточных вод. На остальных месторождениях 2го нефтепромысла (Осташковичское, Ю-Осташковичское, Тишковское, Первомайское) для поддержания пластового давления используется смесь попутной и пресной воды (плотность 1,04 – 1,09 г/см3) с преобладанием последней. На месторождениях 1го нефтепромысла для ППД также используются смешанные воды, однако в них преобладают попутные. Плотность этих вод обычно составляет 1,09 – 1,13 г/см3. На Вишанском месторождении плотность закачиваемой воды обычно составляет 1,12 – 1,14 г/см3.

Следует отметить, что в отдельные периоды в единичные скважины или в группу нагнетательных скважин по различным причинам могут закачиваться воды иного состава. Например, в скв. 70 Вишанского месторождения и в скв. 70 Золотухинского месторождения периодически нагнетались пресные воды. Пресные воды в течение мая-июня 1997 г. закачивались и в нагнетательные скважины Дубровского месторождения перед проведением на залежи работ, направленных на смену фильтрационных потоков и ограничение водопритока. Однако такие случаи достаточно редки и каждый из них должен учитываться при проведении контроля за разработкой залежей нефти.

Попутные воды нефтяных месторождений Беларуси, как правило, представляют собой хлоркальциевые рассолы различной минерализации. Обычно они характеризуются высокими концентрациями хлора, натрия и кальция, содержание которых в значительной степени определяются составом и процентным соотношением смешивающихся закачиваемых и пластовых вод, протекающими в пластах процессами взаимодействия этих вод с вмещающими породами, а также рядом других причин.

                    Таблица 1
Химический состав пластовых вод основных нефтяных месторождений Беларуси*,
находящихся в промышленной разработке
                     
Месторождение Нефтегазо- носный комплекс** Химический состав вод, мг/л
    Плотн. г/см3 Cl- SO4-- HCO3- Ca++ Mg++ Na+ K+ Br- Mинер. г/л
                         
Речицкое МС 1.222 5.23 200300 226 168 30343 4185 86113 2288 1679 329
  ПСК 1.245 4.92 216446 168 192 61576 6410 55868 4777 2867 352
  ПСТ 1.242 5.09 228156 164 118 71704 10315 41638 2475 3543 362
Вишанское МС 1.240 5.03 220183 166 168 65406 7392 49803 6985 2767 352
  ПСК 1.253 5.26 228845 190 361 71828 9760 44838 7523 3698 365
Осташковичское МС 1.242 5.45 217684 177 266 59523 6734 56676 7863 2635 352
  ПСК 1.249 4.63 222951 186 124 64753 6758 54581 10216 3182 361
Давыдовское МС 1.240 5.01 216852 189 200 57048 6558 60386 7836 2593 350
  ПСК 1.255 5.05 229011 201 336 72658 8953 49672 10498 3621 368
Тишковское ПСК 1.242 4.88 219237 206 157 67954 4896 53443 5687 3355 356
Ю-Осташкович-ское МС 1.218 4.50 200446 265 146 34534 5218 76477 5295 1433 325
  ПСТ 1.260 6.00 218415 378 _ 67334 5350 55200 _ 2930 350
Березинское МС 1.248 5.36 221657 143 359 64194 8729 50847 8106 2851 355
Ю-Сосновское МС 1.231 5.41 208263 155 389 44906 6845 68818 5150 1989 336
Золотухинское МС 1.210 4.63 195035 242 71 28061 3646 86499 1760 1218 317
  ПСК 1.252 5.51 221760 199 156 75472 8335 42405 7421 3835 363
Дубровское МС 1.244 5.83 220799 249 407 64881 5690 54674 7557 2687 356
  ПСК 1.244 5.47 216599 182 703 57933 8090 53025 9414 2791 352
                         
* Осредненный сбалансированный состав. ** МС, ПСК, ПСТ -соответственно залежи нефти верхнесоленосного, межсолевого, подсолевого карбонатного и подсолевого терригенного нефтегазоносных комплексов.
                                                             
Таблица 2
Характерные примеры химического состава закачиваемых вод
N цеха Месторождения Место отбора Дата отбора Плотность, г/см3 Минерализация, г/л рН Химический состав вод: мг/л, мг-экв/л, %-экв
              Cl- HCO3- SO4-- Ca++ Mg++ Na++K+
I Речицкое, Барсу-ковское, Мало-душинское, В-Первомайское, Озерщинское, Ю-Александро-вское УПН 21.02. 2001 1,127 172,6 6,0 107231 3024,6 49,87 131 2,2 0,04 248 5,2 0,09 18286 912,5 15,05 2581 212,4 3,50 44073 1907,1 31,45
II Осташковичское, Ю-Осташ-ковичское, Тишковское БКНС-3,4 16.11. 1997 1,070 108,3 6,5 67355 1899,8 49,75 173 2,8 0,07 324 6,7 0,18 14228 710,0 18,59 1549 127,5 3,34 24657 1071,8 28,07
  Дубровское, Золотухинское ЦППС Осташковичи 28.03. 2001 1,180 251,1 5,3   156591 4416,9 49,90   68 1,1 0,01 380 7,9 0,09 33567 1675,0 18,92 5467 450,0 5,08 53381 2300,9 26,00
III Сосновское, Ю-Сосновское, Давыдовское                      
  Вишанское БКНС-5 Виша 12.10. 1999 1,130 190,9 6,4 117150 3304,4 49,77 130 2,1 0,03 650 13,5 0,21 19040 950,0 14,31 3040 250,0 3,77 50860 2120,0 31,92
  Березинское, Мармовичское, Полесское В/з Якимова Слобода 12.10. 1999 1,000 1,5 7,9 283 8,0 18,35 305 5,0 11.47 425 8,8 20,18 100 5,0 11,47 43 3,4 8,03 328 13,2 30,50

В таблице 3 приведены характерные примеры химического состава попутных вод. Отметим, что общая минерализация и состав попутных вод существенно различаются не только в различных нефтяных залежах, но и в различных участках каждой залежи. Иногда же на состав попутных вод существенное влияние оказывают технологические воды, используемые при глушении скважин, проведении различных геолого-технических мероприятий, промывке соляных пробок в стволах добывающих скважин и т.д.

Химический состав и плотность попутных вод значительно изменяются во времени. При этом, каждая из разрабатываемых залежей нефти характеризуется своими, только ей присущими особенностями изменения химического состава попутных вод как по площади, так и по разрезу в процессе ее разработки. Эти особенности связаны с различными причинами, к основным из которых следует отнести: состав закачиваемых для ППД вод, применяемые системы заводнения, наличие или отсутствие (затрудненность) взаимосвязи залежи с законтурной зоной, литологический состав, тип и характер однородности продуктивных пород-коллекторов, тип залежи (пластовая, массивная, массивно-пластовая) и т.д. Несмотря на все это в изменении химического состава попутных вод большинства залежей прослеживаются и определенные общие черты, которые выдерживаются длительное время. Основной из них является закономерное (нередко заливообразное) увеличение плотности, общей минерализации, содержания натрия, кальция, магния, хлора и других компонентов в попутных водах скважин по мере их удаления от фронта нагнетания.

Первая обстоятельная попытка изучить рассматриваемый вопрос была предпринята в середине 80х годов В.В. Муляком [12]. На основе анализа имевшейся к тому времени информации по отдельным залежам Речицкого, Осташковичского и Вишанского месторождений им несколько условно было выделено 5 этапов изменения химического состава попутных вод, извлекаемых из отдельных скважин.

Первый этап характеризуется постоянным, но небольшим (до 300 мг/л) присутствием хлоридных солей в добываемой безводной нефти, что объяснялось наличием в последней погребенных вод. Второй этап отличается от первого существенным повышением содержания хлоридных солей в безводных нефтях, что связывалось с поступлением небольшого количества пластовых вод в количествах, не фиксируемых аппаратом Динна и Старка. Третий этап характеризуется резким ростом содержания хлоридных солей до величин, соответствующих их содержанию в пластовых водах, которые уже отмечаются в добываемой продукции. Четвертый этап связан с поступлением в скважину смеси пластовых и закачиваемых вод, при этом доля последних постоянно увеличивается. На пятом этапе состав попутных вод практически полностью определяется составом закачиваемых вод [12].

Проведенные авторами данной работы исследования характера изменения состава попутных вод на более чем 20 залежах позволяют в определенной мере подтвердить вышеприведенную, несколько идеализированную схему. Вместе с тем был установлен более сложный характер изменения химического состава вод в продукции отдельных скважин и залежей. Так отмечено огромное количество скважин, где некоторые из вышеописанных этапов ясно не выражены или отсутствуют, некоторые из них просто совмещены. Кроме того, при рассмотрении вышерассмотренных этапов практически не было учтено влияние происходящих в продуктивных пластах процессов взаимодействия закачиваемых вод с породами, а масштабы их проявления, как будет показано ниже, являются очень существенными.

Таблица 3
Химический состав попутных вод нефтяных месторождений Беларуси (характерные анализы)
Месторождение Скв. № Горизонт Дата отбора Плот-ность, г/см3 Мине-рали-зация, г/л рН Химический состав вод, мг/л
              Cl- HCO3- SO4-- Ca++ Mg++ Na++K+
Речицкое 8 zdIV 01.08.95 1,230 340,70 4,0 213000 49 187 40080 9120 78270
  34 zdIV 25.10.95 1,128 190,40 6,4 117150 90 124 20040 2430 50580
  124 zdVIII+IX 19.08.81 1,182 281,40 5,8 179050 97 255 26050 14590 61350
  68 sm 12.03.84 1,173 273,50   176950 90 460 17030 940 74733
Осташковичское 33 el-zd 20.11.87 1,225 348,90 6,9 217870 460 120 69140 3650 57700
  32 el-zd 10.12.80 1,194 290,00 5,8 179050 73 259 20000 12200 73340
  52 el-zd 17.05.93 1,145 217,80 6,5 134900 180 160 24050 4260 54250
  60 el-zd 16.12.74 1,080 109,90 6,8 66690 183 1267 16232 851 24721
  143 sm 15.04.80 1,000 127,10 6,5 78780 49 288 16032 2430 29480
Вишанское 41 п/с 02.11.72 1,267 386,70 5,4 243510 488 165 77156 9120 54681
  101 п/с 16.09.91 1,163 236,60 6,5 149100 120 305 20040 10340 56710
  111 п/с 05.05.89 1,128 182,80 6,4 112250 170 330 16030 3040 51000
Дубровское 20 el-zd 27.09.96 1,233 360,00 3,3 223650 98 220 51100 5740 79510
  8 el-zd 15.07.96 1,185 281,40 5,1 173950 130 150 34070 6080 65060
  40 el-zd 02.12.96 1,161 240,20 6,1 146684 68 383 31062 3523 56970
Березинское 121 zd 15.09.91 1,222 341,50 5,7 213000 38 98 35070 9120 84220
  105 zd 13.05.93 1,125 191,10 6,7 117150 85 330 12020 3650 57890
Тишковское 27 sm 27.09.76 1,232 357,90 5,8 224728 73 329 48098 10336 74290
  50 sm 13.05.93 1,132 194,20 4,9 120700 61 180 28060 3040 42200
Ю-Осташковичское 186 zd 23.01.85 1,225 350,10   219418 134 387 52104 8512 69548
  192 zd 12.08.94 1,184 274,35 3,8 170400 70 130 35070 4860 63820
  187 zd 29.02.80 1,101 126,40 6,0 80700 122 520 20040 6080 18950
Ю-Сосновское 111 zd 31.10.84 1,225 346,50   219418 512 144 38076 15200 73176
  129 zd 12.02.87 1,209 322,35 6,2 200298 122 115 27054 7090 87667
  118 zd 26.07.83 1,132 204,70 6,4 127400 220 120 19040 5470 52780

Следует отметить, что все рассмотренные этапы в изменении химического состава вод отдельных добывающих скважин прослеживаются очень редко. В большинстве же других отмечаются следующие отклонения от рассматриваемой схемы:

1. В значительном количестве скважин первый этап выражен не четко из-за проводимых геолого-технических мероприятий, при которых в скважины подливают воды различного состава.

2. Второй этап у большинства скважин прослеживается неуверенно или вообще отсутствует, что особенно характерно для некоторых месторождений.

3. Первый и второй этапы полностью выпадают при вскрытии добывающими скважинами обводненных пропластков и получении при их испытании обводненной продукции.

4. Третий из выделенных этапов у подавляющего большинства скважин не прослеживается, т.к. обводнение их начинается смешанной (пластовой и закачиваемой водой).

5. Пятый этап в чистом виде прослеживается весьма и весьма редко, т.к. в попутно добываемой воде практически всегда присутствует какое-то количество пластовых рассолов.

6. Кроме того, на третьем, четвертом и пятом этапах обводнения состав воды обогащается существенным количеством растворенных в пласте минералов или обедняется за счет их выпадения в призабойной зоне, в колонне или на нефтепромысловом оборудовании.

7. Выделению третьего, четвертого и пятого этапов зачастую мешают частые подливы вод в скважины при проведении различных ГТМ, ремонтов скважин, мероприятий по борьбе с солеотложениями.

Выше мы рассмотрели основные этапы изменения химического состава попутных вод в процессе работы добывающих скважин. Изменение же состава этих вод в процессе разработки залежей нефти в целом гораздо более сложное, т.к. данные изменения нужно рассматривать не только во времени, но также по площади и разрезу. В таком случае специалистам в области разработки нефтяных месторождений и добычи нефти важно знать природу поступающих вод, направления их перемещения по пластам коллекторам и т.д., а сведения об изменении состава этих вод способствуют решению ставящихся задач.

В дальнейшем при рассмотрении методов гидрохимического контроля за разработкой нефтяных месторождений мы приведем многочисленные примеры, позволяющие оценить различные факторы, оказывающие существенное влияние на изменение химического состава попутно добываемых с нефтью вод. Изучение таких факторов имеет большое значение для прогноза характера изменения состава вод при проведении тех или иных мероприятий, направленных на совершенствование процесса разработки нефтяных залежей, что позволит более рационально контролировать данный процесс.

Проведенные исследования показывают, что в подавляющем большинстве случаев химический состав попутных вод формируется за счет смешения в различных пропорциях закачиваемых вод с пластовыми (законтурными, подконтактными) и растворения галитовых выполнений трещин, пор и каверн продуктивных горизонтов. Однако, нередко встречаются попутно добываемые воды иного генезиса: пластовые, техногенные, их смеси между собой, а также с закачиваемыми водами.

Так как химический состав пластовых вод нефтяных месторождений обычно известен (см. табл. 1), природу попутно добываемой воды, как уже отмечалось, можно определить, имея в наличии представительные результаты химических анализов попутной и закачиваемой в данную залежь воды. Приведем в связи с этим несколько характерных примеров.

Из добывающей скважины 64 Осташковичского месторождения была получена вода плотностью 1,223 г/см3 и минерализацией 304 г/л. Для этой воды характерны высокие содержания Ca (47094 мг/л) и Mg (5315 мг/л) (табл. 4). Для закачки в пласт в данный период времени на Осташковичском месторождении (нагнетательная скв. 29) использовались воды со значительно меньшей плотностью (1,086 г/см3) и минерализацией (111,9 г/л). Содержание Ca и Mg в них также значительно более низкое и составляет соответственно 15 531 мг/л и 2 278 мг/л. Все это дает основание утверждать, что попутная вода, полученная из скв. 64 Осташковичского месторождения представляет собой смесь закачиваемой и пластовой воды с преобладанием последней.

Попутная вода, добываемая из скв. 91 Озерщинского месторождения, характеризуется плотностью 1,117 г/см3 и минерализацией 157,1 г/л. Содержание Ca и Mg в ней составляет соответственно 18040 мг/л и 6690 мг/л. По своему химическому составу данная вода близка к закачиваемой (воде с УПН).

Попутная вода, полученная из скв. 160 Речицкого месторождения, отличается от закачиваемой воды (УПН) более высокой плотностью (1,152 г/см3) и минерализацией (235,5 г/л). В ее составе катионы Na+  и K+ явно преобладают над катионами Ca2+ и Mg2+ (35,98 % экв. и 14,02 % экв. соответственно). Из всего этого можно сделать вывод, что химический состав данной попутной воды сформировался за счет растворения галита закачиваемыми водами.

Из скв. 42 Барсуковского месторождения была получена вода плотностью 1,185 г/см3 и минерализацией 276,3 г/л. Для этой воды характерны незначительные содержания Ca2+ (4258,5 мг/л), Mg2+ (151,9 мг/л) и Br- (240 мг/л), а также высокое содержание Na+ (103373 мг/л) и SO42- (1090 мг/л). Из этого следует, что добытый рассол представляет собой техническую воду, растворившую значительное количество галита (очевидно, солевую пробку в стволе скважины). В попутной воде также возможно присутствие незначительной (5-10 %) примеси пластовой или закачиваемой воды.

Из скв. 2 Осташковичского месторождения попутно с нефтью добыта вода, химический состав которой практически идентичен составу пластовых рассолов межсолевого комплекса, что указывает на подтягивание этой скважиной подконтактных вод.

Таким образом, природу попутно добываемой воды несложно определить, имея в наличии результаты полных химических анализов. На практике же мы обычно сталкиваемся с отсутствием оперативных гидрохимических данных. В этих случаях для решения поставленных задач используется вся имеющаяся гидрохимическая информация и материалы ее традиционной обработки (карты, графики, статистические зависимости).

В отдельных случаях однозначно решить вопрос о генезисе вод можно с помощью сведений об их плотностях. Однако подобные случаи довольно редки. Это такие случаи, как получение вод невысокой плотности (на фоне ранее отбираемых рассолов с высокими значениями данного показателя) после проведения ГТМ с использованием пресной воды (влияние техногенного фактора) или получение рассолов с плотностью, превышающей таковую при полном насыщении закачиваемой воды галитом (влияние пластовых рассолов). В остальных случаях сделать однозначное заключение о природе получаемых с нефтью вод, как правило, можно лишь с помощью сведений об их химическом составе.

Так, плотность попутно добываемых вод в центральной части межсолевой залежи Осташковичского месторождения нередко превышает значения 1,23-1,24 г/см3, что свидетельствует о поступлении в эти участки преимущественно пластовых вод (табл. 4).

В скв. 190 Ю-Осташковичского месторождения плотность попутных вод до проведения водоизоляционных работ и подлива пресных вод составляла около 1,14 г/см3, после проведения данного ГТМ плотность получаемых с нефтью вод снизилась до 1,045 г/см3, а затем начала резко возрастать и установилась на определенном уровне. Это указывает на то, что после проведения ГТМ мы извлекали преимущественно техническую воду, доля которой в попутно добываемой в последствии начала снижаться. С момента восстановления плотности воды техническая составляющая в ней практически отсутствует.

Для большей части подсолевой залежи Вишанского месторождения плотности закачиваемых и попутных вод примерно равны, что свидетельствует о том, что эти участки занимают закачиваемые воды.

                          Таблица 4
Типичные примеры состава добываемых с нефтью вод различного генезиса
                           
Место отбора Дата Плотн. Минерали- рН Содержание : мг / л ; мг - экв / л; % экв Заключение
(месторождение) скв. отбора г/см3 зация, г/л   CI - SO4-- HCO3- Ca ++ Mg ++ Na ++K + Br -  
Осташковичское 29 17.02.2000 1,086 111,90 6,40 70210 176 195 15531 2278 23494 н.о. Закачиваемая
            1981 4 3 775 188 1025   вода
            49,83 0,09 0,08 19,50 4,72 25,78    
Осташковичское 64 16.06.2000 1,223 304,00 6,40 191324 241 93 47094 5316 60122 н.о. Смесь пласто-
            5395 5 2 2350 438 2614   вой воды с
            49,94 0,05 0,01 21,75 4,05 24,20   закачиваемой
Осташковичское 2 08.08.1997 1,25 365,90 5,00 227068 138 500 60270 7478 67786 2689 Пластовая
            6405 3 8 3008 615 275 47 вода
            49,91 0,02 0,06 23,44 4,80 21,10 0,37  
Озерщинское 91 10.07.2000 1,108 156,60 5,60 99920 30 98 18040 6690 32450 н.о. Попутная вода,
            2800 1 2 900 550 1352    близкая по составу
            49,96 0,01 0,03 16,06 9,81 24,13    к закачиваемой
Барсуковское 42 05.10.2000 1,185 276,30 5,20 166804 1090 110 4259 152 103373 240 Техническая пресная
            4704 23 2 213 13 4494 3 вода с растворившимся
            49,71 0,24 0,02 2,25 0,13 47,50 0,03 в ней галитом
Речицкое 160 12.07.2000 1,152 235,50 5,90 145390 25 85 13030 6080 70840 н.о. Попутная вода
            4100 1 1 650 500 2952   (смесь пластовой
            49,97 0,01 0,02 7,92 6,10 35,98   с закачиваемой)
Ю-Сосновское 149 26.06.2000 1,083 112,80 6,15 70211 305 85 13527 1671 27030 н.о. Смесь технической
            1980 6 1 675 138 1175   (подливы), закачиваемой
            49,80 0,16 0,04 16,99 3,45 29,56   и пластовой воды

Здесь мы привели характерные примеры, демонстрирующие возможность использования сведений о плотностях пластовых, закачиваемых и попутных вод при определении природы последних. В заключение приходится напомнить, что такие случаи встречаются не часто, поэтому для однозначного решения данной задачи, как правило, исследователи вынуждены использовать сведения о химическом составе пластовых, закачиваемых и попутных вод.

Следует отметить, что подобные вышеизложенным вопросы периодически возникают у специалистов, ведущих контроль за разработкой месторождений и эксплуатацией добывающих скважин и, по мере поступления проб, могут оперативно решаться специалистами. Нередко, при анализе разработки отдельных залежей, такие задачи приходится решать и по ранее проведенным химическим анализам и данным о плотностях вод.

ЛИТЕРАТУРА
  1. Гаттенберг Ю.П., Дьяконов В.П. Гидрогеологические методы исследований при разведке и разработке нефтяных месторождений. – М.: Недра, 1983. – 207 с.
  2. Карцев А.А., Никаноров А.М. Нефтепромысловая гидрогеология. – М.: Недра, 1983. – 199 с.
  3. Никаноров А.М. Методы нефтепромысловых гидрогеологических исследований. – М.: Недра, 1977. – 228 с.
  4. Шугрин В.П. Нефтепромысловая гидрогеология. – М.: Недра, 1973. – 167 с.
  5. Сахибгареев Р.С. Вторичные изменения коллекторов в процессе формирования и разрушения нефтяных залежей. – Л.: Недра, 1989. – 260 с.
  6. Махнач А.А. Катагенез и подземные воды. – Минск: Наука и техника, 1989. – 335с.
  7. Анциферов А.С. Причины засолонения коллекторов нефти и газа в Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции // Доклады академии наук РФ, 2000. – Том. 370. – №1. – С. 80-82.
  8. Порошин В.Д. Химический состав пластовых вод палеозойских и триасовых отложений Алжирской Сахары в связи с оценкой перспектив их нефтегазоносности // Геохимия. – 1999. – №7. – С. 734-741.
  9. Порошин В.Д. О катагенетических преобразованиях пород подсолевой толщи (триас Алжирской Сахары) // Литология и полезные ископаемые. – 1997. – №2. – С. 121-126.
  10. Порошин В.Д. Изменение емкостных и фильтрационных свойств пород коллекторов в процессе разработки нефтяных месторождений Беларуси // Геология нефти и газа. – 1996. – №9. – С. 43-48.
  11. Порошин В.Д. Оценка представительности данных по химическому составу пластовых вод нефтегазоносных бассейнов // Геохимия. – 1998. – №6. – С. 615-628.
  12. Муляк В.В. Взаимовлияние гидрогеологической обстановки и процессов разработки нефтяных месторождений (на примере Припятского нефтегазоносного бассейна) // Автореф. дисс. канд. г.-м.н. – М.: ВНИИнефть, 1986. – 22 с.

hydropetroleum.ru


Смотрите также