Ланина Т.Д., Литвиненко В.И., Варфоломеев Б.Г. Процессы переработки пластовых вод месторождений углеводородов

Подождите немного. Документ загружается.

Федеральное агентство по образованию

Ухтинский государственный технический университет

Т.Д. Ланина, В.И. Литвиненко, Б.Г. Варфоломеев

ПРОЦЕССЫ ПЕРЕРАБОТКИ ПЛАСТОВЫХ ВОД

МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ

Ухта 2006

УДК 628.543.15:622.24:541.183 (043.3)

Л 22

Ланина, Т.Д. Процессы переработки пластовых вод месторождений углеводо-

родов [Текст]: монография / Т.Д. Ланина, В.И. Литвиненко, Б.Г. Варфоломеев. – Ухта:

УГТУ, 2006. – 172 с.: ил.

ISBN 5-88179-431-1

В монографии рассматривается актуальная научная задача переработки гидро-

минерального сырья нефтяных и газоконденсатных месторождений. Значительное

внимание уделено в работе технологии очистки нефтесодержащих

пластовых вод, ко-

торые могут быть использованы как в качестве гидроминерального сырья, так и в ка-

честве технологических жидкостей для приготовления буровых растворов, глушения

скважин и закачки в пласт для поддержания пластового давления.

Технологические схемы переработки пластовых вод адаптированы к конкрет-

ному составу, характерному для пластовых вод месторождений Тимано-Печорской

нефтегазоносной

провинции. В работе представлены технологические параметры из-

влечения микро- и макрокомпонентов (магний, литий, стронций, бор, бром, йод), по-

лученные на основе экспериментальных исследований.

Разработка и внедрение технологии комплексной переработки пластовых вод,

которые по своему составу могут быть отнесены к гидроминеральному сырью, явля-

ется актуальной задачей, особенно для месторождений с падающей

добычей, где об-

водненность продукции скважин превышает 80%.

Кроме того, для нефтедобывающих предприятий актуальной является и задача

подготовки пластовой воды для системы поддержания пластового давления, которая

достаточно подробно освещена в материалах монографии.

Материал, изложенный в монографии «Процессы переработки пластовых вод

месторождений углеводородов», является актуальным для работников нефтегазовой

отрасли и может служить учебным

материалом для студентов нефтяных вузов.

Ил. 56, табл. 50, библиограф. – 135 назв.

Рецензенты – заместитель начальника Департамента по добыче газа, газового конден-

сата, нефти ОАО «Газпром», доктор технических наук, академик РАЕН

Н.А. Гафаров;

заместитель начальника Управления геологоразведки, лицензирования

и недропользования Департамента по добыче газа, газового конденсата,

нефти ОАО «Газпром», к.т.н., профессор

, действительный член РАЕН

В.М. Юдин.

ISBN 5-88179-431-1

Введение

Необходимость написания данной книги определилась двумя важными

обстоятельствами: существенными объемами добываемой и используемой пла-

стовой воды в нефтяной отрасли и отсутствием издания, вобравшего в себя

весь полезный практический опыт работы с пластовыми водами нефтяных ме-

сторождений.

Полезность и условия применения пластовых вод определяются их соста-

вом. Помимо вопросов совместимости закачиваемых и

пластовых вод, состав

определяет ценность вод как химического сырья и их экологическую опасность

при добыче.

Использование пластовых вод в системе заводнения предопределяет не-

обходимость рассмотрения совместимости вод, а также процессов и аппаратов

подготовки вод для закачки в пласт. Особо следует подчеркнуть необходимость

учета структуры потоков в очистном оборудовании.

В ряде

случаев необходимой степени очистки пластовых вод от нефти

применением отстаивания, даже интенсифицированного гидрофобными мате-

риалами и флокулянтами, достичь не удается. Поэтому в книге рассмотрены

методы глубокой очистки нефтесодержащих сточных вод: коагуляция и ад-

сорбция.

На примере пластовых вод нефтяных месторождений Тимано-Печорской

нефтегазоносной провинции рассматриваются аспекты переработки вод с полу-

чением

дефицитной и высококачественной химической продукции. Данный ма-

териал может быть использован как для оценки комплексного использования

сырья, так и для адаптации предложенных технологий для конкретного нефтя-

ного месторождения.

В книге приведены основные сведения из курса процессов и аппаратов

химической технологии, необходимые для корректного расчета технологий пе-

реработки пластовых вод и

подбора основного технологического оборудования.

Органические и неорганические компоненты пластовых вод токсичны.

Поэтому извлечение полезных в народном хозяйстве компонентов снижает

экологическую опасность добываемых пластовых вод. Это снижение необхо-

димо оценивать и технологически, и экономически.

1. Характеристика пластовых вод месторождений

углеводородов

Знание геохимических особенностей формирования пластовых вод важно

не только для правильной и эффективной разработки месторождений углеводо-

родов, но и для прогнозирования промышленной ценности вод как химического

сырья. При этом особо важным является возможность обнаружения определен-

ной технологической однотипности рассолов нефтяных и газовых месторожде-

ний, что позволяет с наименьшими затратами адаптировать

уже известные в

химической промышленности технологические разработки.

Пластовые воды нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений

являются ценным химическим сырьем [1]. При этом имеется реальная возмож-

ность организации производства йода и брома на основе промышленно освоен-

ных технологий. Попутно возможно получение магния, стронция, бора и лития

из указанного вида гидроминерального сырья.

Тимано-Печорская нефтегазоносная

провинция включает как нефтяные,

так и газовые месторождения.

1.1. Пластовые воды нефтяных месторождений

Большинство нефтяных месторождений Тимано-Печорской нефтегазо-

носной провинции относится к многопластовым и характеризуется сложным

горно-геологическим строением. Продуктивные пласты зачастую представлены

низко проницаемыми коллекторами, осложнены большим числом тектониче-

ских нарушений. На многих разрабатываемых месторождениях Тимано-

Печорской провинции установлено слабое проявление упруговодонапорных

режимов, связанное с запечатанностью залежей смолистыми нефтями. По этой

причине

, как правило, изначально проектируется разработка залежей с поддер-

жанием пластового давления путем закачки воды в продуктивный пласт.

На основе составленной режимной гидрогеологической сети наблюдений

изучен состав попутных вод нефтяных месторождений, разрабатываемых в на-

стоящее время в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции [1].

Проведено экспериментальное опробование попутных вод практически

всех разрабатываемых продуктивных горизонтов,

общих водосборников место-

рождений и пластовых вод, используемых для закачки с целью поддержания

пластового давления. Проанализирован многолетний материал по эксплуатации

месторождений. При отнесении подземных пластовых вод нефтяных месторо-

ждений к промышленным, ВСЕГИНГЕО [2] рекомендует анализировать в во-

дах основной состав (карбонаты, сульфаты, хлориды, катионы кальция, магния,

натрия, калия) и содержание микропримесей (йод

, бром, бор, стронций, литий,

рубидий, цезий). Опыт изучения подземных вод европейского Северо-Востока

России Уральским отделением АН СССР [3] подтверждает приведенный ис-

черпывающий перечень компонентов в пластовых водах нефтяных месторож-

дений, подлежащих анализу.

Результаты изучения основного химического состава пластовых вод неф-

тяных месторождений Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции приве-

дены в табл. 1.1, микрокомпонентного (с добавлением содержания извлекаемо-

го магния) – в табл. 1.2.

Закономерен вопрос о полном химическом анализе пластовых вод нефтя-

ных месторождений с целью определения содержания токсичных элементов

(тяжелых металлов, радиоактивных элементов). Подобные работы

выполнены

Российским научным центром восстановительной медицины и курортологии и

аккредитованным испытательным центром природных лечебных ресурсов по

заказу ВНИИнефти [4-6]. Полный химический анализ воды скв. 274-В (с ток-

сичными элементами) приведен в табл. 1.3.

Таблица 1.1

Содержание основных компонентов в пластовых водах нефтяных месторождений Тимано-Печорской провинции

Содержание основных компонентов в пластовых водах, мг/л

№

п/п

Объект

исследования

Минера-

лизация,

г/л

Плот-

ность, ρ,

г/см

HCO

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

Западно-Тэбукское месторождение

1 Скв. 174 65,79 1,048 225,7 2093,7 38695 19488,3 273 4500 790,4

2 Скв. 183 156,11 1,121 97,6 1155,9 95140 48660,6 797,5 9900 1155,2

3 Скв. 161 203,48 1,161 15,3 1745,2 123895 64603,7 960 11400 1824

4 Скв. 161 186,0 - 170 1000 114800 55000 700 11000 3300

5 Скв. 63 175,3 1,138 134,2 1253,4 106855 55736,2 855 9700 1580,8

6 Скв. 230 77,5 1,057 61 159,3 47925 21604,3 400 6800 912

7 Скв. 284 211,6 1,17 36,6 305,3 130995 605351,1 750 17300 2432

8 Скв. 316 90,8 1,066 103,7 307,4 55735 25601,4 400 7500 1094,4

9 Скв. 240 92,5 1,068 85,4 260,5 56800 26837 423 8000 486,4

10 Скв. 11 82,2 1,06 73,2 160,5 50765 22759,5 423 7700 729,6

11 Скв. 134 161,9 1,126 61 280,2 99755 47997,3 855 12500 1276,8

12 Скв. 261 240,0 1,2 42,7 273,2 148745 67537 1000 20400 2918,4

13 Свк. 175 82,8 1,061 79,3 157,6 51475 22415,4 400 7300 1398,4

14 Свк. 175 207,0 - 200 300 128300 54100 - 20400 3200

15 Коллектор 129,2 1,097 48,8 730,4 79885 33948 855 12700 1884,8

Пашнинское месторождение

16 Скв. 312 216,1 1,18 36,6 118,1 133125 68264 1020 12000 2614,4

17 Скв. 83 200,6 - 200 80 123600 65800 - 8100 2800

Продолжение табл. 1.1

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

18 Скв. 84 210,9 1,17 183 1437,8 129220 63779 750 13500 2736

19 Скв.93 221,0 1,18 244 1413,9 135610 66550 750 13900 3222,4

20 Скв.179 63,1 1,045 12,2 131,7 39050 17432,7 265 5900 608

21 Скв.702 1,2 1,001 85,4 20,1 710 41,7 14 200 121,6

22 Скв.455 114,7 1,085 183 203,2 72290 26156,4 347 14100 1763,2

23 Скв.456 231,2 - 200 142900 62600 - 21600 3000

24 Коллектор 62,9 1,045 36,6 279,4 39760 12752,7 300 9100 972,5

Джьерское месторождение

25 Скв. 109 103,0 1,076 219,6 2716 61415 32739 347 4400 1702

26 Скв. 2 104,3 1,077 109,8 2602,3 62480 33718,3 760 3000 2432

27 Скв. 99 152,5 1,117 109,8 1737,4 92655 48253,9 855 7700 2006,4

28 Скв. 56 123,1 1,092 36,6 206,2 76325 32542,6 700 12800 1216

29 Скв. 37 6,7 1,005 231,8 5,8 3905 2160,2 61,8 300 60,8

30 Скв. 61 235,3 1,19 73,2 355,1 146260 61837,8 1250 23400 3283,2

31 Скв. 82 2,2 1,001 329,4 11,9 1065 532,5 32,7 200 30,4

31 Скв. 82 213,8 - 70,0 400 133300 54400 - 21200 3900

33 Скв. 55 72,1 1,052 97,6 148,1 44375 19485,3 7750 243,2

34 Скв. 71 11,7 1,008 207,4 44,4 7100 3089,5 1000 243,2

Общий кол-

лектор «неф-

тенасосная»

78,9 1,058 195,2 163,8 48635 22232,1 423 6800 851

36 ГЗПУ-3 73,6 1,054 134,2 151 47925 12114,2 390 8300 5029,8

37 ГЗПУ-4 50,1 1,036 122,0 89,8 31240 12739 273 4900 1033,6

Коллектор

«Джьер»

76,4 1,055 85,4 274,6 46920 18137,8 400 9600 1337,6

Продолжение табл. 1.1

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

Мичаюское месторождение

39 Скв. 784 63 1,046 183 38695 17878,4 207,4 257 5400 608

40 Скв. 1 240,3 1,2 отс. 149200 63745,6 794,2 600 23200 3465,6

41 Скв. 722 183 1,145 134,2 113600 49729 236,6 700 16900 2432

42 Скв. 575 168,9 1,131 158,6 104725 45710,6 231,3 460 16000 2067,2

43 Скв. 804 56,1 1,04 146,4 35145 15590,5 141,6 232 3100 1976

44 Скв. 523 55,9 1,04 170,8 34435 15732 57,6 5000 486,4

Северо-Савиноборское месторождение3465,6

45 Скв. 41 154,1 1,119 195,2 1589,2 940075 47870,1 665 7800 2614,4

46 Скв. 182 226,2 1,018 219,6 77,8 15975 7250 87,2 2000 486,4

47 Скв. 171 238,6 1,2 134,2 357,6 148390 63471,9 890 22700 3587,2

48 Скв. 187 236,0 1,18 231,8 75,7 131350 83038,7 71,6 1600 182,4

Восточно-Савиноборское месторождение

49 Скв. 315 183,8 1,145 73,2 31,3 113600 58807,6 890 8700 2553,6

Расьюское месторождение

50 Скв. 22 235,9 1,166 12,2 213,98 146615 64047,18 1112 22000 3040

Береговое месторождение

51 Коллектор 114,7 1,085 183 203,2 72290 26156,4 347 14100 1763,2

Нижнеомринское месторождение

52 Скв.294 146 1,101 24,4 45,3 91235 37751 462,2 13600 3040

53 Скв.382 83 1,061 85,4 14,8 51830 21659 345,3 7800 1581

54 Скв.381 18,2 1,011 97,6 27,6 11360 4420 80,4 1800 486

55 Скв.29 47,2 1,037 97,6 отс. 29110 13837 201,3 3800 365

56 Скв.433 11,3 1,005 292,8 13,58 6745 3567 51,7 600 122

57 Скв.81 40,2 1,027 134,2 23,04 25205 9952 94,3 3800 1094

58 Скв.67 132,1 1,090 48,8 31,3 82715 34079 398,5 12800 2554

59 Отстойник 70 1,047 61 38,3 43665 18668 231 6400 1216

Продолжение табл. 1.1

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

60 Коллектор 50,2 1,035 122 16,5 31240 13624 188 4200 973

Верхнеомринское месторождение

61 Скв.108 145,6 1,110 36,6 21,8 91235 37054 580,2 14200 3040

62 Скв.126 150,6 1,101 24,4 5,8 94430 39112 574,6 13600 3405

63 Скв.41 142,9 1,103 24,4 30,45 89283 37629 550,4 13400 2554

64 Скв.74 121,5 1,082 36,6 46,9 75970 31776 458,6 11400 2310

65 Скв.109 66,0 1,105 12,2 14,4 9337 38422 563,4 14200 3040

66 Скв.159 147,8 1,107 24,4 11,1 92655 38194 не опр. 13600 3283

67 Коллектор 138,4 1,096 48,8 6,6 86975 34982 536,3 13000 3405

Нибельское месторождение

68 Скв. 108 117,5 1,085 12,2 63,37 73485 31775 483 9600 2554

69 Скв. 117 118,3 1,085 24,4 125,9 74345 32729 492,8 7800 3405

Перед

котлованом

120,0 1,085 22,4 40,3 74905 32689 502,7 10000 2310

После

котлована

124,7 1,085 22,4 60,1 77745 34538 481,2 10000 2310

Войвожское месторождение

72 Скв. 119 17,5 1,01 231 3,3 10650 4919 108,8 1600 122

73 Скв.155 19,8 1,01 170,8 1,7 12070 5125 128,9 2400 отс.

74 Скв.121 34,8 1,022 85,4 0,8 21655 9003 180,5 3400 608

75 Скв.163 12,3 1,004 146,4 17,7 7455 3514 69,2 1000 122

76 Скв.110 29,3 1,017 122 20,6 18105 8336 166,9 2400 365

77 Скв.87 23,9 1,014 146,4 отс. 14555 6955 139,9 2200 отс.

78 Скв.136 16,8 1,006 73,2 27,6 10295 4641 105,1 1600 122

79 Скв.107 19,5 1,011 122 22,2 12070 5117 115,6 1800 365

80 Перед нефте-

ловушкой

20,6 1,011 109,8 0,8 12780 5792 118,7 1800 243,2

Продолжение табл. 1.1

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

81 После нефте-

ловушки

20,7 1,011 97,6 8,2 12780 5561 116,7 1800 365

Усинское месторождение

82 ДНС-21 36,4 1,039 274,5 400,0 22365 9261,3 118,9 2900 1094,4

83 Скв.8224 45,7 1,035 201,3 530,0 28222,5 11673,9 156,0 3400 1520

84 Скв.2678 67,5 1,054 335,5 350,0 42245 16492,3 246,9 5200 2614,4

85 ДНС-2 31,6 1,022 289,7 615 19702,5 6370,1 128,8 2500 2006,4

86 Скв.427 60,0 1,044 341,6 875 36565 17909,3 233,8 2300 1824

87 Скв.900 38,2 1,028 384,3 275 23785 9790,8 145,9 2100 1763,2

88 Скв.2677 66,7 1,052 335,5 445 42245 14704,1 252,2 5000 3708,8

89 Скв.2702 72,9 1,056 366 100 46505 16014,2 271,7 5600 4012,8

90 Скв.702 90,9 1,073 353,8 890 56445 24011,1 698,8 5000 3526,4

91 Скв.165 58,8 1,045 323,3 875 37275 11057,7 293,5 5000 4012,8

92 Скв.179 46,8 1,035 231,8 80,0 30175 7123,8 246,9 3800 4377,6

93 ДНС-10 45,2 1,033 396,5 550 28755 8732 191,0 3000 3526,4

94 Вход РВС 46,5 1,034 256,2 740 29110 10268,7 187,5 3300 2675,2

95 Выход РВС 44,0 1,035 250,1 725 29110 4858,4 183,3 3500 5411,2

Возейское месторождение

96 Скв.2298 7,8 1,004 286,7 30,0 4508,5 2596,9 9,0 260,0 73,0

97 Скв.2277 3,7 1,002 329,4 22,6 2059,0 928,2 103,8 160,0 133,8

98 Скв.2453 93,2 1,070 231,8 14,4 58397,5 24251,5 107,8 7700,0 2492,8

99 Скв.2220 1,6 1,000 305,0 11,9 710,0 461,0 4,7 80,0 12,2

100 Скв.2433 97,2 1,070 109,8 104,5 60882,5 23343,2 93,8 10600,0 2067,2

101 Скв.2422 47,6 1,032 134,2 105,3 29465,0 12366,6 39,6 4900,0 608,0

102 КСП-74 16,2 1,006 323,3 140,3 7064,5 5207,7 57,0 520,0 12,2

103 Коллектор 48,7 1,037 137,3 107,7 30146,0 5328,0 40,5 5013,2 622,0