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

Подождите немного. Документ загружается.

151

Реагент для изоляции водопритоков в скважинах СНПХ-82. Сополимер

метакриловой кислоты с ее диэтиламмониевой солью. Пороговыми уровнями

СНПХ-82 на прозрачность воды, ее вкусовые и одорометрические свойства яв-

ляются соответственно 1,57; 66,93 и 2286,67 мг/л. Пороговая концентрация по

влиянию на общий санитарный режим водоемов (угнетание процессов БПК)

для СНПХ-82 является 5,0 мг/л.

Среднесмертельная доза

для белых крыс составляет 5000 мг/кг. Реагент

обладает местным раздражающим действием на кожу и слизистые оболочки

глаз.

Лимитирующим признаком вредности при нормировании СНПХ-82 явля-

ется органолептический. Ориентировочно вредным уровнем вещества в водной

среде можно рекомендовать 1,6 мг/л.

Таким образом, попутно добываемые пластовые воды нефтяных место-

рождений содержат три основные категории загрязнителей

окружающей среды:

нефть и нефтепродукты; химические реагенты нефтедобычи (СПАВ) и токсич-

ные неорганические компоненты.

5.2. Оценка предотвращенного экологического ущерба

в результате очистки пластовых вод и извлечения

токсичных неорганических компонентов

Экономический ущерб от экологических нарушений не имеет пока четко-

го определения не только в плане методов количественного измерения, но и на

содержательном уровне. В литературе можно встретить отождествление поня-

тий экономического ущерба, ущерба окружающей среде, экологического ущер-

ба [130]. В работе использован термин экологический ущерб, при определении

которого применен косвенный подход с

использованием нормативных показа-

телей [131, 132].

Во Временной типовой методике 1986 года [131] представлены процеду-

ры расчета ущерба от загрязнения атмосферы, водоемов и акустической среды.

В настоящее время на ее основе Госкомэкологией РФ подготовлена «Методика

определения предотвращаемого экологического ущерба по отдельным видам

природных сред и основным направлениям деятельности территориальных

природоохранных органов» (1998, проект) [132]. К исследуемым

природным

средам здесь отнесены атмосферный воздух, водные ресурсы, почвы и земель-

ные ресурсы, биоресурсы.

При комплексной переработке пластовых вод оценивается предотвра-

щенный экологический ущерб от загрязнения водных объектов.

Поскольку предотвращаемый ущерб представляет собой разность между

ущербом при отсутствии проводимых природоохранных мероприятий и ущер-

бом, уменьшенным благодаря реализации этих мероприятий, то основным

зве-

ном при расчете предотвращаемого ущерба является процедура определения

абсолютной величины ущерба для любой ситуации (с учетом или без учета

природоохранных мероприятий).

Формула для расчета условной (приведенной) нагрузки на реципиентов

от загрязнения водных объектов следующая:

152

= У

уд

дг

эi

где У

– экономический ущерб;

уд

– множитель, придающий ущербу денежное измерение, руб/усл.т;

дг

– коэффициент региональной дифференциации;

эi

– коэффициент относительной опасности i-го вида загрязняющего

вещества;

– масса сброса загрязняющего вещества.

Коэффициент У

уд

взят равным 4670 руб/усл.т. Коэффициент дифферен-

циации К

дг

для бассейна р. Печоры равен 0,95.

Значения коэффициента относительной опасности К

эi

для присутствую-

щих в пластовых водах загрязняющих веществ приведены в таблице 5.1.

Таблица 5.1

Значения коэффициента относительной опасности К

эi

№

группы

Загрязняющие вещества К

эi

Вещества и химические соединения преимущест-

венно IV и III классов опасности

Сульфаты, хлориды, соли жесткости Ca

, Mg

, K

, Na

и другие химические соединения с ПДК

рх

> 40,0 мг/л

0,23

3 Взвешенные вещества

0,70

Химические соединения III и II классов опасности

СПАВ, хлористый литий, В

и другие химические со-

единения с ПДК

рх

от 0,06 до 0,15 мг/л

51,37

8 Нефть и нефтепродукты и другие химические соедине-

ния с ПДК

рх

от 0,02 до 0,05 мг/л

93,40

Уловленная (извлеченная) масса загрязняющих веществ m

для расчета

предотвращенного ущерба определяется долей пластовых вод, поступающих в

окружающую среду в результате аварий нефтепроводов, и степенью извлечения

загрязнений.

Опыт эксплуатации трубопроводной системы в условиях Тимано-

Печорской нефтегазоносной провинции свидетельствует о том, что в результате

аварий разливается 0,5% годовой добычи пластовых вод (в 1995 г. объем разли-

той нефтесодержащей воды составил 151650

[133]). Снижение содержания

загрязняющих веществ в результате очистки составляет: для нефти с 1000 до

50 мг/л; для взвешенных веществ от 500 до 50 мг/л. По извлекаемым неоргани-

ческим токсикантам расчет велся по хлориду магния MgCl

и хлориду лития

LiCl. Степень извлечения магния принята равной 98%, лития – 88%.

Принятые в расчете объемы разлитой пластовой воды Q

ав

и масса за-

грязняющих веществ m

, попадание которой предотвращено в водные объек-

ты в результате реализации технологии переработки пластовых вод, приве-

дены в табл. 5.2.

153

Таблица 5.2

Объемы разлитой пластовой воды и уловленная в разлитой

пластовой воде масса загрязняющих веществ по месторождениям

Уловленная масса загрязняю-

щих веществ m

, т/год

№

п/п Месторождение

Объем раз-

литой воды,

ав

, м

/год

Нефть ВВ MgCl

LiCl

1 Западно-Тэбукское 11750 11,16 5,29 63,0 -

2 Пашнинское 8765 8,33 3,94 20,9 -

3 Джьерское 2360 2,24 1,06 7,73 -

4 Мичаюское 1660 1,58 0,75 4,2 -

5 Северо-

Савиноборское

2270 2,16 1,02 15,13 -

6 Нижне-Омринское 2845 2,70 1,28 6,78 -

7 Усинское 65735 62,45 29,58 430,8 -

8 Баганское 1980 1,88 0,89 9,87 0,10

9 Возейское 66450 63,12 29,90 - -

10 Харьягинское 12000 11,40 5,40 - -

Таблица 5.3

Величины предотвращенного экономического ущерба У

по месторождениям и видам загрязняющих веществ (тыс.руб/год)

Виды загрязнений

№

п/п

Месторождение

Нефть ВВ MgCl

LiCl

В целом

по ме-

сторож-

дению

1 Западно-Тэбукское 4624,4 16,4 64,3 - 4705,1

2 Пашнинское 3451,7 12,2 21,3 - 3485,2

3 Джьерское 928,2 3,3 7,9 - 939,4

4 Мичаюское 654,7 2,3 4,3 - 661,3

5 Северо-Савиноборское 895,0 3,2 15,4 - 913,6

6 Нижне-Омринское 1118,8 4,0 6,9 - 1129,7

7 Усинское 25877,4 92,0 439,6 - 26409,0

8 Баганское 779,0 2,8 10,1 22,8 814,7

9 Возейское 26155,0 92,9 - - 26247,9

10 Харьягинское 4723,8 16,8 - - 4740,6

ВСЕГО 69208,0 245,9 569,8 22,8

70046,5

Таким образом, суммарный предотвращенный экономический ущерб,

возникающий за счет сокращения содержания загрязнений в разливаемой в ре-

зультате аварий пластовой воде, составил 70046,5 тыс.руб/год.

Технико-экономическая оценка производилась для перечня месторожде-

ний, отнесенных к месторождениям гидроминерального сырья, утвержденного

ОАО «Коминефть». Оценка проводилась по методике ВСЕГИНГЕО [22]. При-

154

мененный по экспертной оценке переходный индекс к ценам 1984 г. (цены ме-

тодики ВСЕГИНГЕО) составил 17,0.

Годовая прибыль П

определялась по разности между годовым выпуском

продукции в денежном выражении (В) и годовыми эксплуатационными затра-

тами (З): П

= В – З.

Годовой выпуск продукции находится из выражений: А

=Q·k

·M

·u

=Ц

·A

, где: А

– годовой выпуск i-ой продукции в натуральном выражении,

т/год; Q – величина эксплуатационных запасов, м

/год; М

– среднее содержа-

ние i-ого компонента, т/ м

; u

– коэффициент извлечения i-ого компонента, до-

ли единиц; k

– коэффициент перевода из i-го компонента в i-е соединение, доли

единиц; Ц

– оптовая цена готовой i-ой продукции, тыс.руб/т. Значения k

, u

рекомендованы ВСЕГИНГЕО и приведены в табл. 5.4.

Таблица 5.4

Получаемая продукция, коэффициенты перевода компонентов в соединения,

цена продукции и коэффициенты извлечения из попутных вод

№

п/п

Компонент

Получаемая

промышленная

продукция

Коэффициент

перевода из

компонента в

соединение,

, доли ед.

Цена

продук-

ции,

тыс.руб/т

Коэффи-

циент из-

влечения,

доли ед.

1 Литий Карбонат лития 5,3 136,0 0,83

2 Магний Оксид магния 1,67 15,4 0,98

3 Йод

Йод кристалли-

ческий

1,0 280,5 0,99

4 Бром Бром жидкий 1,0 19,8 0,75

5 Стронций

Карбонат строн-

ция

2,5 11,2 0,87

Величины годового выпуска продукции в натуральном выражении при-

ведены в табл. 5.5, в денежном – в табл. 5.6.

Величины годовых эксплуатационных затрат З

по видам продукции и

по месторождениям определяются из выражения: З

=Q·З

ук

, где: З

ук

– укруп-

ненные затраты на извлечение i-ой полезной продукции из 1 м

сырья,

руб/м

. Величина З

ук

зависит от концентрации основного компонента М

;

значения З

ук

приведены в рекомендациях ВСЕГИНГЕО [22] и для каждого

конкретного случая в табл. 5.7.

Величины годовых эксплуатационных затрат по месторождениям и видам

продукции приведены в табл. 5.8, годовая прибыль П

– в табл. 5.9.

155

Таблица 5.5

Выпуск товарной продукции по месторождениям Тимано-Печорской

нефтегазоносной провинции в натуральном выражении

Выпуск продукции, т/год

№

п/п

Месторождение

Йод Бром

Окись

магния

Карбонат

лития

Карбонат

стронция

1 Западно-Тэбукское 31,9 707,8 8398 - -

2 Пашнинское - 263 2785 - -

3 Джьерское 3,6 91 1031 - -

4 Мичаюское - 53 560 - -

Северо-

Савиноборское

29,7 173 2017 - -

6 Нижне-Омринское 12,5 160 904 - -

7 Усинское 192,6 - 57439 - -

8 Баганское 10,3 143 1316 31,2 409,1

9 Возейское 139,5 - - - -

10 Харьягинское 42,5 136,2 - - 2303,6

Таблица 5.6

Величины годового выпуска продукции в денежном выражении

Величины годового выпуска, тыс.руб/год

№

п/п

Месторождение

Йод Бром

Окись

магния

Карбонат

лития

Карбонат

стронция

Западно-Тэбукское

8960,7 14044 129200 - -

2 Пашнинское - 5217,3 42840 - -

3 Джьерское 996,2 1805,4 15862,7 - -

4 Мичаюское - 1042,1 8622,4 - -

Северо-

Савиноборское

8321,5 3425,5 43333 - -

6 Нижне-Омринское 3507,1 3175,6 13906 - -

7 Усинское 54026 - 883660 - -

8 Баганское 2903,6 2837,3 20260,6 4749,8 4590

9 Возейское 39134 - - - -

10 Харьягинское 11917 17697 - - 25806

156

Таблица 5.7

Величины укрупненных затрат на изготовление полезной

продукции из 1 м

пластовых вод (руб/ м

)

Продукт

№

п/

Месторождение

Йод Бром

Окись

магния

Карбонат

лития

Карбонат

стронция

1 Западно-Тэбукское 0,238 4,437 14,518 - -

2 Пашнинское - 2,21 6,443 - -

3 Джьерское 0,119 2,839 8,874 - -

4 Мичаюское - 2,329 6,851 - -

5 Северо-Савиноборское 1,938 5,593 23,834 - -

6 Нижне-Омринское 0,544 4,131 0,379 - -

7 Усинское 0,289 - 20,09 - -

8 Баганское 0,799 5,304 13,26 9,86 4,029

9 Возейское 0,119 - - - -

10 Харьягинское 0,391 5,508 - - 3,825

Таблица 5.8

Величины годовых эксплуатационных затрат, тыс.руб/год.

Величины эксплуатационных затрат,

тыс.руб/год

№

п/

Месторождение

Йод Бром

Окись

магния

Карбонат

лития

Карбонат

стронция

1 Западно-Тэбукское 578 10409,1 34085 - -

2 Пашнинское - 3874,3 11300 - -

3 Джьерское 56,1 1339,6 4187,1 - -

4 Мичаюское - 7735,0 2276,3 - -

Северо-

Савиноборское

878,9 2534,7 10820,5 - -

6 Нижне-Омринское 306,0 2354,5 3668,6 - -

7 Усинское 3791,0 - 264180 - -

8 Баганское 316,2 2101,2 5251,3 3904,9 1594,6

9 Возейское 1581,0 - - - -

10 Харьягинское 935,0 13226,0 - - 9180,0

157

Таблица 5.9

Годовая прибыль от извлечения ценных компонентов

из пластовых вод, тыс. руб/год

Годовая прибыль, тыс.руб/год

№

п/

Месторождение

Йод Бром Окись

магния

Карбонат

лития

Карбонат

стронция

1 Западно-Тэбукское 8382,7 3634,6 95098 - -

2 Пашнинское - 1343 31543,5 - -

3 Джьерское 940,1 464,1 11675,6 - -

4 Мичаюское - 268,6 6347,8 - -

5 Северо-

Савиноборское

7442,6 889,1 32514,2 - -

6 Нижне-Омринское 3202,8 821,1 10239,1 - -

7 Усинское 50235 - 619480 - -

8 Баганское 2587,4 7361 15009,0 846,6 2995,4

9 Возейское 37553 - - - -

10 Харьягинское 10982 4471 - - 16626,0

ВСЕГО

121325

19252,

821907,2

846,6 19621,4

Экономический эффект от комплексной технологии переработки пласто-

вых вод нефтяных месторождений Тимано-Печорской провинции, определен-

ный по выражению Э = У

+ П

, складывающийся из предотвращенного эколо-

гического ущерба и годовой прибыли от производства неорганической продук-

ции для установленного перечня гидроминеральных месторождений, составил

1052999,8 тыс.руб/год ≅ 1 миллиард 53 миллиона рублей в год.

158

Заключение

Комплексное использование сырья месторождений углеводородов опре-

деляет необходимость внедрения целого ряда процессов и аппаратов на нефте-

промыслах. Решению этой проблемы и посвящена эта книга.

Показано, что существующие очистные сооружения нефтепромыслов

не обеспечивают необходимой степени очистки по нефти и взвешенным ве-

ществам для использования пластовой воды по схеме комплексной перера-

ботки

и для использования в системе поддержания пластового давления.

Экспериментальный размер частиц нефти (28 мкм) оказался значительно ни-

же размера, принятого при проектном расчете очистных сооружений

(80 мкм). При проектировании очистных сооружений попутно добываемой

пластовой воды в качестве расчетного диаметра глобул нефти следует при-

нимать значение 20-30 мкм.

Хорошие результаты продемонстрировало испытание установки УИН

гидрофобными материалами. По результатам промысловых испытаний наблю-

далось укрупнение частиц нефти более чем в 3 раза.

По результатам промысловых испытаний установлено, что применение

эффективных реагентов очистки нефтесодержащих вод (СНПХ-4502, Дисмуль-

ган-3827) при приемлемой дозировке Д = 20 мг/л позволяет на 35-50% увеличи-

вать эффективность очистки на действующих очистных сооружениях нефте-

промыслов.

Правильно рассчитать

время пребывания жидкости в аппарате можно

зная реальное время пребывания. Используя диффузионную модель для аппа-

ратов промежуточного типа, рассчитаны гидродинамические показатели струк-

туры потока: критерии Пекле и коэффициенты продольного перемешивания. С

учетом структуры потоков в промышленных аппаратах, установлено, что рас-

четное время отстоя необходимо увеличивать в 1,5-2 раза.

Приведенный в книге

комплекс технологических мер позволяет подго-

тавливать попутно добываемую воду нефтяных месторождений для извлечения

ценных неорганических компонентов.

Приведен состав попутных вод нефтяных месторождений, разрабатывае-

мых в настоящее время в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции.

В результате обработки данных по составу вод, эксплуатационным запа-

сам и технико-экономическим показателям установлен перечень гидромине-

ральных месторождений

Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции.

Комплексная технологическая схема переработки пластовых вод нефтя-

ных месторождений позволяет извлечь бор, магний, литий, йод и бром.

Основа расчетов экстракционного извлечения бора – фазовое равновесие

стадий экстракции и реэкстракции бора из пластовых вод нефтяных месторож-

дений промышленным реагентом Яррезин-Б. На стадии реэкстракции лучшие

результаты, по сравнению

с кислотным, показал щелочной метод. Отработаны

режимы регенерации экстрагента, при которых он не теряет своих селективных

по отношению к бору свойств.

159

Проведенные исследования показали, что Яррезин-Б является селектив-

ным экстрагентом по отношению к бору для вод, добываемых попутно с неф-

тью, несмотря на закономерное снижение эффективности извлечения бора с

ростом уровня их минерализации.

Разработана технология извлечения бора из пластовых вод нефтяных ме-

сторождений и переработки его на перборат натрия. На примере

пластовых вод

нефтяных месторождений Тимано-Печорской провинции установлена возмож-

ность извлечения магния и лития.

Приведены результаты испытания полупромышленной установки по

осаждению магния и лития из пластовых вод нефтяных месторождений. Сте-

пень извлечения по магнию составила 98%, по литию – 88%. Получены необ-

ходимые технологические характеристики процессов извлечения магния в виде

гидроксида магния и лития в виде алюмината лития для расчета и выбора аппа-

ратурного оформления.

На пилотных установках

проведено технологическое опробование ук-

рупненной пробы попутной пластовой воды Западно-Тэбукского нефтяного

месторождения, объем добычи которой на момент испытаний составил

2,5 млн. м

/год. В результате технологического опробования определены ос-

новные технологические показатели процессов извлечения йода и брома и пе-

реработки брома на ДБДФО.

В книге на примере месторождений Тимано-Печорской нефтегазоносной

провинции приводятся приемы по отнесению пластовых вод месторождений

углеводородов к гидроминеральному сырью и разработке методов и средств

для извлечения и переработки

ценных неорганических компонентов этих вод:

бора, магния, лития, йода и брома.

160

Список использованной литературы

1. Извлечение микрокомпонентов из попутно добываемых вод нефтяных ме-

сторождений (на примере южной части Тимано-Печорской нефтегазонос-

ной провинции) / В.И. Литвиненко, Т.Д. Ланина, А.И. Овчинников и др. //

Нефтяное хозяйство. – 1991.– №3. – С. 15-17.

2. Бондаренко С.С. Подземные промышленные воды / С.С. Бондаренко,

Г.В. Куликов. – М.: Недра, 1984. – 358 с.

3. Подземные воды европейского Северо-Востока СССР. /АН СССР. Ин-т гео-

логии Коми научного центра УрО. Сыктывкар: 1989. – 158 с.

4. Дьяконов В.П. ТЭО кондиций на извлечение йода из вод апт-сеноманского

водоносного комплекса месторождения Дружное (Западная Сибирь)

/В.П. Дьяконов. – фонды ВНИИнефть, 1993.

5. Дьяконов В.П. Подсчет эксплуатационных запасов

вод апт-сеноманского

водоносного комплекса Западно-Солкинского нефтяного месторождения

(Западная Сибирь) / В.П. Дьяконов. – фонды ВНИИнефть, 1998.

6. Дьяконов В.П. Подсчет эксплуатационных запасов минеральных лечебных

вод апт-сеноманского водоносного комплекса санатория-профилактория

«Кедровый Лог» (Г. Сургут, Западная Сибирь) / В.П. Дьяконов. – фонды

ВНИИнефть, 1997.

7. Дьяконов В.П. Технологические схемы разработки

апт-сеноманского водо-

носного комплекса Вачимского нефтяного месторождения для поддержания

пластового давления (Западная Сибирь) / В.П. Дьяконов. – фонды ВНИИ-

нефть, 1999.

8. Ланина Т.Д. Комплексное освоение месторождений углеводородного сырья

Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции / Т.Д. Ланина, В.И. Литви-

ненко // ХI научно-техническая конференция молодых ученых и специали-

стов.: Тез.

докл. – Ухта, 1989.– С. 50.

9. Ланина Т.Д. Использование попутных вод нефтяных месторождений в каче-

стве гидроминерального сырья / Т.Д. Ланина, В.И. Литвиненко // ХI Коми

республиканская молодежная научная конференция.: Тез. докл. –

Сыктывкар, 1990. – С. 91.

10. Литвиненко В.И. Перспективы использования попутных вод НГДУ Тэбук-

нефть / В.И. Литвиненко, Г.К. Павленко // Материалы

Всесоюзного совеща-

ния «Комплексное использование попутных и пластовых вод нефтяных и

газовых месторождений Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции в

качестве гидроминерального сырья»: – Ухта, 1990. – С. 12-14.

11. Литвиненко В.И. Комплексное использование попутно добываемых и пла-

стовых вод Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции как гидромине-

рального сырья/ В.И. Литвиненко // Нефтяное Хозяйство. – 1990. – № 11. –

С. 72-74.

12. Литвиненко В.И. Комплексное использование попутных вод нефтяных ме-

сторождений Тимано-Печорской провинции / В.И. Литвиненко, Т.Д. Лани-

на, Б.Г. Варфоломеев // Сборник научных трудов «Инженерные методы за-