Ланина Т.Д., Литвиненко В.И., Варфоломеев Б.Г. Процессы переработки пластовых вод месторождений углеводородов
Подождите немного. Документ загружается.
11
Окончание табл. 1.1
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
Баганское месторождение
104 Скв.6 144,7 1,100 396,5 1224,2 87685,0 44135,6 1780,0 8700,0 2249,5
105 Скв.2 65,7 634,4 1766,5 38640,5 9946,6 8500,0 3404,8
106 Скв.24 105,3 1,074 170,8 93,0 65320,0 30889,0 6100,0 2432,0
107 Скв.21 55,3 1,042 91,5 21,8 34386,5 13766,0 5900,0 972,8
108 Скв.24 54,8 1,034 109,8 30,0 34066,0 12878,4 6680,0 851,1
109 Скв.21
75,9 1,055 67,1 1778,1 45376,0 2197,7 5400,0 1155,2
110 Скв.21 79,6 1,060 42,7 16,5 49630,0 19918,0 8400,0 1428,8
111 Скв.22 110,8 1,081 85,4 116,0 68773,0 32598,6 6400,0 2553,6
112 Скв.22 57,5 1,044 58,0 14,4 35804,5 13236,7 7350,0 851,2
113 Скв.22 37,8 1,028 73,2 21,8 23397,0 9325,6 4450,0 425,6
114 Коллектор 159,1 1,115 256,2 1390,0 97092,5 48200,2 1458,0 10100,0 2036,8
Харьягинское месторождение
115 Скв.73 45,8 1,0349 109,8 41,1 28182,7 11350,0 60,0 5760,0 194,5
116 Скв.71 56,5 1,0430 73,2 11,1 35095,5 13784,0 65,0 6600,0 753,9
117 Скв.71 66,6 1,0505 36,6 4,1 41476,5 16170,1 55,0 7800,0 948,5
118 Скв.43 72,8 1,0549 54,9 86,0 45333,5 18426,7 129,9 7300,0 1337,6
119 Скв.43 103,0 1,0751 42,7 26,3 64539,0 30189,7 182,2 4200,0 3550,7
120 Скв.43 107,9 1,0766 292,8 21,4 67379,0 32046,0 161,0 4089,0 3672,3
121 Скв.49 107,2 1,0776 262 27,6 67148,0 31278,4 125,6 4080,0 4012,8
122 Скв.41 107,0 1,0777 305,0 497,5 66030,0 32439,3 228,7 4320,0 2942,7
123 Скв.53 141,9 1,1018 170,8 1045,2 85143,5 43356,0 176,1 9240,0 1289,0
124 Скв.41 191,2 1,1314 67,1 748,9 118048,5 59089,0 177,8 11360,0 2164,5
125 Скв.1 142,9 1,1030 15,3 151,4 87916,0 41475,4 166,5 11700,0 1124,8
126 Скв.15 193,8 1,1404 18,3 393,0 119112,0 43411,4 130,6 21700,0 1580,8
127 Скв.1028 142,4 1,1100 219,6 165,8 87685,0 41167,7 165,3 12000,0 972,8
128 Коллектор 140,3 1,109 216,3 163,3 86391,8 40553,0 162,8 11800,0 958,0
12
Таблица 1.2
Содержание извлекаемых компонентов в пластовых водах нефтяных месторождений Тимано-Печорской провинции
Содержание компонентов в пластовых водах, мг/л
№
п/п
Объект
исследования
Минера-
лизация,
г/л
Mg
2+
Li
+
Rb
+
Cs
+
Sr
2+
I
-
Br
-
B
3+
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
Западно-Тэбукское месторождение
1 Скв. 174 65,79 790,4 2,5 0,4
< 0,1
75,8 5,3 380,3 50
2 Скв. 183 156,11 1155,2 4,4 0,7
< 0,3
205,0 6,8 422,0 35
3 Скв. 161 203,48 1824,0 4,3 1,1
< 0,5
229,0 16,9 538,2 30
4 Скв. 161 186,0 3300,0 5,0 260,0 10,0 401,0 11,3
5 Скв. 63 175,3 1580,0 4,4 0,73
< 0,3
211,0 14,8 523,4 20
6 Скв. 230 77,5 912,0 3,87 0,73
< 0,25
175,0 10,6 472,9 25
7 Скв. 284 211,6 2432,0 12,0 1,0
< 0,4
450,0 14,8 843,2 50
8 Скв. 316 90,8 1094,4 4,0 0,7
< 0,3
175,0 3,2 424,2 30
9 Скв. 240 92,5 486,4 6,7 0,7
< 0,3
182,0 19,0 387,6 30
10 Скв. 11 82,2 729,6 6,7 0,7
< 0,3
182,0 12,7 551,7 20
11 Скв. 134 161,9 1276,8 11,8 1,1
< 0,3
272,0 14,8 491,5 55
12 Скв. 261 240,0 2918,4 14,0 1,3 480,0 14,8 843,2 55
13 Свк. 175 82,8 1398,4 5,0 0,5
< 0,25
200,0 6,4 544,8 Не опр.
14 Свк. 175 207,0 3200,0 10,8 320,0 8,4 532,0 20
15 Коллектор 129,2 1884,8 9,5 0,9
< 0,3
229,0 9,5 352,0 45
Пашнинское месторождение
16 Скв. 312 216,1 2614,4 3,5 0,6 0,5 205 8,7 Не опр. Не опр.
17 Скв. 83 200,6 2800 4,3 216 10,1 364 14,1
13
Продолжение табл. 1.2
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
18 Скв. 84 210,9 2736 5,5 0,4
<0,5
200 12,7 359 11,4
19 Скв.93 221,0 3222,4 6,0 0,4
<0,5
200 9,0 367 9,9
20 Скв.179 63,1 608 2,5 0,4
<0,13
124 4,1 214,5 4,3
21 Скв.702 1,2 121,6 0,2 0,4
<0,03
8,9 2,5 14,4 1,4
22 Скв.455 114,7 1763,2 3,2 0,73
<0,25
247 29,6 377 10
23 Скв.456 231,2 3000 4,3 216 8,5 365 18,3
24 Коллектор 62,9 972,8 2,8 0,4
<0,13
126,8 7,4 200 5,7
Джьерское месторождение
25 Скв. 109 103,0 1702 3,7 0,6
<0,25
152 10,6 185,2 5,5
26 Скв. 2 104,3 2432 3,3 0,7
<0,25
162 14,8 182,5
27 Скв. 99 152,5 2006,4 3,4 0,7
<0,25
146 12,7 295,7 20
28 Скв. 56 123,1 1216 9,5 0,7
<0,25
278 14,8 406,3 20
29 Скв. 37 6,7 60,8 0,8 0,4
<0,03
22 9,5 31,3 5
30 Скв. 61 235,3 3283,2 14,0 1,6
<0,5
750 51,8 681,3 55
31 Скв. 82 2,2 30,4 0,4 0,4
<0,03
8,4 8,5 5,3
31 Скв. 82 213,8 3900 2,7 240 5,0 314 6,6
33 Скв. 55 72,1 243,2 13,7 236,4 15
34 Скв. 71 11,7 243,2 5,3 39,3
35
Общий кол-
лектор «неф-
тенасо-ная»
78,9 851 6,7 0,7
<0,25
199 19 243,7
36 ГЗПУ-3 73,6 5029,8 7,3 0,7
<0,25
217 10,6 25
37 ГЗПУ-4 50,1 1033,6 3,5 0,7
<0,125
119,2 9,5 196,5 10
38
Коллектор
«Джьер»
76,4 1337,6 4,4 0,73
<0,25
175 7,63 256,9 15
14
Продолжение табл. 1.2
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
Мичаюское месторождение
39 Скв. 784 63 608 2,8 0,4 0,25 116,8 19 211,8 7,1
40 Скв. 1 240,3 3465,6 6,0 1,0 0,5 700 63,4 663,4 55
41 Скв. 722 183 2432 4,2 1,1 0,3 360 57 832,5 25
42 Скв. 575 168,9 2067,2 3,7 1,1 0,3 330 44,4 600,7 35
43 Скв. 804 56,1 1976 2,5 0,4 0,13 135 16,9 229,2 7,1
44 Скв. 523 55,9 486,4 16,9 186,5 4,3
Северо-Савиноборское месторождение
45 Скв. 41 154,1 2614,4 3,2 0,4 0,25 121,6 16,9 241,1 0,02
46 Скв. 182 226,2 486,4 1,1 0,4 0,03 45,8 6,3 65,3 4,3
47 Скв. 171 238,6 3587,2 4,3 1,1 0,5 520 65,5 Не опр. 8,6
48 Скв. 187 236,0 182,4 0,7 0,4 0,5 38,8 19 89,3 2,3
Восточно-Савиноборское месторождение
49 Скв. 315 183,8 2553,6 3,0 0,7 0,3 135 25,4 329 12,8
Расьюское месторождение
50 Скв. 22 235,9 3040 6,5 1,91 0,51 669,6 30,45 540,3 35,2
Береговое месторождение
51 Коллектор 114,7 1763,2 3,2 0,73 0,25 247 12,7 367,8 10
Нижнеомринское месторождение
52 Скв.294 146 3040 2,82 0,47 0,02 450,4 13,7 694,6 14,75
53 Скв.382 83 1581 2,19 0,30 0,015 252,8 9,5 271,1 8,2
54 Скв.381 18,2 486 0,49 0,08 0,01 57,3 Не опр. Не опр. 6,56
55 Скв.29 47,2 365 1,18 0,15 0,02 120,1 13,7 279,1 11,46
56 Скв.433 11,3 122 0,34 0,04 0,04 21,2 7,4 53,9 3,28
57 Скв.81 40,2 1094 0,45 0,094 0,013 76,3 9,5 159,2 3,28
58 Скв.67 1321,2 2554 1,9 0,34 0,02 441,5 13,7 577,4 9,84
59 Отстойник 70 1216 1,68 0,21 0,015 214,1 11,6 317,7 4,92
15
Продолжение табл. 1.2
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
60 Коллектор 50,2 973 1,22 0,19 0,016 175,3 22,2 375 14,7
Верхнеомринское месторождение
61 Скв.108 145,6 3040 5,12 0,52 0,015 490,7 20,1 589,4 19,7
62 Скв.126 150,6 3405 5,01 0,51 0,015 477,2 18,0 569,4 Отс.
63 Скв.41 142,9 2554 4,06 0,53 0,015 455,4 22,2 806,5 22,9
64 Скв.74 121,5 2310 3,67 0,41 0,01 385,3 20,1 717,3
65 Скв.109 66,0 3040 4,43 0,53 0,02 491,5 32,8 938,4
66 Скв.159 147,8 3283 Не опр. Не опр. Не опр. Не опр. Не опр. Не опр.
67 Коллектор 138,4 3405 4,0 0,5 0,02 435,3 14,6 541,5
Нибельское месторождение
68 Скв. 108 117,5 2554 1,89 0,39 0,01 310,2 15,9 517,5 9,84
69 Скв. 117 118,3 3405 2,1 0,41 0,01 311,3 22,2 423,0 9,84
70
Перед котло-
ваном
120,0 2310 1,86 0,41 0,01 308,5 11,6 488,2 14,75
71
После котло-
вана
124,7 2310 2,22 0,40 0,01 312,3 18,0 521,5, 14,75
Войвожское месторождение
72 Скв. 119 17,5 122 1,43 0,18 0,019 51,2 9,5 100,6 9,84
73 Скв.155 19,8 Отс. 1,82 0,20 0,026 56 5,3 92,6 4,92
74 Скв.121 34,8 608 2,92 0,30 0,033 109,2 10,6 Не опр. 8,20
75 Скв.163 12,3 122 0,89 0,115 0,013 31,4 5,3 81,9 1,64
76 Скв.110 29,3 365 2,28 0,25 0,03 83,6 9,5 111,2 9,84
77 Скв.87 23,9 Отс. 1,84 0,2 0,02 67,4 11,6 109,9 8,20
78 Скв.136 16,8 122 1,44 0,17 0,024 51,7 5,3 119,2 6,56
79 Скв.107 19,5 365 1,62 0,19 0,026 57,4 7,4 80,6 9,84
80
Перед нефте-
ловушкой
20,6 365 1,65 0,18 0,019 58,2 9,5 95,2 9,84
16
Продолжение табл. 1.2
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
81
После нефте-
ловушки
20,7 243,2 1,57 0,18 0,023 58,4 9,5 68,6 8,20
Усинское месторождение
82 ДНС-21 36,4 1094,4 1,71 0,16 0,02 146,4 27,5 66,9 6,5
83 Скв.8224 45,7 1520 2,36 0,18 0,02 159,8 16,9 99,6 7,3
84 Скв.2678 67,5 2614,4 3,64 0,35 0,01 381,7 14,8 148,9 13,8
85 ДНС-2 31,6 2006,4 1,79 0,17 0,02 98,7 33,8 63,4 19,5
86 Скв.427 60,0 1824 3,77 0,26 0,02 102,7 48,6 220,3 39,0
87 Скв.900 38,2 1763,2 2,68 0,24 0,02 93,9 21,1 125,2 38,2
88 Скв.2677 66,7 3708,8 3,74 0,35 0,005 388,5 16,9 134,3 32,5
89 Скв.2702 72,9 4012,8 3,64 0,31 0,005 432,7 16,9 166,8 21,1
90 Скв.702 90,9 3526,4 10,1 0,70 0,074 136,6 33,8 242,9 42,2
91 Скв.165 58,8 4012,8 3,29 0,40 0,027 136,5 14,8 137,7 29,2
92 Скв.179 46,8 4377,6 3,01 0,30 0,021 112,4 16,9 113,0 19,5
93 ДНС-10 45,2 3526,4 2,67 0,23 0,02 145,8 23,3 130,8 24,4
94 Вход РВС 46,5 2675,2 2,51 0,22 0,014 154,4 14,8 111,1 6,5
95 Выход РВС 44,0 5411,2 2,64 0,22 0,004 145,0 16,9 86,8 21,1
Возейское месторождение
96 Скв.2298 7,8 73,0 0,25 0,05 0,001 12,4 5,3 28,6 4,9
97 Скв.2277 3,7 133,8 0,12 0,02 0,001 5,3 5,3 23,3 9,7
98 Скв.2453 93,2 2492,8 4,0 0,26 0,002 587,9 24,3 195,2 27,6
99 Скв.2220 1,6 12,2 0,08 0,03 0,001 2,8 5,3 2,0 8,1
100 Скв.2433 97,2 2067,2 2,5 0,17 0,002 687,2 34,9 191,2 21,1
101 Скв.2422 47,6 608,0 0,84 0,08 0,002 278,8 11,6 93,9 14,6
102 КСП-74 16,2 12,2 0,39 0,16 0,001 19,5 5,9 26,6 11,4
103 Коллектор 48,7 622,0 1,8 0,15 0,002 285,2 10,6 117,2 9,5
17
Окончание табл. 1.2
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
Баганское месторождение
104 Скв.6 144,7 2249,5 11,0 317,0
105 Скв.2 65,7 3404,8 2,1 19,2
106 Скв.24 105,3 2432,0 15,8 250,5
107 Скв.21 55,3 972,8 5,3 122,6
108 Скв.24 54,8 851,1 6,3 116,2
109 Скв.21
75,9 1155,2 9,5 166,3
110 Скв.21 79,6 1428,8 8,5 191,3
111 Скв.22 110,8 2553,6 18,0 269,7
112 Скв.22 57,5 851,2 8,5 127,4
113 Скв.22 37,8 425,6 4,2 86,3
114 Коллектор 159,1 2036,8 17,9 1,73 475,0 26,4 481,5 51,0
Харьягинское месторождение
115 Скв.73 45,8 194,5 8,46 87,4
116 Скв.71 56,5 753,9 10,6 117,3
117 Скв.71 66,6 948,5 16,9 132,3
118 Скв.43 72,8 1337,6 10,6 162,6
119 Скв.43 103,0 3550,7 26,6 245,1
120 Скв.43 107,9 3672,3 29,2 227,6
121 Скв.49 107,2 4012,8 26,2 227,9
122 Скв.41 107,0 2942,7 24,5 225,9
123 Скв.53 141,9 1289,0 33,8 461,7
124 Скв.41 191,2 2164,5 17,8 477,7
125 Скв.1 142,9 1124,8 88,4 306,4
126 Скв.15 193,8 1580,8 31,7 961,9
127 Скв.1028 142,4 972,8 2,5 0,75 0,05 443,6 18,0 494,8 43,8
128 Коллектор 140,3 958,0 2,5 0,75 0,05 441,2 17,9 496,2 41,8
18
Таблица 1.3
Полный химический анализ пластовой воды скв. 274-В
(с токсичными элементами)
Компонент мг/л Компонент мг/л
Литий Li
+
0,26 Ртуть Hg
2+
< 0,001
Аммоний NH
4
+
17,5
Хром Σ(Cr
3+
+ Cr
6+
)
Не обн.
Калий K
+
45,0 Селен Se
2+
< 0,002
Натрий Na
+
6643,0 Фтор F
-
0,6
Магний Mg
2+
87,5 Хлор Cl
-
11211,0
Кальций Са
2+
412,0 Бром Br
-
66,5
Стронций Sr
2+
63,0 Йод I
-
17,5
Барий Ва
2+
- Сульфат SO
4
2-
2,0
Железо закисное Fe
2+
Не обн. Гидросульфат HSO
4
-
Не обн.
Железо окисное Fe
3+
Не обн. Гидросульфид HS
-
Не обн.
Алюминий Al
3+
0,4 Тиосульфат S
2
O
3
2-
Не обн.
Марганец Mn
2+
0,6 Сульфит SO
3
2-
Не обн.
Медь Cu
2+
0,002 Гидрокарбонат НСО
3
-
18,3
Кобальт Со
2+
< 0,002
Карбонат СО
3
2-
Не обн.
Никель Ni
2+
< 0,002
Гидросиликат HsiO
3
-
Не обн.
Свинец Pb
2+
< 0,002
Гидрофосфат НРО
4
2- Не обн.
Цинк Zn
2+
< 0,1
Нитрит NO
2
-
Не обн.
Титан Ti
4+
- Нитрат NO
3
-
Не обн.
Очевидно, что марганец, медь, кобальт, никель, свинец, селен, цинк,
ртуть, хром находятся в пластовой воде нефтяного месторождения в концен-
трациях, ниже ПДК.
Содержание радионуклидов (в Бк/кг) в пластовой воде скв. №8 Вачимско-
го месторождения [7] следующее: радий-226 Ra
226
≤ 1,3; торий-232 Th
232
≤ 0,33;
цезий-137 Cs
137
≤ 0,33; калий-40 К
40
≤ 0,031; уран-238 U
238
≤ 0,4; стронций-90
Sr
90
≤ 0,7. Таким образом, загрязненность пробы воды радионуклидами не пре-
вышает пределов, установленных ГОСТ 13273, СанПиН 2.3.2.560-96 и НРБ 96.
Микрокомпонентный состав попутных вод коллекторов нефтяных место-
рождений приведен в табл. 1.4. Помимо основного химического состава вод,
определялось содержание йода, брома, бора, магния, лития, рубидия, цезия и
стронция [8-17].
При анализе опытных данных (табл. 1.4) очевидно, что
содержание маг-
ния, стронция, йода и брома в пластовых водах прямо пропорционально зави-
сит от ее минерализации. При описании этой зависимости уравнением
c
i
=kM,
где c
i
– содержание компонента в воде, мг/л;
М – минерализация пластовой воды, г/л;
k – коэффициент пропорциональности, мг/г).
19
Значения k составляют: Mg – 15,0; Sr – 2,25; I – 0,14; Br – 3,2. Графически
зависимости содержания компонентов от минерализации раствора показаны на
рис. 1.1 и 1.2. Рассчитанные коэффициенты корреляции имеют следующие по-
ложительные значения 0,88, 0,73, 0,80 и 0,81 для магния, стронция, йода и бро-
ма соответственно.
Полученные результаты подтверждают имеющиеся данные о том, что
степень обогащения подземных вод микроэлементами повышается при увели-
чении минерализации раствора [18].
Среднее
значение содержания бора в попутной воде составляет 17,2 мг/л.
Коэффициент линейной корреляции между минерализацией и содержанием бо-
ра равен 0,4, что свидетельствует о слабо выраженной положительной корреля-
ции. Содержание бора в попутной воде проявляет себя как случайная величина,
распределение которой подчиняется нормально-логарифмическому закону. Со-
держание бора при накопленной частости а = 0,5
составляет 10,0 мг/л. Таким
образом, для освоения ресурсов бора необходимо располагать технологией из-
влечения, работающей при содержании бора 10-20 мг/л в пластовых водах.
Рис. 1.1. Зависимость содержания щелочноземельных
металлов в пластовых водах от минерализации:
1– магний; 2 – стронций
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
0 50 100 150 200 250
Минерализация, г/л
Содержание металла, мг/л
1
2
20
Таблица 1.4
Микрокомпонентный состав попутных вод коллекторов нефтяных месторождений
Содержание микрокомпонентов, мг/л
№
п/п
Месторождение
Минерали-
зация, г/л
I Br B Mg Li Rb Cs Sr
1 Западно-Тэбукское 115,7 13,7 401,6 9,8 2188,8 6,2 0,7 0,02 273,0
2 Усинское 44,0 14,8 111,1 6,5 267,2 2,5 0,22 0,014 154,4
3 Возейское 48,7 10,6 117,2 9,5 622,0 1,8 0,15 0,002 285,2
4 Харьягинское 140,3 17,9 496,2 41,8 958,0 2,6 0,75 0,05 441,2
5 Пашнинское 62,9 7,4 200,0 5,7 972,8 2,8 0,4 0,13 126,8
6 Джьерское 76,4 7,6 256,9 15,0 1337,6 4,4 0,7 0,25 175,0
7 Мичаюское 81,5 8,5 211,0 20,0 1034,0 3,0 0,6 0,25 187,0
8 Северо-
Савиноборское
154,1 16,9 241,1 9,0 2614,4 3,2 0,4 0,25 121,6
9 Восточно-
Савиноборское
183,8 25,4 329,0 12,8 2554,0 3,0 0,7 0,3 135,0
10 Расьюское 235,9 30,4 540,3 35,2 3040,0 6,5 1,9 0,5 669,6
11 Береговое 114,7 12,7 367,8 10,0 1763,2 3,2 0,7 0,25 247,0
12 Нижне-Омринское 50,2 22,2 375,0 14,7 973,0 1,2 0,2 0,02 175,3
13 Верхне-Омринское 138,4 14,6 541,5 21,3 3405,0 4,0 0,5 0,02 435,3
14 Вой-Вожское 20,7 9,5 68,6 8,2 243,2 1,6 0,2 0,02 58,4
15 Нибельское 120,0 11,6 488,2 14,7 2310,0 1,9 0,4 0,01 308,6
16 Баганское 159,1 26,4 481,5 51,0 2036,8 17,9 1,7 0,3 475,0
17 Ярегское 20,3 0,14 12,8 0,8 194,6 0,04 Не опр. Не опр. Не опр.