Сборник - Нефтегазовые технологии

235

Для того, чтобы концептуально смоделировать залежь такого типа, как пласт А

Кулешовского месторождения, необходимо полностью прорабатывать план разработки,

учитывая определённые особенности в применении некоторых стандартных стратегий

разработки. В частности, малоэффективным оказывается заводнение залежи в окрестно-

сти рифового ядра, поскольку это формирует зоны размытия пласта, так что часть запасов

теряется вне основных потоков фильтрации. Это подтвердила созданная модель фильтра-

ции, рис. 2, а, где голубым цветом выделены дренируемые зоны пласта, а белым – слабо-

дренируемые области при скоростях менее 10

-6

/м

/с. Карта скоростей построена на мо-

мент максимальных темпов отбора нефти – свыше 4% от балансовых запасов в 1975 году.

При организации закачки вокруг купола и отсутствии стягивающих добываю-

щих скважин непосредственно в купольной части залежи (рис. 2, б) сформировались

условия, способствующие переформированию самого скелета породы, т.е. некото-

рые русла (каналы, трещины) внутри пласта, по которым происходит течение всего

объёма закачки. Весь объём закачиваемой воды оказался разнесён исключительно по

этим руслам, вокруг которых в областях малых скоростей может происходить выпа-

дение гипса или даже цементирование границ. При этом градиенты давлений в пла-

сте оказывают влияние на формирование таких устойчивых потоков только в начале

организации закачки, пока еще четко не сформировалась межфазная пограничная

зона с концевыми капиллярными эффектами и, соответственно, высоким начальным

градиентом сдвига ее границ. В дальнейшем для увеличения охвата заводнением в

разработке пласта необходимы мероприятия для разрушения устойчивой структуры

потоков в каналах с тем, чтобы закачиваемая вода перемещалась не вдоль «русел»,

но вдоль линий тока, предсказываемых теоретической моделью фильтрации.

Интенсификация разработки пласта А

с кратным увеличением объема закачки

в 90-х годах привела к отсечению малодренируемых запасов в центральной, куполь-

ной части Кулешовского месторождения и резкому росту ВНФ. Упомянутая «ковар-

ность» процесса обводнения карбонатных залежей нефти [5] после ВНФ > 0,5 за-

ключается в их фациальных особенностях. Увеличение закачки и несогласованность

скоростей фильтрации в трещиноватой среде со временем релаксации малодрени-

руемых матричных областей рифа и его ядра привели к резкому излому ВНФ. Про-

цесс увеличения ВНФ ускорился за счет отсутствия добывающих стягивающих

скважин в области по северному склону пласта (см. рис. 2, б). Интенсивная закачка

вызвала фрактальное рассеивание нефтяной фракции по значительному объёму, пре-

вращая остаточные запасы в неизвлекаемые (защемленные) или трудноизвлекаемые [6].

Карта распределения остаточных удельных подвижных запасов пласта А

по-

сле 50 лет его эксплуатации (рис. 2, в), построенная по результатам трехмерного мо-

делирования и предложенной концептуальной скоростной гидродинамической мо-

дели, показывает, что система разработки для данного карбонатного многоблочного

геологического объекта выбрана слишком простой. Два разрезающих ряда системы

заводнения (см. рис. 2, в) расположены в западной и восточной областях пласта, т.е.

за границами рифа, в лагунной трещиноватой высокопроницаемой низине. При вы-

бранной системе заводнения не организован стягивающий ряд по центру рифа, в

слабопроницаемом рифовом ядре. С учетом того, что риф отделен от лагуны слабо-

проницаемой границей, это не дало возможность промыть риф. Как следствие, оста-

точные запасы пласта А

Кулешовского месторождения сконцентрированы в северной

рифовой слабопроницаемой зоне, в районах скважин 100, 747, 384, 704, и западной час-

ти залежи, причем в математически экранированной области скважин 78, 370.

При этом при утвержденном КИН=0,503 и К

выт

=0,645 имеем К

охв

=0,78, следова-

тельно, 22% объема залежи не охвачено воздействием закачки. Непосредственно в ри-

фовой купольной части это – более 5 млн т подвижных запасов нефти, теперь уже труд-

ноизвлекаемых, что убедительно подтвердил предложенный «скоростной» способ кон-

цептуального блочного гидродинамического моделирования нефтегазовых залежей.

236

ВЫВОД

Повышение коэффициента охвата обычно связывают с применением усовер-

шенствованных технологий воздействия на зоны недренируемых запасов. Выявле-

ние положения этих зон по площади и разрезу возможно на основе геометризации

Рис. 2.

а – распределение дренируемых запасов на момент максимальных темпов

отбора нефти в 1975 г.;

б – накопленные отборы нефти, воды и закачки в объеме порового пространства на 01.01.08 г.;

в – карта удельных подвижных остаточных запасов на 01.01.08 г.;

1– район скважины №78; 2– район скважины №100

237

геолого-фациальных особенностей фильтрационных моделей и модификации фазо-

вых проницаемостей в гидродинамических моделях.

Рассматриваемая модель, основанная на построении двух зон фильтрации,

увеличивает вероятность выявления положения зон недренируемых запасов место-

рождения в процессе разработки.

Повышение адекватности существующих постоянно-действующих ГДМ неф-

тегазовых месторождений и их интеграции в системное проектирование разработки

включает в себя:

1) корректное (динамическое) распределение одного из основных параметров

ФЕС коллектора как проницаемость;

2) построение сеточного каркаса модели, аппроксимирующего, по сути, исто-

рию формирования отложений;

3) организацию численного расчета скоростных полей фильтрации на основе

данных по отбору жидкости и закачке воды, интерпретации информации по гидро-

динамическим исследованиям скважин для выявления структуры потока путем мо-

дификации фазовых проницаемостей, полномасштабном учете эффекта «торможе-

ния» фильтрации, создании опции «обтекания» в существующих трехмерных симу-

ляторах и включение их при адаптации ГДМ и расчете вариантов разработки и ГТМ.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК:

1. Косентино Л. Системные подходы к изучению пластов. – М.-Ижевск: Институт ком-

пьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2007. – 400 с.

2. Хасанов М.М., Суртаев В.Н., Загуренко А.Г., Тарасов П.А., Торопов К.А., Павлов В.А.

Системно-структурированный подход к проектированию // Нефтяное хозяйство, 2008.

– №11. – С. 12-16.

3. Попков В.И., Шакшин В.П., Зацепина С.В. Гидродинамическое структурное модели-

рование макроскопических процессов нефтеизвлечения и новые технологии. Энергия

развития // Научно-технический вестник. Роснефть, 2008. – №2. – С. 31-35.

4. Хасанов М.М., Булгакова Г.Т. Нелинейные и неравновесные эффекты в реологически

сложных средах. – М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2003. – 288 с.

5. Трапезникова М.А., Белоцерковская М.С., Четверушкин Б.Н. Аналог кинематически-

согласованных схем для моделирования задачи фильтрации // Математическое моде-

лирование, 2002. – Т. 14. – №10. – С. 69-76.

6. Монахов В.Н. Сопряжение основных математических моделей фильтрации двухфаз-

ной жидкости // Математическое моделирование, 2002. – Т. 14. – №10. – С. 109-115.

7. Бочаров О.Б., Телегин И.Г. Численное исследование процесса вытеснения при сопря-

жении различных моделей фильтрации двухфазной жидкости // Мир науки, культуры,

образования, 2002. – №12. – С. 49-55.

8. Батурин Ю.Е. Методические основы разработки нефтяных и газонефтяных месторождений

на разных стадиях их эксплуатации // Вестник ЦКР РОСНЕДРА, 2008. – №1. – С. 34-40.

9. Колганов В.И., Фомина А.А., Демин С.В., Морозова А.Ю. О «коварном» законе об-

воднения и нефтеотдачи карбонатных трещинно-поровых коллекторов // Нефтяное хо-

зяйство, 2008. – №1. – С. 66-70.

10. Попков В.И., Зацепина С.В., Шакшин В.П. Полудискретная математическая модель

гидродинамических процессов залежей нефти и газа // Известия Самарского научного

центра РАН. Проблемы нефти и газа, 2007. – С. 125-133.

11. Ахметов А.Т. Новое свойство эмульсий, играющее основную роль в потокоотклоняющих

технологиях и технологиях глушения скважин // Интервал. №3(110), 2008. – С. 46-49.

12. Михайлов Н.Н. и др. Физико-геологические проблемы остаточной нефтенасыщенно-

сти. – М.: Недра, 1993.

238

УДК 622.276

СОВМЕСТНЫЙ ТРАНСПОРТ ПРЕДВАРИТЕЛЬНО ОБЕЗВОЖЕННОЙ

НЕФТИ И ГАЗА ОТ КУСТОВ СКВАЖИН ДО УПСВ (ЦПС)

И.И. Редькин

В статье рассмотрен перспективный вариант сброса воды на кусте скважин для

ППД и организация совместного транспорта предварительно обезвоженной нефти и

газа в двухслойном потоке на ЦПС.

Руководство РФ поставило задачу нефтяникам страны довести сбор попутного

нефтяного газа и его вовлечение в народное хозяйство до 90-95%.

Обводнённость нефти, добываемой в большинстве регионов России, достигла

80%. Это означает, что от всех кустов скважин на подавляющем большинстве нефтяных

месторождений в трубопроводах промысловой системы сбора и перекачки нефти от

АГЗУ до УПСВ или ЦПС движется как минимум 80% воды и только 20% нефти.

В сложившейся ситуации, когда количество попутной пластовой воды в 4 раза пре-

вышает количество нефти, совместный транспорт сформировавшегося в трубопроводах

трёхслойного потока (газ, нефть + эмульсия и свободная вода) или потока с газовыми

«пробками» практически невозможен, так как существующие немультифазные насосы

указанный «слоёный» или «пробковый» поток перекачивать не способны. Вследствие

этого осуществляется сепарация газа, а при отсутствии газопровода он сжигается.

На УПСВ и ЦПС вода отделяется, проходит очистку, и её большая часть воз-

вращается к нагнетательным скважинам, расположенным на кустах скважин. При

отсутствии водовода до нагнетательных скважин оставшаяся часть сточной воды

закачивается в поглощающие горизонты. При этом продолжается безвозвратное по-

требление десятков миллионов кубометров пресных вод в системах ППД.

Существующая система обустройства группы нефтяных месторождений соз-

давалась для получения нефти первой группы качества, имеющей наивысшую цену,

и очистки сточной воды до содержания нефти и мехпримесей для удовлетворения

нормы качества, установленной для порово-трещинных коллекторов – до 15-30 мг/л

каждого компонента. Строительство такой системы потребовало огромных капи-

тальных вложений. Эксплуатационные расходы соответствуют капитальным вложе-

ниям. Кроме того, учитывая постоянное увеличение стоимости 1 кВт·ч электроэнер-

гии и других сопутствующих факторов, эксплуатационные расходы с каждым годом

возрастают. По изложенным причинам растёт себестоимость 1 тонны нефти.

Попутный нефтяной газ, вторая часть углеводородов, извлекаемых на поверх-

ность земли, по состоянию на 2009 год в большинстве нефтедобывающих компаний

сжигается. Это объясняется рядом причин:

1. Отсутствуют газопроводы от кустов скважин до УПСВ (ЦПС).

2. Не построены относительно дешёвые, хорошо работающие трубные уст-

ройства для предварительного обезвоживания нефти при давлении 40 или 60 атмо-

сфер и сохранения попутного нефтяного газа в технологическом процессе с после-

дующим объединением всего углеводородного сырья в один поток для совместного

транспорта от куста скважин до УПСВ (ЦПС).

3. Не построены шурфовые или плунжерные насосные установки для закачки

сточной воды в местную систему ППД на кусте скважин.

239

Изменить ситуацию возможно путём модернизации обустройства кустов

скважин, включающей установку трубных устройств на давление 40 или 60 атмо-

сфер для предварительного обезвоживания нефти и шурфовых или плунжерных на-

сосных станций для закачки выделенной сточной воды в местную (кустовую) часть

системы ППД месторождения.

Это означает, что при таком обустройстве системы предварительного обезво-

живания нефти и ППД локализуются на кустах скважин. Появляется возможность на

многопластовых месторождениях, где есть продуктивные пласты, для которых нор-

мы качества воды значительно отличаются, а их воды (девон и карбон) несовмести-

мы, не строить дополнительные трубопроводы большой протяжённости для систем

сбора разных сортов ГЖС и одновременно решать технологические проблемы по

сбросу свободной воды и её закачке в свои нефтяные залежи на кусте скважин. По-

сле сброса воды нефти девонских и угленосных нефтяных залежей смешивают и

транспортируют совместно с газом до УПСВ (ЦПС).

Построить УПСВ в ёмкостном исполнении на каждом кусте скважин невоз-

можно по многим причинам.

В статье предлагается на каждом кусте скважин строить трубные делители фаз

(ТДФ) из труб нефтяного сортамента, применяемых для строительства систем сбора

нефти на 40 или 60 атм. Технические решения по данному предложению защищены

патентами РФ на полезную модель №№19771, 66217 и 75647 [1, 2, 3]. К внедрению

рекомендуется последнее техническое решение, которое изображено на рис. 1.

На рис. 2 изображены: нефтяная залежь 1; добывающие скважины 2 и 3; на-

гнетательная скважина 4; АГЗУ 5; выкидные линии от устьев скважин 6 и 7 до

АГЗУ; трубопровод 8 от АГЗУ до ТДФ; ТДФ 9; трубопровод 10 от ТДФ до УПСВ;

водовод 11 низкого давления от ТДФ до ШНС 12; водовод 13 высокого давления от

ШНС до устья нагнетательной скважины 4; бытовое помещение 14.

Экономическая эффективность от внедрения данной технологии с использова-

нием ТДФ была определена на примере гипотетического участка нефтяного пласта и

изложена в работе [5]. В данной работе приводится таблица с результатами назван-

ных выше расчётов в ценах 2002 года.

Дополнительный экономический эффект компании получат по двум позициям:

за счёт отказа от строительства трубопроводов газопроводов и трубопроводов водо-

водов, которые должны соединять кусты скважин и УПСВ (или ЦПС). Протяжён-

ность таких трубопроводов самая разная и их суммарная длина также неизвестна.

Поэтому в данной статье в качестве примера, иллюстрирующего данную проблему,

делаются ещё два гипотетических расчёта.

Принимаем среднее расстояние от кустов скважин до УПСВ равным 3 км (L

Количество кустов принимаем равным 1 000 штук. Общая протяжённость газопро-

вода составит:

общ.

= L

· 1 000 = 3 · 1000 = 3 000 км.

По водоводам от УПСВ до кустов скважин принимаем то же расстояние, рав-

ное 3 км. Количество водоводов принимаем равным 500 штук.

Общая протяжённость водоводов составит:

общ.

= L

· 500 = 3 · 500 = 1 500 км.

Таким образом, общая длина газопроводов и водоводов принимается для рас-

чёта равной 4 500 км.

В таблице показан объём капитальных вложений, которые потребовались бы

для строительства указанных объектов из труб диаметром 6" и 12".

240

Диаметр

трубопровода,

дюймы

Стоимость строительства одного

погонного километра трубы,

млн руб.

Стоимость строительства

4500 погонных километров труб,

млн руб.

2,63

11 835

12"

6,08

27 360

Рис. 1. Трубный делитель фаз (ТДФ)

Трубный делитель фаз (ТДФ) состоит из основного рамного корпуса, выпол-

ненного из труб с вертикальными 1 и 2, верхним 3 и нижним 4 горизонтальными

участками. Внутреннее пространство вертикальных 1 и 2 участков рамного корпуса

соединены двумя трубными перемычками – нижней 5 и верхней 6. К середине ниж-

ней 5 перемычки подсоединён трубопровод 7 для перетока из ВТК ГЖС без газовых

пузырей на разделение в трубный корпус установки, а к середине верхней перемыч-

ки 6 – трубопровод 8 вывода из ТДФ предварительно обезвоженной газонасыщен-

ной нефти и газа. Трубопровод 9 на нижнем 4 участке корпуса рамы предназначен

для вывода из него отделившейся воды. К нижней горизонтальной трубной пере-

мычке 5 трубопроводом 7 подсоединена ВТК 10, на которой к корпусу тангенциаль-

но подсоединён трубопровод 11 ввода в неё промысловой ГЖС, идущей на разделе-

ние, а к верхней части ВТК – трубопровод 12 перепуска газа, который соединён с

серединой верхнего 3 участка вертикальной рамы из труб. На трубопроводе 7, со-

единяющем ВТК 10 с нижней перемычкой 5 вертикальной рамы из труб, установле-

но устройство 13 для ввода в него деэмульгатора.

241

Рис. 2. Обустройство куста скважин с установленными ТДФ и шурфовой

насосной станцией (ШНС) системы ППД

Принципиальная технологическая схема обустройства кустовой площадки сква-

жин с включённым после АГЗУ трубным делителем фаз и шурфовой насосной станции

приведена на рис. 2. Данная технологическая схема позволяет сбрасывать основное ко-

личество «свободной» воды из добываемой ГЖС и закачивать её в нагнетательные

скважины. Одновременно, и это главное, формируется новая ГЖС, в которой соотноше-

ние предварительно обезвоженной нефти и газа сохраняется практически неизменным.

Эта новая ГЖС вводится в трубопровод, проложенный до УПСВ (ЦПС), по которому в

режиме двуслойного потока [4] оба продукта транспортируются под давлением, созда-

ваемым погружными насосными агрегатами в добывающих скважинах.

Стоимость 1000 н. м

газа в настоящее время для нефтяников страны является до-

говорной и находится на уровне 2 тыс. руб. (принимаем для расчёта). Если учесть, что

по официальным данным на месторождениях Западной Сибири в факелах на кустах

скважин в 2005 году сжигали 5 млрд м

газа, то вовлечение такого количества газа в хо-

зяйственный оборот позволит получить дополнительный доход в размере 1 млрд руб.

Данное мероприятие по масштабам капиталовложений сопоставимо с обнару-

жением и освоением нескольких новых газовых месторождений.

Привлекательность предлагаемого мероприятия состоит в том, что газ будет

получен и вовлечён в народное хозяйство в регионах страны, где месторождения уже

находятся в разработке и обустроены в части добычи, сбора и подготовки нефти.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Трубный делитель фаз. Патент РФ на полезную модель №19771 В01D 17/04. Опубл.

10.10.2001. Бюл. №28. Авторы Редькин И.И. (патентообладатель), Редькин В.И., Кулакова Т.А.

2. Трубный делитель фаз. Патент РФ на полезную модель №66217 В01D 17/04. Опубл.

10.09.2007. Бюл. №25. Авторы Редькин И.И., Сайгашкин В.К., Таркин Ю.И.

242

3. Трубная установка сброса воды. Патент РФ на полезную модель №75647 С02F 1/40,

В01D 17/00. Опубл. 20.08.2008. Бюл. №23. Авторы Редькин И.И., Редькин В.И.

4. Коршак А.А. Специальные методы перекачки. Конспект лекций. – Уфа: ООО «Ди-

зайнПолиграфСервис» 2001. – С. 162-189.

5. Редькин И.И. Экономическая оценка совершенствования обустройства нефтяных ме-

сторождений с применением трубных водоотделителей // Известия Самарского науч-

ного центра Российской Академии наук, специальный выпуск «Проблемы нефти и га-

за». Самарский научный центр РАН. – Самара, 2005. – С. 196-204.

УДК 622.276.: 622.323.: 628.33.

КЛАССИФИКАЦИЯ НЕФТЕНОСНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ

ПО ТРЕЩИНОВАТОСТИ СЛАГАЮЩИХ ПОРОД,

НОРМЫ КАЧЕСТВА ВОДЫ И МЕТОДЫ ЕЁ ОЧИСТКИ ДЛЯ ППД

И.И. Редькин, Л.Н. Хромых

Статья освещает взаимосвязь классификации сложных коллекторов на четыре груп-

пы по интенсивности развития в них трещиноватости, соответствующим им нор-

мам качества воды для ППД с существующими методами очистки воды.

Статья написана по материалам, полученным на месторождениях Среднего

Поволжья. В других регионах страны изложенную здесь классификацию коллекто-

ров по группам и нормирование качества воды для ППД рекомендуется использо-

вать после дополнительных исследований, выполненных по аналогичной методике.

В работах [1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10], опубликованных в период с 1975 по 2008

годы, подробно рассмотрена классификация нефтеносных коллекторов по трещино-

ватости слагающих пород и соответствующие нормы качества воды для ППД.

В статье кратко излагается основное содержание. Все горные породы – коллекто-

ры нефти и газа – делятся на простые (поровые и чисто трещинные) и смешанные (по-

рово-трещинные ПТК и трещинно-поровые ТПК). На территории Среднего Поволжья

подавляющее большинство нефтяных залежей приурочено к смешанным коллекторам,

поэтому простые коллекторы в процессе исследования не рассматривались.

Давно установлено, что нефтеносные породы в залежах неоднородны. Так сложи-

лось при их формировании. Для нас важно знать, какая часть нефтеносной толщи ак-

тивно взаимодействует с горной выработкой – скважиной; какая часть продуктивного

пласта отдаёт нефть, и какая часть этого пласта принимает воду в нагнетательных сква-

жинах. При обобщении очень большого количества исследований по определению «ра-

ботающей» части коллектора было установлено, что наиболее часто 25-35% перфориро-

ванной толщины пласта участвует в обмене потоков пласт-скважина. Из установленного

следует, что проницаемость пласта в призабойной зоне скважины отличается от величи-

ны этого параметра, определенной по керновому материалу. Проницаемость, опреде-

лённая по промысловым исследованиям, выше проницаемости матрицы.

Данное обстоятельство было использовано для введения коэффициента отно-

сительной трещиноватости:

где k – коэффициент относительной трещиноватости, безразмерная величина;k

–

проницаемость пласта по промысловым исследованиям в призабойной зоне скважи-

ны, дарси; k

– проницаемость поровой среды, проницаемость матрицы, дарси.

243

Рис. 1. Кривые корреляционных зависимостей k=f(k

)

Кривые:

А – порово-трещинный тип коллекторов,

Б – трещинно-поровый тип коллекторов,

1 – пласт А

Алакаевского месторождения

Была выполнена значительная статистическая обработка и составлена «Мето-

дика прогнозного определения норм качества сточных вод для внутриконтурного

заводнения новых нефтяных месторождений платформенного типа. Содержание ме-

ханических примесей и нефти в сточной воде» РДС 39-01-041-81 [5]. Методика

прошла процедуру двухстадийного согласования со всеми нефтедобывающими

предприятиями, а также исследовательскими организациями отрасли и введена в

действие с 1 июня 1982 года бессрочно приказом Министерства нефтяной промыш-

ленности СССР №704 от 24 декабря 1981 года.

Методика [1], в соответствии с работами [1] и [6], позволяет после заверше-

ния бурения одной или нескольких разведочных скважин, в которых отобраны кер-

новый материал, пробы нефти, газа и пластовой воды и выполнено их стандартное

исследование, определять тип коллектора в залежи (ПТК или ТПК) и к какой груп-

244

пе залежей, в соответствии с данными рис. 2, следует отнести вновь исследуемую

нефтяную залежь, а также какие хорошо изученные и много лет эксплуатируемые

нефтяные залежи могут быть приняты в качестве пластов-аналогов.

На рис. 2 приведены несколько идеализированные схемы расположения от-

дельных трещин в типичных коллекторах 1-й и 2-й групп порово-трещинного ПТК и

3-й и 4-й групп трещинно-порового ТПК типов. В подрисуночном тексте приведена

их количественная (цифровая) характеристика.

В коллекторах 1-й группы проницаемость матрицы сопоставима с проницае-

мостью единичных, разобщённых трещин. Коллекторы, отнесённые ко 2-й группе,

имеют больше трещин, и некоторые из них соединяются между собой, поэтому тре-

щинная проницаемость начинает превалировать над проницаемостью матрицы. В

коллекторах трещинно-порового типа также выделены две группы. Коллекторы 3-й

группы рассечены развитой системой трещин. Однако большинство этих трещин

имеют незначительную раскрытость. Нефтяные залежи 4-й группы сложены коллек-

торами, в которых имеются системы трещин, объединяющие крупные, средние и

мелкие трещины. Данные породы обладают большой, иногда огромной проницаемо-

стью, обусловленной системой трещин, каверн, иных крупных полостей.

Нормы качества воды для ППД в нефтяных залежах 1, 2, 3 и 4 групп определе-

ны по многолетнему опыту эксплуатации систем ППД на нефтяных залежах, отно-

сящихся к этим группам.

Резюмируем изложенное: нормы установлены, необходимо иметь технологии

и аппаратуру для очистки воды, прежде всего солёной, попутной воды.

Следует отметить, что в 60-е и 70-е годы чаще всего вся жидкость собиралась

на ЦПС, где нефть обезвоживалась и обессоливалась, а сточная вода перепускалась

на очистные сооружения. Методы очистки были самыми разными: отстой в РВС и

под давлением в буллитах, фильтрация, флотация и т.д. Главная их особенность со-

стояла в том, что производилась очистка всего объёма воды до максимально воз-

можных показателей. Очищенная вода возвращалась на месторождения, где была

добыта, и огромное количество воды закачивалось в поглощающие горизонты. В это

же время из поверхностных водоёмов для ППД безвозвратно забиралось значитель-

ное количество пресной воды.

Таким образом, существовавшая в те годы система обустройства нефтяных

месторождений априори диктовала производить очистку всего объёма воды до норм,

соответствующих 1-й группе качества. Кратко перечислим методы очистки.

В работе [11] изложены результаты промышленных испытаний физико-

химической очистки железосодержащих и сероводородных сточных вод, используе-

мых для заводнения нефтяных месторождений Оренбургской области. В качестве

коагулянтов были использованы железный купорос и водный раствор аммиака.

В очищенной воде среднее содержание нефти – до 10 мг/л, взвешенных ве-

ществ – до 11 мг/л, сероводород и закисное железо практически отсутствуют.

В работах [12, 13, 14, 15] приведены результаты разработки, испытаний техно-

логии совместной подготовки нефти и воды СПОНиВ, а также её аппаратурного

оформления. Технология и ряд аппаратов защищены патентами на изобретения. За-

дача технологии заключается в получении основного количества высококачествен-

ной сточной воды (соответствие нормам качества для ППД в конкретных условиях).

Сборник - Нефтегазовые технологии

Подождите немного. Документ загружается.